Сравнительный анализ условий формирования и нефтегазоносности доманиковых отложений юго-востока Русской платформы и сланцевых пород нижнего палеозоя Сычуаньской депрессии платформы Янцзы Китая тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Лян Синьпин

• Лян Синьпин
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Лян Синьпин

Оглавление

Введение

Глава 1. Современное состояние добычи углеводородного сырья из сланцевых толщ США, КНР и доманиковых отложений ВУНГП

1.1. Состояние добычи углеводородного сырья из сланцев в США

1.2. Промышленная добыча сланцевого газа в районе Фулин депрессии Сычуань КНР

1.3. Состояние изученности доманиковых отложений ВУНГП

1.4. Выводы

Глава 2. Геологические строения юго-востока Русской платформы (ЮВРП) и Сычуаньской депрессии Янцыской платформы (СДЯП)

2.1. Современные структурно-тектонические условия залегания доманиковой фации ЮВРП

2.2. Тектоника и стратиграфия депрессии Сычуань

2.3. Выводы

Глава 3. Секвенс-стратиграфические характеристики верхнедевонско-турнейского комплекса ЮВРП и нижнесилурийских отложений депрессии Сычуань

3.1. Секвенс-стратиграфическая характеристика доманиковых отложений ЮВРП

3.2. Секвенс-стратиграфическая характеристика нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань

3.3. Выводы

Глава 4. Геохимические условия формирования доманиковых отложений ЮВРП и О^^ комплекса депрессии Сычуань

4.1. Содержание и состав нерастворимого остатка в породах дух типов отложений

4.2. Геохимическая характеристика ОВ и битуминозных компонентов в отложениях доманиковой фации

4.3. Геохимические условия формирования отложений нижнего палеозоя депрессии Сычуань

4.4. Выводы

Глава 5. Палеогеографические и палеотектонические условия формирования в доманиковых отложениях ЮВРП и нижнесилурийских

отложений восточной депрессии Сычуань

5.1. Палеогеографическая обстановка формирования доманиковых отложений ЮВРП

5.2. Палеогеографическая обстановка формирования нижнесилурийских отложений восточной депрессии Сычуань

5.3. Палеотектонические особенности земной коры при формирования доманиковых отложений ЮВРП и сланцевых пород нижнего силура восточной депрессии Сычуань

5.4. Выводы

Глава 6. Пространственные размещения нефтеносности двух типов отложений

6.1. Коллекторские свойства доманиковых отложений ЮВРП

6.2. Пространственные размещения палеозойских сланцевых пород депрессии Сычуань

6.3. Выводы

Глава 7. Закономерности развития тектонической трещиноватости и перспективы нефтегазоносности доманиковой фации

7.1. Общие сведения о тектонической трещиноватости

7.2. Разломы и их планетарные системы

7.3. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти доманиковой фации

7.4. Перспективы нефтегазоносности доманиковой фации

7.5. Выводы

Заключение

Список сокращений

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Сравнительный анализ условий формирования и нефтегазоносности доманиковых отложений юго-востока Русской платформы и сланцевых пород нижнего палеозоя Сычуаньской депрессии платформы Янцзы Китая»

Введение

Актуальность работы.

В Российской Федерации и Китайской Народной Республике, как и во всем мире, все острее встает вопрос о выявлении новых направлений поисков углеводородного сырья в будущем. К настоящему времени большинство крупных месторождений традиционного типа нефти и газа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП) и Сычуаньской депрессии платформы Янцзы (СДПЯ) Китая находятся на завершающей стадии разработки, объемы добычи углеводородов сокращаются. В связи с этими, возрастает интерес к введению в разработку нетрадиционных источников УВ, которые приурочены к породам комплексов доманиковых отложений и сланцевых формаций различного типа на территории юго-востока Русской платформы (ЮВРП) и Сычуаньской депрессии, являющиеся одними из важнейших источников прироста ресурсной базы нефтедобычи.

По оценке ВНИГНИ в 2016 г., площадь распространения доманиковых отложений составляет 1 083 347,00 кв. км, а прогнозные ресурсы нефти -898,00 млн.т. Залежи в этих отложениях ВУНГП открыты и разрабатываются на таких месторождениях как Южно-Неприковское и Долматовское в Самарской области, Твердиловское в Оренбургской области, Березовское и Шийское в Татарстане, и т.д. Они приурочены в основном к Камско-Кинельской системе прогибов (ККСП) и Южно-Татарскому своду (ЮТС).

Несмотря на хорошую изученность доманиковых отложений ЮВРП и сланцевых формаций депрессии Сычуань, недостаточно освещенными остаются вопросы, связанные с уточнением цикличности процессов осадконакопления и геологической модели развития некомпенсированных седиментационных бассейнов, и, в частности, с выявлением закономерностей развития трещиноватости в их пределах. В связи с этими, изучение строения этих крупных тектонических элементов, их генезиса, типизация органогенных построек представляют не только теоретический, но и практический интерес, поскольку подобные формации являются нефтегазоносными не только в ВУНГП и депрессии Сычуань КНР, но и в других нефтегазоносных провинциях мира.

Цель и задачи исследования.

Целью работы является анализ условий формирования и нефтегазоносности доманиковых отложений юго-востока Русской платформы и высокоуглеродистых сланцевых пород Сычуаньской депрессии платформы Янцзы Китая на основе предложенной уточненной геологической модели их формирования, учитывающей развитие тектонической трещиноватости.

Исходя из поставленной цели в работе решались следующие задачи:

1) анализ и обобщение геологических особенностей доманиковых отложений юго-востока Русской платформы и сланцевых пород нижнего палеозоя Сычуаньской депрессии;

2) разработка новых схем цикличности осадконакопления доманиковых фаций юго-востока Русской платформы и сланцевых пород

нижнего силура Сычуаньской депрессии на основе секвенс-стратиграфического анализа;

3) уточнение геологической модели формирования и размещения изученных отложений в пределах юго-востока Русской платформы и востока Сычуаньской депрессии;

4) установление роли и влияния тектонической трещиноватости в доманиковых отложениях юго-востока Русской платформы и в сланцевых породах Сычуаньской депрессии как основного фактора развития зон высокой продуктивности;

5) оценка перспектив нефтегазоносности доманиковых фаций юго-востока Русской платформы.

Методика и методология проведения исследований.

Для решения поставленных задач использовал комплекс аналитических исследований, обобщение и анализ палеотектонических, современных тектонических особенности строения, секвенс-стратиграфических, литолого-фациальных, геохимических, палеогеографических, геолого-промысловых, геофизических и дистанционных материалов, методами геологического и математического моделирования с применением программного обеспечения.

Схемы цикличности условий осадконакопления исследуемых отложений, созданные на основе классификации Cross T.A. (1994), обусловлены влиянием палеотектонического процесса, вариаций уровня моря, изменений литофаций, скорости отложения пород и т.д.

Основными средствами решения поставленных задач явились методы уточнения геологического строения на основе влияний изостатических и инверсионных процессов при эволюции среднефранско-турнейского карбонатного комплекса юго-востока Русской платформы и сланцевых пород нижнего палеозоя депрессии Сычуань.

Развитие тектонической трещиноватости выявлено в основном по материалам геологического дешифрирования космических изображений с помощью компьютерной программой LESSA (автор А.А. Златопольский). В результате применения этой программы на исследуемой площади дешифрирована совокупность небольших линеаментов, размером 600 - 3000 м, среднемодальное значение 1000 м.

Перспективы нефтегазоносности доманиковых фаций исследуемого региона оценены на основе сравнения их цикличности, уточненной геологической модели ККСП, закономерностей развития тектонической трещиноватости и прогноза потенциальных ресурсов углеводородов.

Научная новизна.

1) Выявлены особенности протекания циклических процессов осадконакопления среднефранско-турнейского доманикового комплекса и нижнесилурийских сланцевых формаций по палеотектоническим и секвенс-стратиграфическим характеристикам.

2) На базе анализа литолого-фациальных, геохимических палеогеографических и палеотектонических обстановок осадконакопления и влиянии изостатических и инверсионных процессов уточнены геологические

модели формирования и размещения низкопроницаемых пород в пределах отдельных элементов ККСП (МЕП) и восточной части депрессии Сычуань, в соответствии с современными научными взглядами на процессы геологического формирования и развития исследуемого региона.

3) По материалам геофизических и дистанционных исследований изучены роль и влияние тектонической трещиноватости, а также выполнен научно-обоснованный прогноз потенциальных ресурсов углеводородного сырья, что позволило оценить перспективы нефтегазоносности доманиковых отложений и на этой основе рекомендовать сконцентрировать геологоразведочные работы в пределах выделенных перспективных площадей.

Практическая значимость.

Выполненное автором сруктурно-тектоническое районирование по поверхности основных стратиграфических горизонтов - кровле семилукского, среднефаменского горизонтов и турнейского яруса, и установленное влияние тектонической трещиноватости в ККСП и депрессии Сычуань могут способствовать оптимизации размещения поисково-разведочного бурения.

Уточенная геологическая модель строения ККСП, закономерности формирования доманиковых отложений и установленные особенности изменения содержания ОВ и кремнезема в них дают возможность использовать эти данные при подсчете запасов УВ и оптимизации разведки месторождений, что нашло отражение в научно-исследовательских отчетах ОАО «ИГиРГИ».

Защищаемые положения.

1) Проведено сравнение особенностей геологического строения доманиковых отложений юго-востока Русской платформы и сланцевых пород нижнего палеозоя Сычуаньской депрессии. Установлено, что в результате обширных трансгрессий в среднефранское время в пределах юго-востока Русской платформы и в раннесилурийское время в пределах Сычуаньской депрессии низкопроницаемые толщи с повышенным содержанием ОВ формировались на окраинах кратонов в некомпенсированных впадинах глубоководной акватории шельфа.

2) Разработаны новые схемы цикличности осадконакопления доманиковых фаций юго-востока Русской платформы и сланцевых формаций нижнего силура Сычуаньской депрессии на основе секвенс-стратиграфического анализа, позволившие уточнить последовательности трансгрессивных и регрессивных этапов формирования этих двух типов отложений.

3) Уточнены геологические модели формирования и размещения доманиковых отложений юго-востока Русской платформы и нижнесилурийских сланцевых формаций депрессии Сычуань платформы Янцзы Китая на основе реконструкций их литолого-фациальных, геохимических, палеогеографических и палеотектонических обстановок

осадконакопления, обусловленных влиянием изостатических и инверсионных процессов.

4) По материалам геофизических и дистанционных исследований установлены роль и влияние тектонической трещиноватости в доманиковых отложениях юго-востока Русской платформы и в сланцевых формациях восточной депрессии Сычуань платформы Янцзы Китая, предопределившее повышенные значения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов низкопроницаемых пород, приуроченных к районам с повышенной плотностью диагональных линеаментов северо-восточных и северо-западных простираний.

Апробация работы и публикации.

Основные результаты исследований были доложены на кафедре «Промысловой геологии нефти и газа» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина, на Всероссийской нефтегазовой технической конференции SPE (2015), на 31-ой Международной седиментационной конференциях в Кракове (Польша, 2015), и на международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2015» (РГУ нефти и газа (НИУ) и. И.М. Губкина, 2015). По теме диссертации опубликовано 8 работ, 2 из которых опубликованы в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ: «Георесурсы» №3, 2015; «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» №10, 2015.

Фактический материал.

В процессе исследования строения доманиковых отложений ЮВРП среднефранско-турнейского комплекса были использованы отчеты ИГиРГИ по сейсморазведочным работам, геологическим исследованиям скважин (ГИС), литологическому изучению пород, палеонтологическим материалам, результатам лабораторных анализов и геохимических исследований керна, запасам месторождений углеводородного сырья ВУНГП, а также проведены геолого-геофизические данные по Самарской и Оренбургской областям.

При построении и анализе геологической модели строения ККСП также использованы данные ГИС и их корреляция, выполненные Гутманом И.С. В основу определения закономерностей развития трещиноватости были положены результаты геологического дешифрирования космоснимков, выполненные совместно с Милосердовой Л.В. и карты цифровой модели рельефа исследуемого региона. Привлекались также геолого-промысловые данные, анализировались опубликованные и фондовые материалы.

В процессе исследования геологического строения сланцевых пород палеозойского комплекса в пределах депрессии Сычуань были использованы материалы кафедры литологии Китайского нефтяного университета (Пекин), а также неопубликованные новые поисково-разведочные данные по ДС.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, 7 глав, заключения, списка сокращений и списка использованной литературы, включающего 112 источников. Работа изложена на 155 страницах машинописного текста, содержит 55 рисунков и 22 таблицы.

Глава 1. Современное состояние добычи углеводородного сырья из сланцевых толщ США, КНР и доманиковых отложений ВУНГП

1.1. Состояние добычи углеводородного сырья из сланцев в США

Первая промышленная газовая скважина Северной Америки была пробурена в 1821 г. на черных сланцах девонского возраста Фредонии, штата Нью-Йорка. В сланцевых месторождениях Хайнесвилл и Нью-Олбани добыча природного газа с использованием вертикальных скважин ведется более 100 лет, в плее Антрим - около 70 лет, в плее Барнетт - с 1981 г. [102].

Низкая природная проницаемость сланцев является осложняющим фактором для разработки газовых сланцевых ресурсов. В 80-х гг. XX столетия началась разработка сланцевого месторождения Вагш^: на территории Fort Worth штата Техас. Сланцевое месторождение газа Вагте^: быстро вошло в разработку, а полученные при разработке плея ВаггеП: навыки, знания и опыт освоения, добывающие компании применили и в других газоносных сланцевых районах.

Во многих регионах США сланцы исторически рассматривались в качестве нефтегазоматеринских пород. Они являются источниками УВ для традиционных терригенных и карбонатных резервуаров в вышезалегающих породах и обеспечивают значительную добычу нефти и газа на всей территории США. Толщи нефтегазоматеринских пород хорошо изучены в традиционном геологическом и геохимическом отношении. Несмотря на детальную изученность этих отложений в качестве нефтегазоматеринских пород, их разработка как коллекторов содержащих УВ в промышленных масштабах, стала возможной лишь с применением технологий бурения горизонтальных скважин и многоступенчатого ГРП в связи с высокой себестоимостью [112]. Перспективы добычи экономически выгодных объемов газа оценивают исходя из общего количества органического углерода (ТОС-То:а1 Organic Carbon), накопленного в сланцах, их термической зрелости и типа керогена.

Наиболее активно разрабатываемыми плеями сланцевого газа в США являются Ваггей shale, Haynesville/Bossier Shale, Antrim Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale и New Albany Shale; а для сланцевой нефти - Bakken Shale и Eagle Ford Shale (рис. 1.1.). Зоны сланцевой нефти в основном распространены на Западном побережье, в районе Скалистых гор, на побережье Мексиканского залива, Юго-Западном и центральном котинетальном регионах (рис. 1.1.). Типы бассейнов - форландовый, кратонный и рифтовый. А основные толщи развиты в верхнем палеозое (С1 Миссисипи) и мезозое (К1-2). Эти отложения характеризуются литологическим разнообразием, повышенным обилием органических веществ (содержание ТОС больше, чем 2,0%), хорошими типами керогена (типа II), умеренной тепловой эволюцией (Баккен и Барнетта составил 0,6% ~ 1,0%, Eagle Ford 1,0% до 1,3%), плотными коллекторскими свойствами (пористость от 2% до 3%, повышенным содержанием хрупких минеральных (окремнелость больше 40%) или высоким содержанием карбонатных пород

(Eagle Ford объемная доля превышает 60%), с высокой степенью трещиноватости и пластовым давлением (коэффициент 0.99-1.80 давления) и

"5

легкой плотностью (менее 0.8448g/M3). (Таб.1.1.)

Рисунок. 1.1. Расположение сланцевого газа и нефти в США. (Modern shale gas development..., 2011). 1 - Действующие сланцевые залежи, Много- пластовые залежи: 2 -Неглубоко залегающие, молодые, 3 - Средней глубины, среднего возраста, 4 - Глубокие, самые старые, 5 - сланцево-меловые залежи, 6 - сланцево-известняковые залежи, 7 -залежи, сложенные сланцами и плотными доломитами, алевролитами и песчаниками, 8 -Перспективные сланцевые залежи, 9 - Бассейны [99, 111].

Основой сланцевой революции явились инновации и технологический прогресс. Такие новые технологии, как горизонтальное бурение в сочетании с многоэтапным гидроразрывом пластов, позволили значительно повысить коэффициент нефтеотдачи скважин и увеличить добычу сланцевой нефти. За период с января 2010 г. по декабрь 2014 г. средняя добыча новой скважины на месторождении Eagle Ford выросла на 700%.

Таб.1.1. Основные параметры низкопрницаемых толщ Северной Америки, Китая и ВУНГП.

Название бассейна Сычуань (Китая) Volga-Ural West gulf coast of Mexcio Fort Worth Appalachian Akumal West gulf coast of Mexcio Williston

Название сланцев Wf-Lmx Domanik Eagle Ford Barrent Marcellus Fayetteville Haynesville Bakken

Возраст O2-S1 D K С Д С J D3

Глу. зал. 2200-3500 1000-4000 1219.2-3048.0 1981.2-2926.1 1219.2-2590.8 304.8-2286.6 3048.4-4114.8 1500-3500

Мощность, М. 70.1-80.6 200-600 45.7-91.4 30.5-182.9 15.4-106.7 6.1-76.2 61.0-91.4 до 43

ТОС, % 0.46-7.13/2.66 0,5-6 2.0-8.5/2.76 2.0-7.0/4.5 2.0-13.-/4.0 2.0-10.0 0.5-4.0 10.0-20.0

Яо, % 2.42-2.8./2.59 0,7-1,5 0.8-1.6/1.2 1.0-2.0 0.9-5.0/1.5 2.0-4.5/2.5 2.2-3.0 0.7-1.0

Крем. минералы, % 37.3 10-75 15 45 37 35 30 >80

Глинистые минералы,% 40.9 <15 15 25 35 38 30 -

Карбонатность, % 9.77 до 90 60 15 25 12 20 -

Кп-общ., % 1.17-8.61 4-15 2.0-12.0 4.0-5.0 4.0-12.0 2.0-8.0 8.0-9.0 7-12

Соде. газа, М3/т 0.63-9.63 - 5.66-6.23 8.50-9.91 1.70-2.83 1.70-6.23 2.83-9.34 -

Начальные дебит, 10 тыс.м /сут. 11.55-54.73 - - 1.42-11.3 1.42-11.3 2.80-9.90 7.10-28.30 -

В 2013 г. в США общая добыча газа составила 687,6 млрд. куб. м, в том числе 319,5 млрд. куб. м сланцевого газа. А добыча газа же в России за тот период выросла всего на 3,6 % (в 2010 г. было добыто 505.2 млрд. куб. м; в 2013 г. -млрд. куб. м). Суточная добыча нефти в США с 2005 по 2014 гг. выросла с 5,18 до 9,12 млн. баррелей (на 76 %). Экспорт нефтепродуктов из США в середине 2013 г. составлял 3,8 млн. баррелей в сутки (вырос на 65 %). На двух главных сланцевых месторождениях в США - Bakken в Северной Дакоте и Eagle Ford на юге Техаса - нефтедобыча снижается. По оценкам Управления энергетической информации США (EIA), добыча на Bakken к концу 2015 года сократится на 12% по сравнению с пиковым значением в конце 2014 г., а на Eagle Ford - на 25% с пика в марте 2015 г. В то же время EIA ожидает, что на месторождении Permian добыча в декабре вырастет на 0,6%, достигнув 2,02 млн. баррелей в день. И это при том, что число работающих буровых установок для добычи сланцевой нефти сократилось на Permian на 49% по сравнению с пиковым значением (хотя на Bakken и Eagle Ford оно уменьшилось еще больше - на 68 и 66% соответственно).

В соответствии по прогнозу Амриты Сена из консалтинговой компании Energy Aspects, к апрелю 2016 г. совокупная добыча нефти в США сократилось примерно на 1 млн. баррелей в день (рис. 1.2.), но на месторождении Permian добыча по этому прогнозу «точно не будет снижаться».

Я Permian Иваккеп HnagieFcrd 2.IN

Jan Feb Мэг Apr Hey Juri Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov £>ec

Рисунок 1.2. Добыча сланцевой нефти из трех месторождений Америки в 2014-2015 гг.

Таким образом, на Bakken и Eagle Ford рост эффективности добычи прекратился, а на Permian у компаний есть стимулы ее наращивать и продолжать работу. На Permian множество мест, где норма прибыли составляет 30-40% даже при цене американской нефти $40 за баррель, по данным Торонто Дайер.

1.2. Промышленная добыча сланцевого газа в районе Фулин депрессии

Сычуань КНР

На территории континентального Китая (рис. 1.3.) общая площадь всех осадочных бассейнов составляет 4,24 млн км2. Кроме того, осадочные бассейны имеются на континентальном шельфе в пределах окраинных морей,

прилежащих к китайской суше. Мощность осадочных пород в бассейнах Китая изменяется в интервале 4-10 тыс.м., но в отдельных случаях и больше (до 14 тыс.м). Их общий объем оценивается в 20 млн.км , что свидетельствует о возможных перспективах нефтегазоносности.

Рисунок 1.3. Карта распледеления нефтегазоносных бассейнов КНР (Чжан, 2005)..

В настоящее время сланцевый потенциал наиболее активно изучается и в Китае. По сообщению национальной компании Синопек, выделено четыре первоочередных района в бассейнах Тарим, Турфан, Ордос и Сычуань, где ресурсы сланцевого газа оцениваются в интервале от 600 до 1280 млрд. м . По мнению экспертов Китая, суммарные потенциальные ресурсы сланцевого газа КНР составляют 45 трлн. м . Среди них промышленная добыча сланцевого газа производится в районе Фулин депрессии Сычуань. Характеристика потенциально газоносных толщ приведена в таблице 1.2.

Сычуаньская нефтегазоносная депрессия (рис.1.4.) расположен в юго-западной части Китая в одноимённой провинции. Площадь 200 тысяч км . Первое нефтяное месторождение (Пэнлайч-жэнь) открыто в 1910. Поисково-разведочные работы на нефть и газ наиболее интенсивно проводились с 50-х гг. Добыча нефти и газа в промышленных масштабах ведётся с 1958. К 1989 г. открыто свыше 12 нефтяных и газонефтяных и 60 газовых месторождений. Наиболее крупные по запасам месторождения: нефтяные — Луннюйсы (начальные промышленные запасы свыше 80 млн. т), Иншань (27 млн. т), Пэнлайчжэнь (20 млн. т); газовые — Шиюгоу (200 млрд.

3 3 3

м ), Хуангуашань (85 млрд. м ), Тэнцзинхуань (57 млрд. м ). Начальные промышленные запасы всех месторождений бассейна около 200 млн. т.

Таблица 1.2. Характеристика параметров газосланцевых и угленосных толщ осадочных

бассейнов Китая.

Бассейн Возраст пород Литология Мощность, м Тип керогена ОВ,% Зрелость (% Ro) Типы газа

Ордос Тз Сланцы и глины 220-350 Iii и II2 3,5-8 0,82-1,12 СГ/ПГ

P Угленосные толщи 20-200 II2 1,52,5 0,8-2,8 УГ/ПГ

Oi Карбонаты 50-500 II 0,150,24 2,0-5,0 СГ/ПГ

Сычуань £1 Сланцы и глины 50-400 I-II 0,274,5 2,0-4,2 СГ

Si Сланцы и глины 300-600 I-II 0,201,78 2,0-3,6 СГ

P Угленосные толщи 200-300 II-III 0,804,00 1,6-3,2 УГ/ПГ

P Карбонаты 180-600 II 0,221,76 1,6-3,1 СГ/ПГ

Тз Угленосные толщи 100-900 II-III 1,504,00 1,2-2,0 УГ

Тарим T-J Угленосные толщи 800-1200 III 1,884,31 1,5-1,8 УГ/ПГ

£ - O2-3 Карбонаты 300-400 II2-III 0,505,54 1,8-4,0 СГ

(СГ - сланцевый газ, ПГ - плотный газ, УГ - угольный газ, по данным Чао Вэнцы, Вана Уогена Ли Джинмина, 2007).

Рисунок 1.4. Расположение района Фулин в депрессии Сычуань Китая (Ли, 2007, с

изменениями и добавлениями).

нефти и свыше 900 млрд. м газа.Основные центры добычи газа: Вэйюань, Цзылюцзин, Шэндэн-шань, Чанъюаньба, Наси, Янгаоши и др., добычи нефти

— Наньчун, Луннюйсы, Хэчуань.

Депрессии Сычуань приурочена к межгорной впадине в западной части платформы Янцзы. Ограничен палеозойскими горноскладчатыми сооружениями. Фундамент до синийского (протерозойского) возраста. Осадочное выполнение общей мощностью свыше 12 км представлено тремя структурно-литологическими комплексами: синийско-силурийским (карбонатно-терригенные породы мощностью до 1,5 км в центральной части бассейна, до 2,5 км в окраинных частях); юрско-меловым (угленосные песчано-глинистые породы, в верхней части красноцветные, мощностью 3-8 км); пермско-триасовым (преимущественно карбонатные отложения с прослоями ангидритов и солей в среднем триасе мощностью до 2,2 км). В бассейне выделяются несколько крупных структурных элементов, отделённых региональными разломами. Основная зона нефтенакопления связана с центральным Сычуаньском сводом (Луннюйсы), газонакопления — с положительными структурами впадин Цзылюцзин и Лоушань. В южном и центральном районах бассейна в основном расположены центры по добыче газа. Продуктивны синийские, пермские и триасовые, преимущественно карбонатные, отложения на глубине до 3 км.

Природный газ занимает доминирующее место среди нефтяных и газовых ресурсов в Сычуани. В Сычуани нефтяные ресурсы небольшие. По объему их доля составляет лишь 0,005-0,002% от общего количества нефтяных ресурсов в стране. Природный газ обнаружен в близи 12 городов и участках, входящих в территорию бассейна. Удельный вес месторождений природного составляет свыше 98%. По мере развития геологической разведки количество и разведанные запасы месторождений природного газа все время увеличиваются. Сычуань считается провинцией с компактным размещением месторождений природного газа в стране. Природный газ является приоритетом в разведке нефтяных и газовых ресурсов. Среди разведанных месторождений природного газа газовые запасы лишь у 4 месторождений превышают 10 млрд. кубометров, это Вэйюань, Волунхэ, Чжунба, и месторождение, на которой фонтанирует старая скважина. Эти месторождения компактно расположены в самой впадине. По периферии и центру впадины уже обнаружены нефтяные и газовые пласты промышленного значения. В восточной, южной и юго-западной части впадины, главным образом - природный газ, а в центральной части впадины

- нефть.

В пределах Сычуаньской впадины обнаружены крупные месторождения газа. В их числе месторождения Пугуанъ, Улонхе, Вэйюань и другие. Они занимают строгое стратиграфическое положение и сосредоточены в отложениях синия, перми и триаса и представлены структурными и литологически экранированными залежами. Продуктивными горизонтами являются карбонаты синия (протерозоя) и перми, а также пласты терригенных пород триаса. Большие перспективы

связаны с открытием месторождений сланцевого газа в отложениях синия, ордовика, силура и перми.

Китайская разведка сланцевого газа имеет хорошие перспективы, хотя низкая проницаемость коллекторов сланцевого газа и сопротивление воздушного потока намного больше, чем на месторождениях обычного традиционного газа. В начале 2006 года, С№С начал исследовать сланцевый газ по ресурсам. Результаты исследований показывают, что в кембрийском сланце «Тию Лао Донь» (в районе Вэйюуан) и в нижнесилурийском сланце «Лоньмаси» (в районе Фулин) имеются условия накопления сланцевого газа. И уже в прошлых исследованиях заметили большое содержание сланцевого газа.

Эксперты считают, что в этих двух пластах потенциал ресурса

-5

сланцевого газа должен быть 6,8-8,4 млрд куб. м , который почти равен суммарным ресурсам обычного природного газа в депрессии Сычуань. Геологические и геохимические параметры двух пластов сланцев в депрессии Сычуань похожи на сланцы в 5 основных бассейнах в США.

К настоящему временем в КНР в разных районах открыты разные сланцевые месторождения, в том числе на восточной части депрессии Сычуань района Фулин (рис.1.4.), где реализована промышленная добыча газа из раннесилурского подъяруса. Площадь района Фулин составляет 280 квадратных километров, добыча сланцевого газа в 2014 г. составила 2,5 млрд. куб.м. Тип сланцевого газа района Фулин является самогенерируемым и самосохраняемым. Породы ордовикско-силурских отложений характеризуются большими толщинами, имеющими высокую хрупкость, среднюю пористость, и высокий коэффициент давления. Глубины их залегания 2250-3000 метров. В составе на свободный газ приходится 90%, а 10% составляет адсорбированный. По новым данным СИНОПЕК, в первом квадрате 2016 г. в районе Фулин пробуренные добывающие скважины около 190, добыча сланцевого газа составляется 1,375 млрд. куб.м., средние притки газа - 15,11 мил. куб.м/сут.

По состоянию на апреля 2016 года, в районе Фулин пробурены 164 скважины, в том числе у 105 скв. получены притоки газа; 98 скв. находится в состоянии разработки и эксплуатации. В целом при испытании скважин у всех получены промышленные притоки газа.

1.3. Состояние изученности доманиковых отложений ВУНГП

Этимология терминов «доманиковые фации» и «доманикиты» напрямую связана с доманиковым горизонтом, впервые выделенным А. Кейзерлингом в 1843 г. на Южном Тимане и названным по реке Доманик, где он был установлен [2] и где его толщина достигает 90 м.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лян Синьпин, 2016 год

Список литературы

1. Ананьев В.В. Прогнозная оценка ресурсной базы мендым-доманиковых отложений как основного источника углеводородного сырья центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции/Смелков В.М., Пронин Н.В. Геология нефти и газа. 2007. № 1. - С. 32-38.

2. Алиев М.М. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции/ Батанова Г.П., Хачатрян Р.О. - М. «Недра». 1978. - 216 с.

3. Алиев М.М. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции/Яриков Г.М., Хачатряи Р.О. и др. - М., «Недра», 1975. - 264 с.

4. Арутюнов Т.В. Анализ характеристик геологического строения и коллекторских свойств сланцевых отложений/Савенок О.В. Нефть. Газ. Новации. 2015. № 4.- С. 72-76.

5. Афанасьева М.С., Михайлова М.В. Цикличность осадконакопления доманикового этапа развития Тимано-Печерского бассейна. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2000. № 12. - С. 15-24.

6. Афанасьева М.С. Радиолярии и экологические особенности бассейнов доманикового типа. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2000. № 12. - С. 24-33.

7. Афанасьева М.С. Адаптивная радиация радиолярий на девонском этапе развития Русской платформы. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2000. № 12. - С. 7-14.

8. Аксенов А. А., 3айдельсон М. И., Вайнбаум С. Я. и др. Критерии и методика прогнозирования нефтегазоносности карбонатных отложений. - М, Недра, 1986. - 136 с.

9. Амурский Г. И. Анализ мегатрещиноватости по космическим снимкам - актуальное направление изучения нефтяных и газовых месторождений/Абраменок Г.А. Исследования земли из космоса.1984, № 6. - С 36-41.

10. Астафьев Д.А., Алипова Н.Ю. Природа некомпенсированных прогибов востока Русской платформы в связи с особенностями геодинамической эволюции и прогноз нефтегазоносности /В сб. «Прогноз, поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа» - М.: ВНИГНИ, 2002. - С. 24-37.

11. Аширов К.Б., Боргест Т.М., Карев А.Л. Обоснование причин многократной восполнимости запасов нефти и газа на разрабатываемых месторождениях Самарской области. Известия Самарского научного центра Российской академии наук. 2000. Т. 2. № 1.- С. 166-143.

12. Аширов К. Б., Данилов В.И., Исаев В. Н. Влияние геологических условий на состав нефтей палеозоя Куйбышевской области. Геология нефти и газа, 1975, № 4. - С 42-44.

13. Аширов К.Б., Данилов В.И., Исаев В.И. Закономерности формирования и перспективы открытия зон нефтегазонакопления в Куйбышевской области. // Критерии поисков зон нефтегазонакопления в Куйбышевской области.- М.: Наука, 1979. -С. 180-183.

14. Белерова В.А., Данилов В.И. Органическое вещество и промышленная нефтеносность доманикитов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.// Тезисы докладов Второго Всесоюзного совещания по геохимии углерода- М.,1986,- С.340-342.

15. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. Моделирование процесса нефтеобразования углеродистым сланцем доманика. - Нефтехимия. 2013. Т. 53. № 3. - С. 163.

16. Бурдельная Н.С., Бушнев Д.А. Фрагмент химической структуры II и II-S типов керогена верхнеюрских и верхнедевонских отложений Восточно-Европейской платформы. Геохимия. 2010. № 5. - С. 525-537.

17. Бурдельная Н.С., Бушнев Д.А., Мокеев М.В. Изменения состава битумоида и химической структуры керогена при гидротермальном воздействии на породу.Геохимия. 2013. № 9. - С. 819.

18. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. Нефти и органическое вещество позднедевонских отложений тимано-печорского бассейна, сопоставление по молекулярным и изотопным данным. Нефтехимия. 2015. т. 55. № 5. - С. 375.

19. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. Изотопные изменения органического вещества углеродистых пород на молекулярном и групповом уровнях при катагенезе и его моделировании. Вестник института геологии Коми научного центра Уральского отделения РАН. 2013. № 10 (226). - С. 17-20.

20. Вайнбаум С. Я., М. И. Зайдельсон, Н. А. Копрова и др. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. - Т. У Куйбышевское Поволжье. - М, Недра, 1973.

21. Виноградова Т.Д., Пунанова С.А., Чахмахчев В.А. Геохимические критерии литолого-фациальных условий накопления органического вещества и типов его исходной биомассы. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2002. №5.- С.46-51.

22. Воспроизводимость результатов дешифрирования мегатрещиноватости. Вестник Моск. ун-та, сер. геология, №3, 1982.

23. Гарецкий Р.Г., Кирюхин Л.Г., Капустин И.Н., Конищев В.С. Некомпенсированные прогибы Восточно-Европейской платформы. - Мн.: Навука и тэхшка, 1990, - 102с.

24. Габдуллин Р.Р. Копаевич Л.Ф., Иванов А.В. Секвентная стратиграфия: Учебное пособие. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 113 с.

25. Гипич Л.В., Хрусталева Г.К., Марков А.Г. Состояние геологической изученности и перспективы освоения ресурсов горючих сланцев Европейской части России. Разведка и охрана недр. 2010. № 12. - С. 16-21.

26. Гмид Л.П. Методика определения пористости трещинных коллекторов // Закономерности размещения карбонатных трещинных коллекторов нефти и газа.- Л.: Недра, 1977. - С. 101-120.

27. Горожанина Е.Н., Пазухин В.Н., Горожанин В.М. и др. Стратиграфия и литофации девона юго-запада оренбуржья (по данным бурения). В сборнике: Геологический сборник Юбилейного выпуска. Институт геологии УНЦ РАН. Уфа, 2011. - С. 44-53.

28. Горюнова Л.Ф., Обрядчиков О.С. Гипотеза образования Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов. Сборник тезисов докладов - М.: РГУ нефти и газа им. И М. Губкина, 2013. - С.24-25.

29. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. К вопросу о формировании нефтематеринских толщ. Георесурсы. 2006. № 4. С. 6-11.

30. Грунис Е.Б., Барков С.Л., Мишина И.Е. Проблемы и инновационные пути расширения ресурсной базы углеводородов за счет нетрадиционных источников российской федерации. Георесурсы. 2014. № 4 (59). - С. 28-34.

31. Грунис Е.Б. Новые представления теории геологических процессов и перспектив нефтегазоносности Русской платформы. Георесурсы. 2012. № 6 (48). - С. 63-71.

32. Губина А.И. Фациальная цикличность карбонатных рифогенных позднедевонских построек и методы ее изучения по геолого-геофизическим данным. Нефтепромысловое дело. 2007. № 11. - С. 10-14.

33. Гуляева Л. А., Поделько Е. Я., Тихомиров В. И. Особенности состава нерастворимых остатков карбонатных отложений верхнего девона-турне Камско-Кинельских прогибов. Сб. Геохимия карбонатных отложений системы Камско-Кинельских прогибов. - М, 1975. - С 3-15.

34. Гурари Ф.Г. Доманикиты и их нефтегазоносность. Советская геология. 1981. №11.-С.3-12.

35. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Исянгулова Н.Р. и др. Моделирование сложнопостроенных нефтегазоносных объектов на основе детальной корреляции разрезов скважин в автоматическом и интерактивном режимах. - Технологии сбора и обработки геологической и геофизической информации. № 12, 2014. - С 16-23.

36. Данилов В. И., Усачев Б. П. Особенности изменения состава нефтей на территории Урало-Поволжья. в кн. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. - Тр. Гипровостокнефть, Куйбышев, 1983. - С 128-138.

37. Еременко Н.А., Максимова С.П. Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества./Под ред.- М.: Наука, 1986. -136 с.

38. Журенко Ю. Е. О порядковой классификации линеаментов. - "Материалы по геоморфологии и новейшей тектонике Урала и Поволжья". - Сб.5, Уфа, 1974. - С 17-21.

39. Зайдельсон М.И., Вайнбаум С.Я., Копрова Н.П. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций. - М.:Наука, 1990. - 70с.

40. Зайдельсон М.И., Суровиков Е.Я., Казьмин Л.Л., Вайнбаум С.Я., Семёнова Е.Г. (ВО ИГиРГИ) - Особенности генерации, миграции и аккумуляции УВ доманикоидных формаций. Геология нефти и газа, №6, 1990. - С.2-5.

41. Золотопольский А.А. Методика измерения ориентационных характеристик данных дистанционного зондирования (технология LESSA). Пятая Юбилейная Открытая Всероссийская конференция. Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса// Выпуск 5, ООО «Азбука», Москва, 2008 г., т. 1. С. 102-112.

42. Иванушкин А.Г., Богоявленская О.В., Зенкова Г.Г. и др. Девонские отложения западного склона южного урала. Литосфера. 2009. № 1. - С. 3-22.

43. Илеменова О.Д. Доманиковый горизонт как источник углеводородов// Изучение, охрана и рациональное использование природных ресурсов.-Уфа : Изд. БФАН СССР,1985. -С.176-177.

44. Илеменова О.Д., Постников Д.В. Связь генерации и миграции нефти из доманиковых отложений с тектоническими процессами. // Ежегодник-95.-Информационные материалы. - Уфа: Изд. ИГ УНЦ РАН, 1996. - С.136-138.

45. Илеменова О.Д. Геохимическая и тектоническая обстановка формирования доманикитов.//Труды юбилейной конференции КГУ «Геология и современность». -Казань: КГУ, 1999. - С.71-72.

46. Казанцева Т.Т. Среднедевонский доманикит Башкирии. Георесурсы. 2014. № 2 (57). - С. 17-23.

47. Казанцева Т.Т. Инфрадоманик на западном склоне Южного Урала. Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов Академия наук Республики Башкортостан. 2013. № 19. - С. 7-26.

48. Караулов В.Б. К стратиграфии и корреляции девонских отложении западного склона южного урала. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2010. № 2.- С. 3-17.

49. Карпузов А.Ф., Соболев Н.Н., Миронов Ю.Б., Мозолева И.Н., Бузовкин С.В., Карпунин А.М. Черные сланцы: вопросы типизации и минерагении. Разведка и охрана недр. 2008. № 7. - С. 21-25.

50. Карбонатные отложения - основной объект поисков и разведки новых залежей нефти и газа в Урало-Поволжье. - Тр.ВНИГНИ, вып.223, М, Недра, 1982. С 1-148.

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

52. Клименко С.С., Анищенко Л.А. Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне. Известия Коми научного центра УрО РАН. 2010. № 2. - С. 6169.

53. Кондратьев И.К., Фортунатова Н.К., Бондаренко М.Т., Киссин Ю.М., Тарасенко Е.М. Прогнозирование мощностей доманикоидов способом пластовой акустической инверсии. Геофизика. 2015. № 1. - С. 19-25.

54. Коноваленко С.С. Палеогеоморфология Юго-востока Русской плиты (Оренбургская область) от рифея до турне в связи с поисками нефти и газа. В 2 частях.-Самара, Издательский дом «ВК», 2001, Ч.1. - 171с.

55. Конюхов А.И. Нефтегазоматеринские отложения в осадочных бассейнах на окраинах материков в среднем и позднем палеозое. Литология и полезные ископаемые. 2014. № 4. - С. 354.

56. Коровина Т. Л., Усиков Д. А. Использование аэрокосмической информации в отраслях народного хозяйства и науках о земле. "Космические исследования: научные и народохозяйственные аспекты". - Вып. 3, М, 1985. - С 139 (ВИНИТИ).

57. Кузнецов В. И. Связь гидрохимических аномалий с зонами тектонической трещиноватости пород Восточно-Оренбургского структурного выступа. Нефтегазовая геология и геофизика, 1982, №5. - С 12-14.

58. Лебедев Н.П., Успенский Б.В., Эллерн С.С. Размещение тяжелых сернистых нефтей и природных битумов в пределах Татарии и смежных районах Ульяновской и Куйбышевской областей / Распространение и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей. - М.: Наука.- 1985.

59. Лян С., Барков С.Л. Геохимические условия формирования доманиковых отложений юго-востока русской платформы. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 10. - С. 21-27.

60. Лян С., Галушин Г.А., Филиппов В.П. Условия формирования доманикитов юго-востока русской платформы. Георесурсы. 2015. Т. 2. № 62. - С. 54-63.

61. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. -М.: Недра, 1983. - 217с.

62. Маймин З.Л. Вопросы образования нефтяных залежей (на примере районов Волго-Уральской области). - Тр.ВНИГРИ.- Л., 1963.- Вып.208.- 99с.

63. Максимова С.В. Эколого-фациальные особенности и условия образования доманика. -М.: Наука, 1970. - 101с.

64. Максимова С.В. Битумы доманикового горизонта и их взаимоотношение с минеральными компонентами породы.//Геохимия карбонатных отложений системы Камско-Кинельских прогибов. - М.: ИГиРГИ, 1975. -С.72-83.

65. Макаревич В.Н., Суханов А.А., Макарова И.Р. Перспективы поисков углеводородных скоплений нетрадиционного типа в освоенных регионах северо-запада России. Георесурсы. 2012. № 6 (48). - С. 48-55.

66. Маслов А.В., Ронкин Ю.Л., Лепихина О.П., Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Микроэлементы в нефтях некоторых месторождений-сателлитов ромашкинского нефтяного поля (республика татарстан). Литосфера. 2015. № 1. - С. 53-64.

67. Миллер В., Миллер К. Аэрофотогеология. - М., Мир, 1964, - 291 с.

68. Милосердова Л.В. Зависимость параметров мегатрещиноватости от масштаба дешифрируемых снимков. - Изв. ВУЗов геол. и разв., 1982, № 3, - с.156-158.

69. Милосердова Л.В. О влиянии масштабного фактора на преимущественную ориентировку мегатрещиноватости Вестн. Моск. ун-та, Сер. 4 геология, 1982, №4, - с. 9395.

70. Мирчинк М.Ф., Мкртчян О.И., Хачатрян P.O. Тектоника и зоны нефтегазонакопления Камско-Кинельской системы прогибов. -М.: Недра, 1965.-213с.

71. Мирчинк М. Ф., Мкртчян О. М., Трохова А. А., Митрейкин Ю. Б. Палеотектонические и палеогеоморфологические особенности Волго-Уральского доманикового бассейна. - Изв. АН СССР, № 12, 1975а, - с 10.

72. Мирчинк М. Ф., Мкртчян О. М., Трохова А. А. Формы взаимосвязи мощности и литофаций доманикового горизонта и их значение в палеоструктурном анализе. В кн. "Проблемы геологии нефти", - М. Недра, 1975 б, - с 6.

73. Мкртчян О.М., Тихомиров В. И., Трохова А. А. Формации доманикоидного типа и их нефтегазоносность. В кн. Формационный анализ в нефтяной геологии. - М, 1981, - с 4058.

74. Мкртчян О.М. Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской плиты. - М.: Наука, 1980. - 135с.

75. Муслимов Р.Х., Постников А.В., Плотникова И.Н. К вопросу о роли эндогенного фактора в формировании и распределении нефтегазоносности осадочных бассейнов (на примере татарстана). Георесурсы. 2005. № 1. - С. 37-39.

76. Муслимов Р.Х., Панарин А.Т., Грунис Е.Б. и др. Формирование залежей нефти в семилукско-бурегских отложениях// Геология нефти и газа.- 1989.-№1. - С.43-48.

77. Муслимов Х.М. Новые возможности ресурсного обеспечения нефтяной отрасли. Георесурсы. 2015. Т. 1. № 62. - С. 3-9.

78. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Зеличенко И.А. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа. - Л.: Недра, 1986. - 247с.

79. Неручев С.Г., Моисеева С.Б., Климова Л.И., Смирнов С.В. Моделирование процессов миграции и аккумуляции нефти и газа в ловушках. Геология и геофизика,, 2000.- т.41, №8. - С.1143-1184.

80. Никитин Ю.И., Остапенко С.В. Связь нефтеносности Волго-уральской провинции с плитной тектоникой урала. Нефтяное хозяйство. 2008. № 12. - С. 14-17.

81. Обрядчиков О.С. Гипотеза образования Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов и особенности геологического строения западного и северного обрамлений Прикаспийской впадины. - Тр. ОНГК, вып.4 «Каспийский регион: геологическое строение и нефтегазоносность. Алматы, «Color Media», 2014, - с.188-194.

82. Петерсилье В. И. Об оценке запасов залежей сланцевой нефти. Геология нефти игаза. № 6, 2015, - С.108-112.

83. Пецюха Ю.А. Тектоногенные процессы генерации углеводородов в надвиговых зонах. //Тектоника и нефтегазононость поднадвиговых зон.- М.: Наука, 1990. - С.264-271.

84. Перников М.Ш., Масагутов Р.Х. Нефтеносность карбонатных битуминозных пород доманикового типа в связи с их трещиноватостью. Геология, геофизика и полезные ископаемые Южного Урала и Приуралья. -Уфа.: БНЦ УО АН СССР, 1991. - С.112-118.

85. Плотникова И.Н., Аношин Д.В. Особенности геологического строения и оценка нефтематеринского потенциала семилукско-речицких отложений в пределах южнотатарского свода. Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2015. Т. 1. № -1. - С. 111-114.

86. Прищепа О.М., Суханов А.А., Макарова И.Р. Подходы к оценке доманиковых отложений тимано-печорской нефтегазоносной провинции как нетрадиционных источников углеводородов. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2014. Т. 9. № 4. - С. 12.

87. Прищепа О.М., Суханов А.А., Макарова И.Р. Методика определения зрелости сапропелевого органического вещества в доманикитах и оценки их углеводородных ресурсов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 7. - С. 4-9.

88. Пунанова С.А., Нукенов Д.Н. Геохимические показатели нефтегазоносности по данным изучения микроэлементов и металлопорфириновых комплексов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2001. № 11. - С. 23-27.

89. Родионова К.Ф. Геохимия органического вещества палеозойских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной области. - Тр. ВНИГНИ, М, вып.78, 1968, - с 143-153.

90. Санникова И.А., Кирюхина Т.А., Большакова М.А. Генерационный потенциал доманиковых отложений южной части тимано-печорского нефтегазоносного бассейна. В сборнике: Геология в развивающемся мире Материалы VIII научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием. Ответственный редактор П.А. Белкин. Пермь, 2015. - С. 498-502.

91. Середа Т.Т. О перспективах нефтеносности глинисто-карбонатных и карбонатных отложений верхнего девона Башкирии и некоторых других районов Волго-Уральской области. //Вопросы миграции нефти и формирования пород-коллекторов.- М.: ИГИРГИ, 1972. - С. 15-20.

92. Соколова Л.И. Типы разрезов доманикового горизонта Волго-Уральской области.//Вопросы литологии нефтегазоносных комплексов Ура-ло-Поволжья.-1972. -С.45-66.

93. Страхов Н.М. Доманиковая фация Южного Урала. - Тр. ИГН АН СССР, 1939. Вып.16. - С.121.

94. Ступакова А.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А. и др. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна. Георесурсы. 2(61), 2015. - С 77-86.

95. Страхов Н.М., Родионова К.Ф., Залманзан Э.С. К геохимии нефтеносных отложений (нижнефранские породы Второго Баку). - Тр.Ин-та геол. наук АН СССР, сер. геол.-М.: Изд-во АН СССР, 1955.- Вып.155. - С.1-15.

96. Тельнова О.П. Палинологическая характеристика живетско-франских отложений в эталонном разрезе скв. 1-бальнеологической (южный тиман). Стратиграфия. Геологическая корреляция. 2008. Т. 16. № 2. - С. 41-58.

97. Тихомиров В.И. Битуминозность пород карбонатной формации верхнего девона нижнего карбона (турне) Камско-Кинельских проги-бов.//Геохимия карбонатных отложений системы Камско-Кинельских прогибов.-М.: ИГиРГИ, 1975. - С.50-59, 60-71.

98. Тихомиров В. И., Лосницкая И. Ф. Накопление аутигенного кремнезема в среднефранско-турнейской карбонатной толще востока Русской платформы. Ж. Литология и полезные ископаемые. 1985, № 2, - с 69-81.

99. Ульмасвай Ф.С., Базаревская Н. И. Тектоническая приуроченность и геологическое строение плеев сланцевого газа и нефти. Георесурсы. № 2 (52), 2013, - с. 21-25.

100. Филиппова М. Ф., Аронова С. А., Афремова М. Ф. и др. Девонские отложения центральных областей Русской платформы. Гостоптехиздат, Л, 1958, - с 395.

101.Цыганко В.С. «Инфрадоманик» в среднем девоне на западном склоне полярного урала. Литосфера. 2008. № 2. - С. 67-79.

102.Цветков Л.Д. Сланцевые углеводороды: библиогр. обзор / Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова. - Ярославль: НПЦ «Недра», 2012.

103.Чжан Цзэнбао, Сиднев А.В. Успехи современного естествознания. №6, 2005. -С.104-106.

104.Чепиков К.Р., Медведева A.M., Середа Т.Т. Растительные микроостатки в породах и нефтях доманикового горизонта некоторых районов Волго-Уральской области. В сб. Вопросы миграции нефти и формирования пород-коллекторов.-М., 1972. - С. 19-21.

105.Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Суркова Г.И. Особенности нахождения битумов в девонских отложениях в доманикового типа и нефти в карбонатных коллекторах каменноугольного возраста. В кн. Условия формирования пород коллекторов и миграция. нефти. М, Наука, 1976, - с 1-101.

106.Черский Н.В., Сороко Т.Н. Влияние тектоносейсмических процессов на ископаемое органическое вещество и генерацию нефтей.// Геология и геофизика.- 1988.-№9. - С.54-62.

107. .Хатьянов Ф.И. О тектонической природе погребенных девонских микрограбенов и перспективах поисков нефтеносности структур на юго-востоке Русской платформы//Геология нефти и газа.-1971.-№7.- С.41-46.

108.Хачатрян Р. О. Формации девона и карбона востока Русской платформы. Докл. АН СССР, 1964, т.159, № 6, - с 675-678.

109.Хачатрян Р.О. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волго-Камской антеклизы. - М.: Наука,1979. -171с.

110. Guidelines for the Practical Evaluation of Undeveloped Reserves in Resources Plays. The Society of Petroleum Evaluation Engineers, December 2010/May 2011.

111. Guo Tonglou, Zhang Hanrong. Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field, Sichuan Basin. Petroleum Exploration and Development, Vol.41 No.1, 2016. - P. 28-36.

112. Modern Shale Gas Development in the United States: A Primer.U.S. Department of Energy Office of Fossil Energy and National Energy Technology Laboratory. April 2009.

113.Posamentier H.W. & Allen G.P. Siliciclastic Sequence stratigraphy - Concepts and Applications. Tulsa, Oklahoma: Soc. Econom. Paleontol. Mineralog. Concepts in Sedimentology and Paleontology. 1999. №.7. - 195 p.

114.WANG Yuman, DONG Dazhong, HUANG Jinliang, LI Xinjing, WANG Shufang. Guanyinqiao Member lithofacies of the Upper Ordovician Wufeng Formation around the Sichuan Basin and the significance to shale gas plays, SW China. Petroleum Exploration and Development, Vol.43 No.1, 2016. P.42-50.

115.WU Lanyu, HU Dongfeng, LU Yongchao, LIU Ruobing, LIU Xiaofeng. Advantageous shale lithofacies of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling gas field of Sichuan Basin, SW China. Petroleum Exploration and Development, Vol.43 No.2, 2016. - P. 189-197.

116. Zeng Xiangliang. A Study on Shale Gas of Lower Silurian Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its Peripheral Areas. Disseratation. 2011.

117.Zhou Kenken. Middle Ordovician-Early Silurian lithofacies paleogeography of Middle-Upper Yangtze and its southeastern margin. Disseratation. 2015.

^M^I^, 2009, Vol.29, No.5.

^Hlf, 2009, Vol.29,

No.5.