Региональное моделирование бассейнов различных геодинамических типов в связи с прогнозом их нефтегазоносности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Малышева, Светлана Валентиновна

• Малышева, Светлана Валентиновна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Малышева, Светлана Валентиновна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ БАССЕЙНОВ РАЗЛИЧНЫХ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ТИПОВ

1.1. ГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ ТИПЫ БАССЕЙНОВ

1.2. ПОНЯТИЕ УГЛЕВОДОРОДНОЙ СИСТЕМЫ

1.3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И У В СИСТЕМ БАССЕЙНОВ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ

ГЛАВА 2. МЕТОД МОДЕЛИРОВАНИЯ УВ СИСТЕМ

2.1. ИСТОРИЯ МЕТОДА

2.2. ОБЩИЕ ЗАДАЧИ БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

2.3. ВОЗМОЖНОСТИ СУЩЕСТВУЮЩЕГО ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ И ПРАКТИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ УВ СИСТЕМ БАССЕЙНОВ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ

3.1. БАЗОВЫЙ АЛГОРИТМ 1 НА ПРИМЕРЕ БАССЕЙНОВ КАРСКОГО МОРЯ

3.2. БАЗОВЫЙ АЛГОРИТМ 2 НА ПРИМЕРЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО БАССЕЙНА

3.3. БАЗОВЫЙ АЛГОРИТМ 3 НА ПРИМЕРЕ БАССЕЙНА ЗАГРОСА И ГИПОТЕТИЧЕСКИЙ АЛГОРИТМ 4

3.4. ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ БАЗОВЫХ АЛГОРИТМОВ ДЛЯ БАССЕЙНОВ ДРУГИХ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ТИПОВ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ЛИТЕРАТУРА

СПИСОК ПРИЛОЖЕНИЙ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Региональное моделирование бассейнов различных геодинамических типов в связи с прогнозом их нефтегазоносности»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. В последние годы широкое развитие получил метод регионального моделирования (моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных (УВ) систем или бассейнового моделирования), однако не существует единого алгоритма моделирования, универсального для всех бассейнов. В работе продемонстрированы подходы, оптимальные для бассейнового моделирования с целью изучения и прогноза нефтегазоносности традиционных и нетрадиционных коллекторов бассейнов различных типов.

Цель диссертации заключается в том, чтобы показать взаимосвязь УВ систем с геодинамической природой осадочного бассейна, и предложить возможные алгоритмы моделирования УВ систем в зависимости от типа бассейна, в том числе для прогноза нефтегазоносности нетрадиционных коллекторов в бассейнах различных типов.

Основные задачи:

1. Провести анализ существующих классификаций осадочных бассейнов по принципу их геодинамической природы, определить и систематизировать основные особенности УВ систем бассейнов различных геодинамических типов в связи с определением базовых алгоритмов моделирования У В систем.

2. Разработать базовые алгоритмы моделирования для бассейнов различных типов на примере бассейнов Карского моря, части ЗападноСибирского бассейна и части бассейна Загрос. Сделать рекомендации по применению базовых алгоритмов моделирования для бассейнов других геодинамических типов на основе особенностей их строения и УВ систем.

3. Охарактеризовать особенности формирования УВ систем в изучаемых бассейнах и дать прогноз их нефтегазоносности на основе моделирования.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в установлении наиболее важных для проведения бассейнового моделирования

особенностей УВ систем бассейнов различных геодинамических типов, в выработке специфических подходов к моделированию УВ систем с целью прогноза ресурсного потенциала нетрадиционных коллекторов. Кроме этого, в ходе работы сделан ряд выводов относительно строения рассматриваемых в качестве примеров бассейнов, формирования их УВ систем. Создана трехмерная модель Южно-Карского бассейна, на основе которой предложена модель формирования скоплений УВ за счет миграции из глубоких юрских материнских отложений. Сделаны выводы о преимущественной газоносности Северо-Карского бассейна на основе новой предложенной сейсмогеологической модели. Дан прогноз УВ потенциала нетрадиционных коллекторов баженовской свиты в районе Мансийской синеклизы и выделены перспективные зоны УВ скоплений на основе бассейнового моделирования с учетом формирования «органической» пористости нефтегазоматеринских отложений.

Защищаемые положения:

1. Бассейны различных геодинамических типов характеризуются рядом особенностей генерационно-аккумуляционных углеводородных систем: в бассейнах первой группы, формирующихся в обстановках растяжения и погружения, процессы генерации контролируются погружением, преобладает миграция УВ по проницаемым толщам, распространение материнских пород, коллекторов и региональных покрышек контролируется палеофациальными условиями, широко развиты неантиклинальные ловушки; в бассейнах второй группы, формирующихся в обстановках сжатия, процессы генерации и миграции УВ, формирования ловушек зависят от тектонических процессов, погружение материнских толщ и созревание органического вещества может происходить за счет формирования надвигов, миграция - за счет формирования ослабленных зон вдоль тектонических нарушений, разломов.

2. С учетом отмеченных особенностей УВ систем при бассейновом моделировании следует применять один из четырех базовых алгоритмов, разработанных на примере бассейнов типа надрифтовой депрессии (ЮжноКарский бассейн, часть Западно-Сибирского бассейна), пассивной окраины

(Северо-Карский бассейн) и орогена столкновения (часть бассейна Загрос). Для бассейнов первой группы следует применять базовые алгоритмы 1 и 2, не предусматривающие проведение сложных структурных реконструкций, включающие седиментационное моделирование и прогноз распространения и исходного содержания органического вещества в материнских толщах. Для бассейнов второй группы — базовые алгоритмы 3 и 4, предусматривающие проведение сложных структурных реконструкций и моделирование миграции, связанной с разломными зонами. Базовые алгоритмы 2 и 4 предусматривают прогноз ресурсного потенциала нетрадиционных коллекторов - сланцевой нефти и газа.

3. В результате применения алгоритмов установлены особенности формирования УВ систем бассейнов Карского моря, части Западно-Сибирского бассейна в области Мансийской синеклизы и части бассейна Загрос:

a) В Южно-Карском бассейне УВ системы между собой взаимосвязаны. Наиболее значимые юрские материнские толщи в предолигоценовое время в центральной части бассейна достигли зоны генерации газа, а в краевых частях бассейна оставались в переделах зоны генерации нефти. Прогнозируется преимущественная газоносность бассейна.

b) В Северо-Карском бассейне ввиду глубокого погружения и высокой степени зрелости предполагаемых материнских толщ, в палеозойском комплексе ожидается преимущественная газоносность. В качестве перспективных зон нефтегазонакоплсния выделяется Краснофлотский вал, поднятие Визе и седловина Макарова.

c) В области Мансийской синеклизы Западно-Сибирского бассейна отложения баженовской свиты обладают высоким нетрадиционным ресурсным потенциалом вследствие совокупности высокого содержания органического вещества, его повышенной степени зрелости, и образования «органической» пористости. По площади исследований наиболее перспективные области прогнозируются в районе Северо-Демьянского до Салымского поднятий.

d) В бассейне Загрос в южной части Курдского автономного района Ирака элементы УВ систем формировались на стадии развития бассейна пассивной окраины, заполнение ловушек происходило позднее, на стадии формирования орогена столкновения за счет миграции вдоль региональных разломных зон и надвигов. В связи с этим, перспективы связаны с приразломными структурами, расположенными на пути миграции УВ.

При личном участии автора работы выполнено бассейновое моделирование и анализ УВ систем для Южно-Карского и Северо-Карского бассейнов, западной части Мансийской синеклизы Западной Сибири. Проведено полевое изучение разреза и элементов УВ систем бассейна Загроса в южной части Курдского автономного района Ирака. Обобщены литературные данные и выявлены ключевые особенности УВ систем для различных типов бассейнов, предложены алгоритмы моделирования.

Практическая значимость работы. По результатам моделирования дан прогноз нефтегазоносности и выделены наиболее перспективные области скопления УВ в изучаемых бассейнах. Предложенные алгоритмы моделирования могут применяться для решения практических задач прогноза ресурсного потенциала и для других типов бассейнов, обладающих сходными характеристиками УВ систем, такими как: состав и характер распространения коллекторов, материнских толщ и покрышек, преобладающий тип ловушек, характер миграции углеводородов и др. Показано, в каких типах бассейнов целесообразно оценивать нетрадиционный ресурсный потенциал. Результаты работ выполненных в рамках диссертации использованы при подготовке планов ОАО «Газпром нефть» по лицензированию в РФ. Предложенные алгоритмы моделирования могут быть использованы при разработке методических рекомендаций для проведения бассейнового моделирования.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на

th

российских и международных конференциях: 5 Saint Petersburg International Conference & Exhibition (EAGE, 2-4 апреля 2012 г., г. Санкт-Петербург); European Geosciences Union General Assembly 2012, (22-27 апреля 2012 г., г.

Вена); Международный конгресс GeoHannover 2012: GeoResourses for the 21st Century (1-3 сентября 2012 г., г. Ганновер); Международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии Французского института нефти и компании «Beicip-Franlab» для решения задач разведки и разработки нефтегазовых месторождений» (19-21 марта 2012 г., г. Тюмень); IX Международная Конференция «Освоение шельфа России и СНГ-2012» (17 - 18 мая 2012 г., г. Москва); Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии» (25-29 сентября, 2012 г., г. Санкт-Петербург).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, включая тезисы и тексты докладов конференций, в том числе 7 статей в журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ: Нефтяное хозяйство, № 12, 2012 (2 статьи); Геология нефти и газа, №1/2, 2012; Нефтяное хозяйство, № 12, 2011 (2 статьи); Нефтяное хозяйство, №12, 2010; Вестник СПбГУ, сер. 7, вып. 4, 2006.

Фактический материал. При выполнении бассейнового моделирования были использованы геолого-геофизические данные ОАО «Газпром нефть» и ООО «Газпромнефть НТЦ», а также литературные источники и фондовые материалы. Характеристики углеводородных систем для бассейнов различных типов обобщены автором на основе изучения большого объема геолого-геофизической информации по бассейнам мира из опубликованных источников и комплексных баз данных, проводимого автором в течение нескольких лет работы. Кроме этого использованы результаты полевых наблюдений в районе Северного острова архипелага Новая Земля (2005 г.), Скалистых гор (Канада, 2012 г.) и предгорий Загроса (Курдский автономный район Ирака, 2013 г.).

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения. Общий объем диссертации 138 страниц, в том числе 33 рисунка и 4 таблицы (в приложениях). Список литературы содержит 110 наименований.

Автор выражает благодарность научному руководителю д.г.-м.н., заведующему кафедрой Геологии УВ систем РГУ им. Губкина Сергею

Фаизовичу Хафизову за всестороннюю поддержку при работе над диссертацией и внедрении бассейнового моделирования в практику региональных исследований ООО «Газпромнефть НТЦ». Глубокую признательность автор выражает к.г.-м.н. Наталии Николаевне Косенковой, к.г.-м.н. Юрию Владиславовичу Филипповичу, к.г.-м.н. Владимиру Евгеньевичу Вержбицкому и Виктору Евгеньевичу Васильеву за ценные советы при выполнении работы. Автор признателен за помощь и консультации экспертам Ве1с1р Ргап1аЬ: к.г.-м.н. Марии Леонидовне Сен-Жермес, Жан-Мари Легль, и Пьер Ив Шенет. Большую благодарность автор выражает коллективу ООО «Газпромнефть НТЦ», в особенности, Дмитрию Константиновичу Комиссарову, Роману Ринатовичу Мурзину и всем, кто вместе с автором принимал участие в работе над региональными моделями, описанными в работе. Также автор выражает благодарность руководству ОАО «Газпром нефть» и ООО «Газпромнефть НТЦ» за возможность использования материалов для написания диссертации.

ГЛАВА 1. УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ БАССЕЙНОВ РАЗЛИЧНЫХ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ТИПОВ

1.1. ГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ ТИПЫ БАССЕЙНОВ

В последние годы заметно возрос интерес к осадочным бассейнам (ОБ), и особенно к нефтегазоносным бассейнам (НГБ), их истории формирования и развития с позиции геодинамики и геотектоники (Хаин, 2001; Аплонов, 2001; Хаин, Ломизе 2005; Шеин, 2006), а также к вопросам взаимосвязи геодинамических циклов развития литосферы и осадочных бассейнов и их нефтегазоносности. Среди современных российских исследователей, уделяющих особое внимание этой проблеме, стоит отметить В.Е. Хаина, К.А. Клещева, B.C. Шеина, В.П. Гаврилова, A.M. Никишина, Ю.Г. Леонова и Ю.А. Воложа. Согласно современным представлениям, образование осадочных бассейнов обусловлено горизонтальными движениями литосферных плит и изостатическим выравниванием отдельных их частей (Шеин, 2006).

Проблема взаимосвязи нефтегазоносности и природы нефтегазоносного бассейна не может быть решена однозначно, так как абсолютно идентичных бассейнов не существует. Тем не менее, анализ бассейнов, их классификация, обобщение, поиск ключевых факторов, определяющих нефтегазоносность, представляет собой исключительно важную задачу для прогноза и поисков новых скоплений УВ не только в новых и недоразведанных бассейнах, но и в уже довольно хорошо изученных бассейнах, известные продуктивные комплексы которых уже находятся на стадии истощения.

Осадочные бассейны представляют собой крупномасштабные линзообразные геологические тела, формирующиеся в областях преобладающего прогибания земной коры в различных геодинамических обстановках и выполненные слабодеформированными осадочными отложениями. Вместе с тем существуют различные определения ОБ, в основе которых лежат их условия формирования. К примеру, в монографии (Allen, Allen, 2005) ОБ рассматриваются как «области длительного прогибания земной

поверхности, основными движущими силами которого являются процессы, протекающие в астеносфере». ОБ классифицируются по типу литосферного субстрата (континентальные, океанические, переходные), их положению относительно плитных границ (интракратонные, окраинноплитные) и по типу движения литосферных плит, с которыми связан бассейн (дивергентный, конвергентный, трансформный).

В соответствии с геодинамическими циклами развития, а также и с изостатическими процессами, протекающими в земной коре, классифицируются осадочные бассейны B.C. Шейным. Согласно (Шеин, 2006), бассейны формируются как во время дивергентного периода развития литосферы, так и во время конвергентного периода и периода блокового расчленения литосферы (период изостатического выравнивания).

В понимании Ю.И. Галушкина, структура осадочного бассейна также является «результатом длительной и часто многоэтапной эволюции...» и анализ бассейна «должен базироваться на эволюционном ряду развития литосферы» (Галушкин, 2007).

Коллектив авторов одной из самых обширных отечественных монографий последних лет, посвященной проблеме осадочных бассейнов (Леонов, Волож, 2004), в качестве ОБ рассматривает «современные отрицательные структуры осадочного чехла, т.е. впадины, заполненные осадочными или осадочно-вулканогенными породами, в их современной конфигурации», при этом разрез ОБ включает последовательность пород, образовавшихся в исторически сменявших друг друга палеобассейнах, контуры которых не обязательно совпадали с контуром сформировавшегося в итоге ОБ.

По определению А. М. Никишина, осадочный бассейн - это «область консолидированной земной коры любого типа, перекрытая чехлом недеформированных, либо слабодеформированных осадков», что так же подразумевает разнообразие вариантов формирования ОБ и возможность их заложения как на континентальной, так и на океанической коре (Никишин, 2001). По Никишину A.M., бассейны подразделяются на следующие типы:

отшнурованные бассейны, остаточные бассейны, новообразованные бассейны (прогибы, сформировавшиеся за счет погружения коры).

В осадочных бассейнах могут существовать условия, благоприятные для формирования УВ систем, в таком случае осадочный бассейн может являться нефтегазоносным (НГБ). НГБ, в свою очередь, характеризуются различными условиями формирования и степенью интенсивности деформаций осадочного чехла, что непосредственно оказывает влияние и на УВ системы.

Изначально понятие «нефтегазоносный бассейн» в отечественной геологии было предложено И. О. Бродом в 1947 г. в качестве альтернативы существовавшему ранее понятию нефтегазоносной провинции. Не смотря на то, что понятие нефтегазоносной провинции используется до сих пор наряду с понятием нефтегазоносного бассейна, существующие подходы призваны решать задачи разной направленности (Каламкаров, 2005). Появление понятия нефтегазоносного бассейна было вызвано необходимостью отразить связь нефтегазообразования с осадочными бассейнами (Баженова и др., 2000). Основы бассейнового анализа были разработаны в этот же период И. О. Бродом и Н. А. Еременко, позднее метод получил развитие в работах В. Е. Хаина, Н. Б. Вассоевича и других российских и зарубежных исследователей (Дмитриевский, 1998).

Как отмечают Дьяконов и др., НГБ «первоначально диагностировались по структурно-геоморфологическим признакам, что позволило впервые произвести выделение бассейнов на всех материках и на шельфе». Позднее была предложена классификация НГБ по морфогенетическим признакам, где НГБ рассматривался именно как геологическое тело, сложенное осадочными породами, при эволюции которого происходит генерация, эмиграция, миграция и формирование скоплений УВ. В соответствии с этой типизацией НГБ, онтогенез нефти связывается с историей развития бассейна (Дьяконов и др., 2002). На основе генетических классификаций НГБ было произведено районирование материков и Мирового океана (Хаин, 2001).

Автору ближе всего определение НГБ, данное Ю.И. Галушкиным, в основе которого лежат представления Высоцкого и Кучерука (1978): «нефтегазоносные бассейны - сравнительно крупные осадочные образования, в которых реализуются процессы генерации, миграции, аккумуляции, консервации и разрушения УВ, приводящие к формированию, а иногда и к разрушению месторождений нефти и газа» (Галушкин, 2007).

Некоторые авторы группируют нефтегазоносные бассейны по принципу их геодинамической природы. К примеру, В. П. Гаврилов [10] предлагает использовать понятие «пояса нефтегазонакопления» как «ассоциацию территориально близких нефтегазоносных бассейнов (провинций или областей), в пределах которых образование и накопление нефти и газа протекало под влиянием определяющего геодинамического режима недр».

Далеко не каждый ОБ является нефтегазоносным, поскольку нефтегазоносным бассейном мы имеем право называть только бассейн с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Поэтому для недоизученных бассейнов, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана, применяется термин «перспективно нефтегазоносный бассейн» (ПНГБ). Объектом бассейнового (регионального) моделирования могут быть и те и другие бассейны, поэтому можно постулировать, что таким объектом является именно осадочный бассейн как более широкое понятие.

В процессе эволюции бассейнов сменяются различные геодинамические режимы и контуры бассейна видоизменяются. Тем не менее, обычно под контуром ОБ, понимаются его современные контуры, независимо от контуров палеобассейнов, соответствующие либо зонам выклинивания отложений, либо тектоническим границам (как, к примеру, происходит в бассейнах предгорных прогибов, граничащих с коллизионными поясами) (Леонов, Волож, 2004).

Тем не менее, вопрос о том, где именно провести границу ОБ (или соответствующего ему НГБ), не так прост, особенно в областях, граничащих с горно-складчатыми сооружениями. Классически ОБ считаются области с незначительными или умеренными деформациями осадочного чехла, однако,

как известно, в складчатых системах, где отложения не подвергнуты значительным метаморфическим преобразованиям, существуют благоприятные условия для существования и функционирования УВ систем. Эти зоны до начала деформаций представляли собой ненарушенные и слабо деформированные области ОБ, где процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления могли либо протекать, либо не протекать до главной фазы деформаций в силу каких-либо геологических причин и активизироваться благодаря тектоническим процессам (формирование структурных ловушек, зон улучшенных коллекторов за счет тектонической трещиноватости, погружения материнских отложений в зону нефтегенерации/газогенерации за счет тектонических движений). В случае, если УВ системы уже сформировались и функционировали до начала коллизионных процессов (либо формирования внутриплитных складчатых поясов), под действием тектонических процессов эти УВ системы могут перестраиваться: переформировываются залежи, возникают новые тектонически ограниченные и комбинированные ловушки, также возможна расконсервация залежей и их разрушение.

В последние годы все большее внимание привлекают непосредственно складчатые области как перспективные зоны для поисков и разведки углеводородов. Интерес к таким областям стал активно проявляться в*90-ых годах прошлого столетия (Соборнов, 1997; Клещев и др. 1995). С позиций традиционного выделения ОБ, значительная часть таких областей остается за пределами выделенных современных контуров НГБ/ПНГБ. Проблема районирования НГБ не рассматривается детально в данной работе, однако при рассмотрении и тем более при моделировании ОБ и УВ систем, необходимо этому вопросу уделять самое пристальное внимание. Об этом же пишет К.А. Клещев с соавторами (Клещев и др. 1995): «...внешние зоны горно-складчатых обрамлений являются не ограничением НГБ, как это предполагалось ранее, а их составной частью...». Эти же авторы обращают внимание на то, что под надвиговыми чешуями, под «новообразованными и комбинированными типами горно-складчатых обрамлений» могут существовать очаги генерации УВ.

Отсюда следует второй проблемный вопрос оконтуривания бассейнов. Если не учитывать контуры палеобассейнов и краевые области бассейнов к настоящему времени деформированные складчато-надвиговыми дислокациями во внешних зонах складчатых систем, то при моделировании УВ систем это может привести к ложным выводам и не решить задачи прогноза, а только еще больше увеличить неопределенность.

Как отмечалось ранее, данная диссертационная работа основана на концепции тектоники плит, поэтому далее будут рассмотрены только существующие генетические классификации ОБ/НГБ, которые наиболее широко распространены, в призме их геодинамического положения и природы. Существует большое количество различных классификаций и типизаций ОБ и НГБ, которые детально рассмотрены в работах (Busby, Ingersoll, 1995; Леонов, Волож, 2004; Шеин, 2006; Бурлин и др., 2007; Busby, Azor, 2012) и др.

Типизация бассейнов у разных авторов может несколько отличаться (табл. прил. 1), тем не менее, в основе большинства классификаций лежит представление о цикличности развития земной коры и формирования ОБ во взаимосвязи с этапами формирования океанов и континентов, известного как цикл Дж. Вилсона (Леонов, Волож, 2004; Allen, Allen, 2005; Шеин, 2006; Гаврилов, Галушкин, 2010; Burke, 2011). Эволюция ОБ тесно связана с глобальной эволюцией литосферы, начиная с раскола континентов и образования молодых океанов и заканчивая коллизионной фазой. С каждой такой фазой развития литосферы могут быть связаны свои особенные типы ОБ.

На (рис. 1, табл. прил. 1) приведена геодинамическая типизация бассейнов, формирующихся на этапах развития земной коры в соответствии с циклами Дж. Вилсона, объединяющая существующие классификации осадочных бассейнов разных авторов и построенная с целью дальнейшего выявления особенностей УВ систем таких бассейнов.

1 - Континентальный рифт

2- Новообразованная океаническая кора в протоокеаническом троге

\

3 - Пассивная окраина

I У Океанический бассейн

со срвдинмоокеаннческим

4 - Конвергентная окраина с аккреционной призмой

Попаду*™*1« fiarcfli

Океяиичлоая впзд/-э

5 - Закрытие океанического бассейна

Су&цукЦЧЯ СОХ

6 - Континентальная коллизия

Внутри

ГДВИГИ

Задугсвои бассейн

Бассейны континентальных рифтов

Бассейны океанических рифтов

Отмирание рифта

Бассейны пассивных окраин:

Бассейны пассивных окраин Атлантического типа (магматические/ амагатические)

Бассейны трансформных окраин

Бассейны активных окраин:

Преддуговые бассейны

Междуговые бассейны

Задуговые бассейны

(Эрогенные бассейны:

Предгорные

Внешних зон складчатых систем

Межгорные

Коллапсные (переходный комплекс платформ)

]

Инверсированные рифты

Недозакрытие океана

Остаточные

Рис. 1. Геодинамическая типизация бассейнов в соответствии с этапами цикла Дж. Вилсона (переработано автором с использованием различных источников, а также иллюстраций на основе (Allen, Allen, 2005)).

1.2. ПОНЯТИЕ УГЛЕВОДОРОДНОЙ СИСТЕМЫ

Углеводородные (УВ) системы (или генерационно-аккумуляционые УВ системы) представляют собой совокупность активных нефтегазоматеринских пород, связанных с ними нефти и газа, а также все элементы и процессы, необходимые для формирования скоплений нефти и газа (Magoon, Dow, 1994; Peters et al, 2009). Необходимые элементы УВ систем включают материнские породы, породы-коллекторы, покрышки, перекрывающие толщи. Процессы УВ систем включают формирование ловушки, генерацию, миграцию и аккумуляцию УВ. Все необходимые элементы должны таким образом располагаться в геологическом времени и пространстве, чтобы необходимые для формирования скоплений УВ процессы могли иметь место.

Согласно (Hantschel, Kauerauf, 2009), впервые термин «oil system» («нефтяная система») был предложен Доу в 1972 г. на конференции AAPG в Денвере в контексте корреляции нефтей, а также нефтей и материнских пород. Опубликована концепция Доу была в 1974 г. Термин «petroleum system» («УВ система») был впервые использован Перродоном в 1980 г. Независимо от него в 1984 г. Демайсон предложил термин «generative basin» («генерационный бассейн»), Мейснер и др. в 1984 предложили термин «hydrocarbon machine» («углеводородная машина»), Ульмишек в 1986 г дал определение «independent petroliferous system» {«независимая нефтеносная система»). Все эти понятия близки к определению нефтяной системы Доу. Взяв за основу и расширив проделанную ранее работу, Магун (1987, 1988, 1989) попытался формализовать критерии выделения УВ системы (Hantschel, Kauerauf, 2009).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Малышева, Светлана Валентиновна, 2015 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Аплонов С. В. Геодинамика. СПб.: Изд-во Санкт-Петерб. ун-та, 2001. 360 с.

2. Афанасьев И. С., Балушкина Н. С., Бирун Е. М., Гаврилова Е. В., Калмыков Г. А. Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы// Научно-технический вестник ОАО "НК Роснефть". 2010. N4. С. 20-25.

3. Баженова О. К., Бурлин Ю. К., Соколов Б. А., Хаин В. Е. Геология и геохимия нефти и газа. М: Изд-во МГУ, 2000. 384 с.

4. Бурлин Ю. К., Галушкин Ю. И., Яковлев Г. Е. Бассейновый анализ. М.: Изд-во МГУ, 2007. 112 с.

5. Брадучан Ю. В., Гольберт А. В., Гурари Ф. Г., Захаров В. А. Баженовский горизонт Западной Сибири. Новосибирск: Наука, 1986. 217с.

6. Вержбицкий В. Е., Косенкова H. Н., Ананьев В. В., Малышева С. В., Васильев В.Е., Мурзин P.P., Комиссаров Д.К., Рослов Ю.В. Геология и углеводородный потенциал Карского моря//Геология нефти и газа. 2012. №1/2. С. 54-60.

7. Вержбицкий В. Е., Малышева C.B., Соколов С. Д., Тучкова М. И., Хафизов С.Ф. Проблемы тектоники и углеводородный потенциал российского сектора Чукотского моря//Нефтяное хозяйство. 2012. №12. С. 8-13

8. Вержбицкий В. Е., Мурзин Р. Р., Васильев В. Е., Малышева С. В., Ананьев В. В., Комиссаров Д. К., Рослов Ю. В. и др. Новый взгляд на сейсмостратиграфию и углеводородные системы палеозойских отложений Северо-Карского шельфа//Нефтяное хозяйство. 2011. №12. С. 48-54.

9. Гаврилов В. П., Галушкин Ю. И. Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов (бассейновое моделирование): учебник для вузов. М.: Недра, 2010. 227 с.

10. Гаврилов В. П. Пояса нефтегазонакопления Арктики, перспективы их освоения РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. URL: http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/ geology/Gavrilov_Poyasa%20Arktiki.pdf.

11. Галушкин Ю. И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. М.: Научный мир, 2007.456 с.

12. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Том 2. Западная Сибирь/гл. ред. В. П. Орлов. Ред. 2-го тома: Конторович А. Э., Сурков В. С. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000. 477 с.

13. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т. 5. Арктические и дальневосточные моря. Кн. 1. Арктические моря/ред. Грамберг И. С., Иванов В. JL, Погребицкий Ю. Е. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2004. 468 с.

14. Глумов И. Ф. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. М.: Недра - Бизнесцентр, 2004. 342 с.

15. Гольберт А. В. Региональная палеоклиматология Сибири (Юра - палеоген. Методы, результаты). Том 1. Диссерт. д.г.-м.наук. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1983. 396 с.

16. Григоренко Ю. Н., Соболев В. С., Жукова JI. И. Особенности нефтегазонакопления в морских районах западной Арктики (российский сектор)//Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2011. №4. URL: http://www.ngtp.ni/rub/5/37_2011 .pdf.

17. Губкин И. М. Учение о нефти. М.: Наука,1975. 384 с.

18. Дорофеева Т. В., Краснов С. Г., Лебедев В. А., Петрова Г. В., Позиненко Б. В./Подред. Т. В. Дорофеевой. Л.: Недра, 1983. 131 с.

19. Дмитриевский А. Н. Бассейновый анализ (системный подход)/ Геология нефти и газа, № 10, 1998. URL: http://geolib.ru/OilGasGeo/1998/10/content.html

20. Дьяконов А. И., Соколов Б. А., Бурлин Ю. К. Теоретические основы и методы прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа. Ухта: УГТУ, 2002. 327 с.

21. Захаров В. А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным

палеоэкологии. В сб. Эволюция биосферы и биоразнообразия. М.: Товарищество научных изданий КМК, 2006. С. 5524-568.

22. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран: Учебник для вузов, 2-е изд. испр. и доп. М: изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им Губкина, 2005. 576 с.

23. Клещев К. А., Петров А. И., Шеин В. С. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа. М: Недра, 1995. 284 с.

24. Клещев К. А., Шеин В. С. Геодинамическая эволюция и перспективы нефтегазоносности Арктики. М.: Изд-во ВНИГНИ, 2008. 103 с.

25. Клубов В. А., Кораго Е. А. О природе жидких битумов севера Новой Земли. Доклады академии наук СССР. Т.315. 1990. №4.С.925-928.

26. Конторович В. А. Мезозойско-кайнозойская тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. Т.50. 2009. №4, С. 461-474.

27. Кораго Е. А., Ковалева Г. Н., Ильин В. Ф., Павлов Л. Г. Тектоника и металлогения ранних киммерид Новой Земли / Ред. Ю.Е. Погребицкий. СПб.: Недра, 1992. 196 с.

28. Курчиков А. Р., Ставицкий Б. П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. 134 с.

29. Лопатин Н. В., Емец Т. П. Нефтегенерационные свойства баженовской свиты на территории Ханты-Мансийского АО. В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/под ред. Шпильмана В.И., Волкова В.А.1999. С. 134-161.

30. Малышев Н. А., Никишин В. А., Никишин А. М., Обметко В. В., Рейдик Ю. В., Ихсанов Б. И. Новая модель геологического строения и история формирования Северо-Карского осадочного бассейна и СевероСибирского порога // Осадочные бассейны и геологические предпосылки прогноза новых объектов, перспективных на нефть и газ. Материалы 44-го тектонического совещания, Москва, ГЕОС, 2012. С. 253-256.

31. Малышева С. В., Васильев В.Е., Комиссаров Д. К., Сен-Жермес М. Л., Легль Ж.-М., Переслегин М. В., Хафизов С. Ф. Опыт моделирования баженовской свиты Западной Сибири как нетрадиционного источника углеводородов // Нефтяное хозяйство, 2012. №12. С. 14-17.

32. Малышева С. В., Васильев В. Е., Косенкова Н. Н., Ананьев В. В., Комиссаров Д.К., Мурзин P.P., Рослов Ю.В. Моделирование процессов формирования углеводородных систем Южно-Карского бассейна: принципы и результаты//Нефтяное хозяйство, 2011. №12. С.13-17.

33. Нежданов А. А., Пономарев В. А., Туренков Н. А., Горбунов С. А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М: изд-во Академии горных наук, 2000. 247 с.

34. Новая Земля и остров Вайгач. Геологическое строение и минерагения. МПР РФ, Полярная морская геологоразведочная экспедиция, РАН, ВНИИ геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. И.С. Грамберга/ под ред. Погребицкого Ю.Е., СПб.: ВНИИОкеанология, 2004. 174 с.

35. Никишин А. М. Механизмы формирования осадочных бассейнов. МГУ. 2001. URL: littp://window.edu.ru/resource/905/20905/files/0104_063 .pdf.

36. Никишин В. А., Малышев Н. А., Обметко В. В. Строение и история формирования пермско-триасовой системы рифтов Южно-Карского осадочного бассейна // Современное состояние наук о Земле. Материалы международной конференции, посвященной памяти Виктора Ефимовича Хаина. М.: Изд-во Геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова, 2011. С. 1326-1329.

37. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция. Ред. Леонов Ю. Г., Волож Ю. А. М.: Научный мир, 2004. 526 с.

38. «Роснефть» открыла новое месторождение в Карском море. 27 сентября 2014 г. URL: http://www.rosneft.ru/news/pressrelease/27092014.html.

39. Северная Земля. Геологическое строение и минерагения/ под ред. Грамберга И. С., Ушакова В.И. СПб.: ВНИИОкеанологии, 2000. 187 с.

40. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение и нефтегазоносность Ямала. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 352 с.

41. Скоробогатов В. А., Строганов Л.В. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее... М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 264 с.

42. Соборнов К. О. Складчато-надвиговые зоны восточного и южного обрамления Восточно-Европейской платформы: строение и новые направления поисков нефти и газа. Автореферат диссерт. д.г.-м. наук. М.: 1997. С. 1-44.

43. Супруненко О. И., Вискунова К. Г., Суслова В. В. Основные результаты уточнения количественной оценки углеводородного потенциала Западно-арктического шельфа России//Разведка и охрана недр, №6, 2005. С. 10-13.

44. Сурков В. С., Трофимук А. А. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1986. 149 с.

45. Тектоническая карта юрского структурного этажа Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» /под ред. Конторовича А.Э., 2001.

46. Филина С. И., Корж М. В., Зонн М. С. Палеогеография и нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. М.: Наука, 1984. 36 с.

47. Хаин В. Е. Основные проблемы современной геологии. М.: Наука, 1995. 187 с.

48. Хаин В. Е. Тектоника континентов и океанов. М.: Научный мир, 2001. 606 с.

49. Хаин В. Е., Ломизе М. Г. Геотектоника с основами геодинамики: учебник -2 изд., испр. и доп. М: КДУ, 2005. 560 с.

50. Хафизов С. Ф., Истомина И. В., Малышева С. В., Косенкова Н. Н. Опыт и перспективы применения технологии бассейнового моделирования в ООО «Газпромнефть НТЦ»//Нефтяное хозяйство, 2010. №12. С.2-4.

51. Хафизов С. Ф., Филиппович Ю. В., Косенкова Н. Н. Методология региональных исследований ООО «Газпромнефть НТЦ»// Нефтяное Хозяйство, 2011. №12. С. 4-7.

52. Хитров А. М. Покрышки залежей углеводородов и ресурсный потенциал недр//Электронный научный журнал. Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. 2013. URL: http://oilgasjournal.ru/vol_7/hitrov.html.

53. Худо лей А. К. Континентальный рифтогенез и пассивные окраины: тектоника и эволюция осадочных бассейнов: Учеб. пособие. СПб.: изд-во СПбГУ, 2004. 84 с.

54. Шеин В. С. Геология и нефтегазоносность России. М.: ВНИГНИ, 2006. 776 с.

55. Шипилов Э. В., Берниковский В. А. Строение области сочленения Свальбардской и Карской плит и геодинамические обстановки ее формирования// Геология и геофизика, 2010. т. 51. №1. С. 75-92.

56. Эспиталье Ж., Друэ С., Марки Ф. Оценка нефтеносности с помощью прибора Rock-Eval с компьютером. //Геология нефти и газа, 1994. № 1. С. 23-32.

57. Abeinomugisha D., Obita Ph. Petroleum Exploration and Development in a Frontier, Remote Rift Basin: the Albertine Graben of the East African Rift System. Search and Discovery Article #10368, 2011. URL: http://www.searchanddiscovery.com/documents/2011/10368abeinomugisha/ndx _abeinomugisha.pdf

58. Adda G. W. The Petroleum Geology and Prospectivity of the Neo-Proterozoic, Paleozoic and Cretaceous Sedimentary Basins in Ghana. Search and Discovery Article #10544, 2013. URL:

http://www.searchanddiscovery.com/documents/2013/10544adda/ndx_adda.pdf

59. A fresh look at prospectivity of the Equatorial Conjugate margin of Brazil and Africa/ Greenhalgh J., Wells S., Borsato R., Pratt D., Martin M., Roberson R., Fontes C., Obale W.A.// First Break, 2011. v.29. p. 67-72.

60. Allen P. A., Allen J. R. Basin Analysis: Principles and Applications, second edition. Oxford: Blackwell Publishing, 2005. 549 p.

61. Aqrawi. A. A. A. M., Goff J. C., Horburry A. D., Sadooni F. N. The petroleum Geology of Iraq. Bucks: Scientific Press Ltd., 2010. 424 p.

62. Baur F., Fuchs Th. 3D TecLink A new Approach in Petroleum Systems Analysis to link Basin- and Structural Modeling. IES Integrated Exploration Systems (IES), 2008. Vol. 2.

63. Behar F., Vandenbroucke M., Tang Y., Marquis F., Espitalie J. Experimental cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation//Organic Geochemistry, 1997. v. 26. P. 321-339.

64. Bishop M.G. South Sumatra Basin Provinse, Indonesia: The Lahat/Talang Akar-Cenosoic total petroleum System USGS Open-File Report 99-50-S, 2001. URL: http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50S/OF99-50S.pdf

65. Brownfield M.E., Charpentier R.R. Geology and total petroleum systems of the West-Central Coastal Province (7203), West Africa: U.S. Geological Survey Bulletin 2207-B, 2006. 52 p.

66. Brownfield M.E., Charpentier R.R. Geology and total petroleum systems of the Gulf of Guinea Province of West Africa: U.S Geological Survey Bulletin 2207-C, 2006. 32 p.

67. Burke K. Plate Tectonics, the Wilson Cycle, and Mantle Plumes: Geodynamics from the Top. Annu. Rev. Earth Planet. Sci. 2011. P. 1-29.

68. Challenges for 3D basin modeling in complex areas/ Jardin A., Thibaut M., Bêche M., Saucier D., Kirkwood D., Faille I.//the Gaspe belt pilot AAPG Hedberg conference, Basin modeling perspectives: Innovative developments and novel applications, 2007.

69. Cluff B., Miller M. Log evaluation of gas shales: a 35-year perspective. 2010. URL: www.discovery-group.com.

70. Curtis M. E. Ambrose R.J., Sondergeld C.H., Rai C.S. Investigating the Microstructure of Gas Shales by FIB/SEM Tomography & STEM Imaging//SPE 144370, 2011.28 p.

71. Dolton G. L. Pannonian Basin Province, Central Europe (Province 4808) -Petroleum geology, total petroleum systems, and petroleum resource assessment: U.S. Geological Survey Bulletin 2204-B, 2006. 47 p.

72. Drachev, S. S., Malyshev, N. A., Nikishin A. M. Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview in Vinning B. A., Pickering S. C., eds. Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers -Proceedings of the 7th Petroleum Geology Conference: Geological Society London, 2010. v. 7. P. 591-619.

73. Draut A. E., Clift P. D., Scholl D. W. Formation and Applications of the Sedimentary Record in Arc Collision Zones. Geological Society of America, 2008. 435 p.

74. Estimations of Both Initial and Residual TOC, Organic Porosity and Gas Retention Distribution in Source Rocks Using Petroleum System Modeling: Example from the Mississippian Barnett Shale in the Fort Worth Basin, Texas./ Romero-Sarmiento M.-F., Ducros M., Bernard Carpentier B., Cacas-Stentz M.Ch., Pegaz-Fiornet S., Wolf S., Moretti I., Rohais S.//AAPG Search and Discovery Article 120098, 2013.

75. Haughey D. A Brief History of SMART Goals. 2014.URL: http://www.projectsmart.co.uk/brief-history-of-smart-goals.php

76. Hantschel T., Kauerauf A. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling. Berlin: Springer-Verlag, 2009. p.476.

77. Hartz J. D., Kremer M. C., Krouskop D. L., Silliphant L. J., Houle J. A., Anderson P.C., LePain D.L., Decker P.L., ed. Preliminary engineering and geological evaluation of remaining Cook Inlet gas reserves: Alaska Division of Oil and Gas report, 2009. 37 p. URL : http://www.dog.dnr.state.ak.us/oil/

78. Higley D. The Talara Basin Province of Northwestern Peru: Cretaceous-Tertiary Total Petroleum System. U.S. Geological Survey Bulletin 2206-A, 2004. 20 p.

79. Hudec M. R., Jackson M. P. A. Regional restoration across the Kwanza Basin, Angola: salt tectonics triggered by repeated uplift of a metastable passive margin, AAPG Bulletin, 2004. v. 88. P. 971-990.

80. ISBA: A Methodological Project for Petroleum Systems Evaluation in Complex Areas. M. Thibaut, C. Sulzer, A. Jardin, M. Bêche. A first 3D case study: the Gaspe belt. 2007. URL:

http://www.searchanddiscovery.com/documents/2007/08098thibaut/images/thib aut.pdf.

81. Jassim S. Z., Goff J. C. Geology of Iraq. Brno: Dolin Publ., 2006. 341 p.

82. Karp T., Scholz Ch. A., McGlue M. M. Structure and stratigraphy of the Lake Albert Rift, East Africa: Observations from seismic reflection and gravity data/ Lacustrine sandstone reservoirs and hydrocarbon systems: AAPG Memoir 95, 2012. P. 299-318.

83. Landon S. M. Interior Rift Basins: AAPG Memoir 59. AAPG, 1994. - 276 p.

84. Lindquist S. J. The Red Sea Basin Province: Sudr-Nubia and Maqna Petroleum Systems. USGS Open-File Report 99-50-A, 1998. URL: http://pubs.usgs.goV/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50A/fig4.html#TOP

85. Magoon L.B. Dow W.G. The petroleum System - from source to trap: AAPG Memoir 60, 1994. 644 p.

86. Milkov A. V. Methanogenic biodégradation of petroleum in the West Siberian Basin (Russia): Significance for formation of giant Cenomanian gas pools/AAPG Bulletin, 2010.

87. Mohriak W., Talwani M. Atlantic Rifts and Continental Margins. American Geophysical Union, 2000. - 354 p.

88. Morphology, Genesis, and Distribution of Nanometer-Scale Pores in Siliceous Mudstones of the Mississippian Barnett Shale/ Loucks R. G., Reed R. M., Ruppel S. C., Jarvie D. M.// Jour. Sedimentary Research. 2009. V. 79. p. 848861.

89. Olsen K. H. Continental Rifts: Evolution, Structure, Tectonics: Evolution, Structure, Tectonics: Elsevier, 1995. - 463 p.

90. Passey Q.R., Bohacs K.M., Esch W.L. ExxonMobil Upstream Research Co. From Oil-Prone Source Rock to Gas-Producing Shale Reservoir - Geologic and Petrophysical Characterization of Unconventional Shale-Gas Reservoirs/ //SPE 131350, 2010.

91. Peters K., Schenk O., Wygrala B. Exploration Paradigm Shift: The Dynamic Petroleum System Concept//Swiss Bull, angew. Geol., 2009. Vol. 14/1+2.

92. Peters K. E., Walters C. C., Moldowan J. M. The Biomarker Guide. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. Cambridge: UK Cambridge University Press, 2004. 1155 p.

93. Peters K. E. ed. Basin and Petroleum system modeling: AAPG Getting Started. Series 16, AAPG/Datapages. 2009.

94. Petroleum systems modeling in tectonically complex areas - A 2D migration study from the Neuquen Basin, Argentina/ Lampe C., Kornpihl K., Sciamanna S., Zapata T., Zamora G., Varade R. //Journal of Geochemical Exploration, 2006. p. 201-204.

95. PetroMod. URL: http://www.sis.slb.ru/item436.

96. Purser B. H., Bosence D. W. J. Sedimentation and Tectonics in Rift Basins: Red Sea - Gulf of Aden: Springer Science & Business Media, 1998. 663 p.

97. Roberts D. G., Thompson M., Mitchener B., Hossack J., Carmichael S., Bjornseth H.-M. Paleozoic to Tertiary rift and basin dynamics: mid-Norway to Bay of Biscay - a new context for hydrocarbon prospectivity in deep water frontier//Petroleum Geology of Northwest Europe: Proceedings of the 5th Conference. Ed. A. J. Fleet, S. A. Boldy: Geological Society of London, 1999. p. 15.

98. Schneider F. Basin Modeling in Complex Area: Examples from Eastern Venezuelan and Canadian Foothills// Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, 2003. Vol. 58. №2. P. 313-324.

99. Schneider F., Laigle J. M., Monval L. K., Lemouzy P. Basin Modeling - the Key for Unconventional Play Assessment// Search and Discovery Article #41216 (2013) from extended abstract at AAPG International Conference and Exhibition, Cartagena, 2013.

100. Stott D. F., Aitken J. D. Sedimentary cover of the Craton in Canada: Geology of Canada No. 5, Geological Survey of Canada, Ottawa: 1993. - 826 p.

101. Tectonics of sedimentary Basins: Recent Advances, First Edition. Ed. Busby C., Azor A.: Blackwell Publishing Ltd, 2012. 664 p.

102. Tectonics of sedimentary Basins. Ed. Busby C. J., Ingersoll R.V.: Blackwell Science, 1995. 579 p.

103. Tectonics and sedimentation: Implications for petroleum systems. Ed. Gao D. //AAPG Memoir 100, 2012. 418 p.

104. Telnaes N., Isaksen J.H., Douglas A.G. A geochemical investigation of samples from the Volgian Bazhenov Formation, Western Siberia, Russia// Org. Geochem.Vol. 21. 1994. N5. p. 545-558.

105. Temissuite.URL:http://www.beicip.com/index.php/eng/software/petroleum_syst ems_modeling/temissuite (дата обращения: 01.11.2013).

106. Tissot В.P., Welte D.H., Petroleum Formation and Occurrence, 2nd ed. Berlin: Springer-Verlag, 1984. 128 p.

107. Trinity. Interactive Petroleum System Analysis and Risking. URL: http://www.zetaware.com/products/zetaware.pdf.

108. Ulmishek G. F. Petroleum Geology and Resources of the West Siberian Basin, Russia//Geological Survey Bulletin 2201, 2003. URL: http://pubs.usgs.gOv/bul/2201/G/B2201-G.pdf

109. Vandenbroucke M.. Kerogen: from Types to Models of Chemical Structure. Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 58. 2003, N 2, p. 243-269.

110. Veiga G. D. The Neuquen Basin, Argentina: A Case Study in Sequence Stratigraphy and Basin Dynamics. Geological Society of London, 2005. 336 p.