Обоснование комплексного освоения нефтегазоконденсатных месторождений Томской области тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.16, кандидат геолого-минералогических наук Паровинчак, Константин Михайлович

• Паровинчак, Константин Михайлович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Паровинчак, Константин Михайлович

Введение.

ГЛАВА 1. Общие сведения.

ГЛАВА 2. Сырьевая база.

ГЛАВА 3. Особенности геологического строения, обзор, анализ литологических исследований пород - коллекторов юго-востока ЗападноСибирской плиты.

ГЛАВА 4. Предлагаемый метод вскрытия палеозойских отложений, нефтяных оторочек юрских залежей.

ГЛАВА 5. Расчет уровней добычи нефти, газа, конденсата, очередность ввода месторождений.

ГЛАВА 6. Обустройство месторождений, транспортировка продукции, краткая оценка экономических показателей проекта.

ГЛАВА 7. Доразведка месторождений, уточнение структуры порового пространства.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование комплексного освоения нефтегазоконденсатных месторождений Томской области»

Актуальность темы. В течение последних пятидесяти лет в Томской области открыто около 100 месторождений, в том числе самое крупное Советское нефтяное месторождение (геологические запасы нефти оценены на уровне 584 млн. т), а также Мыльджинское месторождение, которое является самым крупным газоконденсатнонефтяным месторождением Томской области (геологические запасы газа оценены на уровне 90 млрд. мЗ).

Данные месторождения Томской области (а также Вахское, Лугинецкое, Двуреченское, Крапивинское и т.д.) сейчас находятся на завершающей стадии разработки. Основные месторождения, на которых сконцентрировано более 90% всех запасов Томской области либо разбурены, либо будут добурены в ближайшие 3-5 лет, соответственно объемы добычи нефти будут сокращаться.

В связи с этим в данное время остро стоит вопрос как возобновления ресурсной базы (наращивание объемов ГРР), так и ввод в разработку уже ранее открытых, но из-за удаленности, принадлежности разным недропользователям неразрабатываемых месторождений.

Данная проблема была выявлена специалистами ОАО «ТомскГаз» и в 1994г. была предложена программа ввода группы неразрабатываемых месторождений, в 1999г программа была уточнена и расширена [1]. Но по ряду причин программа реализована лишь частично.

Автором детально проанализирована как ранее предложенная программа, так и подсчеты запасов, проектные документы, которые были составлены по месторождениям рассматриваемого района.

В основу данной работы легла предложенная ранее концепция ОАО «ТомскГаз».

Главным принципом составления настоящей работы является комплексный подход к освоению мелких и средних нефтяных и газоконденсатных месторождений, который обеспечивает их рентабельность, в отличие от традиционных подходов.

В настоящей работе рассмотрены все месторождения Томской области, по которым вскрыты палеозойские отложения, а также по части 3 месторожений, географически расположенных в одном районе и в данное время не разрабатываемых, предложена программа их ввода в промышленную эксплуатацию. В данный район входят 28 месторождений, основными недропользователями которых являются ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Томскгазпром», ОАО «Газпром нефть», ОАО «Востокгазпром» и др.

Вторым принципом работы является независимость от ведомственной принадлежности месторождений и формирования единой технологической схемы разработки, подготовки и транспорта добываемой продукции. Только такая стратегия обеспечит максимальную прибыльность всех участников проекта и принесет наибольшую пользу области в целом.

Поскольку работа является концептуальной, то в ней приводятся только краткие данные о принципиальной трубопроводной схеме, предварительной оценке капитальных вложений в обустройство, укрупненные расчеты экономических показателей. Более детальные расчеты будут сделаны в следующих предпроектных документах, а также проектах разработки и обустройства, выполняемых специализированными институтами.

Так как большая часть запасов по рассматриваемым месторождениям находится в палеозойских отложениях, автором был обобщен весь имеющейся материал по палеозойским отложениям Томской области. Научно обосновано формирование, распространение данных отложений, определены оптимальные методы вскрытия для предотвращения загрязнения призабойной зоны пласта (бурение на репрессии, горизонтальное, многозабойное бурение, эксплуатация скважин с открытым стволом и т.д.), предложены подходы к разработке данных месторождений (система разработки, темп бурения и т.д.).

Также автором предложена и начата реализация программы доизучения, подготовки к вводу в разработку Калинового, Северо-Калинового, Нижне-Табаганского месторождений, принадлежащих ОАО «НК «Роснефть» (20102012г. - выполнение сейсмических работ, 2013г. - бурение разведочных, уплотняющих скважин).

В 2010г. для уточнения геологического строения основной залежи Юрубчено-Тохомского месторождения (ОАО «Востсибнефтегаз» - одно из курируемых автором дочерних обществ) были приглашены специалисты «Бейсип-Франлаб» (Французский Институт нефти и газа), силами которых была построена модель двойной пористости, проницаемости, решены основные вопросы по геологии, разработке, уточнены уровни добычи нефти на перспективу, скорректированы проектные решения. На 2013г аналогичная работа запланированна по 48 лицензионному блоку (Калиновое, СевероКалиновое, Нижне-Табаганское месторождения), работа будет выполняться автором совместно со специалистами Французского института.

Также в течение последних трех лет автором инициировано и проведено порядка 13 совещаний со сторонними недропользователями, месторождения которых расположены в рассматриваемом районе, проработано оптимальное направление транспортировки продукции [15].

Цель работы - разработка, научное обоснование пошаговой программы освоения законсервированных месторождений Томской области:

• обобщение материала по доюрским отложениям Томской области, обоснование формирования, распространения данных отложений в рассматриваемом районе;

• определение оптимальных методов вскрытия для предотвращения загрязнения призабойной зоны пласта (бурение на репрессии, эксплуатация скважин с открытым стволом, горизонтальное, многозабойное бурение).

Объектом исследования является технология комплексного освоения месторождений.

Защищаемые положения и результаты.

1. Выявленные закономерности формирования, распространения доюрских отложений.

2. Целесообразность при бурении разведочных, эксплуатационных скважин вскрывать весь потенциально продуктивный разрез, производить полноразмерный отбор керна в тубах.

3. Критерии, определяющие способы заканчивания бурения новых скважин.

4. Порядок очередности ввода группы месторождений в разработку и рациональную программу их эксплуатации.

Научная новизна. Личный вклад.

Автором был обобщен материал по доюрским отложениям Томской области. Изучен мировой опыт бурения многозабойных скважин.

При бурении скважин на палеозойские отложения Чкаловского месторождения (20 Юг) автором предложено отработать разные способы заканчивания новых скважин. Ряд способов также предложен и реализовывается на месторождениях ООО «Северной нефти», ОАО «Востсибнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть», ЗАО «Ванкорнефть» (бурение горизонтальных, многозабойных скважин, скважин с открытым стволом, со спуском фильтров, с обсадкой и перфорацией и т.д.), лучшие рекомендовано применить на месторождениях рассматриваемого района.

В результате бурения, исследования керна и других геолого-физических данных по доюрским отложениям Чкаловского месторождения, выделено силурийское рифовое тело, трассированное по кубу ЗД сейсморазведки по характерному поведению сейсмических амплитуд. Рифовое тело распространено в северо-западном направлении и выделено в модели отдельно. При выборе рангов вариограмм при распределении свойств учитывались геометрические параметры рифа, установленные по месторождениям-аналогам.

Детальное изучение кернового материала, выполненное для уточнения строения палеозойской части Чкаловского эрозионно-тектонического выступа, позволило обнаружить в породах керна скважины № 210 палеонтологические остатки, которые подтвердили ранее сложившееся представление о строении палеозойской части Чкаловского выступа, осложненного значительными вторичными преобразованиями пород в зоне действия процессов триасового рифтогенеза.

Изучение характера трещиноватости карбонатной части разреза позволило создать геологическую модель продуктивных отложений пласта М] двойной пористости и проницаемости.

Представлены доказательства отсутствия в пределах продуктивного пласта М] легких углеводородов в газообразном состоянии.

Автором предложена и реализуется программа доизучения месторождений рассматриваемого района (сейсмика, бурение разведочных скважин, исследование керна). Вынос керна по доюрским отложениям, как правило, низкий. Для детального изучения порового пространства рекомендуется бурение разведочных скважин с полномасштабным выносом керна (в тубах), и, кроме стандартных исследований, проведение томографии, растровой электронной микроскопии, исследование пустотного пространства современными оптическими приборами, как это было выполнено по Юрубчено-Тохомскому месторождению.

Сформированы критерии очередности ввода месторождений в разработку, доли вклада в строительство наземной инфраструктуры каждого недропользователя.

Практическая значимость. Реализация данной программы позволяет:

• повысить эффективность поисково-разведочных работ;

• пересмотреть, доизучить запасы УВ по уже открытым месторождениям;

• расширить и частично воспроизвести минерально-сырьевую базу области;

• отработать предложенную технологию вскрытия доюрских отложений с минимальным воздействием на пласт;

• ввести в промышленную разработку 28 месторождений, находящихся в бездействии, дополнительная добыча от которых позволит частично компенсировать падение добычи нефти по крупным, введенным ранее в разработку месторождениям;

• составить аналогичную программу ввода в разработку по другим месторождениям.

Апробация работы. Основные положения данной работы неоднократно докладывались и обсуждались на научно технических совещаниях компании

ОАО «НК «Роснефть» (место работы автора), проводился ряд совещаний с участием основных недропользователей месторождений рассматриваемого района, а также на совещаниях при Администрации Томской области.

Соискатель, начиная с 2006г., инициирует ускоренный ввод в разработку данной группы месторождений. Принимает непосредственное участие в формировании программы доизучения месторождений (сейсмические работы, бурение разведочных скважин).

Результаты диссертационной работы также были доложены на многих совещаниях, в том числе на Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского государственного университета нефти и газа И.М. Губкина.

Публикации по теме диссертации. Опубликовано 7 статей, в том числе 6 - в журналах, рекомендуемых ВАК РФ.

Структура и объем диссертации.

Диссертационная работа содержит 187 страниц, в том числе 19 рисунков (18 в тексте и 1 в приложении), 6 таблиц (4 в тексте и 2 в приложении). Она состоит из введения, 7 глав и заключения. Список литературы включает 104 наименования.

Заключение диссертации по теме «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», Паровинчак, Константин Михайлович

Выводы

1. Комплексный проект характеризуется высокой экономической эффективностью. Реализация проекта позволит:

• добыть за расчетный период 31 год: нефти - 43496 тыс. т., газа - 74334 млн. мЗ.;

• пополнить бюджет государства за расчетный период дисконтированными налоговыми платежами и отчислениями в размере 86287 млн. руб.;

• поток наличности за расчетный срок составит 19459 млн. руб, при IRR - 22%.

2. Месторождения, разработка которых ранее была нерентабельна, с учетом комплексного подхода имеют положительные экономические показатели.

3. Анализ чувствительности показал приемлемую устойчивость проекта к изменению внешних факторов и экономическую эффективность.

Но при уменьшении цены реализации более, чем на 18% и уменьшении добычи нефти и конденсата более, чем на 24% проект становится нерентабельным.

ГЛАВА 7. Доразведка месторождений, уточнение структуры порового пространства

Как было отмечено ранее, общие извлекаемые запасы нефти по группе месторождений составляют 127 млн. т (в том числе категория С2 - 54 млн т),

3 3 запасы газа составляют 177 млрд. м , (в том числе категория С2 - 31 млрд. м ), извлекаемые запасы конденсата составляют 22 млн. т, (в том числе категория С2 - 3 млн. т) - Рисунок 16.

В связи с недостаточной изученностью месторождений данной группы необходима реализация объемной программы доразведки. Но кроме стандартной программы доизучения месторождения предлагается, на примере Юрубчено-Тохомского месторождения, провести дополнительные исследования по определению структуры порового пространстава, которые позволят снять геологические риски.

Ниже приведены основные сведения о текущем состоянии доразведки и оптимизационные решения, принимаемые автором совместно с группой специалистов Компании, для максимального увеличения эффективности разработки Юрубчено-Тохомского месторождения, которые рекомендуются к реализации на месторождениях рассматриваемого района [103].

Представлена концептуальная модель рифейского природного резервуара, основанная на результатах комплексного изучения керна, сейсмических данных и анализе продуктивности скважин. Показано, как с помощью интегрированного подхода к проектированию разработки от геологии до поверхностного обустройства снижаются риски по проектным решениям. Юрубчено-Тохомское месторождение является одним из крупнейших месторождений Восточной Сибири и его освоение - одна из приоритетных задач ОАО «НК «Роснефть». Месторождение характеризуется сложным геологическим строением. По своим емкостным свойствам месторождение уникально: средняя пористость коллекторов составляет ~ 1%, что на порядок ниже значений для традиционных месторождений углеводородов.

Распределение извлекаемых запасов нефти

С1/С2)

1С1 ОС2

Распределение извлекаемых запасов газа (С1/С2)

17%

Распределение извлекаемых запасов конденсата(С1/С2)

1С1 РС2

Рис.унок 16. Распределение извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата по категориям (С1, С2).

Из более, чем 250 разрабатываемых объектов-аналогов (каверново-трещинный тип коллектора, карбонаты, режим растворенного газа), только четыре имеют пористость, схожую с Юрубчено-Тохомским месторождением, причем найденные объекты-аналоги расположены в зонах с развитой инфраструктурой, в отличие от ЮТМ.

Кроме того, месторождение характеризуется высокой неоднородностью по площади: более 60% разведочных скважин непродуктивны, еще 20 % -низкопродуктивны. Геологический разрез сложен для бурения - в разрезе присутствуют соляные пласты, твердые вулканические породы и кавернозно-трещиноватые зоны, что кратно увеличивает продолжительность и стоимость строительства скважины, по сравнению со скважинами Западно-Сибирских месторождений.

Для ввода месторождения необходимо построить нефтепровод длиной более 600 км, что для месторождения с подтвержденными извлекаемыми запасами категории С1 106 млн.т. является финансово трудной задачей. Тем не менее, это одно из ключевых месторождений для обеспечения загрузки нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО) нефтью.

Нефтегазоконденсатное Юрубчено-Тохомское месторождение (ЮТМ) открыто в 1982 году, в широкомасштабную промышленную разработку пока не введено. Извлекаемые запасы основного подготовленного к разработке продуктивного объекта Рх2 Юрубченской залежи составляют около 106 млн. т по категории С1 и 65 млн. т по категории С2. Коллектор представлен древнейшими рифейскими карбонатными отложениями (возраст пород около 1 млрд. лет), перекрывающимися с угловым несогласием вендскими отложениями (рис. 17). Массивная газовая шапка по толщине сопоставима с нефтяной зоной (средние толщины составляют 42 и 40 метров, соответственно) и играет значительную роль в энергетике пласта.

Одной из основных сложностей при изучении этого месторождения является его чрезвычайно низкая пористость, которая по различным оценкам составляет от 0,5% до 2%. Данные значения пористости находятся в диапазоне погрешности методов ТИС, что обуславливает крайнюю важность отбора керна и его детальных лабораторных исследований.

В 2010 году впервые в продуктивной зоне закончены бурением две скважины с изолированным отбором керна.

В связи с этим выполнен уникальный комплекс исследований, направленный на изучение пустотного пространства и определение емкостных и фильтрационных параметров пласта: исследования керна с помощью томографии, растровой электронной микроскопии, исследование пустотного пространства современными оптическими приборами. Стандартный для разведочных скважин комплекс каротажа на всех последних скважинах был дополнен специальными методами ГИС.

171

ККМЬРИЙ к м

Рисунок 17. Геологическое строение Юрубчено-Тохомского месторождения.

В результате детального анализа керна уточнена концептуальная модель коллектора, которая определяется каверново-трещинным типом пустотности. По данным анализа керна рифейский разрез представлен переслаиванием разнокристаллических, строматолитовых, сгустково-водорослевых и окремненных доломитов. Основную емкость резервуара формируют каверны, основными путями фильтрации являются трещины (рис. 18). вертикальные трещины кавернозные прослои с микротрещиноватостью

Рисунок 18. Концептуальная модель коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения.

Размер каверновых полостей в отдельных случаях достигает 7-10 см в поперечнике, в среднем 1 см. Каверны связаны между собой системой вертикальных и субвертикальных трещин, а также за счет развитой локальной сети микротрещин в зонах кавернозности.

Благодаря получению прямых измерений пористости на керне и информации по минеральному составу, уточнена интерпретация ГИС: выполнена настройка объемной модели (система уравнений с использованием методов плотностного, нейтронного и акустического каротажей) на керновые данные - глинистость, содержание кварца и доломита.

В рамках комплексного изучения рифейских коллекторов ЮТМ проведен ряд специальных исследований, направленных на изучение трещиноватости. По данным скважинного имиджера микробокового каротажа FMI и ультразвукого скважинного сканера UBI получены основные параметры трещин (плотность/раскрытость/ориентация), которые откалиброваны на данные керна. Выявлена развитая система вертикальных и субвертикальных трещин, обладающих хорошей связностью, как по площади, так и разрезу. Средняя плотность трещин небольшая и составляет около 1-2 трещины на метр в среднем на все месторождение. Гидродинамическая связность системы трещин подтверждается множественными результатами гидропрослушивания пласта, которые зафиксировали чувствительность контрольных скважин к изменению режима работы скважин на удалении до 7 км.

По методике фокусирующих преобразований, разработанной в ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», был получен куб рассеянных волн, в котором максимальным значениям компоненты соответствуют зоны повышенной трещиноватости и разуплотнения пород. Проделанная комплексная работа скорректировала область уверенного подтверждения запасов, что повлияло на расстановку и количество проектных скважин.

До настоящего времени подходы и проектные решения к разработке Юрубчено-Тохомского месторождения были традиционными. Экономическая эффективность данной схемы разработки отрицательная и не позволяет

173 ввести месторождение в разработку даже при существенных налоговых льготах. Этот факт определяет необходимость дальнейшего улучшения проектных решений ЮТМ.

Для оптимизации решений по разработке проведены детальные расчеты на актуализированной с учетом всех особенностей строения геолого-технологической модели месторождения, интегрированной с моделью инфраструктуры.

По результатам расчетов, оптимальным заканчиванием скважин на всей площади месторождения является горизонтальный ствол. Физически это обусловлено интенсивной вертикальной и субвертикальной трещиноватостью, при которой продуктивность скважин и степень связи с пластом (дренируемый объем) определяется количеством вскрытых трещин. Оптимальной ориентацией сетки для максимальной продуктивности и максимальной накопленной добычи является ориентация перпендикулярно главному направлению трещиноватости.

Расчеты показывают преимущество варианта с бурением многозабойных скважин по отношению к вариантам с наклонно-направленными и горизонтальными скважинами: накопленная добыча нефти увеличивается на 20%. Следует также подчеркнуть технологический плюс данного варианта: основная стоимость скважины и временные затраты на бурение скважин на ЮТМ связаны с бурением до продуктивного пласта из-за твердых вулканических пород и солевых пластов в разрезе. Это является серьезным фактором, ограничивающим количество скважин. При многозабойном бурении достигается уплотнение сетки скважин без бурения дополнительных скважин и без существенного роста капитальных затрат.

Трещиноватость влияет не только на выбор способа заканчивания скважин, но и на способ их эксплуатации. Расчеты, проведенные на детальных секторных моделях, показали, что эксплуатация скважины на депрессиях, пусть даже незначительно больших, по сравнению с давлением гравитационного разделения в пласте фаз газ-нефть и нефть-вода, приводит к конусообразованию газа и воды и их прорыву в скважину. Поэтому режим

174 разработки с ограничением депрессии на уровне гравитационного разделения фаз является предпочтительным по отношению к другим вариантам.

Привлечение опыта разработки месторождений-аналогов.

Для проверки полученных результатов был сделан анализ эффективности проектных решений на месторождениях-аналогах. Полного аналога Юрубчено-Тохомского месторождения в стадии добычи найти не удалось, из-за чего выбран ряд месторождений, аналогичных по ключевым геологическим параметрам. Среди них карбонатные месторождения Natih (Оман), Bombay High (Индия), Dulang (Малайзия) и другие.

С некоторыми допущениями к аналогам можно отнести известное терригенное месторождение Troll (Норвегия) из-за обширной газовой шапки, мощной законтурной области и продуктивности, позволяющей скважинам работать на гравитационном режиме. На всех месторождениях горизонтальные скважины являются наиболее успешным способом заканчивания (на некоторых месторождениях начинают успешно применяться многозабойные горизонтальные скважины), практически везде реализуется обратная закачка газа в пласт и отсутствует площадная закачка воды.

Поэтому можно утверждать, что предлагаемые решения для Юрубчено-Тохомского месторождения являются надежными и работающими на практике. Тем не менее, на месторождении существует ряд неопределенностей и рисков, обусловленных его уникальным геологическим строением и свойствами коллектора, которые необходимо снять на начальных стадиях реализации проекта.

Начато опережающее эксплуатационное бурение для отработки технологий и снятия основных рисков разработки месторождения: уже пробурено 6 горизонтальных скважин. Необходимо уточнение пористости по результатам прямых измерений на керне, в связи с этим запланирован отбор керна с каждой скважины куста. В случае изменения пористости на значительной площади месторождения необходим пересчет пористости и новый подсчет запасов.

На текущий момент времени в недостаточной степени изучены характеристики газовой шапки и динамика поведения газового фактора в горизонтальных скважинах при работе на разных режимах. В связи с этим в 2013 году планируется длительная эксплуатация скважин на разных депрессиях.

Заключение

В диссертационной работе обобщен материал по доюрским отложениям Томской области, выявлены закономерности формирования, распространения данных отложений, сформированы критерии, определяющие способ заканчивания бурения новых скважин. Также определены критерии очередности ввода месторождений в разработку. Сформирована программа ввода в разработку группы месторождений территориально расположенных в одном районе.

Отличительными особенностями и преимуществами предложенной концепции является следующее:

1. Выполнен обзор, анализ литологических исследований пород коллекторов юго-востока Западно-Сибирской плиты. Выявлены особенности геологического строения, закономерности формирования, распространения доюрских отложений Томской области.

2. Изучен мировой опыт бурения горизонтальных, многозабойных скважин. Предложена технология вскрытия доюрских отложений с минимальным воздействием на пласт.

3. Сформирована программа ввода в промышленную разработку законсервированных месторождений, дополнительная добыча от которых частично компенсирует падение по крупным, введенным ранее месторождениям.

4. Разработана программа доразведки месторождений (в т.ч. уточнения структуры порового пространства доюрских отложений).

5. Проработан вариант долевого участия каждого недропользователя в освоении группы неразрабатываемых месторождений.

6. Предположена значительная экономия финансовых вложений и соответствующее повышение экономической эффективности всей программы за счет комплексного освоения рассматриваемого региона. Определен альтернативный, комбинированный вариант транспортировки газа, конденсата, нефти данной группы месторождений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Паровинчак, Константин Михайлович, 2013 год

1. «Новая концепция развития газовой отрасли Томской области», ОАО «Томскгазпром», 1999г.

2. Сбор и систематизация геолого-геофизического материала по доюрским отложениям на территории деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК, ОАО «ТомскНИПИнефть», 2010г.

3. Литология и коллекторские свойства палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты. В.В. Коротун, Гурова Т.И.: Отчет о НИР/СНИИГГиМС, № 35-78-16/1; инв.№ 2456-Новосибирск, 1980-221с.

4. Ненахов Ю.Я., Новгородов Н.С. О вещественном составе палеозойских карбонатных пород Нюрольского осадочного бассейна (Томская область) // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Западной Сибири.-Томск: изд-во ТГУ, 1979.-вып. 14.-С.25-28.

5. Тищенко Г.И. Геологическое строение и нефтегазоносность зоны контактадоюрского фундамента и осадочного чехла юго-восточной части Западно1 /8

6. Сибирской плиты, Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук, Мингео СССР, СНИИГГиМС, 1978г.-244с.

7. Огарков A.M. Геологическое строение и закономерности размещения месторождений нефти и газа в верхней части палеозойского разреза Нюрольской впадины (Томская область): Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук Новосибирск, 1986.

8. Изучение геологического строения и нефтегазоносности палеозоя Нюрольской и Усть-Тымской впадины: Отчет о НИР / ТО СНИИГГиМС; A.B. Ежова.-Томск. терр. фонд, геол. инф.-гр №80067960; инв.№2656.-Томск, 1982.-245с.

9. Литология, условия формирования и коллекторские свойства палеозойских и юрских отложений Томской области: Отчет о НИР / ТО СНИИГГиМС; A.B. Ежова.-Томск. терр. фонд, геол. инф.-гр №35-82-11/6; инв.№2973.-Томск, 1985.-193с.

10. Изучение литолого-петрофизического состава пород нефтегазоносного горизонта зоны контакта Чкаловского нефтяного месторождения: Отчет о НИР / ТПУ; A.B. Ежова, Томск, политехи, ун-т,- гр №01200314742; инв. №02200401962.-Томск, 2003.-71с.

11. Проблема нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке ЗападноСибирской плиты / Под ред. B.C. Вытемирского, A.A. Трофимука.-Новосибирск: Наука, 1976.-290с.

12. Палеозой Западно-Сибирской низменности и ее горного обрамления / Отв. ред. В.Н.Дубатолов.-Новосибирск: наука, 1981.-146с.

13. Запивалов Н.П., Сердюк З.Я., Залазаева JI.B. Нефтегазоносность карбонатных пород силура нижнего карбона Западной Сибири // Геология нефти и газа.-1978.-№1.-с.39-96.

14. Гурова Т.Н. Генетические типы пустот в известняках и доломитах // Нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока.-Новосибирск: Наука, 1981.-с.143-150.

15. Коротун В.В., Замятин М.А., Давыдов В.П. Типы пород-коллекторов в палеозойских отложениях юго-востока Западно-Сибирской плиты // Тр. Сиб. науч-иссл. ин-та геол. геоф. и мин. сырья.-Новосибирск.- 1984.-е. 106-110.

16. Ненахов Ю.Я., Новгородов Н.С., Романов Ю.К. О коллекторских свойствах карбонатных пород палеозоя Урманского месторождения / Новые данные по геологии и полезным ископаемым Сибири.-Томск: изд-во Томского Гос. ун-та.-1982.-вып.-15.-с.72-77.

17. Сердюк З.Я., Эренбург В.Г. О составе вторичных карбонатов в трещинах и корах фундамента осадочного чехла Обь-Иртышского междуречья // Тр. сиб. науч-иссл. ин-т. геол. геоф. и мин. сырья.- 1972.-вып. 149.-с.87-92.

18. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа.-JI.: Недра, 1981.-235 с.

19. Курбала Е.Д. Коллекторы нефти и газа в коре выветривания карбонатов // Геология нефти и газа.-1990.-№ 1.-е. 29-32.

20. Баженов В.А., Тищенко Г.И., Раев В.Г., Постседиментационные изменения выветренных палеозойских пород Нюрольского осадочного бассейна// геология и геофизика.-1983.-№11.-е.61-66.

21. Огарков А.М., Тищенко Г.И. Закономерности размещения углеводородных скоплений в эрозионно-тектонических выступах палеозоя // Геологическое строение и нефтегазоносность юго-востока Западной Сибири.-Новосибирск.-1989.С.4-12.

22. Ковешников A.B., Ежова A.B. Литология и условия образования девонских пород-коллекторов Северо-Останинского месторождения (Томская область) // Геологические формации Сибири.-Томск: Изд. Томского гос. универ., 1983.-е.103-105.

23. Ковешников А.Е., Ежова A.B. Формирование пород-коллекторов в карбонатных отложениях Нюрольского осадочного бассейна // Тезисы доклада Всесоюзного семинара по формациям осадочных бассейнов,- МГУ.-М., 1985г.с.269

24. Ежова A.B., Либина В.Ф., Мальцева О.С. Литолого-физические184характеристики палеозойских отложений Чкаловского месторождения (Томская область): Отчет о НИР / Томск, политехи. ин-т.-Томск, 1991.-162с.-Деп. во ВНИИОЭНТ, №1921.-нг 91

25. Ежова A.B. Условия формирования доюрских образований Чкаловского нефтегазоконденсатного месторождения // Материалы региональной конференции Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России / Под ред. A.B. Комарова.-Томск, 2000.-Т. 1.-е. 195-196.

26. Недоливко Н.М., Ежова A.B. Петрографический состав и история формирования зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений на Чкаловском нефтяном месторождении (по данным скважины 26) // Известие ТПУ.-Томск, 2005.-Т.308.-№3.-с. 36-43.

27. Ежова A.B. Генезис пустотного пространства и емкостно-фильтрационные свойства палеозойских коллекторов месторождений углеводородов томской области. Геология нефти и газа. 2007. - №3 - с.53-57

28. A.B. Ежова строение и генезис пустотного пространства в коллекторах нефтегазоносной толщи юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томской области) // Литосфера.-2007.-№4.-с. 102-110.

29. О.О. Абросимова нефтегазоносность доюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России / Под ред. A.B. Комарова.-Томск, 2000.-Т 1.-е. 193-194.

30. Баженов В.А. Грубообломочные отложения в зоне контакта чехла и фундамента Западно-Сибирской плиты // Геологическое строение и нефтегазоносность юго-востока Западной Сибири: Сборник / Под ред. B.C. Суркова.-Новосибирск.-1989.-с. 19-26.

31. Конторович В.А., Бердникова С.А., Антипенко C.B. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений южной части Васюганской нефтегазоносной области. Геология нефти и газа 2004.-№2.-с.8-15.

32. Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение горизонтальных скважин, 2008г, Пер.-424с.

33. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник; Под ред. А.Г.Калинина.-М.: Недра, 1997,-618 с.

34. A.C. Повалихин, А.Г. Калинин, С.Н. Бастриков, K.M. Солодкий Бурение наклонных горизонтальных многозабойных скважин.-ЦентрЛитНефтеГаз, 2011г.

35. Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть» И.П. Заикин, К.В. Кемпф, О.Л. Готлиб, C.B. Ефимов, C.B. Выхристюк, A.M. Насыров., ОАО «НК «Роснефть» 2009г.

36. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа, конденсата России.-М.: ВНИГНИ, 2000 г.-189с.

37. K.M. Паровинчак Концептуальная модель строения доюрских отложений Чкаловского месторождения. Территория Нефти и Газа Вып. 2/2013,С.42-49.186

38. K.M. Паровинчак, A.B. Ежова Особенности геологического строения, обоснование комплексного освоения нефтегазоконденсатных месторождений Томской области. Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть» -Вып.1/2012, С. 14-17.

39. Д.Е. Голубков, K.M. Паровинчак, A.M. Антонов, З.Т. Шафигуллина Повышение эффективности выработки верхнесилурийско-нижнедевонских карбонатных объектов Осовейского месторождения. Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть» Вып.2/2013, С. 35.

40. K.M. Паровинчак, М.С. Паровинчак, А.И. Фомин, К.Е. Латкин Экономическое обоснование стратегии комплексного освоения нефтегазоконденсатных месторождений Томской области. Нефтяное хозяйство Вып. 2/2011, С. 24-27.

41. И.С. Афанасьев, K.M. Паровинчак, A.A. Конторович, Е.М. Бирун, Н.М. Кутукова Система оптимизации проектных решений для разработки Юрубчено-Тохомского месторождения. Нефтяное хозяйство Вып. 6/2011, С. 10-13.

42. Ж 4!' 4 IV 2733-2742 2759-2732 ПД1Ш-1Г.10 1,Р1ПЧЖЛ Н-1л 43 1 б IV 2894-29ПП ИКС -ЯП 48 "Счло" 2914-2434 ПКТ-8И 204 'Ч Ч\ Iм

43. Результаты испытания скважин Северного лицензионного участка недр.

44. Рг 2492-25=1 2430.5-2434 2514-2510 2437-2439 ф||'>-1гь'ь Им срк::* пси игаши 1)'Г'|! Н,Ч мп1.и1. ДАН 1 1 | ¡^ию:« ггр-гда м ив |5.<0М| . „чЗ-'ехт

45. V iv.ll 1.1 II Ь! Ш'ПЬШШ!!)) ШИЖНИ М К;Ы1,»1НЧ-1'1 1И II иннлш011 1'?. 2Й36-3014 208 8-3014 1- 1580 Ч'Х.чд'» 1,, 2081 101

46. Рг 2936-ЭЭ14 293 7-29 аО 8 1'5.563 117.5 196.4 1-10.96

47. Н 3072 310. 3112-312(1 Н™ 1200 "С >.'ЧО'" 1.1 3110 105°

48. Г'л. 3072-3101 3078-3102 г-!«„. 1ЦЧО м 3(60 Ш4 01 р-г 3X14-3353 НИ 21 М-26,,-1 13 20 Ц 101 Ни 1-35

49. Рг ЗГЮ4-ЗПХЗ 3 Г65-3и83 Н,,-,.-296.4 305.9 М-80> •' I ¡Ь:г™ 31 ЗОЙ 4 114 Г<1>- 41 2 3 4 D 0 і S 1U li її и 14013 r¿ 2377-3323 303 С-Ж15 -і 131 1) О -4-І 12.; і 115 "

50. Рї 2977 юг.' 2004-2308 2094-2098 ни-ти К} 0 'lt'ü|!4'H|4 M. l'îpl'KnilU 2055 115" 1. Ива -14іб «сгчч-» fi ос, в f5." го4и-32'.о 3U14-31 41 ИЛ У і r-45 3120-32 Ой ип TÍV'J1 IIS

51. M 2978 2989 2982- 2088 1^-1230 «іЧС'» і a 2982 114"8 92.3 h tí 20)7-3050 3000-3Ö4Ü ІЙЇ 40.Ô» i« >4 t-51

52. V-г 3C07-31 Г>9 311С.-3124 k'2.0 м-112і 4

53. Рг ЗГім 7-31 fifi Зп74-З"81 Km -1233 4b.l Ï18,/. 31 и 119 " 3 5с; Мі, -У Mi ЗіЧ j-Jiiaü КА„-1Ш o:* v,» л-.чі wk jnuiiini

54. Pz 3107-3160 3057-306« Hít, 1ПС5 IUI I12i-f.i 308 59 90.3 Pf 2902-3248 3(120-3090 і-т- •■с v:-. о» 1-У t-47

55. Рг »32-3245 3I50-324S ІІІІ ■ 3189 114 11 120 t- 02

56. Ю SÙ.6 Р/ ЇМ 7-її 4; 2'<4 0-2353 кп Ч '■ ЧС' ■ г. 2043 103 " да 5 t-36ff 2047-3347 205(i-2ti61 m «0 t % О * 103 " Si) r-3fi 294 7-3347 3211-3342 -74 2 2 621,7 115^3150 115 и

57. Vi 2347-3347 ЗІЙЛ-ЗІЛЧ It,,, -I5Í\5 ІУ.У .М-Э6,., У>5 0.52047-3347 205 7-2965 І!.,, -124(і Ч-гчіу- 102 " li 04.0 Pr ЭЭЗ Ь- 32 І 5 3034-ЭЭ75 Ulf рас ra 4.3 »-10

58. С J 4 » 6 ■ « Ш Il 1 і 2 ІЗ 1412 88 i1.' MC НСИЫТ MEM ?v4

59. F? 290 0- 32 ( G 3130-31 4(" К,„ -820.5 2 «8.3 317 12CP 2.885 ІЬмм -WJ 2U.Í

60. P7 2300-3202 3053-3305 И^-КЫ 117.1 305.4 120°1. Ьнн -17 о Iq.8

61. Результаты испытания скважин Ломового лицензионного участка недр.

62. IV 33 'у'1 4 3250 2 163 1-52341 и.У 1303 7 111! 'с -.'99 10 и 1-50 3472 7 3367-5 1111 'о- да' -Чии 160 1-50 3465-351У 3 3414,1 1111 "с. да" 170 1-201

63. V ¡4,11,1 ;н М 11С1П. мни« (.кн. 1,1,11 II С с иеро-Д\ 1 шсш.ш о •нес 1 и|ЮЯ .¿кипи1115 1'2 2570-2577 24£В.5- П.Л*. :пг 1.3 27Г>'У1 261

64. J552-J-.fi! 2 449.5 4 о -'аи 2 8191 111.3 I'/ 2'"2п 7>;> 2544-2575 2432 7- ИИ 0 5 фиЛ. 1 А11 • 120 1-6 5

65. Результаты испытания скважин Крапивинского лицензионного участка недр.

66. РсПЛЬМ 1Ы НСПЫ1 аииисм.* {х.ии Краинптк'М'П* мссп^и^исипя1Л»"< а М 1*7 2908- 'ОХ' ^аи^гВС« ^оз,: 1 ни не 1 дгдд

67. Рс!> 11.1.III.I 11СП1>П .11111.1 С'кВЛЖНП Южно-Черсмшапскго! О МССЮриИиСНМЯ1. У. 4 | V; ц.' нш.-'1

68. У 7 17 2725-2735 ¿СТО 7-21>Зи 7 11Р-4 3 ¿45 ¿72 5 «2° 7;р 9 1-24 0 27к в II пд-ти Г' чГ> 20(1 8 2334.5-2573,~ 1..l4tt-.lll II.IIM1I.I II. км 17рэ агарки

69. Еіг~ҐІ Н~П| КШН1І II Г Іге.І.' 1*1 -л. І^іисН^ІХІ 11. (ПН МіІВ ІПІ Ч Л V ¡кс- гахі- прш -і і ні

70. Результаты испытания скважин Полуденного лицензионного участка недр.

71. К'ПО': псрф.-о 3033.п-31'40.П ¡^„.-шо 0 48 М-51.015|

72. Л 130.7 Гг. 1122-12и4 314Л1М1&" 3030.3-3315.3 Н^-113 "СУХО"

73. ЗиОи.и-зЫ.и 2000.8-2065.8 0.0 323.0 00" 1.63 2 №0.0-3068.0 32 1.8- 23 23,8 1.7 м-зо,.;, 98 2? 1.332 3 і ь 7 S 0 і" Ii 12 ІЗ i-l

74. ЦП 4 IV згоі-зкв ЗиЗа.и-ЛЧЗ-и 8-2X>4 8 11 52 •18-, 1.33

75. HC»uí>¡> пср|ч.р 303 5 0-3J45.0 2806.8-2'Ш.Х Ii,„-83 1.5 OS" U 25lles-l'JJ-j 0.3 144 1-65 инн 2

76. J¡u5i (j-л.ли 2916.3-2533.3 0 28 H^MÍI'Í К' o-но 0,45

77. Д('ІІ"5 iirp,l»r,p 304S.0-3J570 2913.3-2922.3 На*-ICSI 021 нс н.іч кса- 102 045

78. ЛОП.^Л пер-І^р 3072 0-3033.0 2037.3-2351.3 K^-184.5 ii.::nt.:i 0.5125 1528 Vt. ЗСВ1-3152 ЗП31.2-ЗП82.2 2£03.4-

79. МКС пер кг 3074 0-3080 П 2941.2-2147 2 Ш1 И ш-5 3,17 п.778 64 3 3128 106.5 148 12 0 0.426 138 7 НПЧ1.< 1111 4 Г/ 21Й6-ЖШ 316!"' 3147 3046.0-3075.0 2007.3-2036 3 ПН "СТЧО" 1- |'П чин

80. Ф 3079-3186 310-31 ll.il 2Э63.4-5>«4 4 И1! ХО" 17м 1-66 МНИ3 124 н-3173 н 299 7,4-3046,4 \УХО" 1 1-55 чшн 20 138 5 1- ! 3028-3072 3023 l-.iUr.Ul 2884.6-2:С1.6 ("Г "СУХО" 32» 4 138 .а 1-75 чип

81. Ф Э372-3133 3043.15-31 Л 0 204 5.1-2981.5 НИ "СУХО" 125 1-75 мин

82. Ж 1311.6 I" 1'. 3(140-3033 31.4(1^^44 0 К.-11и4 I | 11 | и^б29С|<1.4-2'| 17.4 щ пг> и л.1яни<5нныч ра\.1 к <огч;.>. 1 |.:н 111.1

83. И^-ШВ; 15';;, 0.71 100' 0.0234 137.3 Р," амн 31 и 3050 0-3115 и 2Ш 2,7-2477.7 ИМ "СУХО' Г 13» 1-50 <ннп 1324 I.!.1 >.141.и-|55.| | 2008.6-20 22 6 1-.П "СУХО" 97' 138 7 1-35 чин.

84. Ж 192 2 Р.*. 11!, Ич 111! 11'о iy.iiы :т.1 псньн.шня гкг-ижчш lv.i ni¡нм:1м!' м 14" 1 1>| ц.-|.К'и1 ш

85. ЗІЗООЗІЗОО 2507.4-3006.4 Н,,„-1732 "С і хо"311І.и-3128.0 2078.4-2005,4 Нл-12А» "СУХО" 101« 188.0

86. M I-IIJ 30.(6-4515 3427.ri-35nx.fi ЗІ'Ао-¿377.6 Ші ,,3144.0-3712 0 3513.G-3581.U un N 3930.0-30Г'ГШ 3»Ж6-Й59.6 un с 12.7 4П03П-4112.li 397 2 5-3981,6 Ht" 14.6 4412.0-4432.0 428 1.6-43Ш.6 ЙІКО-73 " : \

87. M I'H > ' I4S. M -2ilJV J

88. I.C mHV 44.її' ; im UM з

89. Pis» И.1.ІП.1 itriii.iMiiif» cKi.m.iiit 5,ш,ідиіі-Осї л.генії плин l.liii1 1 • 2s. 1? (К 2 V 5 ' ^ им "cv so" Iii i-7ö >nîiî

90. КУ>А IM I4>;iïhsi> j-чім s;:-, і >> roicíi . its í 1IKT і В kOlilS І5ІІ t -'C^.CI*1 і 1 S.Í l-y-ï'i I IÍ-ГІЧ- Ii i;mi .; -ч ,, .: н.та l-r¡ к.яз içr^iy;- "ÍУ,\' і'

91. Pz 30КЛ- î'"5ô IUI п f-na із: ЧИЙ

92. М,>Лиі' .s МП ro t-НІКИИз«гйлМ12: 0 2i!(7?-îi 2vS IUI VC-I'l ь ІЛ ок- : Ч.1') SÍIJ35 -I0I,KÏ21!?,5 un Г'ЛС^ Iі. С 111 ^.ЧХМ 1 І.1Л ЫО^мии s ИЛ *cvv»" 1 ->> •-ІІИКшіі

93. MS'»- >4ï» ^ IUI ■. ід ¡-.г.: 161 S-7Îs IUI е пі Г'-"1^ 1.7с. Iii 1-50 siisii im 027 И" і-3d мин ш

94. Ф 2 5- <§ HI! :v:<-1 Ii. s 5 мив

95. Й 2 '•VH-.Oj' ä 31 М-31'ís ІЦШІИ»2{> HíisiH-yl1 î 1 KM 1 ^ft. '-г-н»,™ * >» <<»«.-;< le i 11 : is; 1.ІІОІ.К {Jl'y foil if 1ІІШ > 2: л V .'>1.1 Ш*2.І i f» 1 о ■і с1.l 4M 1. 1 .0 7 1 1 І"31., л'!.с ішг- ms "Ii

96. Зої-: «1 И J C%2 1 1 1 11' >it с •i №. J 1 4f> 1 1 и і;iiV лн Vif- > 1 1 і,«

97. Л <т ї > г --ад-i î lili И'Т ïJ^yф "■C'^Siíi ^ю;--" мі ІГН Irií5 им 7$ Pi ЧАІ- < г; ШчЇКПЇЧїХ* її K't*

98. V, »im l/i4 M.J'I і < і I'Hняіім;1!? hr IL-jsi, Iі-- • i« м-гзі'і І'Л іm Г? г«>-зг,і<> "»MO ry» 1Ь»> П"; Х> ІТЧ* JU 1 ч'/- -ff

99. Ч 1.' ї 1' 0 "»A3 "''«S. CIV і MO

100. Ft ,iiі.» »сим иніім Ск'иа'л'ин І орлч-нскон II ІШІІ.ІЛІ<¿2 ; ІС> :чо im Vi Ч'Л иіі 1 *> 1 Í0

101. I >11 | Г 3 ^ Г 1 ; II-51111 12 * 1 г I "ЪНи П1и с •• Г, < .1).; чч! НИ 1 • 5 ЧИП 1Ь ( р 2ё 0 2"2> ^ ^ > 1Ш •.! 'С * 4 * яле®-® п О,11» 1 И У * 1 1 1 1 Ч 1 \>> 2-1-.» л 15 1 Цинк —'1 ! к\ 11

102. П г 1у«)с>-> > 1 о Г Лпч -42 ч ,я пь^г КО^УЙ п :

103. М." , < и;.: | 1141>|1«1ь«1 1 |<г|

104. Результаты испытания скважин Герасимовского участка недр.

105. Ь.,. V I! 11 С? У! II Л. 11». ¡V гш* х^г ^ * ТШ! ' 1 СМ, .А I •'! > ! 1 >- к Ж 1 Я 11 "» Ч 1 1 3а*» V- ¿V Ьт V? V. | «коти V V V? - ' 1 - 1 Ь I « 11 1. ь 1 •

106. Ч^* 1! ^ Н-,.-! 'С4> :ч1 ГЧ

107. X " і ) síí і 2" і" і 2 ".u 1 -- С-414 U i i"> f«i 1-Х С 1H и< і ai-if 4 4 Ï' ол 1 І1 í ne-

108. Mx 1 < ^ ne- íl 1 1 г. <, -, І-Ь.4 1 і'

109. J К ЧН II 4 1 -11 Ь- 1 П X1. 1 и* u vT 3 -•»чд г ;ЙГ > МП 14 t *JW ii s Г2 ,31*. 114 1 l ч (t( - ■ •./, П.,

110. J II411 ! ■Хч -vil ,. --ні- Î. 11д„ 1 1 Хї-Іч і PI 22^ ^- ■> z"-" > > г M-Í:I і 1'і4 vi ь í і/; — дг -J« 1 П 1-1 і

111. HVX ir." > 1 liäiil ї- -. Г-- „ш -і'-' i f :!!?! t. •>,/. і > ' ärä--.'- ^i X ч1.., I'- 1')- aotn • tKfç-ix •»S і --Ч і 1 ll«., I-'I ft € 11 1.1 1Ä м--йі і 1 " j-,h. 17 Ii J^H і іЧ a.» і--г»)«-- H2t, -і і і M "Si < si Є> 1 '5' s

112. Ъ 11 —s* t і -ч - - % і- л M-ÍOI >ч 1 : Î

113. Ji. h 2>х 2 ^ ^ Н. о 1--'. № ЫГ11 Ці І і ИКАЙ 1 Hl

114. V. ¡ \ IfctU uUlí tili« IC.V чі Cl > Í H»!. • . , 1» "J • aw 1-, « ч" -Ai ni 4*1 1 * Ш і ■ЧУ- lix»

115. ДОІИ 1 перфзр -ЧЛІ fkCSVÎ « -«nil * it "Ч П і І ЛІ j ** j *1 114 ' 1 2 ч ^ -Af- » -S 5 і*1*'" ' "о її* V HM 4 S El ïU Í і ПШ,\ІЇ> г 1.1» ULCÍW ».

116. Результаты испытания скважин Аленкинского участка недр.

117. Результаты испытания скважин Малореченского участка недр.

118. A M ■íiTf i -sr 27 IbZ 1 У-'- 04от-Ал; *>от . нал Ий^-Т'ып вЯ'М-1 Н.Шфга & М1 ЦП ИИ !1 кп'Лква отмсгга Ддаыстр Ш1% цщм, Д1ШЧМ 41» пай ХТ^КВк 1 |П -ЛПЙ ™нл,вС <11.4 Дсп- СИЯ, ЛР 1 , 11Г4С" Р.-ВЖН- сатаи!: к .-4

119. IV 'п,1а ы 1|ы 1анмн ск'иа.кии А икч аилршя к. >н и 1.1 ша. ш1 | (почили \

120. МН'у Н.'ШР И" („К !• П. " 21 . „ .я ■И'г '.631 Наин 1*2 1" 14' ¡«11.1а« Ы Ш'НЫ 1.1МММ СЬ'ИНЖНМ Ю'гКШиЛж'К'синИ ¡ЛНН Ь"11»1 ll.lltMl.L1M

121. V? 2v.i-.iiii; 1 1.7111»- 1 1 "'51*1Ч\ 11. ним !1гш.ман1ш псинжпн II н.аул гинин минтаи ** М 1 ."Ш "" I' ■

122. ЦП '. 11'"'''| Ш.11Г1Ы, лнн

123. В: 1 \ Гк4 Н' Ч14 Пг\И>ЗЬ711*ми с

124. Г/ 24" 1 21 " 41 2-1 2 1 С ;чк М! -('А 2541 ---.¥. 145 1.8 46

125. Грш |.>пл'1Ц ими II 11111:1 и.7 75 М 2-.4-.-2412 К" 1. К'аидак'онгкии шишиыь

126. Ьи'.инли'Я.ли 1К|,мн птипа,II,1 •у> г ни и >-.п V V <" 1 УО 1-Р

127. Иркючноо м< Ч10р1>Ж„Н'П1и'4у2 2"52-2&4 2653,8-2''54.8 ИП "сч чс>" И* 1-55 чин 1 52,1 Р7. НС ИГГНЛЬПЫ.-ЕД

128. J ¡ íl, 4 PZ Ні. H„tllílblí*l .4

129. I« ііктлмогі'п'їїскпх ПО» ОДЫ -ОСЛІ.ГДМІПІ.С^І-in t .««««и: UB «г «M«.«-« '"•«-І«» « 1«. V .■«. .nur . 1ИНШ1ЫГ • . . .и. 14 1 чаьишшы» 1 І'Г.ЧК» >|i MlfBU Щ .!•« 1.J

130. К^н.нЫг;«.««!» ІН «1 ИІАІМШ• il Ml.!- Г M,.««!«

131. H '»i». I.'uf»u. » H *«. .1 : . .1. H '«II' ІУ'ЧЇЛішА» '.'И

132. Wa. il. 1. »-««It. а .* ВНlu a.i-o-fil <<•>.■<. *4- шшал Mf4WMUmiafa««iMMa -.favi* и.an ІНШІ k|i it («Мы

133. H AIM.-' f| . fimat 44.* ---------- I . •*-■•.•>< .114y ' **ii *T KlMlUMlUt

134. V 1 IWW.«.»J» IP » »f « ІІН.Н1. И нла i lu.w U^MUM. P ti'MI ' -"-• ! M ■ ' "- •»■•»•41 •'P : in * MI '■■■І IIIIніші . . ' «wvttMkMfe 'T ІГІІХ.И. «іичамн«' mi-»• 1. »Mill. Ml»-«*

135. M . . 1 If 1«|

136. В Ун-.га-чмг ».'IP меіам.^а) »(Амін iMf> иигмі.мА А>|ффІІІ IV+ Mmct iMikH1. Ч. T.rilut 1. К. IP ««Vf.и. . .,„Лі, 1. АІІИ«.-«

137. K. tllMMKl1 і. »-,.i,u .*Л»іиx

138. V. W. .4. -P •M ' "1» ldl *»tf«. I W*||; V. II.'|»4J

139. N. »tu.il» 11 IIM*t . . • -| lllirv »,4 Іип^ши.'.'ІГ IДИМЫ 1 іфф4 IHM« ta в»«i I.U« u«t««ui*N

140. Mcpw-Afcu«.« l.'P r«ati«II* » IM .4. 1 1 P І.Г. .Г .

141. Нмгамижмм і P : . .

142. Классификация горных пород

143. По условиям образования (генезису) горные породы делятся условно на три типа: I. Магматические П. Метаморфические Ш. Осадочные

144. По содержанию кремнестслоты (.ЪЮз.,?«) среди магматическік пород выделяются группы:

145. УлыраосноБНые (3 0-45°. &)2. Основные (45-53*о)

146. Средние (53-64?«). В данной группе пород в зависимости от содержания шелочньк элементов О:а:0-К:0) выделяют ряды:а) ряд нормальной щелочностиб) ряд умеренно щелочной (субш елочной)в) ряд пелочной4. Кислые (64-?3*о)

147. Группы ма:лготических пороО 6 завпсаиости от содержания юемкекапоты Псимеяы повод

148. Пктррионигі клее с Эффршный К1СССоливиниты. дунпты. перидотиты, уртптьг пикрпты. кимберлиты

149. Кислые граниты леикограниты. гранодиориты. рапакиви риолнты, дадиты1.. Метаморфические горные породы

150. Химически активные газы и растворы

151. В зависимости от того, какой из вышеперечисленных факторов преобладает выделяют следующие три осеовных типа метаморфизма:

152. Тип метаморфизма Преобладающий фактор

153. Контактовый метаморфизм Высокая температура1. Ориентированное давление2. Динамометаморфизм3. Региональный метаморфизм

154. Высокая температура и давление

155. Вомооразаанные породи роговики яатаклазиты Мпдонины

156. Тектонические брекчии Кристаллические славны Гнейсы Гранулнты Амфиболиты Кваршпы Эклогиты1. Существует также:

157. Ультраметаморфизм пропесс. прн котором происходит частичное плавление вещества и в метаморфической г.п. происходит послойное внедрение магматического материала. Породы, образованные в результате такого пропесса - «мигматиты

158. Полпметаморфизм пропесс. при котором происходят неоднократные преобразования вешества.

159. Метасоматоз преобладающий фактором являются активные газы и растворы, переносящие химические компоненты, приводящие к изменению химического состава. Породы, образованные в результате такого процесса «сскарны».

160. I. Осадочные сорные породы

161. По вещественном:/ составу и генезису выделяются следующие грлтоты осадочных пород:

162. Обломочные, которые в1 зависимости от размера части» делятся на следующие подгруппы:

163. Классификация «тдриыу пород по размеру обломкое

164. Наименование поЛ.у\-ппыг рагчеи ооломкое Неспел {єн ш ицое анные Сие.ченгт&ооанн ыеокатанные неокатанные окатанные неокатанные

165. Кругшоооломочные ("ЛСефиТЫ'*. больше 1 мм) Глыбы Щебень дресва Валунник Галечник Гравий Брекчия Конломерат

166. Среэ?ео6ломочные (нпсамшы» 1.0-0.1 мм) песок песчаник

167. Мелкообломочные («длеврнты» 0.1-0.01 >ой) Алеврит (лесс, слиесь. еътлхозок) Алевролит

168. Глинистые ( <1пелиты'>. состоят из обломков диаметром менее 0.01 мм.)3. Карбонатные

169. Кремнистые Глиноземистые (аллнты) 6. Железистые8 Фосфатные

170. Соляные (соли) 10. Каустооиолнтъг