Нефтегазовые системы сланцевых материнских формаций тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Аверьянова Оксана Юрьевна

• Аверьянова Оксана Юрьевна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Аверьянова Оксана Юрьевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ

1.1. Целевое назначение выделения нефтегазовых систем

1.2. Типизация нефтегазовых систем

1.3. Подходы к изучению нефтегазовых систем сланцевых

материнских формаций

ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ НЕКОТОРЫХ БАССЕЙНОВ ЕВРАЗИИ

2.1. Нефтегазовая система Центрально-Альпийского молассового бассейна

2.2. Нефтегазовая система Карпатских Покровов Молдавид

2.3. Нефтегазовые системы Предкавказского передового прогиба

ГЛАВА 3. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ СЛАНЦЕВЫХ ФОРМАЦИЙ США

3.1. Формация Грин Ривер - эталон для изучения нефтегазовых систем

3.2. Нефтегазовые системы сланцевой формации Барнетт

3.3. Нефтегазовые системы формации Баккен

ГЛАВА 4. НЕФТЕГАЗОВЫЕ СИСТЕМЫ СЛАНЦЕВЫХ ФОРМАЦИЙ РОССИИ

4.1. Нефтегазовые системы Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

4.2. Нефтегазовые системы Балтийской синеклизы (Калининградская область)

4.3. Нефтегазовые системы сланцевых формаций Сибири

Стр.

ГЛАВА 5. СТАДИЙНОСТЬ, МЕТОДИКИ ПОДСЧЕТА РЕСУРСОВ, ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ СЛАНЦЕВЫХ МАТЕРИНСКИХ

ФОРМАЦИЙ

5.1. Особенности стадийности поисково-разведочных работ

5.2. Анализ отечественных и зарубежных методик оценки углеводородных ресурсов

5.3. Выбор технологий разработки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Нефтегазовые системы сланцевых материнских формаций»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. Исследование направлено на решение научно-практической задачи геологии нефти и газа и недропользования по поиску, изучению, оценке и разработке углеводородов (УВ) нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций России.

В последние годы целенаправленно проводятся исследования скоплений УВ, нетрадиционных по геологическим характеристикам и требующих применения специальных технологий извлечения. В России, по мнению ведущих российских и западных ученых, обладающей огромными в мировом масштабе запасами УВ в нетрадиционных залежах, безусловно, необходимо разработать методико-теоретическую основу изучения, оценки и извлечения УВ из этих нетрадиционных резервуаров. Это важно для дальнейшего воспроизводства запасов УВ, что имеет стратегическое значение для экономики и безопасности страны в перспективе.

К изучению нетрадиционных ресурсов в России обращались на протяжении последних десятков лет ведущие ученые страны, в том числе: О.К. Баженова, Т.К. Баженова, Н.Б. Вассоевич, В.В. Вебер, В.И. Высоцкий, Ф.Г. Гурари, В.М. Добрынин, Т.В. Дорофеева, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, Л.П. Климушина, Л.А. Коцеруба, А.В. Кудельский, Н.В. Лопатин, А.Г. Малых, В.Г. Мартынов, В.С. Мелик-Пашаев, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, Р.Г. Новиков, О.М. Прищепа, Г.Э. Прозорович, Ф.К. Салманов, А.П. Соколовский, Г.М. Таруц, А.А. Трофимук, П.Н. Ушатинский, Э.М. Халимов, В.П. Якуцени и многие другие специалисты. Вопросы нефтегазовых или углеводородных систем были освещены в публикациях О.К. Баженовой, Т.К. Баженовой, Ю.Н. Григоренко, Н.В. Лопатина, О.М. Прищепы, В.С. Соболева и других отечественных исследователей. За рубежом степень изученности и разработанности этих проблем выше с точки зрения практического использования результатов. Эти проблемы настолько актуальны, что их обсуждению посвящены издания десятков

тематических научных журналов, проводится огромное количество специализированных конференций и выставок.

В России оценки УВ потенциала нетрадиционных сланцевых резервуаров, безусловно, неоднозначны, так как они объективно недостаточно изучены и чаще всего базируются на общих представлениях об объемах вмещающих толщ и концентрациях (плотностях) УВ. Нефтематеринские формации никогда (за исключением баженовской свиты Западной Сибири) не выступали в качестве целевого объекта поисковых работ, поэтому системный подход к ним как к нефтегазоперспективным объектам недостаточно проработан. В настоящий момент также важны утверждение терминологической базы, закрепление нормативных документов и регламентов, разработка методики оценки и системы учета.

Целью работы является изучение геологических особенностей формирования и сравнения строения нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций для оценки в них УВ ресурсов.

Поставленные задачи:

1. Провести типизацию нефтегазовых систем. Обозначить критерии выделения нефтегазовых систем. Проанализировать влияние геолого-геохимических факторов на развитие нефтегазовых систем.

2. Охарактеризовать нефтегазовые системы в нефтегазоносных бассейнах (НГБ) евразийского сегмента альпийского пояса через их эволюционное развитие, а именно, условия образования нефтематеринских толщ, реализацию их УВ потенциала, наличие коллекторских пород, перекрытых покрышками, миграционных путей для перемещения и сохранения УВ в образовавшихся ловушках.

3. Проанализировать геологические особенности строения североамериканских сланцевых формаций, геохимические критерии перспектив нефтегазоносности, вариативные подходы экономических оценок и историю изменения технологий извлечения УВ.

4. Рассмотреть наличие нефтегазовых систем в сланцевых нефтегазоматеринских формациях НГБ России, уделив особое внимание нефтематеринским доманиковым толщам Тимано-Печорского бассейна.

5. Сравнить стадийность изучения, оценки и разработки месторождений, связанных с разными типами нефтегазовых систем, основываясь на концепции нефтегазовых систем. Сопоставить различные отечественные и зарубежные подходы геолого-экономического подсчета генерационного потенциала материнских свит, ресурсов УВ в нефтегазовых системах, связанных с материнскими формациями. Обозначить основные технологические и технические методы разработки нефтегазовых месторождений в сланцевых формациях, основываясь на мировом опыте.

Объектом исследования выступает нефтегазовая система НГБ.

Предметом исследования являются нефтегазоматеринские сланцевые формации.

Теоретически и методологически исследование базируется на органической осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа, положениях о главных фазах нефте- и газообразования, парагенетической стадийной связи нефти, газа и конденсата, учении о формационных особенностях НГБ, концепции нефтегазовых систем. Информационно исследования опираются на результаты региональных геологических и аналитических геохимических исследований ВНИГРИ и других организаций; публикации отечественных и зарубежных ученых; официальные статистические данные геологической службы и энергетического агентства США; отраслевые нормативные акты и методические рекомендации. Использованы терминологические и системно-методические разработки автора.

Защищаемые положения:

1. Многообразие типов нефтегазовых систем вызвано различиями в строении и взаимоотношением нефтегазоматеринских и прилегающих к ним транзитных толщ, качеством флюидоупоров, характеристиками зон аккумуляции, временем их формирования и сопоставлением с периодами генерации УВ.

Характерной чертой нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций является их ограниченность нефтегазоматеринскими толщами из-за сокращения ряда главных процессов (генерации, миграции, рассеивания, консервации, вытеснения, аккумуляции), выраженная в слиянии нефтегазогенерационной толщи, коллектора и покрышки, либо первых двух, что приводит к сохранению УВ непосредственно в нефтематеринском коллекторе-контейнере.

2. В углеводородсодержащих сланцевых формациях, несмотря на их распространение практически во всех нефтегазоносных бассейнах России, изучены и оценены генерационно-миграционные УВ, но не оценены возможности сохранения ресурсов УВ в материнских толщах. Для их оценки необходима разработка научно-методических подходов, базирующаяся на определении генерированных и доле сохранившихся в толще генерации УВ.

3. Исследования нефтегазоматеринских толщ требуют определенной последовательности в изучении, оценке и применении технологий разработки скоплений УВ в них, основанной на геологических особенностях нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций. Предложена рациональная стадийность этапов геологоразведочных работ на основе опыта изучения и промышленного освоения сланцевых формаций мира.

Новизна исследований заключается:

- в сравнительном анализе нефтегазоматеринских толщ сланцевых формаций зарубежных стран и России как возможного источника традиционных и нетрадиционных скоплений УВ;

- в выявлении важнейших особенностей строения нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций, определяющих их УВ потенциал и возможность применения известных технологий их освоения и увеличения добычи УВ;

- в изменении целевых объектов поисково-разведочных работ при изучении и освоении сланцевых нефтегазоматеринских формаций;

- в выявлении закономерностей и критериев, определяющих технологическую и экономическую целесообразность вовлечения в

промышленный оборот скоплений УВ в сланцевых нефтегазоматеринских формациях.

Практическая и теоретическая значимость работы состоит в том, что результаты исследований дают представление о строении нефтегазовых систем нескольких НГБ Евразии, обобщают данные изучения и разработки УВ в сланцевых формациях Северной Америки, показывают особенности нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций. Обоснована возможность оценки и разработки скоплений нефти и газа in situ (автохтонных) в нефтематеринских свитах и транзитных толщах (параавтохтонных), что позволяет прогнозировать и устанавливать возможное распространение таких нефтегазовых систем в недостаточно изученных нефтематеринских формациях НГБ России. Приведены зарубежные, основанные на системно-методическом подходе, оценки нефтегазовых систем, отечественные подсчеты среднестатистических прогнозируемых неразведанных объемов нефти и газа в нефтегазовых системах сланцевых материнских толщ некоторых НГБ России. В сравнении с ними представлены ресурсы нефти и газа, подсчитанные в очагах генерации методом балансового моделирования.

Достоверность защищаемых положений, выводов и рекомендаций. Полученные результаты исследований базируются на анализе более 300 публикаций отечественных и зарубежных ученых, сотен геологических и геохимических аналитических исследований, проведенных во ФГУП «ВНИГРИ», в том числе расчетного моделирования генерации и миграции УВ, определения фазового состава УВ в Тимано-Печорской провинции.

Личный вклад соискателя состоит в самостоятельной комплексной разработке типизации нефтегазовых систем, связанных с традиционными и нетрадиционными скоплениями УВ; в систематизации историко-геологических данных трех НГБ Северной Америки, двух - Европы и трех - России для рассмотрения нефтегазовых систем; в построении девяти моделей нефтегазовых систем с использованием показателей отражающей способности витринита, содержания органического углерода, типа керогена в нефтематеринских свитах,

которые определяют критерии их нефтегазоносности, фазового состава и УВ потенциала; в разработке фильтрационно-емкостных моделей коллекторов -контейнеров для различных типов нефтегазовых систем; в предложении подхода к выделению возможной нефтеносности доманиковых толщ в Тимано-Печорской провинции; в сравнении зарубежных и российских оценок ресурсной базы УВ сланцевых материнских формаций России.

Результаты исследований прошли апробацию в докладах и обсуждениях на конференциях и семинарах: «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: материалы» (2013, Казань); «Методические проблемы геологоразведочных и научно-исследовательских работ в нефтегазовой отрасли» (2013, Роснедра, Москва); URTeC (2014, Денвер, США), «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы» (2014, Казань); 14-го Петербургского международного энергетического форума (2014, Санкт Петербург); совместного EAGE/SPE «Проблемы освоения ресурсов и запасов сланцевой нефти» (2015, Москва), «Трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные источники углеводородного сырья. Проблемы, перспективы, прогнозы» (2015, Санкт Петербург).

Результаты исследований были использованы в отчетах ФГУП «ВНИГРИ».

Публикации. Результаты проведенных исследований опубликованы в 18 трудах, в том числе в 9 статьях в журналах, входящих в Перечень, рекомендованный ВАК, и в нескольких главах монографии.

Объем и структура работы. Работа состоит из введения, 5 глав, заключения. Текст с 84 рисунками, 1 приложением и 17 таблицами изложен на 225 стр. Список использованных источников содержит 136 наименований.

Благодарности. Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю О.М. Прищепе, а также сотрудникам ФГУП «ВНИГРИ», принявшим участие в консультировании и обсуждение работы. Особую благодарность - за поддержку своему соавтору по публикациям Д. Морариу.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ

1.1. Целевое назначение выделения нефтегазовых систем

К широко применяемой последние десятилетия геологическими зарубежными службами оценочной единице перспектив нефтегазоносности региона - нефтегазовой системе (petroleum system), отечественные исследователи относятся более сдержано. В отечественной нефтегазовой геологии развивается эта же концепция нефтегазовых или углеводородных систем (УВС). Однако, УВС в отечественной литературе понимается неоднозначно. Т.К. Баженова с соавторами придерживаются введенного в 1980-х гг. термина УВС Г.Ф. Требиным, а позднее и В.А. Чахмахчевым, и понимают под УВС жидкие и газообразные УВ, рожденные органическим веществом (ОВ) осадочных формаций в генетически обусловленных количественных соотношениях, взаимодействующие между собой при различных P и To на путях дальнейшего онтогенеза УВ в соответствии с иерархией уровней организации вещества (Рисунок 1) - от генерации микронефти, ее эмиграции до аккумуляции нефти и газа в залежах и зонах нефтегазонакопления [Баженова О., Баженова, 2003].

Кроме того, УВС или углеводородные генерационно-аккумуляционные системы используются для обоснования направлений геологоразведочных работ [Лопатин и др., 1998; Лопатин, Зубараев, 2000; Лопатин, 2006]; УВС - при прогнозе крупных месторождений и раздельном прогнозировании нефти и газа [Соболев, 2002; Соболев, Григоренко, 2014].

Для понимания процессов генезиса и возможности анализа распространения скоплений УВ необходимы последовательные исследования осадочных бассейнов, нефтегазоносных бассейнов (НГБ), нефтегазовых систем, зоны нефтегазонакопления и локальных объектов, возможных ловушек УВ, что условно и разноуровнево отображает схема на Рисунке 2. И, если первые четыре составляющие исследования имеют большую научную составляющую, то для

последних двух преимущественен экономический аспект, потому что теоретические исследования на этом этапе переходят в разряд инвестиционных проектов, направленных на оценку промышленной значимости объектов.

Уровни организации вещества геологических объектов Соответствующие уровням тела и/или явления

Восходящая ветвь иерархогенеза Оболочечный (геосферный) УВ-сфера 1

Субоболочечный (геолинзовый) НГБ (нефтегазоносный бассейн)

Парагенезов формаций Г \ ОНГО ЗНГН (очаг нефте- (зона нефте-газообразования) газонакопления)

Формационный НГМГ-свиты нефтегазосодержащие ^формации Образование макронефти

Породный т Образование микронефти Первичная миграция (эмиграция)

Минеральный Ф Формирование состава и свойств ОВ в целом

Молекулярный * Образование УВ-радикалов и молекул

Атомный Дифференциация изотопов биогенного углерода

Рисунок 1. Иерархический принцип онтогенеза углеводородов и их скоплений

(по Т.К. Баженовой, 1992 [Баженова и др., 2008])

Термин «нефтяная система» был использован впервые в 1974 г. У. Доу [Dow, 1974], когда он базировался на генетическом концепте нефть-нефтематеринская порода. Понятие нефтегазовой системы впервые дал A.

Перродон в 1980 г. [Perrodon, 1980]: «комплексное представление о нефтематеринских породах, коллекторе и покрышке... отражено в формировании однородных коллекторов или еще корректнее - в нефтегазовой системе». В 1984 г. Г. Демайсон [Demaison, 1984] описал генерирующий УВ бассейн, Ф. Майснер с соавторами в том же году говорили об «углеводородной машине» [Meissner et al., 1984], Г. Ульмишек в 1986 г. говорил о независимой нефтегазовой системе [Ulmishek, 1986]. Л. Магун (L.B. Magoon) в 1987-1989 гг. пробовал описать критерии для идентификации, названия и определения уровня достоверности нефтегазовой системы.

Исследователи за десятилетие существования концепции нефтегазовой системы отметили недостаточность входящих в нее элементов, и начали говорить уже о так называемой общей нефтегазовой системе, включая в ее состав установленные и предполагаемые нефтегазовые скопления, связанные с материнскими породами [Magoon, Schmoker, 2000]. Так появилось определение общей нефтегазовой системы.

Рисунок. 2. Схема изучения скоплений углеводородов [Аверьянова, 2015]

Нефтегазовой системе Л. Магун и У. Доу в 1994 г. дали определение как природной системе, охватывающей объем «активированной» нефтематеринской

толщи, все нефти и газы, связанные с этим источником, и все процессы, способствующие существующим накоплениям УВ [Magoon, Dow, 1994]. Очаг генерации УВ связан миграционными существовавшими или существующими путями с зонами аккумуляций этих УВ, сохраненными по настоящее время. Нефтематеринские толщи в настоящее время могут быть генерирующими, генерировавшими или исчерпавшими свой потенциал. Терминологически система описывает взаимосвязь элементов и процессов, которые складываются в функционирующую общность, которая создает УВ накопление.

В природной общей системе УВ включают в себя биогенный или термогенный газы из традиционных коллекторов или из газогидратов, газ из низкопроницаемых коллекторов, газ из сланцевых толщ, газ из углей, газоконденсат, нефть, нефтебитумопроявления.

Теоретической основой нефтегазовой отечественной науки послужило фундаментальное учение о нефтегазоносных бассейнах И.О. Брода в 1964 г., которое в 1967 г. было усилено учением о главной фазе нефтеобразования (ГФН) Н.Б. Вассоевичем.

Изучение нефтегазоносного осадочного бассейна начинается на региональном уровне - истории его погружения, палеогеографической эволюции и стратиграфической архитектуры, применении геологических данных из полевых наблюдений и, по возможности, изучении кернового материала, интерпретации комплекса геофизических данных. Очевидно, что классификационная характеристика бассейна, базирующаяся не только на механизме его образования, играет решающую роль в выборе стратегии разведки УВ в этом бассейне. Невозможно применять одну и ту же стратегию для бассейнов, созданных при дивергентном, конвергентном, трансформированном или гибридном типе движений [Allen, Allen, 2005].

Оценка нефтегазоносности бассейна облегчается выделением тектоностратиграфических циклов. Реконструкции бассейна осуществляются сравнением его тектоностратиграфической истории с другими, с последующей идентификацией с близкими ему аналогами. Это помогает понять развитие

бассейна и присущего ему многообразия нефтегазовых систем, уточнить характеристику возможных зон УВ аккумуляций.

По мнению С.Г. Неручева, даже при минимальном фактическом материале в бассейне можно выделить нефтегазоматеринские толщи, используя условия лито-фациальных отложений, так как выбор нефтематеринских толщ вероятен в морских фациях и газоматеринских в континентальных [Справочник по геохимии..., 1988].

Однако, для изучения нефтегазовой системы в НГБ выбирается какая-либо единственная нефтематеринская толща или свита, как парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенеза жидкие и газообразные УВ, способные к аккумуляции [Баженова, Соколов, 2002].

В концепции нефтегазовых систем очень важно установление связей между нефтью в ловушке и нефтью и битумоидом в нефтематеринской породе, без этого невозможно говорить о существовании определенной нефтегазовой системы, а только о предполагаемом или гипотетическом уровне выделяемой нефтегазовой системы.

Систематизация геологических данных в традиционной нефтегазовой системе логична и проста в употреблении, так как в ней присутствует определенный набор элементов и процессов.

Элементы нефтегазовой системы включают материнские породы (органическое вещество (ОВ) и его характеристики: состав, концентрация и степень его зрелости; тип и качество керогена; литологический состав, стратиграфическое и латеральное распространение), коллекторские, изолирующие, латерально замещающие и покрывающие породы (мощность и протяженность; литологический состав, пористость, проницаемость).

Процессы в нефтегазовой системе связаны с формированием коллектора, архитектурой ловушки и покрышки, а также их взаимосвязью с созреванием определенного типа ОВ, генерацией УВ (коэффициенты эмиграции и

аккумуляции), миграционными потоками в направление к зонам аккумуляции с последующей сохранностью УВ в ловушках.

Существующие элементы и процессы должны быть взаимосвязаны во времени и пространстве таким образом, чтобы ОВ могло пройти все стадии преобразования и накопления УВ.

Формирование залежей нефти и газа невозможно при отсутствии достаточного количества сгенерированных УВ, по времени совпадающим или последующим формированию соответствующим им по объему ловушек, но не ранее этого формирования, хотя вторую часть этого положения можно опустить для нефтегазовой системы с автохтонными и параавтохтонными залежами в нефтематеринских толщах.

При рассеивании нефти и газа на путях миграции к ловушкам или прорыве их на дневную поверхность также уменьшается вероятность заполнения ловушки, поэтому архитектура внутреннего строения системы весьма важна.

Нефтегазовая система ограничивается пространственно и стратиграфически в соответствии с тремя важными временными аспектами: возрастом, критическим моментом и временем сохранности.

Характеристики распространения нефтегазовой системы:

- латеральное распространение нефтегазовой системы в критический момент определяется как граница, которая закрывает объем нефтематеринской породы, содержащей в себе все УВ, а также все нефтепроявления [Magoon, Dow, 1994];

- временное распространение нефтегазовой системы [Magoon, Beaumont, 1999] включает возраст как элементов системы, так и процессов, время ее сохранности и критический момент;

- нефтегазовая система включает литостратиграфические единицы, которые охватывают основные элементы системы в ее латеральных границах.

Стратиграфическое распространение нефтегазовой системы можно показать на картах палеопогружений и палеоразрезах в критический момент [Magoon, Dow, 1994]. Это распространение рассматривается от уровня подошвы

материнских пород или от известных УВ скоплений до дневной поверхности. С помощью сейсмических, геолого-геохимических данных эволюция нефтегазовой системы картируется в зависимости от латерального и временного распространения с целью локализации зон аккумуляций УВ.

Возраст нефтегазовой системы означает необходимое время для трансформации ОВ по цепочке - генерация, миграция и аккумуляция УВ, в конце которой сразу же начинает отсчитываться время сохранности нефтегазовой системы и всех изменений, происходящих с УВ, которое и продолжается по настоящее время. Если в этот промежуток времени нет важных тектонических движений, накопления УВ остаются в первоначальной позиции, а перемещение УВ наблюдается только при образовании складок, разломов, взбросов или эрозий.

Автору представляется, что критический момент, «определяемый и принятый» исследователем для описываемой им нефтегазовой системы, представляет собой такой временной интервал, для которого могут быть определены более точно, во-первых, генерация наибольшего количества УВ, во-вторых, его миграция и аккумуляция, присущие данной нефтегазовой системе. Критический момент может быть связан со временем наибольшей возможности «загрузки» УВ в ловушки при их максимальном погружении, совпадающим с генерацией, миграцией и аккумуляцией УВ, иначе говоря, со временем формирования залежи. Геохимическим репером критического момента, возможно, выступает показатель наибольшего значения отражательной способности витринита Яо. Нет сомнений, что важнейшая роль в продолжительности и интенсивности процессов в критический момент для каждой нефтегазовой системы принадлежит типу нефтематеринской породы, а именно литолого-стратиграфическим параметрам, а также типу и повышенной концентрации ОВ в ней.

Целью поисково-разведочных работ является нахождение важного элемента системы - ловушки и залежи УВ. Дополнительно необходимы аналитические данные: сейсмические, стратиграфические, структурные, палеогеографические, скважинные петрофизические и ГИС интерпретации, реконструирование

отложений и их эрозии, отсутствующих слоев в разном геологическом времени и пространстве.

Ловушка УВ - закартированный на основе геолого-геофизических данных структурный или стратиграфический элемент, контролируемый флюидоупорами. Это базовая «клетка», которая, образно говоря, расширяется и обогащается геологическими элементами и проце^ами, которые необходимы для образования зон накопления УВ, вырастая в конце концов до нефтегазовой системы. Выделенная ловушка оценивается на наличие коммерческого количества УВ. Качественные данные ловушки в неопределенной степени могут быть получены методом аналогий при геологическом моделировании. Каждая потенциальная ловушка оценивается на вероятность открытия.

Потенциальные и нефтегазосодержащие ловушки объединяются в так называемую зону нефтегазовых накоплений. Потенциальная ловушка выступает экономической единицей, тогда как зона нефтегазовых накоплений -разведочной.

Потенциальная ловушка всегда носит концептуальный характер, в случае успешного бурения она переходит в разряд доказанных, в случае неудачи -исключается из исследований.

Зона нефтегазового накопления - часть осадочной нефтегазоносной толщи, ограниченная латерально и стратиграфически, где общие нефтегеологические факторы позволяют осуществиться накоплению УВ. Эта базовая часть нефтегазовой системы состоит из одной или нескольких ловушек УВ, характеризующихся однородными геологическими процессами и элементами: формированием коллектора, ловушки и покрышки, а также их взаимосвязью с генерацией, миграцией и аккумуляцией УВ. При выделении зоны нефтегазовых накоплений обычно имеется достаточное количество данных для корреляции геологических и тектонических элементов с процессами, связанными с условиями углеводородного генезиса и сохранения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Аверьянова Оксана Юрьевна, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баженова, О.К. Аутигенная нефтеносность кремнистых толщ Тихоокеанского пояса: автореф. дис. ... д-ра геол.-минерал. наук: 25.00.09 / Баженова Ольга Константиновна. - МГУ им. М.В. Ломоносова. - М., 1991. - 39 с.

2. Баженова, О.К. Аутигенная нефтеносность — свойство глинисто-кремнистых толщ / О.К. Баженова // Геология и геохимия горючих ископаемых. -М.: ВНИИзарубежгеология, 1995. - С. 129-135.

3. Баженова, О.К. Онтологические и гносеологические аспекты органической геохимии (органическая геохимия на разных уровнях организации вещества и в системе знаний) / О.К. Баженова, Т.К. Баженова // Геология и геохимия горючих ископаемых (к 100-летию со дня рождения И.О. Брода и Н.Б. Вассоевича). - М.: ГЕОС, 2003. - С. 44 - 52.

4. Баженова, О.К. Происхождение нефти - фундаментальная проблема естествознания / О.К. Баженова, Б.А. Соколов // Геология нефти и газа. - 2002. -№1. - С. 2-8.

5. Баженова, Т.К. Геохимия органического вещества и генерация углеводородов в нижнесилурийских отложениях Калининградской области / Т.К. Баженова, А.И. Шапиро, В.Ф. Васильева, А.А. Отмас (старший) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т.7. - №2. -http://www.ngtp.ru/rub/1/18_2012.pdf

6. Баженова, Т.К. Исследование онтогенеза углеводородных систем как основа реального прогноза нефте - и газоносности осадочных бассейнов / Т.К. Баженова, В.К. Шиманский // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. -Т.2. - http://www.ngtp.ru/rub/1/008.pdf

7. Баженова, Т.К. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна / Т.К. Баженова, В.К. Шиманский, В.Ф. Васильева, А.И. Шапиро, Л.А. Яковлева, Л.И. Климова. - СПб.: ВНИГРИ, 2008. - 162 с.

8. Бутула, К.К. Разработка трудноизвлекаемых запасов — интеграция данных для разработки заканчивания скважин с целью оптимальной разработки

месторождений / К.К. Бутула, С.А. Верещагин // Schlumberger. - 2013. - С. 42-43. -URL: http://www.slb.ru/.../42-43Schlumberger-artical-K.pdf

9. Вассоевич, Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти / Н.Б. Вассоевич // Изв. АН СССР, сер. геол. - 1967. - № 11. - С. 135-156.

10. Вассоевич, Н.Б. Главная фаза нефтеобразоваиия / Н.Б. Вассоевич, Ю.И. Корчагина, Н.В. Лопатин, В.В. Чернышев // Вестн. МГУ. Геология. - 1969. -№ 6. - С. 3-27.

11. Временное положение об этапах и стадиях ГРР на нефть и газ. - М. : МПР России, 2001.

12. Генерация углеводородов в процессе литогенеза осадков / Ред. А. А. Трофимук, С.Г. Неручев. - Новосибирск: Наука, 1976. - 198 с.

13. Данилевский, С.А. Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции / С.А. Данилевский, З.П. Склярова, Ю.М. Трифачев. - Ухта, 2003. -298 с.

14. Истратов, И.В. Перспективы глубокозалегаю щих отложений и рекомендации на постановку геологоразведочных работ на нефть и газ (Ингушетия, Чечня, Дагестан) В Кн. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. / И.В. Истратов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). - 286 с.

15. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта / Р.Д. Каневская. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 212 с.

16. Кирюхина, Т.А. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов / Т.А. Кирюхина, Н.П. Фадеева, А.В. Ступакова, Е.Н. Полудеткина, Р.С. Сауткин // Геология нефти и газа. - 2013. - № 3. - С. 76-87.

17. Клименко, С.С. Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне / С.С. Клименко, Л.А. Анищенко // Известия Коми НЦ УрО РАН, 2010. - №2.

18. Конторович, А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности / А.Э. Конторович. - М.: Недра, 1976. - 218 с.

19. Конторович, А.Э. Очерки теории нафтидогенеза / А.Э. Конторович. -Новосибирск: Изд-во СОРАН, филиал «Гео», 2004. - 547 с.

20. Кульчицкий, В.В. В России нет предпосылок к серьезному прорыву в кибернетизации подземного пространства / В.В. Кульчицкий // Бурение и нефть. -№10 (октябрь) - 2013.

21. Лопатин, Н.В. Баженовская нефтяная генерационно-аккумуляционная система на западе Хантейской антеклизы / Н.В. Лопатин, Т.П. Емец, О.И. Симоненкова, Ж.-П. Эрбен // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998. - № 5. - С. 2-28.

22. Лопатин, Н.В. Баженовская нефтяная система в зоне сочленения Сургутского и Нялинского сводов Западной Сибири / Н.В. Лопатин, И.М. Кос, Т.П. Емец // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2000. -№ 1. - С. 18-37.

23. Лопатин, Н.В. Нефтяные генерацинно-аккумуляционные системы: логика концепции и ее применение в поисково-разведочных работах / Н.В. Лопатин, С.Л. Зубайраев // Геоинформатика. - 2000. - № 3. - С. 67-82.

24. Лопатин, Н.В. Температура и геологическое время как факторы углефикации / Н.В. Лопатин // Изв. АН СССР, сер. Геология. - 1971. - № 3. - С. 95106.

25. Лопатин, Н.В. Концепция нефтегазовых генерационно -аккумуляционных систем как интегрирующее начало в обосновании поисково -разведочных работ / Н.В. Лопатин // Геоинформатика. - 2006. - № 3. - С. 101-120.

26. Лукьянова, Н.В. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (третье поколение). Серия Центрально-Европейская. Лист N-(34) / Н.В. Лукьянова, Ю.Б. Богданов, О.В. Васильева, Г.П. Варгин, В.Р. Вербицкий, Н.Р. Горбацевич, В.А. Жамойда, Ю.И. Зытнер, В.П. Кириков, А.В. Максимов, Н.Г. Никутина, Л.Р. Семенова, В.В. Сивков, Г.И. Фенин. - Калининград. Объяснительная записка. - СПб.: Картфабрика ВСЕГЕИ, 2011. - 226 с. + 17 вкл.

27. Лебедько, Г.И. Прогноз углеводородного сырья Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции / Г.И. Лебедько // Геология нефти и газа. - 2007. -№4.

28. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / Ред. С.Г. Неручева. - Л.: Недра, 1986. - 247 с.

29. Нерастворимое органическое вещество осадочных пород - объект органической геохимии / Т.К. Баженова, Г.М. Боровая, Л.А. Гембицкая, Н.П. Фадеева. - М.: Геоинформмарк, 1993. - 55 с.

30. Неручев, С.Г. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации, миграции и аккумуляции / С.Г. Неручев, Т.К. Баженова, С.В. Смирнов, О.А. Андреева, Л.И. Климова. -СПб.: Недра, 2006. - 364 с.

31. Неручев, С.Г. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием / С.Г. Неручев, Н.Б. Вассоевич, Н.В. Лопатин // Труды ХХУсессии Международного геологического конгресса. Доклады советских геологов. Горючие ископаемые. - М.: Наука, 1976. - С. 42-62.

32. Неручев, С.Г. Моделирование процессов миграции и аккумуляции нефти и газа в ловушках / С.Г. Неручев, О.Б. Моисеева, Л.И. Климова, С.В. Смирнов // Геология и геофизика. - 2000. - Т. 41. - № 8. - С. 1145-1164.

33. Неручев, С.Г. О роли геологического времени в процессах метаморфизма углей и рассеянного органического вещества пород / С.Г. Неручев, Г.М. Парпарова // Геология и геофизика. - 1972. - № 10. - С. 3-10.

34. Неручев, С.Г. Геохимические основы прогноза нефтегазоносности / С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина. - СПб.: ВНИГРИ, 2010.

35. Неручев, С.Г. Главная фаза газообразования - один из этапов катагенетической эволюции сапропелевого рассеянного органического вещества / С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, Л.Н. Капченко // Геология и геофизика. - 1973. - № 10. - С. 14-16.

36. Неручев, С.Г. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе онтогенеза / С.Г. Неручев, С.В. Смирнов // Теория и практика нефтегеологического прогноза: сб. статей. - СПб.: ВНИГРИ, 2008. - С. 7-26.

37. Нефтяные месторождения Прибалтики. - Вильнюс: Мокслас, 1987. -148 с.

38. Обзор рынка пропантов (проппантов) в России: Демонстрационная версия. Объединение независимых экспертов в области минеральных ресурсов, металлургии и химической промышленности. - Москва, декабрь 2010. - 91 с.

39. Особенности генерации, миграции и аккумуляции УВ доманикоидных формаций / М.И. Зайдельсон, Е.Я. Суровиков, Л.Л. Казьмин, С.Я. Вайнбаум, Е.Г. Семенова // Геология нефти и газа. - 1990. - № 6. - С. 2-5.

40. Отмас, А. А. (старший) Глинистые толщи силура в Калининградской области как возможный объект поиска углеводородного сырья / А.А. Отмас (старший), Т.Б. Волченкова, С.А. Богословский // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т.8. - №3. - http://www.ngtp.ru/rub/4/30_2013.pdf

41. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования их генерации, миграции и аккумуляции / С.Г. Неручев, Т.К. Баженова, С.В. Смирнов, О.А. Андреева, Л.И. Климова. - СПб.: Недра, 2006.

- 363 с.

42. Петров, А.А. Биомаркеры и геохимическая типизация нефтей / А.А. Петров, Н.Н. Абрютина, О.А. Орефьев // Проблемы происхождения нефти и газа. - М.: Наука, 1994. - С. 54-88.

43. Прищепа, О.М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов нефти и газа в зонах нефтегазонакопления / О.М. Прищепа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т.6. - №4. -http://www.ngtp.ru/rub/6/44_2011 .pdf

44. Прищепа, О.М. Методология и практика воспроизводства запасов нефти и газа (Северо-Западный регион) в современных условиях / О.М. Прищепа.

- СПб.: Недра. - 2005. - 492 с.

45. Прищепа, О.М. Нефтегазоносные системы Тимано-Печорского осадочного бассейна (включая акваториальную печороморскую часть) / О.М. Прищепа, Т.К. Баженова, В.И. Богацкий // Геология и геофизика. - 2011. - Т. 52. - № 8. - С. 1129-1150.

46. Прищепа, О.М. Новые представления о перспективах нефтегазоносности северо-западных районов Тимано-Печорской провинции / О.М. Прищепа, В.И. Богацкий, Т.И. Григоренко, Л.А. Орлова, О.В. Чумакова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т.8. - №2. -http://www.ngtp.ru/rub/4/25_2013 .pdf

47. Соболев, В.С. Фазово-генетическая специализация нефтегазоносных бассейнов окраин континентов // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр. Кн. 2 / В.С. Соболев; под ред. чл.-корр. РАН Б.А. Соколова и к. г.-м. н. Э.А. Абля. - М.: ГЕОС, 2002. - С. 202204.

48. Соболев, В.С. Углеводородные системы Персидского залива / В.С. Соболев, Ю.Н. Григоренко // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2014. - Т.9. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/6/53_2014.pdf

49. Соколов, Б.А. Очаговая теория оценки нефтегазоносности недр / Б.А. Соколов // Вестник МГУ, сер. 4. Геология. - 1982. - № 6. - С. 40-50.

50. Тиссо, Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте. - М.: Мир, 1981. - 504 с.

51. Хант, Дж. Геохимия и геология нефти и газа / Дж. Хант. - М.: Мир, 1982. - 704 с.

Публикации автора по теме исследования

52. Аверьянова, О.Ю. Нефтегазовые системы некоторых осадочных бассейнов Европы / О.Ю. Аверьянова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2015. - Т.10. - №2. - http://www.ngtp.ru/rub/12/17_2015.pdf http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/17_2015

53. Прищепа, О.М. Понятийная база и первоочередные объекты нетрадиционного углеводородного сырья / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова //

Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы освоения: тезисы Всероссийской конференции с международным участием (г. Москва, 12-14 ноября 2013 г.). - 3 с. - 1CD.

54. Прищепа, О.М. Формация Баккен: геология, нефтегазоносность и история разработки / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, В.И. Высоцкий, Д. Морариу // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т.8. - №2. -http ://www.ngtp.ru/rub/9/19_2013 .pdf

55. Прищепа, О.М. К обсуждению понятийной базы нетрадиционных источников нефти и газа - сланцевых толщ / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т.8. - №3. -http ://www.ngtp.ru/rub/9/27_2013 .pdf

56. Прищепа, О.М. Нетрадиционные источники углеводородного сырья в республике Коми / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, Е.Л. Теплов, С.В. Сенин // Горный журнал. - 2013. - № 9. - С. 53-56.

57. Прищепа, О.М. Нефтеносные сланцы Восточно-Европейской платформы - резерв поддержания добычи углеводородов в промышленно освоенных районах / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.М. Жарков // Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: материалы Международной научно-практической конференции (г. Казань, 4-6 сентября 2013 г.). - Казань: изд-во «Фэн» АН РТ, 2013. - С. 28-32 (408 с.).

58. Прищепа, О.М. Нефтегазоносные отложения доманикового типа -резерв поддержания добычи углеводородов в промышленно освоенных районах / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.М. Жарков // Георесурсы. - 2013. - № 4 (54). -С. 18-23.

59. Прищепа, О.М. Оценка ресурсного потенциала и направления изучения объектов нетрадиционных источников углеводородного сырья Российской Федерации / О.М. Прищепа, А.А. Ильинский, А.М. Жарков, О.Ю. Аверьянова // Методические проблемы геологоразведочных и научно -исследовательских работ в нефтегазовой отрасли: Всероссийское совещание (г.

Москва, 16 октября 2013 г.). - URL:

http://www.rosnedra.gov.ru/data/Files/File/2568.pdf

60. Прищепа, О. Нефтегазоносные сланцы Восточно-Европейской платформы / О. Прищепа, О. Аверьянова // Oil&Gas Journal Russia. - 2014. - №1-2. - С. 48-52.

61. Прищепа, О.М. Понятийная база и терминология углеводородов сланцевых толщ и низкопроницаемых коллекторов / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - №6. - С. 4-15.

62. Прищепа, О.М. Подходы к изучению доманиковых отложений Восточно-Европейской платформы как нетрадиционных источников нефти / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Суханов, И.Р. Макарова // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Международн. научно-практ. конференции (г. Казань, 3-4 октября 2014 г.). -Казань: Изд-во "Фэн" АН РТ, 2014. - С. 65-67 (424 с.).

63. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский, Д. Морариу; под ред. О.М. Прищепы. - СПб.: ФГУП "ВНИГРИ", 2014. - 323 с. -Труды ВНИГРИ.

64. Прищепа, О.М. Перспективы развития сырьевой базы нефти газа низкопроницаемых сланцевых толщ в России: понятийная база, методы изучения и оценки, первоочередные районы исследований / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова // Труды Международной конференции и выставки по судостроению и разработке высоко-технологичного оборудования для освоения континентального шельфа Offshore Marintec Russia - 2014 и 14-го Петербургского международного энергетического форума (г. Санкт Петербург, 7-10 октября 2014 г.). - СПб.: ХИМИЗДАТ, 2014. - С. 171-174 (230 с.).

65. Прищепа, О.М. Понятийная база и первоочередные объекты нетрадиционного углеводородного сырья / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова //

Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2014. - №2(10). -http://oilgasjournal.ru/vol_10/prishchepa.pdf

66. Прищепа, О.М. Нетрадиционные нефтегазовые системы как основа оценки ресурсов углеводородов сланцевых толщ / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова // Проблемы освоения ресурсов и запасов сланцевой нефти: тезисы совместного EAGE/SPE научно-практического семинара (г. Москва, 13-15 апреля 2015 г.). - DOI: 10.3997/2214-4609.201412173

67. Прищепа, О.М. Роль нетрадиционных источников углеводородного сырья в минерально-сырьевой политике / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2013. - №1 - С. 21-24.

68. Прищепа, О.М. Мировой опыт и подходы к освоению скоплений углеводородов в сланцевых толщах / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова // Разведка и охрана недр. - 2014. - №10. - С. 17-21.

69. Morariu, D. Nekotorye aspekty neftenosnosti slantsev: ponyatiynaya baza, vozmozhnosti otsenki i poisk tekhnologiy izvlecheniya nefti [Some aspects of oil shale - finding kerogen to generate oil] / D. Morariu, O.Yu. Averyanova // Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika, 2013, vol. 8, no. 1, available at: http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013 .pdf

Источники на иностранных языках

70. Ahlbrandt, T.S. Global Resource Estimates from Total Petroleum Systems / T.S. Ahlbrandt, R.R. Charpentier, T.R. Klett, J. Schmoker, C.J. Schenk; G. Ulmishek (eds.) // AAPG Memoir 86. - 2005. - 324 p.

71. Allen, P. A. Basin Analysis: Principles and Applications, second edition / P.A. Allen and J.R. Allen // Blackwell Publishing. - 2005. - 549 pp.

72. АГ1, 2013. URL : http://www.api.org/policy/exploration/ hydraulicfracturing

73. Bally, A.W. Realms of Subsidence / A.W. Bally, Snelson S.; A.D. Miall (ed.). - Facts and Principles of World Petroleum Occurrence // Canadian Society of Petroleum Geologists. - Memoir 6. - 1980. - P. 9-75.

74. Beckwith, R. The tantalizing promise of oil shale / R. Beckwith, S. Writer // JTP online (06.01. 2012). - URL: http://www.spe.org/tech/2012/01/the-tantalizing-promise-of-oil-shale

75. Boik, H. Petroleum and natural gas in West Germany / H. Boik. - Stuttgart: F. Enke Publishers, 1981.

76. Borosi, N. Development strategies of the Romanian petroleum sector in the light of 150 years of experience / N. Borosi, M. Gherman. - Bucuresti. 2007.

77. Chipperfield, S. Comparison of North American and International Risks in Unconventional Plays / S. Chipperfield // JPT. - 2015. - V67. - N7. - P. 103-105.

78. Clean Water for North Carolina, 2011. - URL: http://www.cwfnc.org/documents/Fracking-%20%20%20for-gas-in-NC.ppt

79. Cohen, K.M. International Chronostratigraphic Chart, October 2014 / K.M. Cohen, S. Finney, P.L. Gibbard // International Commission on Stratigraphy. - V. 2014/10. - http://www.stratigraphy.org/ICSchart/ChronostratChart2014-01.pdf

80. Cooles, G.P., 1986, Calculation of petroleum masses generated and expelled from source rocks / G.P. Cooles, A.S. Mackenzie, and T.M. Quigley // Organic Geochemistry. - V. 10. - P. 235-245.

81. Crovelli, R.A. Analytical resources assessment method for continuous (unconventional) oil and gas accumulations - The "ACCESS Method" / R.A. Crovelli // U.S. Geological Survey Open-File Report 2012-1146, 32 p. [Revised by Charpentier R.R.]

82. Daly, A.R. Loss of organic carbon from source rocks during thermal maturation / A.R. Daly, J.D. Edman // AAPG Bulletin. - 1987. - V. 71. - P. 546.

83. Demaison, G.J. The generative basin concept / G.J. Demaison, R.J. Murris. - Petroleum geochemistry and basin valuation // AAPG Memoir 35. - 1984. - P. 1-14.

84. Downey, M.V. Quick Look Determination of Oil-in-Place in Oil Shale Resource Plays: Search and Discovery Article #40764 / M.V Downey, J. Garvin, R.S. Lagomarsino and D.F. Nicklin // Adapted from oral presentation at AAPG Annual Convention and Exhibition, Houston, Texas, USA, April 10-13, 2011.

85. Doust, H. Sedimentary basin evolution and conventional and unconventional petroleum system development / H. Doust // Swiss bulletin for applied geology. - 2011. - V. 16/2. - PP. 57-62. - URL: http://dx.doi.org/10.5169/seals-327745

86. Dubiel, R.F. Geology, Depositional Models, and Oil and Gas Assessment of the Green River Total Petroleum System, Uinta-Piceance Province, Eastern Utah and Western Colorado / R.F. Dubiel // USGS Uinta-Piceance Assessment Team U.S. Geological Survey Digital Data Series DDS-69-B. 2003. - 38 р.

87. Dyni, J.R. Geology and resources of some world oil-shale deposits / J.R. Dyni // U.S. Geological Survey Scientific Investigations report 2005-5294. 2006. -42 p.

88. Fishman, H. Organic-rich shale's as important, potentially prolific unconventional petroleum reservoirs - the US experience / H. Fishman, R. Hill // 33 IGC Oslo, 2008. - URL: www.cprm.gov.br/33IGC/1351784.html

89. Fossum, B.J. New Frontiers for Hydrocarbon Production in the Timan-Pechora Basin, Russia, in Downey M.W., et al. eds. Petroleum provinces of the twenty-first century / B.J. Fossum, W.J. Schmidt, D.A. Jenkins, V.I. Bogatsky, B.I. Rappoport // AAPG Memoir 74. - 2001. - Chap. 13. - PP. 259-279.

90. Gale, J. Natural Fractures in Shale Hydrocarbon Reservoirs: abstract / J. Gale // The Distinguished Lecture Program AAPG, 2013. - URL: https://www2.aapg.org/education/dist_lect/2013-2014/gale.cfm

91. Ganguly, U. Schlumberger: Multi-domain Data and Modelling Unlock Unconventional Reservoir Challenges / U. Ganguly, C. Cipolla // JPT. - August 2012. -Р. 32-37.

92. Gonzalez, G. Determination of formation organic carbon content using a new neutron-induced gamma ray spectroscopy service that directly measures carbon / G. Gonzalez, R. Lewis, J. Hemingway, J. Gray, E. Rylander, R. Schmitt // SPWLA 54th Annual Logging Symposium, 22-26.06.2013. GG. - P. 1-9.

93. Grigorenko, Yu.N. Petroleum system and forecasting the largest oil and gas fields in the offshore Russian Arctic basins / Yu.N. Grigorenko, V.S. Sobolev, V.A.

Kholodilov; eds. Spencer A.M. et al // Arctic Petroleum Geology. - Geological Society, London, 2011. - Memoire 35. - PP. 433-442. - doi: 10.1144/M35.28

94. Guerrera, F. Tectonic Control On The Sedimentary Record Of The Central Moldavidian Basin (Eastern Carpathians, Romania) / F. Guerrera, M.M. Martin, J.A. Martin-Perez, I. Martin-Rojas, C. Miclaus, F. Serrano // Geologica Carpathica. - Vol. 63. - No. 6. - 2012. - P. 463-479. - doi: 10.2478/v10096-012-0036-0

95. Gusterhuber, J. Hydrocarbon generation and migration from sub-thrust source rocks to foreland reservoirs: The Austrian Molasses Basin / J. Gusterhuber, R. Hinsch, H.-G. Linzer, R. Sachsenhofer // Austrian Journal of Earth Sciences. - 2013. - V. 106/2. - PP.115-136.

96. Haliburton, 2013. - URL: http://www.halliburton.com/ public/projects/pubsdata/ Hydraulic_ Fracturing/fluids_disclosure.html

97. Holditch, S.A. 2006. Tight Gas Sands / S.A. Holditch // SPE Paper 103356. Distinguished Author Series, J Pet Tech.

98. Hydraulic Fracturing, Earthquakes and Resource Development. February 14, 2013. - URL: http://www.csur.com

99. Jarvi, D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 1 - Shale gas resource system / D.M. Jarvi; J.A. Breyer (Ed.). - Shale reservoirs: Giant resources for the 21 century // AAPG Memoir 97. - 2012. - p. 69-87.

100. Johnston, D. Technological advances expand potential pay / D. Johnston // Oil and Gas Journal. - 2004. - V.102; Is. 3.

101. Lewan, M.D. Material-balance assessment of the New Albany - Chesterian petroleum system of the Illinois basin / M.D. Lewan, M.E. Henry, D.K. Higley, J.K. Pitman // AAPG Bulletin. - 2002. - V. 86. - P. 745- 777.

102. Lewis, R. New Evaluation Techniques for Gas Shale Reservoirs: Schlumberger / R. Lewis, D. Ingraham, M. Pearcy, J. Williamson, W. Sawyer, J. Frantz // Symposium Reservoir. - 2004. - ShaleGas_Paper1.pdf

103. Kanev, S. Oils and hydrocarbon source rocks of the Baltic syneclise / S. Kanev, L. Margulis, J.A. Bojesen-Koefoed, W.A. Weil, H. Merta, O. Zdanaviciute // Oil & Gas Journal. - 1994. - July. - PP. 69-73.

104. Kingston, D.R. Global Basin classification system / D.R. Kingston, C.P. Dishroon, P.A. Williams // AAPG Bulletin. - 1983. - V. 67. - No.12. - P. 21752193.

105. Klemme, H.D. Petroleum basin - Classifications and characteristics / H.D. Klemme // Journal of Petroleum Geology. - V. 3. - No.2. - P. 187-207.

106. Klett, T.R. Ranking of the world's oil and gas provinces by known petroleum volumes / T.R. Klett, T.S. Ahlbrabdt, J.W. Schmoker, G.L. Dolton // U.S. Geological Survey. Open File Report 97-463, 1997, one CDR.

107. Klimenko. The Timan-Pechora sedimentary basin: Paleozoic formations and petroleum systems / Klimenko, Anicschenko, Antoshkina; Spencer A.M. et al. edc. // Arctic Petroleum Geology, Chap. 13. Geological Society. London, Memoirs 35. - pp. 223-236. - DOI: 10.1144/M35.13

108. Lindquist, S.J. The Timan-Pechora basin province of northwest Arctic Russia: Domanik - Paleozoik total petroleum system / S.J. Lindquist // U.S. Geological Survey Open-File Report 99-50-G, 1999. - 40 P.

109. McCann, T. The Geology of Central Europe. / T. McCann. - Volume 2: Mesozoic and Cenozoic. London, Bath: Geological Society of London, 2008. - PP. 7491449. - CDR. - doi: 10.1017/S0016756809990331

110. Meissner, F.F. Stratigraphic relationships and distribution of source rocks in the greater Rocky Mountain region / F.F. Meissner, J. Woodward, J.L. Clayton // Hydrocarbon source rocks of the greater Rocky Mountain region: Denver, CO, Rocky Mountain Association of Geologists, 1984. - P. 1-34.

111. Magoon, L.B. Petroleum system / L.B. Magoon, E.A. Beaumont; E.A. Beaumont, N.H. Foster (eds.). - Exploring for oil and gas traps // AAPG Treatise of Petroleum Geology. - 1999. - Chap. 3. - P. 3.1-3.34.

112. Magoon, L.B. The petroleum system, in The Petroleum system / L.B. Magoon, W.G. Dow; L.B. Magoon, W.G. Dow (eds.). - From source to trap // AAPG Memoir 60. - 1994. - PP. 3-24.

113. Magoon, L.B. The total petroleum system - The natural fluid network that constrains the assessment unit / L.B. Magoon, J.W. Schmoker // Chap. PS, in U.S.

Geological Survey World Energy Assessment Team, U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000 - Description and results, USGS Digital Data Series DDS-60, Version 1.0, CD-ROM, Disk one, 2000. - 31 p.

114. Maili, E. 4C seismic anisotropy integration for fracture characterization of carbonate reservoirs applied in Idd El Shargi fields, offshore Qatar / E. Maili, K.H. Habib, J. Rush; F.S.P. van Buchem, M.I. Al-Husseini, F. Maurer, H.J. Droste (Eds.). -In Barremian-Aptian Stratigraphy and Hydrocarbon Habitat of the Eastern Arabian Plate. GeoArabia Special Publication 4, Gulf PetroLink, Bahrain. - 2010. - V. 2. - P. 605-614.

115. Malkovsky, M. The Mesozoic and Tertiary basins of the Bohemian Massif and their evolution: in Ziegler A. eds. Compressional Intra Plate Deformations in the Alpine Foreland / M. Malkovsky // Tectonophysics. - 1987. - V. 137 (1-4). - PP. 31-42.

116. Matenco, L. Tertiary tectonic evolution of the external East Carpathians (Romania) / L. Matenco, G. Bertotti // Tectonophysics 316. - 2000. - P. 255-286.

117. Morariu, D.C. Capcane subtile in sistemele petroliere din Romania : Teza de doctorat / D.C. Morariu. - Univ. Bucuresti. 1998.

118. Perrodon, A. Geodynamique petroliere / A. Perrodon. - Genese et repartition des gisements d'hydrocarbures: Paris, Masson-Elf-Aquitaine, 1980. - 381 p.

119. Peters, K.E. Applied Sources Rock Geochemistry / K.E. Peters, M.R. Cassa; edited by L.B. Magoon, W.G. Dow. - The Petroleum System from Source to Trap // AAPG Memoir, 60. - 1994. - PP. 93-117.

120. Peters, K.E. North Slope, Alaska: Source rock distribution, richness, thermal maturity, and petroleum charge / K.E. Peters, L.B. Magoon, K.J. Bird, Z.C. Valin, M.A. Keller // AAPG Bulletin. - 2006. - V. 90. - No. 2. - PP. 261-292.

121. Pitman, J.R. Diagenesis and Fracture Development in the Bakken Formation, Williston Basin: Implications for Reservoir Quality in the Middle Member / J.R. Pitman, L.C. Price, J.A. LeFever // USGS Pr. Paper, Report P 1653, 2001. - 19 p.

122. Pollastro, R.M. Geologic and production characteristics utilized in assessing the Barnett Shale continuous (unconventional) gas accumulation, Barnett-Paleozoic total petroleum system, Fort Worth Basin, Texas / R.M. Pollastro // Barnett

Shale Symposium, November 12-13, 2003 / Ellison Miles Geotechnology Institute at Brookhaven College. Dallas, 2003. - 6 p.

123. Popescu, B.M. Romanias petroleum systems and their remaining potential / B.M. Popescu // Petroleum Geosience. - 1995. - V. 1. - PP. 337-350.

124. ProPublica, 2013. - URL: www.propublica.org/special/hydraulic-fracturing

125. Sandulescu, M. Geotectonica Romaniei / M. Sandulescu. - Bucuresti: Editura Tehnica, 1984. - 336 p.

126. Schmoker, J.W. Volumetric calculation of hydrocarbons generated / J.W. Schmoker; L.B. Magoon, W.G. Dow (eds.). - The petroleum system - from source to trap // AAPG Memoir 60. - 1994. - P. 323-326.

127. §tefanescu, M. Hydrocarbon geology of the Romanian Carpathians, their foreland and the Transylvanian Basin / M. §tefanescu, O. Dicea, A. Butac , D. Ciulavu; J. Golonka and F. Picha (eds.). - The Carpathians and their Foreland: Geology and Hydrocarbon Resources // AAPG Memoir 84. - 2006. - P. 521-567.

128. Stefanescu, M. Romanias petroleum systems (abs.) / M. Stefanescu, B. Popescu // AAPG Bulletin. - 1993. - V. 77. - P. 1668.

129. Strasen, J.L. Petrologic Analyses of Core Samples / J.L. Strasen // Core Laboratories report 120499G. - 2012.

130. Sweeney, J.J. A model of hydrocarbon generation from type I kerogen: Application to Uinta Basin, Utah / J.J. Sweeney, A.K. Burnham, R.L. Braun // AAPG Bulletin. - 1987. - V. 71. - No 8. - P. 967-985.

131. Tissot, B.P. Petroleum formation and occurrence (second edition) / B.P. Tissot, D.H. Welte. - Berlin, Springer Verlag, 1984. - 699 p.

132. Trumpy, R. Switzerland / R. Trumpy // Geology of the European countries. BORDAS and 26th International Geological Congress, Paris. - 1980. - PP. 231-330.

133. Ulmishek, G. Stratigraphic aspects of petroleum resource assessment / G. Ulmishek, D.D. Rice. - Oil and gas assessment - methods and applications // AAPG Studies in Geology. - 1986. - V.21. - P. 59-68.

134. Unconventional gas. Total, October 2012. - URL: https://www.total.gov/

135. Veron, J. The Alpine Molasse Basin: review of petroleum geology and remaining potential / J. Veron // Bulletin fur Angewandte Geology. - 2005. - V. 10. -PP. 75-86.

136. Waxman, H.A. Chemicals used in hydraulic fracturing // H.A. Waxman, E.J. Markey, D. DeGette. - United states house of representatives committee on energy and commerce minority staff. - April 2011. - 32 p.

Приложение 1

Углеводородсодержащие сланцевые формации мира с указанием ресурсов нефти и газа в рассматриваемых формациях Северной Америки и России (составлено О.Ю. Аверьяновой)

Неогеон

Доманиковая формация

Площадь в ТПП 190 ООО кв. км

Ресурсы 8,3 млрд. т нефти и 4,6 трлн. куб. м газа

Ресурсы 58,6 млрд. т нефти*

Палеоген

North Slope

Площадь ВУП 600 ООО кв. км

Ресурсы 9,5 млрд. т нефти и 3,5 трлн. куб. м газа

Ресурсы 218 млрд. т нефти* ./ V

ьаженовская свита

Площадь более 1,5 млн. кв. км

Куонамская свита

Площадь 634 ООО кв. км Ресурсы 250 млрд. т нефти^ 1,7 млрд. т нефти и 11,2 трлн. куб. м

Карбон

Ресурсы около 1700 млрд. т нефти* Ресурсы 26,5 млрд. т нефти Ресурсы 9,4 трлн. куб. м газа

Девон

Формация Барнетт

Площадь 72 520 кв. км. Ресурсы газа 840 млрд.куб.м

Lowefv-ci, f— K^^Xj^v-, Pennine Basin Saxony ' .... - ; j /

Y li ^ Basin Baltic

UK. Petrolei m Weald Basin

System Basin North Sea-

«¡Hp - German —.....

Paris ^

- y^Basm^^>^oia;sse Basin Carpathian JT, 1 '<' Basin ,

Ордовик

Alberta Basin

Кембрий

Dniepr-Donr

Уш-., Я

Докембрий

Williston Basin

North Caspian Basin

Более светлым тоном обозначено распространение осадков в сланцевой формации мощностью менее 2000 м

Hailar Basin

Maritimes Basin

Jünggar Basin

Michigan Basin

Powder River Basin

Erlian Basin

Tuha Basin

South-East Basin :

-Basque

Cantabrian

Basin

J Bohai Basin

Jiang han BasirP

Лландоверийская свита

(Калининградская обл.) Площадь 15 000 кв.км Ресурсы нефти 2-4 млрд.т

Appalachian Basin

... Tarim Basin

Amu

Darya

Basin

Thrace Basin

South

Caspian

Basin

Uinta BasirV

Illinois Basin

Ordos Basin

m Basin

Anadarko

Basin Arkoma

s, Basin

FOrt

Worth

j^Sasin

Western Gulf Province

Формация Грин Ривер

Площадь в трех бассейнах 28 500 кв. км Ресурсы нефти до 270 млрд. т

Santa Maria-Ventura Basins

Western Arabian

Basin ? Gotnia s Basin

East Texas Basin

Berkine Timinoun/ Basin Hamra Ah net Basin

Basin

Permi Basin

Sirte Basin

Southern

Tindouf Basin

Sabinas Basin

Central Arabian Basin

Burgos Basin

Yangtze Platform

Central Murzuq Basin

Cambay Basin

orth Oman

Формация Баккен

Площадь 520 000 кв. км Ресурсы нефти 680 млн. т

Taoudeni Basin

Veracruz Basin

iouth Oman iaIt Basin

Krishna-Godavan Basin

Maracaibo Bäsin

Cauvery Basin

Gongola Basin

Eastern Venezuela Basin

Middle Magdalena Basin

Bampo-Peutu Basin

Barinas-Apure Basin

Кумекая свита

Площадь около 160 000 кв. км Ресурсы 96 млрд. т нефти*

Хадумская свита

Площадь около 200 000 кв. км Ресурсы 197 млрд. т нефти*

Lianos Foreland Basin

Central Sumatra i. .a cîn

Kutei Basin

Bintuni Basin

South

Sumatra

Basin

Pontiguar Basin

Barito Basin

Amazonas Basin

Parnaiba Basin

Sergipe-Alagoas Basin

Reconcavo Basin

McArthur Basin

Canning Basin

Betaloo Basin

Alto Parana Basin

Оценка ресурсов УВ сланцевых материнских формаций России

Bow ел

Basin

к

Баженова Т.К., 2015

Прищепа О.М., 2014

Ahlbrandt et al., 2005

Eromanga Basin

Cooper Bäsi n

будущая нефть нефтегазовой системы

технически извлекаемые

Karoo Basin

Оцененные ресурсы нефти в сланцевых формациях мира, % (EIA/ARI, 2013)

Chaco Basin

Оцененные ресурсы газа в сланцевых формациях мира, % (EIA/ARI, 2013)

остаточное количество нефти в формации, млрд. т

Northern

Perth

Basin

ресурсы

нефти, млрд. т

нефти, млрд. т

газа, трлн. м-

газа, трлн. м-

■ Россия

□ США

□ Китай

□ Аргентина

□ Ливия

□ Венесуэлла

□ Мексика

□ Пакистан

□ Канада

■ Индонезия

□ другие страны

□ Китай

□ Аргентина □Алжир

□ США

■ Канада

□ Мексика

□ Австралия

□ Южная Африка и Россия

■ Бразилия

□ другие страны

Доманиковая формация: Тимано-Печорская провинция Волго-Уральская провинция

Куонамская формация

Баженовская формация

— Neuguen Basin

Nirihuau Basin

Хадумская / Майкопская* свита

* - данные Т.К. Баженовой, 2015 ТПП - Тимано-Печорская провинция ВУП - Волго-Уральская провинция

Golfo San Jorge Basin

Картографическая основа Rystad Energy

Austral-Magallanes Basin