Нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты на западной окраине Сургутского свода и формирование залежей нефти пласта ЮСо тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.09, кандидат геолого-минералогических наук Мальчихина, Оксана Викторовна

• Мальчихина, Оксана Викторовна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Мальчихина, Оксана Викторовна

Введение

1. Геологический очерк

1.1. Тектоническое строение

1.2. Стратиграфическая характеристика

1.3 Современный структурный план

1.4 Литофациальные изменения разреза баженовской свиты

1.5 Нефтеносность баженовской свиты

1.6 Нефтегенерационные свойства «бс» в ЗСБ

2. Геохимические методы изучения нефтегенерационных свойств керогена и состава нефтей баженовской свиты

2.1. Высокоразрешающая газовая хроматография и хроматомасс-спектрометрия

2.2. Измерение степени преобразованности органического вещества

2.3. Пиролиз с помощью Rock-Eval

3. Нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты

3.1 Тип керогена, его мацеральный состав, содержание флюоресцирующих компонентов

3.2 Нефтегенерационные свойства типичных разрезов «бс»

3.2.1 Маслиховское месторождение

3.2.1.1 Маслиховское

3.2.1.2. Скважина № 3251 Северо-Маслиховской площади

3.2.1.3. Скважина № 3281 Маслиховского месторождения

3.2.2. Биттемская и Восточно-Биттемская площади 66 3.2.2.1. Битгемское

3.2.3. Скважина № 3261 Восточно-Биттемской площади

3.2.3. Ульяновская площадь

3.2.3.1.Скважина №

3.2.3.2.Скважина №

3.2.4. Ай-Пимская площадь

3.2.4.1. Скважина №

3.2.4.2. Скважина №

3.2.5. Западно-Ай-Пимская площадь

3.2.5.1. Скважина №

3.2.5.2. Скважина №

3.2.6. Сахалинское месторождение

3.2.6.1. Скважина №

3.2.6.2. Скважина №

3.2.6.3. Скважина №

3.2.6.4. Скважина № 20-бис

3.2.6.5. Скважина №

3.2.6.6. Скважина №

3.2.7. Назаргалеевское месторождение 83 Назаргалеевское

4. Состав нефтей пласта ЮСо

4.1. Физико-химическая характеристика нефтей района исследования.

4.2. Распределение биомаркеров в нефтях изучаемого района.

5. Петрофизические особенности и геологические модели формирования ловушек в пласте ЮСо НО

5.1 Цитологический состав пород

5.2 Емкостно-фильтрационные свойства геосреды «бс»

5.3 Радиоактивность

5.4 Эффект Жамина

5.5 Геодинамическая активность

5.6 Геологическая модель формирования скоплений нефти

5.7 Прогнозные ресурсы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты на западной окраине Сургутского свода и формирование залежей нефти пласта ЮСо»

Западно-Сибирский бассейн — одна из крупнейших депрессий в осадочной оболочке Земли. По своим размерам и запасам он уступает лишь Аравийско-Иранскому бассейну [1]. Длительное время геологоразведочные работы (ГГР) на нефть и газ здесь были чрезвычайно успешны. Но обеспеченность добычи нефти новыми открытиями заметно ухудшилась уже со второй половины 80-х гг. в связи с тем, что наиболее доступные месторождения уже открыты. Возникает необходимость в обосновании критериев поисково-разведочных работ (ПРР), направленных на выявление нефтяных залежей в сложнопостроенном глинисто-карбонатно-кремнистом коллекторе баженовской свиты. К таким же выводам приводит все увеличивающееся потребление нефти и нефтепродуктов. Ежемесячные статистические обзоры крупнейшей нефтяной компании Бритиш Петролеум (июнь 2001 г.) показывают, что в 2000 г. на долю нефти приходилось около 40 % мировой энергетики. Среди ведущих стран — производителей нефти выделялись Саудовская Аравия, США и Россия (>320 млн. тонн каждая из них), а также Иран, Мексика, Венесуэла, Китай и Норвегия (по 157-186 млн. т). На рисунке представлена диаграмма глобального запаса балансов нефти, природного газа и конденсатов.

Нефть

10,815

Конденсаты

Рис. 1. Глобальный запас балансов нефти, газа и конденсата (по данным Геологической службы CUIA(USGS), опубликованным в журнале AAPG

Explorer, июнь, 2000, стр. 24-25).

J.Edwards (2001), обобщивший различные прогнозы (BP statiscal review of world energy, 1998; Degolyer and MacNaughton, 1998; Fravin and Tenseen, 1999; Schollnberger, 1998; Youngquist, 1998), привел следующий сценарий развития мировых энергетических ресурсов в XXI веке [43]: пик мировой добычи нефти будет достигнут между 2010 и 2030 гг., а к 2060 г. вклад добываемой нефти в общий энергетический баланс станет малозначительным;

- начиная с 2020-2030 гг., заметно увеличится доля тяжелых высоковязких нефтей района Атабаски (Канада) и Офисина Тембладор (Ориноко, Венесуэла) - нетрадиционных источников нефти. Их доля в мировом энергетическом балансе, сейчас незначительная, будет сопоставима с вкладом обычной нефти в середине века, а затем, станет доминирующей среди добываемых жидких углеводородов;

- технологический прогресс в испытании и интенсификации притоков нефти, а также резкое увеличение объемов горизонтального бурения откроет широкие перспективы для освоения крупных запасов нефти в кремнисто-глинистых резервуарах богатейших нефтематеринских свит. Этот источник коммерческой нефти может стать самым большим поставщиком нефти во второй половине XXI века;

- максимальный уровень добычи природного газа будет достигнут в 2020-2040 гг., но его вклад в общем балансе потребляемых энергетических ресурсов, в отличие от нефти, будет значительным даже в 2100 г.;

- современный высокий уровень угледобычи сохранится на протяжении всего XXI века;

- прогнозируется быстрый рост возобновляемых источников энергии после 2040 г., а эпоха их доминирования в общем энергетическом балансе начнется после 2060 г., когда солнечная, ядерная и, особенно, водородная энергетики выйдут на первые позиции.

В период после 2030 г. существующих объемов добычи нефти и газа будет явно не хватать для увеличивающегося народонаселения Земли и роста энергозатрат общества в целом, а вклад альтернативных, возобновляемых источников энергии все еще не выйдет за рамки пилотных проектов.

По оценкам английского журнала «World Energy» (ноябрь 2003 г) к 2020 гуду мировые потребности достигнут 36 миллионом тонн условного топлива в пересчете на нефть, из которых более 65 % будет приходиться на нефть и газ.

- Резервом мировой энергетики могут стать скопления нефти в трещинных резервуарах кремнисто-глинистых «черносланцевых» свит, обладающих богатейшим потенциалом нефти.

В связи с вышесказанным неклассические кремнисто-глинистые природные резервуары становятся все более ценным источником коммерческой добычи нефти и газа.

Баженовские отложения Западно-Сибирского бассейна принадлежат к редкому типу классических черносланцевых нефтематеринских свит, среди которых свита «Баккен» Уиллистонского бассейна, «киммериджские глины» Северного моря, «Грин Ривер» бассейна Юинта, свита «Монтеррей» (кремнистые глины) Калифорнийских бассейнов, свита «Араб» Аравийско-Иранского бассейна, свита Ла Луна в Маракабйо. Существование богатых по нефтегенерационному потенциалу глин — большая редкость в геологических разрезах осадочных бассейнов.

Карбонатно-кремнисто-глинистые седиментиты волжско-раннеберриасского времени Западно-Сибирского бассейна сильно обогащены органическим веществом. Они образовались в условиях редкого сочетания благоприятных седиментационных и палеоэкологических факторов: высокой биопродуктивности прокариотической биоты обширного эпиконтинентального морского бассейна, сохраняющего органическое вещество; окислительно-восстановительного режима в нижних слоях водной толщи и в зоне раннего диагенеза, где накапливались рыхлые несцементированные илы с высоким содержанием Сорг; низкой скорости седиментации осадков, предохранившей органическое вещество от минерального «разбавления» [16]. Установлено также очевидное недокомпенсированное прогибание этого седиментационного бассейна, развивавшегося в апогее самой крупной в мезозойской истории трансгрессии моря.

По оценкам ряда специалистов в кремнисто-глинистых породах баженовской свиты содержится около 15 % ресурсов нефти Западной Сибири [4]. Из всех стратиграфических комплексов, слагающих осадочный чехол на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», эти отложения обладают наибольшими ресурсами углеводородов. На сегодняшний день в промышленных масштабах добыча нефти из этого гигантского природного резервуара ведется только семью скважинами.

Изучению баженовской свиты Западной Сибири посвящены работы Н.Б. Вассоевича, Т.В. Дорофеевой, И.В. Гончарова, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Занина, А.Э.Конторовича, Н.В. Лопатина, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, И.Н. Ушатинского, В.В. Хабарова, Э.М. Халимова и др.

Остаются невыясненными структурная, или геотектоническая приуроченность ловушек внутри баженовской свиты, геометрия и протяженность резервуара в пласте ЮСо, механизм формирования его порово-трещинного емкостного пространства, становление и эволюция палеотепловых полей как основного фактора образования нефтеносности, роль геодинамики в создании макротрещиноватости.

Главным фактором, сдерживающим освоение залежей в плотных породах-коллекторах, представляется резко варьирующая величина промышленной нефтегазоносности. Так, результаты разведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей нефти баженовской свиты Салымского месторождения показывают, что только 10,5 % разведочных и 5,4 % эксплуатационных скважин имеют дебиты 100 т/сут. и более (Хавкин А.Я., 1992), т.е. исходя из условия рентабельности скважин с начальными дебитами нефти, по крайней мере, более 50 т/сут. коэффициент успешности бурения не превышает 0,15 [10]. Для нетрадиционного коллектора характерны низкая эффективность геологоразведочных работ, высокий процент низкодебитных и "сухих" эксплуатационных скважин, отсутствие надежных критериев оценки извлекаемых запасов. Многое еще осложняется тем, что в продуктивном пласте ЮСо практически всегда аномально высокое давление и вскрытие происходит на утяжеленном глинистом растворе. При этом наблюдается кальматация призабойной зоны глинистым материалом, а также за счет внедрения воды в безводную нефтяную залежь (эффект Жамена). Отсутствуют технологии вторичных методов воздействия на пласт. Высока

• г вероятность риска проведения поисково-разведочных (ПРР) работ на пласт

ЮСо без экономического успеха. Прежде всего, из-за большой неопределенности в геотектонических предпосылках выделения ловушек и природных резервуаров в баженовской свите В итоге, перспективное направление в расширении базы добычи нефти в Западной Сибири остается нереализованным. Более успешное освоение такого типа природного резервуара отмечается в свите Баккен в Уиллистонском бассейне США, за счет вскрытия пласта на безводной основе с последующим воздействием геля-разрушителя на призабойную зону и больших объемов эффективного для этого случая горизонтального бурения (Price and Le Fever, 1992; Price, 1994; Berg and Gangi, 1999).

Целью исследований является детальное исследование нефтегенерационных свойств баженовской свиты, геолого-геохимический анализ условий формирования залежей нефти в тонкозернистом глинисто-кремнистом природном резервуаре и обоснование направлений поисково-разведочных работ на западной окраине Сургутского свода.

В ходе работы детально изучены литофациальные изменения разреза «бс», тип керогена, его мацеральный состав, содержание флюоресцирующих компонентов, состав нефтей «бс», предложена геологическая модель формирования скоплений нефти в ЮСо, определены геологические и геохимические критерии локального прогноза залежей нефти баженовской свиты.

В основу диссертации положены итоги исследований автора, выполненные в период с 2000 по 2005 г., при проведении научно-исследовательских работ, связанных с изучением баженовской нефтяной системы, результаты пиролиза (Rock-Eval-6, standart) более 2000 образцов, изучения фильтрационно-емкостных свойств более 600 образцов керна, данные изучения нефтей и битумоидов баженовской свиты Тундринско-Мычлорской зоны. В работе были использованы данные отчета "Геохимические предпосылки поисково-разведочных работ на пласт ЮСо в Сахалинско-Ай-Пимской зоне" (Н.В.Лопатин и др.), а также и опубликованные данные А.Э.Конторовича (1976, 1994, 1999), И.И. Нестерова (1987) и многих других исследователей.

Установлено, что объем запасов баженовской свиты Тундринско-Мычлорской зоны может представлять практический интерес для их разработки.

Автор выражает искреннюю благодарность Т.П. Емец, К.Н. Звереву, Я.В. Кирсанову, Н.Ф. Чистяковой за обсуждение в разное время результатов исследований и критические замечания к работе.

Особую благодарность выражаю Н.В. Лопатину и Е.А.Романову за предоставленные материалы и постоянную заинтересованную поддержку при написании работы.

Заключение диссертации по теме «Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых», Мальчихина, Оксана Викторовна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В основе работы большой объем новой аналитической информации о нефтегенерационных свойствах и первичной миграции нефти в баженовской свите, молекулярно-биомаркерном составе нефтей пласта ЮСо и интегрированный анализ этих сведений с историко-геологическими реконструкциями образования и миграции нефти, данными о емкостно-фильтрационном пространстве «бс» и особенностями влияния разломной тектоники на распространение макротрещиноватости и ловушек. В качестве методологической основы взята концепция нефтяных генерационно-аккумуляционных систем. Основные результаты работы могут быть кратко сведены к следующему.

1. Нефтеносность пласта ЮСо определяется типом керогена, содержанием органического вещества и степенью катагенетической превращенности керогена в нефть, которая зависит от палеотемпературного воздействия. Высокие нефтегенерационные свойства керогена баженовского тонкозернистого резервуара являются критически важной предпосылкой нефтеносности пласта ЮС0.

2. Основу исследований составляют аналитические данные по нефтегенерационным свойствам баженовских глинисто-кремнистых нефтематеринских отложений (> 2000 образцов керна), полученных на установке «Rock-Eval-6 standart».

3. Нефтегенерационный потенциал керогена дифференцированно распределен по слоевым ассоциациям «бс»: о кровельная пачка Ci, как правило, имеет наилучшие нефтегенерационные свойства и является вместе с пачками Р! и Сг основным источником нефти в миграционно-дренажной системе «бс»; о редко самой богатой по потенциалу является пачка С2 (скв. № 4008 Ай-Пимского месторождения); о пачки С3Р3 и Р4 характеризуются более бедными нефтегенерационными свойствами;

4. На изучаемой территории выделены четыре района, различающиеся по нефтегенерационному потенциалу «бс» (S2) и содержанию нефти в породе

Si): о Мычлорская впадина (месторождения Маслиховское, Северо-Маслиховское, Назаргалеевское, Биттемское, Ульяновское и др.), в пределах которой значения пиролитического параметра S2 очень высоки (90 - 135 кг УВ/т породы), a Si = 15 - 32 кг УВ/т породы; о Тундринско-Сахалинский, в пределах которого расположены богатые по потенциалу (S2 = 70 - 110 кг УВ/т породы) отложения «бс», Si = 12 - 22 кг УВ/т породы; о Камынско-Ай-Пимский, где значения S2 умеренно высоки (40 - 80 кг УВ/т породы), а величины Si = 8-14 кг УВ/т породы; о Западно-Камынский, Западно-Чигоринский и Западно- и Северо-Ай-Пимский район, отличающийся невысокими величинами S2 = 15 — 35 кг УВ/т породы и S] = 3 - 7 кгУВ/т породы.

5. Степень катагенетической «зрелости» керогена «бс» достигает значений Тща* = 447 °С, отражая катагенез типичный для стадии активной генерации нефти. Степень реализации исходного нефтегенерационного потенциала керогена изменяется от 20 до 30-35 %. Исключение составляют геодинамически активные зоны, где она достигает 50-55 %(Tmax = 445 — 450 0 С). Здесь были обнаружены высокодебитные проявления пласта ЮСо в скв. №№ 20 и 20бис на Сахалинской площади, № 4034 на Ай-Пимской в ряде скважин на Маслиховской, Ульяновской и других площадях.

6. Нефти пласта ЮСо западной окраины Сургутского свода близки по физико-химическим свойствам. Баженовские нефти и битумоиды керна обнаруживают близкие черты распределения алканов, стеранов, три- и пентациклических гопанов. Они имеют те же индикаторы морской восстановительной среды седиментации и параметры катагенетической зрелости. Данные геохимических исследований позволяют идентифицировать глинисто-кремнистые породы баженовской свиты в качестве единственного источника нефтей пласта ЮСо Сахалинско-Ай-Пимской зоны.

7. В шовной зоне, пограничной между Ханты-Мансийским и Сургутско-Нижневартовским докембрийскими массивами, где проходит Юганская система разломов, Пимско-Балыкский пост-рифтовый желоб и другие региональные тектонические дизъюнктивные элементы, геодинамические напряжения и подвижки, начиная с поздне-эоценового времени, приводили к развитию сети макротрещиноватости в жестких (компетентных) слоях баженовской свиты и локальному «всплеску» теплопереноса. Последнее обстоятельство играло определяющую роль в высокотемпературном образовании относительно легкой и бедной полярными компонентами нефти и заполнении ею миграционно-дренажного пространства макротрещиноватости. Активизация тектонических движений в кайнозойское время в зоне распространения глубинных разломов приводила к локальному увеличению тепловых потоков и проявлению пиков нефтеобразования и аккумуляции нефти в тонкозернистых резервуарах «бс».

8. Благоприятными факторами выделения перспективных объектов поисково-разведочных работ являются геохимические (высокий нефтегенерационный потенциал керогена «бс»), литологические (преобладающая кремнистость, а в нижней части разреза свиты — карбонатность) и геодинамические (зоны региональных разломов и участки пересечения разломов).

9. Высоко перспективны площади на обрамлении Мычлорской впадины. Только невысокие предпосылки нефтеносности пласта ЮСо отмечены на Западно-Камынском и Западно-Ай-Пимском участках.

145

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Мальчихина, Оксана Викторовна, 2005 год

1.Брадучан Ю.В., Гольберт А.В., Гурари Ф.Г. и др. Баженовский горизонт Западной Сибири. - Новосибирск: Наука, 1986, с. 216.

2. Вассоевич Н.Б., Баженова O.K., Бурлин Ю.К. Нефтематеринский потенциал осадочных образований. — М.: ВИНИТИ, 1982. 136 с.

3. Войткевич Г.В., Кокин А.В., Мирошников А.Е., Прохоров В.Г. Справочник по геохимии. М.: Недра, 1990. - 480 с.

4. Гурари Ф.Г., Вайц Э.Я., Меленевский В.Н. и др., 1988. Условия формирования и методика поиска залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты. М.: Недра, с. 130.

5. Геологический словарь / Под ред. Т.Н. Алихова. — Москва, 1973.

6. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М.: Недра, 1975.

7. Гольберт А.В., Маркова Л.Г., Полякова И.Д. Палеоландшафты Западной Сибири в юре, мелу и палеогене. М.: Наука, 1968. — 152 с.

8. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987.- 182 с.

9. Добрынин В.М. Проблема коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты // Изв. АН СССР. Серия геологич. -1982. №3.-С. 120-127.

10. Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Модель и основные параметры пластового резервуара баженовской свиты Салымского месторождения нефти. В сб.: Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. — М.: —1980.-С. 26-47.

11. Дорофеева Т.В., Аристаров М.Г., Блинкова Е.Ю. и др. Локальный прогноз залежей нефти баженовской свиты. — М.: Недра, 1992. 144 с.

12. Доу Лижун, Ли Чуань, Фан Сян. Диагенетические типы и особенности распределения континентальных нефтегазоносных систем Китая // Нефтяные разведка и разработка. — 1996. — Т. 23, № 1. с. 1-6.

13. Зарипов О.Г., Ушатинский И.Н. Особенности формирования, строения и состава битуминозных отложений баженовской свиты в связи с их нефтеносностью // Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1976. Вып. 113. — с. 53-71.

14. Клубова Т.Т., Халимов Э.М. Нефтеносность баженовской свиты Салымского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

15. Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др., 1999. Нефтематеринские формации Западной Сибири: старое и новое видение проблемы. Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, с. 10-12.

16. Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Занин Ю.Н. и др. Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород баженовской свиты (Западная Сибирь) //-Геология и геофизика. 1998. — Т. 39, №11.-с. 1477-1491.

17. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.И. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири М.: Недра, 1975. с. 679

18. Лебедев А.Т., Масс-спектрометрия в органической химии. — М.: Бином, 2003 г. 493 с.

19. Локальный прогноз залежей нефти баженовской свиты / Под ред. Т.В. Дорофеевой. М.: Недра. — 1992.

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

21. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 1987. с. 144.

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

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

24. Лопатин Н.В., Кос И.М., Зубайраев С.Л., Емец Т.П. Некоторые геолого-геохимические предпосылки нефтеносности пласта ЮСо в Маслиховско-Ай-Пимской зоне Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -2000. № 6. — С. 13-32.

25. Мкртчян О.М. О строении баженовской свиты // Изв. АН СССР. Серия геологич. 1985. №7. - С. 29-33.

26. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Шиманский В.К. и др. Справочник по геохимиии нефти и газа. — С-Пб.: Недра, 1998. — 576 с.

27. Нестеров И.И., 1987. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири, М.: Недра.

28. Нестеров И.И., Нежданов А.А., Ушатинский И.Н. Аномальные разрезы баженовской и мегионской свит Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1986. №4. - С. 23-28.

29. Петров Ал.А. Геохимическая типизация нефтей // Геохимия. — 1994. №6.-С. 876-891.

30. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Под ред. В.И. Карасева, Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова / Матер. IV научно-практ. конф. — Х-Мансийск.: Путивед, 2001. 544 с.

31. Ровнина Л.В., Конышева Р.А., СадовниковаТ.К. К вопросу о вещественном составе баженовской свиты Западной Сибири. Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. М.: Недра, 1980. — С. 148-175.

32. Современная геодинамика и нефтегазоносность /Отв. ред. Н.А. Крылов, В.А. Сидоров. — М.: Наука, 1989.

33. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / Сб. науч. тр. / Ред. И.И.Нестеров. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985.-176 с.

34. Тиссо Б.П., Вельте Д.Х. Образование и распространение нефти / Пер. с англ. М.: Мир, 1981. - 504 с.

35. Условия формирования и методика поисков залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты / Под. ред. Ф.Г. Гурари. М.: Недра, 1988.

36. Ушатинский И.Н. Литология и перспективы нефтегазоносности юрско-неокомских битуминозных отложений Западной Сибири // Современная геология. — 1981. №2. С. 11-22.

37. Филина С.И., Корж М.В., Зонн М.С. Палеогеография и нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. М.: Наука, 1984, с. 35.

38. Хабаров В.В., Барташевич О.В., Нелепченко О.М. Геолого-геофизическая характеристика и нефтеносность битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири. — М.: ВИЭМС, 1981. — 44 с.

39. Berg R.R., Gangi A.F. Primary Migration by Oil-Generation . Microfracturing in Low-Permeability Source Rocks: Application to the Austin Chalk / AAPG Bull. 1999. Vol 83, № 5. - P. 727-757.

40. Demaison G., Huizinga B.J. Genetic classification of petroleum systems // AAPG Bull. 1991. - Vol. 75, № 10. - P. 1626-1643.

41. Edwards, John D., 2001. Twenty-first-century Energy: Decline of Fossil Fuel, Increase of Renewable Nonpolluting Energy Sources. AAPG Memoir 74. Petroleum Provinces of the Twenty-first Century, P. 21-34.

42. Lafargue E., Marquis F. and Pillot D. Rock-Eval 6 applications in hydrocarbon exploration, production, and soil contamination studies//Vinci technologies, Paris, 1998 P. 421 - 437.

43. Morgan, W. A. Petroleum Provinces of the Twenty-first Century // AAPG Memoir. 1991. Vol. 74, - P. 201-242.

44. Petrov A.I., Kleshev KA. Modern Geodynamics and Types of Natural Hydrocarbon Reservoirs. Geodynamics Evolution of Sedimentary Basins // Proceedings of the International Symposium held in Moscow, May 18-23. 1992. Moscow, 1992. - P. 423-433.

45. Pinous, O.V., Levchuk, M.A. and Sahagian, D.L. Regional synthesis of the productive Neocomian complex of West Siberia: sequence stratigraphic framework//AAPGBull/-2001. Vol. 85, № 10.-P. 1713-1730.

46. Zones for Reservoir Modeling: An Example from the Gullfaks Field, Northern North Sea // AAPG Bull. -2001. Vol. 83, № 6. P. 925-951.

47. Willemse, J.M. and Pollard, D.D. Segmented normal faults: correspondence between three-dimensional mechanical models and field data // Journal of Geophysical Research. -1997.Vol 102. P. 675-692.1. Фондовая литература

48. Сонич В.П., Хабаров В.В. Геолого-промысловый анализ материалов и перспективы промышленной нефтегазоносности отложений баженовской свиты месторождений ОАО "Сургутнефтегаз", (книга 3). Тюмень, 1997.

49. Зубков М.Ю. Геолого-промысловый анализ материалов и перспективы промышленной нефтегазоносности отложений баженовской свиты месторождений ОАО "Сургутнефтегаз" (книга 5, часть 2). — Тюмень, 1997.

50. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Симоненкова О.И., Галушкин Ю.И. Оценка нефтегенерационного потенциала перспектив нефтегазоносносности баженовской свиты в западной части территории деятельности ОАО "Сургутнефтегаз". Сургут, 1998.

51. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Геохимическое сопровождение бурения параметрической скважины № 51 — Северо-Мантойской. — Москва, 2001.

52. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Научное сопровождение геологоразведочных работ на нефть в сложнопостроенных кремнисто-глинистых резервуарах Западной Сибири. — Москва, 2002.