Термобарические условия нефтегазоносных бассейнов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.17, доктор геолого-минералогических наук Висковский, Юрий Александрович

• Висковский, Юрий Александрович
• доктор геолого-минералогических наук
• 1984

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Висковский, Юрий Александрович

Введение

Часть I. Закономерности изменения термобарических условий.

Глава I. Изменение температуры по разрезу осадочного чехла.

Методы реконструкции палеотемпературы.

Закономерности изменения современной и палеотемпературы.

Глава 2. Влияние температуры на катагенез органического вещества

Глава 3. Закономерности изменения пластовых давлений.

Глава 4. Вертикальная зональность артезианского и нефтегазоносного бассейнов

Гидрогеологическая зональность

Соотношение генерационной и аккумуляционной зональности.

Часть П. Термобарические условия и распространение зон нефте- и газонакопления в нижне-средне-юрских отложениях Среднекаспийского бассейна и триасе Северной Болгарии.

Глава 5. Нижне-среднеюрские отложения Среднекаспийского бассейна.

Глава 6. Триасовые отложения Северной Болгарии.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Термобарические условия нефтегазоносных бассейнов»

Актуальность исследований. В решениях ХХУ1 съезда КПСС большое внимание уделено обеспечению постоянной тенденции прироста запасов нефти и газа. Исходя из того, что особенно возрастает потребность в нефти, серьезные требования предъявляются к раздельному прогнозированию нефтеносности и газоносности перспективных территорий. Это определяет необходимость выбора эффективных направлений геологоразведочных работ для целенаправленных поисков.

В практику исследований, направленных на комплексную оценку перспектив нефтегазоносности крупных территорий, прочно вошло использование генетического принципа. Всеми признается, что условия нефтегазообразования существенно влияют на размещение месторождений и запасов нефти и газа. Утверждению данного принципа во многом способствовало выдвинутое в 1952 г. И.О.Бродом учение о нефтегазоносных бассейнах - генераторах и аккумуляторах утлеводородов. Развитие генетического принципа тесно связано с разработкой стадийности нефтегазообразования (на это указывал еще И.М.Губкин), обусловленной направленностью катагенети-ческого преобразования исходного органического вещества.

Теория стадийности генерации углеводородов послужила основой для рассмотрения с историко-геологических позиций и факторов (движущих сил процесса) нефтегазонакопления. Таким путем оформилось и получило широкое признание историко-генетическое (эволюционное) направление геологии нефти и газа.

Неотъемлемой частью эволюционного направления является изучение энергетического состояния флюидов как в системе нефтегазоносного бассейна в целом, так и в единичных скоплениях углеводородов. На необходимость изучения бассейнов в этом аспекте

-инеоднократно обращалось внимание Н.А.Еременко. Энергетическое состояние крупных гидродинамических систем может быть рассмотрено путем изучения закономерностей изменения термобарических условий по мере становления осадочного чехла на фоне генетической связи артезианского и нефтегазоносного бассейнов.

Восстановление температуры создает основу для решения дискуссионных вопросов о степени ее влияния на катагенез ОВ, а отсюда и о направленности процессов генерации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах различного геологического строения. Знание закономерностей изменения пластовых давлений позволяет проследить условия взаимной растворимости пластовых флюидов, включая огромные массы подземных вод артезианских бассейнов.

Оценка влияния термобарических условий в целом и динамики их изменения во времени и пространстве на закономерности размещения скоплений нефти и газа требует сопоставления вертикальной зональности, присущей нефтегазоносному и артезианскому бассейнам. Через сопоставление и изучение процессов формирования той и другой зональности можно расшифровать некоторые важные факторы, которые контролируют распределение скоплений нефти и газа.

В свете историко-генетического направления появились соответствующие разработки. Коллективом Московского университета (Н.Б.Вассоевич, И.В.Высоцкий, Б.А.Соколов, В.Б.Оленин, А.Н.Гусева, А.Я.Архипов, Ю.И .Корчагина, Ю.К.Бурлин) предложен истори-ко-геолого-геохимический метод оценки перспектив нефтегазонос-ности осадочных бассейнов. Метод предусматривает определение нефтепроизводящего потенциала и степени преобразования рассеянного органического вещества (ОВ) в зависимости от времени нахождения пород в различных температурных зонах. Во ВНИГНИ (С.П.Максимов, Т.А.Ботнева, Н.А.Еременко, Р.Г.Панкина) выдвинут метод прогноза нефтегазоносности (в том числе и качественного состава нефтей и газов), в основу которого положена разработанная авторами теория цикличности процессов нефтегазообразо-вания. Справедливо отмечается, что "В зависимости от . геохимических и термобарических условий в диагенезе и катагенезе изменяется качественная и количественная характеристика углеводородных флюидов" (Максимов и др., 1972, с. 12). Исторически сложилось, что наиболее изученной стороной проблемы прогнозирования нефтеносности и газоносности оказалась геохимическая сторона. Особенности же термобарических условий и динамика их изменения в различных геологических обстановках оказались наиболее дискуссионной и наименее изученной стороной проблемы. Сказанное определяет актуальность изучения особенностей изменения термобарических условий во времени и пространстве применительно к различно построенным нефтегазоносным бассейнам, анализа влияния их на процессы нефтегазообразования, нефтегазонакопления и закономерности распространения скоплений нефти и газа. Диссертационная работа выполнена в соответствии с общей проблемой геологии и геохимии нефти и газа, утвержденной Постановлением Президиума АН СССР Л 416 от 12 мая 1977 г.

Цель и задачи исследований. Целью работы является выяснение влияния динамики изменения термобарических условий нефтегазоносных бассейнов на становление зональности катагенеза ОВ, генерации и аккумуляции нефти и газа, трансформацию аккумуляционной зональности в истории геологического развития вплоть до современного этапа. Достижение указанной цели осуществлялось путем решения следующих теоретических и методических задач:

1. Установление закономерностей изменения современных значений температуры и пластовых давлений.

2. Выявление роли истории геологического развития осадочного чехла в изменении термобарических условий и разработка методики их реконструкции.

3. Выяснение степени воздействия температуры и времени на катагенез ОВ пород.

4. Определение соотношения гидрогеологической зональности, зональности катагенеза и аккумуляции нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах с различным геологическим строением и историей развития.

Научная новизна. Разработана оригинальная методика реконструкции термобарических условий нефтегазоносных бассейнов, впервые представлены закономерности их изменения в зависимости от особенностей геологического развития бассейнов и показано влияние термобарического режима на размещение скоплений нефти и газа, в частности:

- обоснована роль скорости осадконакопления, времени завершения основного прогибания и общей мощности осадочного выполнения бассейнов в формировании термобарических условий и эволюции катагенетической зональности;

- выяснена степень воздействия температуры и времени на катагенез ОВ пород, предложена модификация расчетного метода определения уровней катагенеза;

- представлена схема гидрогеологической зональности, показано ее соотношение с зональностью катагенеза и аккумуляции нефти и газа;

- показано влияние направленности эволюции термобарических условий на распространение залежей углеводородов различного фазового состояния.

Практическая значимость работы. В соответствии с государственным заданием, объем прироста запасов нефти и газа планируется раздельно. Для повышения степени надежности планирования важное значение приобретает познание закономерностей раздельного формирования зон нефте- и газонакопления. Выводы относительно направленности эволюции термобарических условий бассейнов и разработанные методы их реконструкции способствуют развитию знаний о закономерностях размещения залежей нефти и газа, повышению достоверности оценок и выработке наиболее эффективных направлений поисково-разведочных работ.

Выполненные теоретические и методические разработки дали возможность для терригенного комплекса юрских отложений Средне-каспийского бассейна и карбонатного комплекса триасовых отложений Северной Болгарии составить на новом научном уровне серию взаимодополняющих карт палеотемператур и катагенетической зональности, величин палеодавлений и минерализации вод. С новых позиций оценены перспективы нефтегазоносности этих территорий и составлены карты размещения зон нефте- и газонакопления. Намечены зоны возможного распространения нефтяных залежей на больших глубинах залегания указанных перспективных комплексов отложений, что, по-видимому, характерно для областей мощного осадконакопле-ния.

Освещение данной проблемы весьма важно для зарубежных стран, которым СССР оказывает содействие в области геологоразведочных работ на нефть и газ. Несмотря на обычную недостаточность фактического материала, для них всегда требуется общая оценка перспектив нефтегазоносности, нередко с выделением зон и интервалов разреза нефте- и газонакопления.

Предложенные методы изучения и прогноза термобарических условий недр, во многом определяющих закономерности распространения скоплений нефти и газа, основаны на наиболее доступных геологических сведениях. Поэтому они с успехом могут быть использованы для зарубежных стран с ограниченной информацией, что будет способствовать повышению эффективности научно-технического сотрудничества СССР с зарубежными странами.

Апробация работы и внедрение результатов исследований» По теме диссертации опубликованы 2 монографии (в соавторстве) и 31 статья в журналах "ДАН СССР", 'Теология нефти и газа", "Нефтегазовая геология и геофизика", в научных сборниках, трудах совещаний и конференций. Основные положения диссертации доложены на Всесоюзных совещаниях, проводимых научным советом по проблемам геологии и геохимии нефти и газа (Москва, 1974, 1977; Новосибирск, 1974; Ташкент, 1975; Иркутск, 1976; Алма-Ата, 1977; Тюмень, 1979; Уфа, 1980; Львов, 1981; Пермь, 1983). Кроме того, они доложены на Международном семинаре стран ЭСКАТО (1980).

Метод реконструкции палеотемпературы внедрен в научных и учебных организациях: БНИИЯГГ, УДН им.ПЛувдумбы, МИНХиГП. Практическое воплощение основные выводы нашли в работе группы советских специалистов в НР Мозамбик. Они также использованы сотрудниками ВНИИзарубежгеологии при оценке перспектив нефтегазоносно-сти и установлении закономерностей распространения залежей нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах Южной Азии, Австралии, Океании и других регионов.

Исходные материалы и личный вклад автора. Материалы для диссертации собраны автором в процессе многолетних полевых исследований на территориях Среднекаспийского (Восточное Предкавказье, ЗакасшШ) и южной части Предкарпатско-Балканского (Северная Болгария) бассейнов (1957-1973 г.г.). Исследования завершились обобщением данных по геологическому строению и оценке перспектив неф-тегазоносности этих территорий и нашли отражение в соответствующих монографиях. В работе использованы опубликованные материалы по геологическому строению, термобарическим условиям и оценке перспектив нефтегазоносности ряда бассейнов: Среднерусского, Западно-Сибирского, Северо-Каспийского, Иркутского, Каракумского,

Афгано-Таджикского, Южно-Каспийского, Азово-Кубанского, Оахаро-Ливийского, Персидского залива, Мексиканского залива и некоторых друтих.

С 1974 г. автор принимает участие в тематических исследованиях ВНИИзарубежгеологии, связанных с разработкой историко-гене-тического метода оценки перспектив нефтегазоносности крупных территорий и отдельных зон»

Автором рассмотрены термобарические условия ряда нефтегазоносных бассейнов, изучены закономерности изменения этих условий, предложены методы их прогноза и реконструкции, модифицирован расчетный метод суммарного импульса тепла для установления эволюции катагенетической зональности. На этой основе осуществлен прогноз фазового состояния углеводородов в недрах Среднекашийско-го бассейна и Северной Болгарии.

В течение ряда лет автор работает совместно с докт.геол.-шн.наук Л .А.Поль стер, кандидатами геол.-мин.наук В.А.Николенко, Д.Г.Шустовой, Ю.Ф.Шереметьевым, а также с П.И.Садыковой. Естественно, что именно с ними в первую очередь обсуждались основные направления и результаты исследований. Автор пользовался консультациями ведущих специалистов ВНИИзарубежгеологии докторов геол.-мин.наук Н.А.Калинина, Л.Э.Левина, М.С.Моделевского, В.Ф*Раабена, кандидатов геол.-мин. наук В.И .Высоцкого, Г.С.Гуревич, А.ИЛевина, Р.Д.Родниковой. В процессе подготовки работы ряд ценных замечаний было сделано профессорами МГУ И.В.Высоцким, В.Б.Олениным и сотрудниками ИГиРГИ кандидатами геол.-мин.наук И.В.Машковым и С.И.Сер-гиенко. Всем перечисленным товарищам автор искренне благодарен.

Часть I

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ

УСЛОВИЙ

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», Висковский, Юрий Александрович

Основные выводы

1. Термобарические условия нефтегазоносных бассейнов во многом определяются особенностями истории геологического развития осадочного чехла: стратиграфической полнотой разреза, его общей мощностью, скоростью осадконакопления на отдельных этапах, наличием перерывов в осацконакоплении и крупных инверсий, временем завершения основного прогибания.

2. Изменение термобарических условий на этапах осадконакопления и после его завершения подчиняется различным закономерностям. После завершения осадконакопления температура недр и величины пластовых давлений снижаются, а гидродинамическая система стремится к равновесию. Характер изменения геотермических условий и степени литификации пород обуславливают гидродинамический режим недр. По типу гидродинамического режима осадочная толща подразделяется на три гидрогеологических этажа. Верхний этаж -с инфильтрационным режимом. Средний этаж - этаж уплотнения. Ему присущ эксфильтрационный режим, формирующийся, главным образом, под воздействием геостатического и геотермического факторов. В нижнем этаже возможно существование двух типов гидрогеологического режима: I) в бассейнах молодого осадконакопления - экс-фильтрационного термогидродинамического, 2) в бассейнах с завершением погружения в отдаленные эпохи - режима релаксации. В первом случае нижний этаж охватывает комплексы консолидированных отложений, во-втором - практически всю осадочную толщу.

3. Особенности геотермического режима определяют темп ката-генетического преобразования 0В пород. Осуществляется генерация углеводородов, которые эмигрируют в породы-коллекторы с тем или иным типом гидродинамического режима, который характеризуется своими закономерностями изменения температуры и давления и их конкретными величинами на каждом этапе развития. Изменяющийся во времени геологической истории режим влияет на аккумуляцию и трансформацию залежей нефти и газа.

4. На этапах погружения происходит прирост температуры. Поэтому все катагенетические зоны производящие. Их глубинная и температурная приуроченность различна и зависит от скорости осадконакопления. Зона раннего протокатагенеза соответствует верхнему гидрогеологическому этажу и самой верхней части среднего этажа. Верхний этаж распространен до глубин 0,2-0,5 км. Активный водообмен, характерный для этого этажа, и обычно низкая стадия преобразования 0В определяют условия преимущественного рассеивания углеводородов. Зона позднего протокатагенеза и раннего мезокатагенеза обычно целиком находятся в среднем этаже.

Средний этаж занимает интервал разреза от 0,2-0,5 км до 2,5-6,0 км. Совпадение во времени экспедиционных (элизионных) процессов и процессов ранне-среднекатагенетического преобразования 0В вызывает активное перемещение флюидов. Время нахождения пород в условиях среднего этажа должно рассматриваться как время формирования скоплений нефти и газа. Две нижние, преимущественно газо-генерирующие зоны позднего мезокатагенеза (МК^^) и апокатагене-за, находятся в нижнем этаже, где в силу эксфильтрационного термогидродинамического режима создаются условия для переформирования, трансформации и сохранения скоплений нефти и газа.

5. На этапах после завершения основного прогибания температура недр снижается. Генерация УВ происходит лишь в верхних частях осадочной толщи под воздействием низкотемпературных биохимических процессов. В результате выстуживания недр катагенетиче-ские зоны становятся реликтовыми. Мощность верхнего гидрогеологического этажа увеличивается до I км, возрастает интервал рассеивания углеводородов. Редуцируется средний гидрогеологический этаж, уступая место нижнему этажу с уравновешенным реинфильтра-ционным режимом. Формирование залежей за счет новообразования углеводородов, по-видимому, не происходит. Однако смягчение термобарических условий и изменение растворимости газа в воде и нефти обуславливает выделение огромных количеств газа в свободное состояние, что, в свою очередь, приводит к трансформации и переформированию залежей. С увеличением длительности стабильного этапа часть газа рассеивается, что вновь приводит к трансформации аккумуляционной зональности.

- 209

Часть П

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И РАСПРОСТРАНЕНИЕ ЗОН НЕФТЕ- И ГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В НИЖНЕ-, СРВДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ СРВДНЕКАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА И ТРИАСЕ СЕВЕРНОЙ БОЛГАРИИ

Предложенные методы реконструкции величин палеотемпературы и давления, с помощью которых можно проследить эволюцию термобарических условий и катагенетической зональности нефтегазоносных бассейнов, позволяют более обоснованно оценить вероятное фазовое состояние углеводородов в залежах. Они дают возможность на основе изучения истории геологического развития определить направленность изменения фазовых соотношений в залежах, оценить значение важного компонента системы - пластовых вод, в которых при изменяющихся конкретных параметрах [ и Р растворяется либо выделяется в свободное состояние большая или меньшая масса генерированного газа. Ранее было показано, что термобарические условия определяются особенностями геологического развития, выражающимися в стратиграфической полноте осадочного чехла, его общей мощности, скорости осадконакопления и времени завершения основного прогибания, наличии инверсионных движений, сопровождавшихся размывом накопленных ранее толщ. Все это позволяет наиболее полно использовать закономерности изменения термобарических условий для прогноза нефтегазоносности. Следует учитывать, что в процессе погружения конкретных комплексов отложений органическое вещество в разное время и с разной длительностью достигало той или иной стадии катагенетического преобразования. Поэтому в разное время и с различной скоростью реализовывадся его генерационный потенциал, а в зависимости от типа и количества исходного 0В, начиная с диагенеза, генерировалось различное количество жидких и газообразных углеводородов. Продукты генерации эмигрировали с породы-коллекторы, характеризовавшиеся своими пластовыми давлениями и температурами, что обусловливало свойственные только соответствующим комплексам условия растворимости нефти в газе, газа в нефти и воде» Пластовые давления и температура существенно влияли на фазовые переходы утлеводородов в залежах не только на этапах погружения, но и после завершения осадконакопления, когда в результате снижения термобарических параметров в свободное состояние выделяются огромные количества газа, растворенного ранее в воде и нефти» Это создавало изменяющуюся во времени аккумуляционную зональность, присущую каждому комплексу отложений и является одной из причин сложных взаимоотношений генерационной и аккумуляционной зональности в осадочном разрезе в целом на современном этапе. Именно поэтому лишь катагенетическая и связанная с ней генерационная зональность не позволяют судить о перспективах нефтегазоносности тех или иных отложений, с преимущественном заполнении ловушек нефтью или газом.

Соотношения жидких и газообразных УВ во многом зависит от взаимной растворимости флюидов. Наиболее подвижным в этом смысле компонентом является газ. Зная граничные значения главных параметров (давление, температура, минерализация воды), определяющих растворимость газа в нефти и воде, либо выделение его в свободное состояние, можно использовать уравнение газового баланса. Оно имеет вид: 0ГЭМ= 0грн + 0грв + 0ГСВ

I) где:С)гэм - количество эмигрировавшего газа;

С)грн - количество газа, растворенного в нефти;

0 - количество газа, растворенного в воде;

I р с

0ГСВ - количество газа, выделившегося в свободное состояние. Количество эмигрировавших нефти и газа можно определить с помощью коэффициентов эмиграции жидких или газообразных углеводородов из ОБ различного типа для соответствующих стадий катагенеза по методике О.П.Четвериковой с использованием формулы

Онэм (илиОгэм) = ОВ-К3^-с1-[1 (2) где^П (или О ) - количество эмигрировавших нефти (т/м^); ,, нэм гэм ц - коэффициент эмиграции соответственно жидких либо газообразных УВ; О В - содержание органического вещества в породе (%), определяемое по содержанию С0рГ • 1.3, где 1,3 -коэффициент Траска; - средняя плотность породы (г/см3);

7 - мощность, м.

Коэффициент эмиграции О.П.Четверикова понимает как количество выделившихся жидких или газообразных углеводородов, выраженные в процентах от РОВ начального (ПКд) или конечного (данного, достигнутого) этапа катагенеза. определяется, исходя из аналитически установленного содержания высококипящих углеводородов. Количество газообразных УВ рассчитывается с помощью коэффициента эмиграции (К/, ), который определяется по формуле: * К, • Ко к4-кг К/ где:Кд - вычисленный коэффициент выхода СН^;

К2 - вычисленный коэффициент выхода С^о^д (средний состав жидких УВ);

К • к

3 часть расчетного коэффициента метана, эквивалентная

К Р жидким эмигрировавшим углеводородам. В расчетах удобнее пользоваться удельным количеством эмигрировавших УВ, под которым понимается отношение количества эмигрировавших УВ к единице объема нефтегазоматеринской породы в т для нефти и в м3 для газа.

Предложенная О.П.Четвериковой методика определения количества эмигрировавших УВ базируется на аналитических данных, характеризующих как растворимую, так и нерастворимую части ОБ. В случае отсутствия данных об элементном составе нерастворимой части ОБ необходимой для расчета коэффициента эмиграции, коэффициент эмиграции жидких УВ может быть рассчитан по углеводородной части сингенетичных битумоидов ( Согласно исследованиям О.П.Четвериковой, ОБ нефтематеринских пород, находящихся в зоне Жхз, теряет до 30% жидких УВ, а с учетом бензиновой фракции -до 40%. Потери нефтематеринской толщи, достигшей зоны увеличиваются до 60$. Исходя из этого в зоне МК-^ К3 •= Дв*0.4, а в зоне Ж45 ^ меньшей точностью К^ можно определить по содержанию хлороформенного битумоида в породе. Определение Кэм газообразных УВ довольно сложно, требует дополнительных расчетов, основанных на подробных аналитических данных.

В результате многолетних исследований, усилиями ряда коллективов нашей страны и зарубежных геохимиков накоплен огромный фактический материал, всесторонне характеризующий рассеянное органическое вещество в широком диапазоне литологических типов вмещающих пород, их возраста и глубин залегания^ На вооружение принят объемно-генетический метод количественной оценки начальных геологических запасов нефти и газа. Однако в опубликованных работах часто отсутствует привязка аналитических данных к геологическим характеристикам, прежде всего к таким, как вещественный состав и фадиальная принадлежность нефтегазоматеринских пород, соотношение в разрезе литолого-стратиграфических комплексов материнских и коллекторских пород по их мощности, коллекторские свойства пород, слагающие природные резервуары. Исследователи, занимавшиеся отдельными районами или толщами, обычно приводят средние значения основных параметров и, в частности, значения

-213коэффициента эмиграции УБ по типам ОБ для крупных интервалов разреза без должного их нефтегеологического расчленения.

Все это создает определенные трудности при установлении и заставляет подходить с большой осторожностью к выбору их значений для конкретных районов и комплексов отложений. Требуется определенный синтез фактических геохимических параметров применительно к конкретным геологическим условиям. Для комплекса тер-ригенных юрских отложений Среднекаспийского бассейна и комплекса карбонатных отложений триаса Северной Болгарии такая работа была выполнена во БНИИзарубежгеологии под руководством Л.А.Поль-стер (Польстер и др., 1982). Результаты этих исследований использованы в дальнейших расчетах.

Входящее в уравнение газового баланса количество газа растворенного в нефти, определяется по формуле:

Чгрн= ГнмУт5' <?нэм (3) где: - коэффициент растворимости газа в нефти при данном давлении и температуре, заимствованный из работ В.А.Соколова (1965) и Т.ПДузе (1974). Количество газа, растворенного в воде, устанавливается по формуле: грВ=/нмУм5 •<}, (4) где: ^нЦДл* - коэффициент растворимости углеводородных газов в воде при данном давлении и температуре;

Рв - объем воды.

При оценке растворимости газов в воде использованы данные В.Н.Корценштейна (1963, 1976), А.Ю.Намиота и М.И.Бондаревой (1963), В.Г.Султанова, В.Г.Скрипки, А.Ю.Намиота (1972), Л,М. Зорькина (1973) с введением поправок на минерализацию.

В расчетах фазовых соотношений принято, что в катагенетиче-ских зонах ПКд-МК^, эмигрирующий газ насыщает воду и эмигрирующую

- 214нефть пропорционально коэффициентам растворимости. В зонах МКд и АК генерируемый метан, наоборот, в первую очередь насыщает пластовые воды, а остаток идет на пополнение газа в ловушках, где он либо растворяется в нефти, либо составляет свободную фазу.

Надо, однако, учитывать, что эти расчеты в определенной мере условны. Помимо уже указанных трудностей можно указать следующие. Недостаточно изучена растворимость метана в нефтях различного состава и удельного веса. На этапах погружения, наряду с метаном, образуются его гомологи, С0£ и другие неуглеводородные газы. Изучена в основном индивидуальная их растворимость. Присутствие тех и других, как известно, оказывает влияние на растворимость метана в нефти и в воде. Однако, уже сейчас рассмотренный путь и выполненные расчеты и построения позволяют наметить некоторые закономерности в распространении зон нефте- и газонакопления. В качестве примеров рассмотрены нижне-среднеюрские отложения Среднекаспийского бассейна и триасовые отложения Северной Болгарии.

Глава 5

Нижне-среднеюрские отложения Среднекаспийского бассейна

Среднекаспийский нефтегазоносный бассейн в геотектоническом отношении располагается в пределах смежных частей Скифской и Ту-ранской плит. Бассейн приурочен к сложно построенной области прогибания в современной структуре земной коры, возникшей в основном в связи с формированием Предкавказского краевого прогиба на месте его пересечения с крупной меридиональной волной прогибания, проходящей через Каспийское море. Бассейн охватывает на западе территорию Восточного Предкавказья, а на востоке - При-карабогазье и Степной Мангышлак. Естественным ограничением бас

-215сейна на юге являются северные склоны Кавказа, Кубадага и Большого Балхана. Б пределах Каспийского моря граница поворачивает к северу от Кубадага и проходит по западной вершине Карабогаз-ского свода и далее, огибая Кусары Дивичинский синклинорий, выходит на восточное погружение Кавказа. На западе ограничение бассейна связано с меридиональной волной воздымания, проходящей через Ставрополье. Северное ограничение приурочено к различным структурным элементам. В Предкавказье это Доно-Каспийская гряда (граница проходит по наиболее приподнятым участкам вала Карпинского). На востоке - Мангышлакская система поднятий и Туаркыр. В пределах Каспия в настоящее время граница проводится по Севе-ро-Кулалинскому валу и далее выходит на западное погружение Мангышлака.

В обобщении геологических материалов по строению и оценке перспектив нефтегазоносности территории Среднекаспийского бассейна в целом большая роль принадлежит работам КЮГЭ АН СССР совместно с кафедрой горючих ископаемых МГУ, проводившимся под руководством И.О.Брода. Различным вопросам геологического изучения Предкавказья посвящены крупные обобщающие работы сотрудников ИГйРГИ, которые много лет возглавлял М.Ф.Мирчинк (Н.А.Крылов, А.И.Лета-вин, Я.П.Маловицкий и др.), а в последние годы А.И.Летавин. Во БНИГНИ эти работы осуществлялись под руководством М.С.Бурштара (А.Д.Бизнигаев, Д.В.Жабрев, Е.С.Ларская, И.В.Машков, Б.К.Черно-бров), в МИНХиГП - Н.Ю.Успенской (С.Б.Вагин, А.А.Карцев, B.C. Князев, Ю.А.Судариков). Во ВНИИГазе отдельные вопросы нефтегазоносности Предкавказья рассмотрены в работах Н.Д.Елина, В.И.Ермакова, В.Н.Корценштейна.

В изучении Закаспийской части бассейна большую роль сыграли работы ВНИГРИ (Э.С.Воцалевский, В.Н.Винюков, О.С.Вялов, В.В .Грибков, А.И.Димаков, Б.Ф.Дьяков, Н.И.Трифонов, Н.Н.Черепанов), ГИН'а

N3

СП

Рис. 52. Среднекаспийский бассейн. Карта основных структурных элементов. I - граница бассейна; 2 - основные нарушения.

-217

АД.Яншин, Р.Г.Гарецкий, А.Е.Шлезингер), ВАГТ'а (В.В.Буклин, Ю.Я.Кузнецов, В.В .Прусов). Комплексные исследования на Мангышлаке осуществлялись сотрудниками ИГиРГИ (В.А.Бененсон, Д.С.Орудже-ва, А.ИДетавин, О.К.Черников). Ряд вопросов строения восточной части бассейна рассмотрен в крупных обобщающих работах, посвященных Средней Азии и Казахстану (А. А.Б агаров, Э.А.Бакиров, В.Г. Васильев, Ю.М.Васильев, И.С.Вольвоский, Ю.Н.Годин, Г.Х.Дикен-штейн, В.И.Ермолкин, В.С.Князев, В.Н.Корценштейн, Н.Е.Кравченко, К.Н.Кравченко, Т.Н.Куницкая, В.С.Мильничук, М.К.Мирзаханов, Д.С. Оруджева, В.В.Семенович, М.И.Суббота, Я.А.Ходжакулиев).

Большой вклад в познание строения недр бассейна, определение перспектив нефтегазоносности внесли сотрудники местных производственных и научных организаций в Предкавказье: А.А.Алексин, О.Б.Барцев, И.В.Борисенко, Г.П.Болобуев, В.А.Галин, Г.А.Голяков, Г.И.Горин, П.П.Заборинский, М.В.Мирошников, Д.А.Мирзоев, А.М.Ни-каноров, Б.Н.Пыленков, А.С.Панченко, М.Н.Смирнов, В.Д.Сомов, Б.С. Сократов, В.А.Станулис, Ю.И.Стерленко, Г.М.Сухарев, Б.А.Тхостов, А.А.Хуциев, В.М.Хлуднев, А.И.Цатуров; а в Закаспии: Л.П.Дмитриев, А.Г.Дурмишьян, В.В.Козмодемьянский, П.Е.Корсун, Н.Я.Кунин, МД. Лейбин, И.У.Муратов, В.В.Нечаев, С.Д.Сахиббаев, В.П.Токарев, С.Е. Чакабаев.

Краткий очерк геологического строения

Среднекаспийский бассейн, объединенный в современной структуре земной коры в единое целое, включает ряд тектонических элементов, отличающихся специфическими чертами геологического строения и истории развития (рис. 52). Самым северным элементом западной части бассейна является вал или "кряж" Карпинского, с палеозойским фундаментом. В региональном плане поверхность фундамента здесь ступенчато погружается от I до 4 км в восточном и южном направлениях по разломам север-северо-восточного простирания. Наиболее крупные из них вызвали образование самостоятельных блоков. С юга к валу Карпинского примыкает система Манычских прогибов (Гудиловский, Восточно-Манычский и Северо-Кизлярский). Сочленение с валом Карпинского осуществляется по разломам. В нижних горизонтах осадочного чехла им соответствует флексура, выполаживающаяся к поверхности. Наибольшие глубины залегания (свыше 5 км) отмечаются в западной части Гудиловского прогиба. Южнее Манычских прогибов расположен Прикумский вал. Вдоль свода вала глубина залегания поверхности доюрских отложений увеличивается с запада на восток от 2,0-2,5 до 4,5-5,0 км.

Ставропольский свод, с которым связана западная граница бассейна, является наиболее приподнятым по фундаменту элементом западной части бассейна. Поверхность фундамента наклонена на восток и глубина ее залегания изменяется от 0,6 до 2,0 км.

Погруженная часть Среднекаспийского бассейна связана с обширным Терско-Каспийским прогибом. Северный, платформенный его склон пологий, южный борт- крутой, осложненный складчатостью. Поверхность доюрских отложений от наиболее приподнятых частей Прикумского вала погружается в южном направлении до 8-10 км. С южным геосинклинальным бортом прогиба связана полоса передовых складок Кавказа. В южном Дагестане она выражена Восточной и Западной антиклинальными зонами. Зоны протягиваются параллельно берегу Каспийского моря и расплываются в северо-западном направлении на фоне Дагестанского клина. К западу от последнего полоса передовой складчатости представлена широтно вытянутыми Терским и Сунженским антиклинориями, образующими Терско-Сунженскую зону поднятий.

Крупнейшим линейным элементом в Закаспийской части бассейна является Мангышлакская система поднятий, протягивающаяся от Кас

- 219пийского моря далеко на восток вглубь Устюрта. В ее состав выделяются Мангышлакский и Центрально-Устюртский валы. Мангышлак-ский вал представляет собой горное сооружение. С севера и юга он ограничен разломами, которые в осадочной толще выражены крупными флексурами или разрывными нарушениями. С востока к Мангыш-лакскому валу кулисообразно примыкает Центрально-Устюртский вал.

Южнее расположена система Мангышласко-Устюртских прогибов, куда входят Сегендыкский прогиб, большая часть которого располое жена в море, Южно-Мангышлакский, Ушкудук-Карасайский и Ассакё-Ауданский прогибы. В погруженных частях прогибов поверхность до-юрских отложений опущена до глубин 5-6 км.

Обширную область занимает Карабогазский свод. Фундамент в его пределах, вскрытый несколькими скважинами,находится на глубинах 1,0-1,2 км.

Самый южный элемент в восточной части бассейна - Северо-Балханский краевой прогиб. Он представляет собой узкую резко ас-симетричную структуру с крутым южным бортом и пологим северным склоном, постепенно переходящим в Карабогазский свод. Глубина залегания фундамента в наиболее прогнутой части оценивается величинами до 3,0-3,5 км. В отличие от Предкавказского прогиба, роль Северо-Балханского прогиба в формировании Среднекаспийского бассейна невелика.

С востока к Карабогазскому своду по тектоническому шву при-членяется Туаркыр-Капланкырская система поднятий. Западнее, в пределах Каспия, расположен обширный Преддагестанский прогиб.

Относительно возраста фундамента (складчатого основания) в различных частях Среднекаспийского бассейна нет единого мнения. Представления изменяются в сторону все более ранней консолидации основания как Скифской, так и Туранской длит. Большинство исследователей склоняется к герцинскому возрасту фундамента.

На значительной части территории между складчатым основанием и осадочным чехлом залегает так называемый "переходный комплекс", в составе которого присутствуют триасовые, пермские, каменноугольные и, возможно, более древние отложения». На Туаркы-ре и Мангышлаке переходный комплекс сложен преимущественно серо-цветными и красноцветными песчано-глинистыми толщами и представляет типичную молассу. Они значительно дислоцированы и метамор-физованы и по внешнему облику сходны с породами фундамента. В пределах Прикумского вала, Манычской и Мангышлакско-Устюртской систем прогибов - это терригенные и карбонатные толщи преимущественно морского происхождения, степень их дислоцированности значительно меньше, и они имеют больше сходства с породами осадочного чехла.

Осадочное выполнение бассейна представлено карбонатно-тер-ригенными толщами мезозойского и кайнозойского возраста. Наибольшей мощности и полноты стратиграфического разреза мезозойские отложения достигают на северных склонах Кавказа (до 10 км) и Большом Балхане (до 5 км). В платформенной части Предкавказья и в пределах Мангышлакско-Устюртской системы прогибов мощность юрских и меловых отложений составляет 1,5-2,0 км. На Ставропольском и Карабогазском сводах мощность значительно меньше из-за отсутствия отложений юрского и значительной части мелового возраста.

Кайнозойские образования имеют наибольшие мощности и полноту разреза в полосе Передовых складок Кавказа и в Предкавказском передовом прогибе. В пределах последнего мощность пород только плиоценового и четвертичного возраста достигает 2-4 км. В платформенных районах прогиба Восточного Предкавказья толща кайнозоя имеет мощность около 2,5 км. Она сокращается на север, к валу Карпинского, где палеогеновые образования срезаются предплиоценовой эрозией и перекрыты маломощными плиоцен-четвертичными отложениями. В центральной, наиболее погруженной части Мангышлак-ско-Устюртской зоны прогибов мощность кайнозоя - около I км и сокращается на север в сторону Мангышлака до 0,5-0,6 км. На Ка-рабогазском своде она также менее I км.

Характеристика нижне-среднеюрских отложений

В конце позднетриасового времени почти на всей территории обширного региона, в пределах которого расположен современный Среднекаспийский бассейн, господствовала континентальная обстановка. В лейасовое время морской режим установился в основном в Кавказской и Копетдагской зонах. При этом считается, что в За-каспии морские трансгрессии не проникали на платформу, и краевой частью копетдагского моря являлся район Большого Балхана. На Кавказе мощность нижней юры превышает 5 км, а в пределах Передовых складок составляет всего 100 м.

В результате среднеюрской трансгрессии южный морской бассейн, занимавший ранее в основном геосинклинальные области, соединился с бассейном Северного Прикаспия. Образовалось единое эпиконтинентальное море. Выше уровня моря оставались Центральное Предкавказье и Карабогазский свод. В Восточном Предкавказье началось накопление исключительно морских терригенных, а в Закас-пии - чередующихся морских и континентальных терригенных осадков с прослоями углей на Мангышлаке и Туаркыре. Раньше всего произошло затопление Восточного Предкавказья. Это согласуется с мощным прогибанием в зоне Кавказской геосинклинали. В процессе развития трансгрессии в Восточном Предкавказье отмечается кратковременное отступление моря в предбайосское и предкелловейское время. В Закаспии морской режим устанавливался постепенно в течение всей средней юры, по мере наступления моря. Окраинное море

Тетиса в пределах Кавказа увеличилось за счет растяжений блоков Закавказского срединного массива (Хаин, 1982). В отдельных прогибах к конпу средней юры накопилось свыше трех км песчано-гли-нистых осадков. В пределах южной части платформенного склона в северном направлении происходит плавное сокращение мощностей. Еще более значительным было прогибание в Копетдагской геосинклинали. В ее Большебалханской части мощность средней юры, по-видимому, достигла 5 км.

В северных районах Восточного Предкавказья наибольшие мощности (600-800 . м) средней юры приурочены к зоне вала Карпинского, где образовался широтный прогиб, который сливался с Восточ-но-Манычским прогибом. Образовавшаяся депрессия выполнена терри-генной толщей, в основании которой залегают ааленские грубозернистые плохо отсортированные песчаники, вверх сменяющиеся глинами с прослоями карбонатных пород. Байос-батские отложения представлены внизу трансгрессивной серией песчаников, а выше по разрезу - песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями глин и мергелей. В западных и юго-западных районах Восточного Предкавказья откладывались прибрежно-мелководные терригенные осадки, сносимые со стороны Ставрополья. Мощность их обычно не превышала 100-200 м.

В Мангышлакско-Устюртском прогибе накопилось около 800 м преимущественно морских терригенных отложений. Наибольшие мощности среднеюрских отложений в пределах Мангышлакской зоны поднятий известны в районах Западного и Восточного Каратау, где оно составляет 250-350 м. К периклинальным окончаниям мощности увеличиваются до 500 м. Для байосских отложений характерно увеличение роли глинистых пород и исчезновение утлистых прослоев в южном направлении. В пределах Туаркыра господствовала континентальная обстановка. Только в батском веке морская трансгрессия достигла этого района и началось отложение косослоистых грубозернистых песков с галькой и стволами деревьев, что указывает на мелководно-прибрежные условия осадконакопления.

В Преддагестанском прогибе осадконакопление происходило примерно в таких же условиях, как и на прилегающих участках Ту-ранской плиты.

Таким образом, в Восточном Предкавказье в направлении с юга на север стратиграфический объем юрского терригенного комплекса уменьшается за счет выклинивания нижней юры и некоторой части средней юры. Вместе с выпадением из разреза ряда горизонтов мощность сокращается. В области передовых складок она колеблется от 1000 до 300 м. Соответственно уменьшается и суммарная мощность природных резервуаров (600-200 м). В Прикумской области разрез сложен лишь породами среднеюрского возраста, мощность которых составляет 100-700 м. На долю природных резервуаров падает до 200 м. Далее на север, в области вала Карпинского, разрез вновь наращивается в результате появления нижнеюрских отложении. Мощность возрастает до 1000 м.

В платформенных районах Закаспия максимальная мощность рассматриваемых отложений (около 1500 м) и полный их стратиграфический объем приурочены к наиболее погруженным частям Мангышлакско-Устюртских прогибов, откуда мощность уменьшается к северу и югу до 400-500 м. Суммарная мощность природных резервуаров сокращается в этом же направлении от 500 до 200 м. На склонах Карабогаз-ского свода нижнеюрские отложения выклиниваются, а морские сред-неюрские - замещаются континентальными угленосными образованиями. Нижне-среднеюрские терригенные отложения могут рассматриваться в качестве сингенетичного нефтегазоносного комплекса. С песчаными пластами в платформенных районах связаны многочисленные месторождения нефти, газа и газоконденсата.

Нефтематеринские свойства нижне-среднеюрских отложений достаточно хорошо изучены. Условия залегания, литологические и геохимические их особенности в Предкавказье освещены в работах И.А. Конюхова (1956); Г.И.Тимофеева (1959); Д.ВЛСабрева (1964); Л.А. Польстер и др. (1960); С.Г.Неручева (1969); Т.А.Ботневой и С.П. Левшуновой (1970); Н.И.Хацкевича и др. (1970); А.А.Али-Заде и др. (1970); К.Ф.Родионовой и др. (1973); Д.А.Мирзоева и др., (1975, 1976). В закаспийской части бассейна данные отложения изучены О.В.Барташевич (1964); Л.А.Гуляевой и др. (1964); В.В.Кутузовой и др. (1964); В.А.Ульмом (1968); А.А.Геодекяном и др. (1980).

На основании результатов упомянутых исследований и в соответствии с палеогеографической обстановкой осадконакопления, в пределах Среднекаспийского бассейна можно выделить четыре участка, отличающиеся по фациально-генетическому типу 0В и его содержанию в породе. Наибольшим начальным содержанием 0В алинового типа (2,0-2,7%) характеризуются отложения, развитые в северной части Предкавказья и южном геосинклинальном обрамлении (условно, участок I). Смешанное арконово-алиновое 0В с содержанием до 2,5% расположено в пределах Мангышлакско-^Устюртских прогибов и прогибов Северного Устюрта (участок И). Третий участок охватывает большую часть акватории Каспия и Терско-Каспийскую область. Здесь рассматриваемые отложения не вскрыты бурением, но предполагается, что они содержат также смешанное 0В, но концентрация его меньше и составляет около 1,6%. К четвертому участку относится южная часть Закаспия в пределах бассейна, где развиты главным образом континентальные отложения и накапливалось 0В преимущественно ар-конового типа с содержанием 1,0-1,6%.

Известную нефтегазоносность удобнее рассматривать по областям, которые обычно выделяются, с учетом особенностей геологического строения и мезозойско-кайнозойской истории развития. В западной части бассейна это область Передовых складок Кавказа, Терско-Каспийская, Прикумская и вала Карпинского. В Закаспии выделяется область Степного Мангышлака и Карабогазский свод. Наибольшее количество месторождений известно в Предкавказье. В При-кумской области с юго-запада на северо-восток отмечается увеличение в залежах доли свободного газа. В этом направлении состав залежей изменяется от нефтяных (Озек-Суат, Урожайное, Максимо-кумское, Ачикулак и др.) до чисто газовых (Степное). В рпределах южного склона вала Карпинского установлен ряд нефтяных месторождений (Каспийское» Двойное, Северо-Камышанское и др.). В области передовых складок и на северном склоне Кавказа в юрских терриген-ных отложениях в скважинах отмечены нефтепроявления. В области Степного Мангышлака открыты крупные по запасам нефтяные месторождения (Жетыбай, Узень, Тенге и др.). На Жетыбайском месторождении в верхней части комплекса известна газовая залежь.

Как известные, так и возможные зоны нефтегазонакопления связаны главным образом с антиклинальными зонами. В платформен -ных частях бассейна и на большей части акватории Каспийского моря ловушки нефти и газа преимущественно древнего доальпийского заложения. В пределах геосинклинального борта антиклинальные складки и их зоны связаны с завершающим этапом альпийского тек-тогенеза.

Эволюция фазового состояния углеводородов и размещение зон нефте- и газонакопления

Основой для балансовых расчетов фазовых соотношений УВ в сингенетичных залежах являются: количество эмигрировавших жидких и газообразных продуктов на разных стадиях катагенеза ОВ и термобарические условия. Последовательность расчетов определяется этапностыо изменения основных показателей, что, в свою очередь, диктуется этапностыо геологического развития территории.

При расчетах для каждого типа ОБ были выбраны соответствующие коэффициенты эмиграции жидких и газообразных УВ и по ним, с учетом концентрации ОБ, определены удельные количества эмигрировавших нефти и газа (Польстер и др., 1982).

Удельный объем резервуаров, как следует из данных по открытой пористости пород-коллекторов и их соотношения с нефтегазома-теринскими породами, на большей части территории бассейна составляет 0,1 м3. И только на склонах Ставропольского и Карабогазского сводов он увеличивается До 0,15-0,20 м .

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Висковский, Юрий Александрович, 1984 год

1. Али-Заде A.A. .Ахмедов Г.А. и др. Условия осадконакопления и этапы битумообразования в мезозое юго-восточного Кавказа. Тр. АзНИИДН, вып. 22, 1970.

2. Аммосов И.И.,Горшков В.И. Палеотемпература нефтеносных пород. В кн.¡Проблемы диагностики условий и зон нефтеобразования. М.,ИГиРГИ, 1971, с.19-29.

3. Аммосов И .И., Еремин И.В. Палеотемпература главного этапа нефтеобразования. В кн.¡Проблемы диагностики условий и зон нефтеобразования. М.,ИГйРГИ, 1971.

4. Аммосов И.И.,Шаркова Л.С. Катагенез и нефтегазоносность юрских отложений Южного Мангышлака. В кн.¡Проблемы диагностики условий и зон нефтеобразования. М., ИГиРГИ, 1971.

5. Аникеев В.А. Аномально высокие пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях. Тр.ВНИГРИ, вып.233, Л.,Недра, 1964.

6. Анциферов A.C. и др. Гидрогеология Иркутского нефтегазоносного бассейна. Восточно-Сибирское книжное изд.-во, 1971.

7. Атанасов А. Геология на приморски дял от Предбалкана и Кам-чийската долина. Тр. въроугоол. на България, сер. страт, и тект., БАН, 1961, кн. П.

8. Атанасов Ант. »Богданов Ст.,Врыбленнски Б.Дешитов Г. Пред-балканска тектонска зона. В кн.:Тектонски строеж на България. София, Техника, 1971.

9. Атанасов Ат,Боков П.Димов Г. и др. Палеогеоморфологические предпосьшки поисков неантшшшальных ловушек нефти и газа в мезозойских отложениях Северной Болгарии. В кн.¡Палеогеоморфологические методы в нефтяной геологии. Тр.ВНИГНИ, вып. 216, М.,1980.

10. Баженова Т.К. Нефтематеринский потенциал карбонатных пород. В кн.:Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седимен-титов. Тез.докл., МГУ,1979.

11. Бакиров A.A. О классификации и геотектонических закономерностях размещения крупных территорий региональных зон нефтегазона-копления в земной коре. Тр.МИНХиГП, 1959, сб.24.

12. Барс Е.А.,Борщевский Г.А.,Брод И.О. »Овчинников A.M. О генетической связи нефтегазоносных бассейнов с вмещающими их бассейнами подземных вод. Геол.нефти и газа, 1961, J6 II.

13. Барс Е.А.,Висковский Ю.А. Роль геостатического давления в формировании гидрогеологических условий. Нефтегазовая геол. и геоф., 1965, & 2.

14. Барс Е.А. Роль гидрогеологического фактора в размещении и сохранении нефтяных и газовых залежей. Матер.научн.конф.по проблемам геологии нефтяных и газовых месторождений. М.,1968.

15. Барташевич О.В. Геология рассеянного органического вещества мезозойских и кайнозойских отложений Туркмении. Дисс.на соиск. уч.степ.канд.геол.-мин.наук, Б-ка им.Ленина, М.,1964.

16. Басков Е.А.»Зайцев И.К. Основные черты гидрогеологии Сибирской платформы. Тр.ВСЕГЕИ, т.101, Л.,1963.

17. Бахтин В.В. Об аномалиях физических свойств в глинистых покрышках над нефтегазовыми залежами с АВПД. Нефтегазовая геол. и геофиз. (Тек.инф. ВНИИОЭНГ), 1971, № 4.- 330

18. Белоусов В.В. Программа изучения глубоких недр Советского Союза. Природа, 1982, JS I.

19. Ботнева Т.А.,Левшунова С.П. Особенности состава органического вещества мезозойских отложений Терско-Каспийского прогиба в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности. Тр.ВНИГНИ, вып.100, 1970.

20. Богданов Г.Я.,Гович Т.И. Роль Восточного Саяна в питании и создании напоров глубоких водо- и рассольных комплексов Ангаро-Ленского артезианского бассейна. Изв.высших уч.зав.,1968, ^ 2.

21. Богомолов Г.В. Подземные воды центральной и западной частей Русской платформы. Минск, АН БССР, 1962.

22. Богомолов Г.В.Долодий В.В.Дудельский A.B. Гидрогеологическая зональность земной коры. Доклады АН СССР, 1973, т.212, № 4.

23. Боков П. Основни стали в мезо-неозайского развитието на Лом-ската депрессия. Изв.на геол.инст.,сер. Нефти въгл.геол.,кн.Х1Х,1970.

24. Боков П.,Венева Р. 0 рифогенной природе нефтеносных доломитов Долнодыбникского месторождения. Докл.БАН, т.24, №7, София,1971.

25. Боков П.Г.,Петров И.В.,Шиманов Ю.В. и др. Поиски залежей нефти и газа, приуроченных к ловушкам рифогенного типа в Северной Болгарии с использованием сейсморазведки. Геол.нефти и газа,1974, й 10.

26. Боков П.,Дончева Ц. Северо-источният склон на валанжинската палеодепресия в Северозападна България. Изв.геол.ин-та, сер.нефт и въгл.геол., 1976, № 5.

27. Бончев Е. Проблеми на Българската геотектоника. София, Техника, 1971.

28. Браташ В.И. и др. Некоторые общие сведения по геологии Северного Афганистана и смежных районов Центральной Азии. В кн.:

29. Вопросы геол.строения и перспективы нефтегазоносности Таджикистана. Душанбе, Ирфон, 1967, вып.З.

30. Брод И.О. Основы учения о нефтегазоносных бассейнах. М., Недра, 1964.

31. Брод И.О.Еременко H.A. Основы геологии нефти и газа. М., изд-во Моск.ун-та, 1950.

32. Брюкнер Л.А. »Георгиев Г .В. »Георгиев Г.Д.,Моханов И.Б.(НРБ), Савинкин П.Т.(СССР). Перспективы нефтегазоносности центральной части Восточно-Предбалканской тектонической зоны. Геол.нефти и газа, 1978, tö 8.

33. Будыко М.И. Изменение климата. Гидрометиздат, 1974.

34. Бунеев А.Н.,Крюков П.А.,Ренгартен Е.В. Опыт отжатия растворов из осадочных горных пород. ДАН СССР, 1947, т.57, № 7.

35. Бурштар М.С.,Машков И.В. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.Гостоптехиздат, 1963.

36. Вагин С.Б.,Яворчук И.В. Гидрогеологические закономерности нижнемеловых отложений Предкавказья в связи с нефтегазоносностью. Геол.нефти и газа, 1974, № I.

37. Валуконис Г.Ю.Додьков А.К. Геологические закономерности движения подземных вод, нефтей и газов. Лен.гос.ун-т, Л.,1973.

38. Валяшко М.Г. Поливанова А.И. Деребцова И.К. Геохимия и генезис рассолов Иркутского амфитеатра. Наука, 1965.

39. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. Изв. АН СССР, сер.геол.,1967, № II.

40. Вассоевич Н.Б. Представления И.М.Губкина о стадийности неф-теобразования. Изв.АН СССР, сер.геол. ,1971, №12, с.120-127.

41. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти. Вестн.Моск.ун-та, геология, 1975, № 5.

42. Вассоевич Н.Б. Нефтегазоносный бассейн основной элемент нефтегеологического районирования крупных территорий. Вестн.Моск. гос.ун-та, сер.геол. ,1970, №5.

43. Вассоевич Н.Б. ,Геодекян A.A. »Зорькин Л.М. и др. Нефтегазоносные осадочные бассейны. Междунар.геол.конгресс, ХНУ сессия, М.,Наука, 1972.

44. Велев В. Има ли в траската система на Варненската падина газонефтомайчни екали и коп са те? Се Бълг.геол.др-во,ХХУ, кн.З, 1974.

45. Велев В. Новые данные относительно нефтегазоносной перспективности Преславской антиклинали (Восточное Предбалканье). Докл. БАН, т.30, & 10, 1977.

46. Венева Р.,Николова И.,Коцева Н.Дачева 3. Колекторските свойства на триаските седименти в района на Бели-Извор-Главаци, Врачанско. Изв.на геол.инст.,сер.нефт и въгл.геол., София,1971.

47. Венева Р.,Коцева М.,Балинов В.,Горанов В. Литоложка и колек-торска характеристика на триаските карбонатни седименти в района на с.Деветаки, Ловешка. Изв.на геол.инст.,сер.нефт и въгл.геол. кн.ХХП, София, 1974.

48. Висковский Ю.А. Гидрогеологические условия Прикарабогазья в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности. Тр.КЮГЭ АН СССР, 1962, вып. 8.

49. Висковский Ю.А. ,Моделевский М.Ш., Гусева А.Н.,Ярбус О.Л. О характере взаимосвязи основных параметров равновесия в недрах нефтегазоносных бассейнов. ДАН СССР, 1938, т.180, В 3.-ззз

50. Волобуев Г.П. .Шалаев Л.Н.,Барцев О .Б, и др. Гидрогеология мезозойских отложений Предкавказья (передовой прогиб и прилегающие участки платформы). В кн.:Гидрогеологические закономерности размещения залежей нефти и газа. М.,Наука, 1978.

51. Волобуев Г.П.,Шалаев Л.Н.,Барцев О.Б. и др. Гидрогеология мезозойских отложений Восточного Предкавказья (передовой прогиб и прилегающие части платформы). В кн.-.Гидрогеологические закономерности размещения залежей нефти и газа. М.,Наука, 1978.

52. Высоцкий И.В. Формирование нефтяных месторождений в складчатых областях. М.,Недра, 1971.

53. Вышемирский B.C. Геологические условия метаморфизма углей и нефтей. Саратов, из-во Саратов, ун-та, 1963, 380 с.

54. Въчев В.,Ковачева Й. Разсеянато органично вещество от седи-ментите на триаса в района Бели-Извор-Главаци. Изв.на геол.инст., сер.нефт. и въгл.геол., XXI, София, 1972.

55. Гатальский М.А. Значение гидродинамики в формировании подземных вод Русской платформы. Гостоптехиздат, 1954.

56. Голицын М.В. О длительности процесса метаморфизма углей. Изв. АН СССР, сер.геол.,1973, № 8, с.90-97.

57. Генерация углеводородов в процессе литогенеза осадков. Под ред. С.Г.Неручева, А.А.Трофимука. Новосибирск, Наука, 1976.

58. Геодекян A.A.»Берлин Ю.М.,Троцюк В.Я. Количественная оценка нефтегазообразования в байос-батских отложениях Среднего Каспия. Изв. АН СССР, сер.геол.,1980, В 9.

59. Геодекян А.А.Дроцюк В.Я. »Берлин Ю.М.,Пиляк В.Л. Генетические закономерности нефтегазоносности акваторий. М.,Недра, 1980.

60. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.,Недра, 1975, 680 с. Авт.:А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф,К.Салманов и др.

61. Геология и нефтеносность Северной Болгарии. Ред. М.К.Калинко, Тр.ВНИЕНИ, вып.165, М.,Недра, 1976.

62. Георгиев Г.В.,Головацкий И.Н.Дудык М.В. и др. О соленосных бассейнах Восточного Предбалканья и перспективах нефтегазоносно-сти. Докл.XI конгр.Карп.-Балк.геол.сес. Киев, Наукова думка,1977.

63. Глезер В.Г.,Климанова Н.А.,Пуркина Э.М. К истории формирования подземных вод девона и нижнего карбона востока Русской платформы. В кн.:Гидрогеологические и палеогидрогеологические обстановки нефтегазоносных областей. М.,Наука, 1968.

64. Головинский В.И.,Глумов И.Ф. (НПО Южморгео), Дачев Х.И.(НРБ). Перспективы нефтегазоносности черноморского шельфа Народной Республики Болгарии. Геол.нефти и газа, 1975, № 10.

65. Готгильф A.B. Пластовые воды месторождений разведочных площадей Таджикистана, вып. 2, Душанбе, Ирфон, 1966.

66. Гречишников Н.П. Палеогеотермические несогласия. Изв.вузов, геол. и разв. 1975, № 4.

67. Гречишников Н.П. Палеогеотермические насогласия и их значение для оценки перспектив нефтегазоносности. В кн.:Условия образования нефти и газа в осадочных бассейнах. М.,Наука, 1977.

68. Гришина И.В.,Ермаков В.И. 0 геологической интерпретации распределения геотермических полей Северного Кавказа. Тр.ВНИИГаза, 1970, вып. 33/41.

69. Губкин И.М. Учение о нефти. М.-Л.,0НТИ, 1937.

70. Гуляева Л.А.,Иткина Е.С. и др. Геохимия мезозойских отложений Западного Узбекистана. Рефер.сборник научно-исслед.работ ИГиРГИ за 1963 г. Наука, 1964.

71. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. Л.,Недра, 1969.

72. Дачев X. Основные черты геологического строения центральной части Северной Болгарии по данным геофизических исследований. Доклады УП конгр. КБГА, София, 1965, т. У1.

73. Двали М.Ф.,Козлов В.Ф. Палеогеотермические реконструкции в комплексе теоретических исследований на нефть и газ. Тр.Всес. нефт.н.-и.геологоразв.ин-та, 1975, вш. 369.

74. Дергунов И.Д. Современные представления о геотермическом режиме земной коры. Тр. I Всес.совещ. по геотерм.иссл. в СССР, т. I, М., АН СССР, 1959.

75. Дурмишъян А.Г. 0 проявлениях аномально-высоких пластовых давлений (АВЦЦ) в процессе глубокого разведочного бурения в Восточном Азербайджане. Нефтегазовая геол. и геофиз.,1969, № 8.

76. Дурмишъян А.Г. О сингенетичной и эпигенетичной природе аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) в недрах. Нефтегазовая геол.и геофиз., 1973, № 3.

77. Дурмишъян А.Г. ,Аббасова Р.К.,Мурадян В.М. О природе АВЦЦ в миоцен-палеогеновых отложениях Азербайджана. Азерб.нефт.хоз-во, 1972, й 2.

78. Дурмишъян А.Г.Далилов Н.Ю. Аномально-высокие пластовые давления на площадях Бакинского архипелага и причины возникновения. Геол.нефти и газа, 1972, № 8.

79. Дурмишъян А.Г.,Халилов Н.Ю. Новые данные по уплотнению глинистых пород продуктивной толщи Бакинского архипелага. Геол.нефти и газа, 1973, № 9.

80. Добрынин В.М.,Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М.,Недра, 1978.

81. Еременко H.A. Геология нефти и газа. М.,Гостоптехиздат,1961.

82. Ермаков В.И. »Кабанова З.В. и др. Максимальное погружение и стадии катагенеза нижне-среднеюрских отложений Северного Кавказа в связи с поисками газоносных горизонтов на больших глубинах. Тр.ВНИИГаза, вып. 46/54, 1974.

83. Ермалаев В.Г.,Котов B.C.»Матвиенко В.Н. и др. Особенности гидрогеологии Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна. В кн.: Проблемы нефтегазоносности Краснодарского края. М.,Недра, 1973.

84. Закс СЛ. ,Бурмистрова В.Ф. К вопросу исследования состава и свойств связанной воды в нефтяных коллекторах. Тр.ин-та нефти АН СССР, т.УП, 1956.

85. Зайдельсон М.И.,Козин А.Н.,Козлов Б.М. Пластовые воды палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья (справочник). Тр.Куйб. научно-исслед.ин-та нефт.пром. Куйбышев, Куйбышевское кн.из-во, 1965.

86. Зайцев И.К. Некоторые закономерности распространения и формирования подземных рассолов на территории СССР. Бтл.ВСЕГЕИ, вып. I, 1958.

87. Зайцев И.К. Анализ основных гипотез формирования соленосных и рассольных вод в свете новейших данных. Сов.геол.,1968, № I.

88. Зорькин Л.М. Геохимия газов и пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. М.,Недра, 1973.

89. Ильинская В.В. О влиянии геолого-геохимических факторов на состав реликтовых углеводородов нефтей и органического вещества. Геол.нефти и газа, 1980, № 2.

90. Йовчев Й, Балуховский Н.Ф. Полезни ископаема на България. Нефт и газ. София, Техника, 1961.

91. Каграманов Ю.Р. Водонапорная система мезозойских отложений Центральной Туркмении в связи с условиями разведки и разработки залежей нефти и газа. Дисс.на соиск.уч.степ.канд.геол.-мин.наук. М.,ВСЕГИНГЕО, 1968.

92. Казинцев Е.А. Гидрогеологические особенности майкопской свиты Восточного Предкавказья. Тр.лаборатории гидрогеологических проблем им.Ф.П.Саваренского, т.48, изд-во, АН СССР.

93. Каледа Г.А. Некоторые замечания к вопросу об эпигенезе осадочных пород. Тр.МГРИ, т.33, 1958.

94. Каледа Г.А. Об эпигенетических изменениях мезозойских отложений Русской платформы. В кн. :Литология и полезные ископаемые. 1969, № 6.

95. Каледа Г.А. Структурно-тектонический контроль вторичных преобразований пород. Бголл.МОШ, отд.геол.,т.52, вып.1, 1977.

96. Калинко М.К. Основные закономерности распределения нефти и газа в земной коре. М.,Недра, 1964.

97. Калинко М.К. О методах определения палеотемпературы и плотностей палеотепловых потоков. В кн.¡Совершенствование методов анализа и интерпретации информации в области органической геохимии. Геохимический сборник П, Тр.ВНИГНИ, 1976, вып. 196.

98. Калягин О.А.Дучерук Е.В. Роль температурного фактора в формировании аномально высоких пластовых давлений. В кн.:Процессы развития земной коры и полезные ископаемые Днепровско-Донецкой впадины. Раздел 2, Киев-Полтава, 1968.

99. Карпов П.А. »Степанова А.Ф. »Соловьева Н.В. Количественная оценка температуры и геологического времени как факторов углефи-кации рассеянных углистых остатков и возможности ее использования, в нефтяной геологии. Изв. АН СССР, сер.геол.,1975, № 3.-338

100. Карцев A.A. Гидрогеологические условия формирования пластовых давлений в водоносных комплексах. Изв.вузов, нефть и газ, 1975, гё 7.

101. Карцев A.A. Гидрогеологические условия проявления сверхгидростатических давлений в нефтегазоносных районах. Геол.нефти и газа, 1980, Ш 4.

102. Карцев A.A.,Вагин С.Б. Палеогидрогеологические исследования при изучении формирования и разрушения нефтегазовых скоплений. Сов.геол.,1962, № 8.

103. Карцев A.A. Доджакулиев Я.А. Главнейшие черты региональной гидрогеологии мезозойских отложений Туранской плиты. В кн.¡Закономерности размещения нефти и газа эпигерцинской платформы юга СССР. т. I. Средняя Азия, М.Гостоптехиздат, 1963.

104. Карцев A.A.,Вагин С.Б.,Басков Е.А. Палеогидрогеология. М., Недра, 1969.

105. Катагенез и нефтегазоносность. Под ред. С.Г.Неручева, Л., Недра, 1981.

106. Киссин И.Г.Восточно-Предкавказский артезианский бассейн. Наука, 1964.

107. Киссин И.Г. Гидродинамические аномалии в водонапорной системе (на примере Восточного и Центрального Предкавказья). Бюлл. МОИП, отд.геол.,1965, т.40, №2.

108. Киссин И.Г. 0 типах гидродинамического режима в подземной гидросфере. ДАН СССР, 1967, т.175, № 5.

109. Клименко A.A.,Шумейко И.С. Некоторые вопросы геотермии Озек-Суатской группы поднятий. В кн.¡Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Центрального и Восточного Предкавказья. Недра, 1966.

110. Ковачева Й, Ильинская В.В.,Вычев В. Нефтематеринские способности мезозойских отложений района Бели-Извор-Главаци (СевероЗападная Болгария). Изв.на геол.инст.,сер.нефт и въгл.геол.,т. ХХПД973.

111. Колодий B.B. Гидродинамические и палеогидродинамические условия отложений Западно-Туркменской впадины. Сов.геол. ,1966, JÄ2.

112. Колодий В.В. Гидрогеологические условия нефтегазонакопления в восточной части Южно-Каспийской области прогибания. В кн.:Гене-зис нефти и газа, М.,Недра, 1967.

113. Колодий В.В. Гидрогеологические условия формирования пластовых давлений в водоносных комплексах. Изв.вузов, нефть и газ, 1975, № 7.

114. Колодий В.В. О роли водонефтяиых растворов в миграции нефти и формировании ее залежей. В кн.:Геология и геохимия нефтегазоносных провинций Украины. Киев, Наукова думка, 1977.

115. Колодий В.В. Гидрохимические аналогии в нефтегазоносных водонапорных системах. В кн.¡Геология и геохимия нефтегазоносных провинций Украины. Киев, Наукова думка, 1977.

116. Колодий В.В.,Кудельский A.B. Гидрогеология горных стран, смежных прогибов и впадин (в связи с нефтегазоносностыо). Киев, Наукова думка, 1972.

117. Конюхов И.А. Битуминологические особенности мезозойских отложений восточной части северного склона Кавказа. Нов.нефт.техники, сер.геол.,1956, № I.

118. Корценштейн В.Н. Исследование водонапорной системы Центрального Предкавказья в связи с вопросами формирования, разведки и разработки залежей. Дисс.на соиск.уч.степ.доктора геол.-мин.наук. ВНИИ, 1959.

119. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. Гос.научно-технич.изд-во нефтяной горно-топл.лит-ры, М.,1963.

120. Корценштейн В.Н. Гидрогеология мезозойской водонапорной системы Предкавказья. В кн.¡Гидрогеология газоносных районов Советского Союза. Кн. 2, М.,Недра, 1964.

121. Корценштейн В.Н. Гидрогеология нефтяных месторождений Южного Мангышлака. М.,Недра, 1967.

122. Корценштейн В.Н. ,Кирьяшкин В.М.,Филин А.С.,Фомин Ю.Д. Новые данные по гидрогеологии мезозойских водоносных комплексов Восточного Предкавказья. В кн. ¡Гидрогеология газоносных районов Советского Союза. Тр.ВНИИГаза, вып. 33/41, М.,1970.

123. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. М.,Недра, 1976.

124. Корчагина Ю.И.»Четверикова О.П. Методы исследования рассеянного органического вещества осадочных пород. М.,Недра, 1976.

125. Корчагина Ю.И.,Фадеева Н.П.Артамонова Г.Ф. Древнейшие неф-тематеринские породы. В кн.:Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. Тез.докл.,МГУ, 1977.

126. Корчагина Ю.И. »Четверикова О.П. Изменение параметров рассеянного органического вещества в катагенезе. В кн.'.Накопление и образование органического вещества современных и ископаемых осадков. М. »Наука, 1978.

127. Котов В.С.,Рогожин Д.И. Новые данные о гидрогеологии нижнемеловых отложений Западного Предкавказья. Нефтегаз.геол. и геофиз., 1968, В 7.

128. Котов B.C.»Ермолаев В.Г.,Рогожин Д.И.»Федорова С.А. Гидрогеология мезозойских отложений Западного Предкавказья. В кн.¡Гидрогеологические закономерности размещения залежей нефти и газа, М.,Наука, 1978.

129. Красинцева В.В. ,Пиннекер Е.В. Дортухова В.В. Поровые растворы нижнекембрийских рассолоносных толщ Иркутского амфитеатра. В кн.¡Формирование и геохимия подземных вод Сибири и Дальнего Востока. М.,Недра, 1967.

130. Кротова В.А. Гидрогеологические показатели перспектив нефте-газоносности. Л. ,Гостоптехиздат, 1961.

131. Крюков П.А. Дучкова A.A. .Ренгартен Е.В. Изменение состава растворов отжимаемых из глин и ионообменных смол. ДАН СССР,1962, т.144, № 6.

132. Кудряков В.А. Гидрогеология мезозойских отложений южной части Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области. Дисс.на соиск.уч. степ.канд.геол.-мин.наук, М.,МШХйГП, 1963.

133. Кутузова В.В. ,Машрыков М.М. Условия осадконакопления и геохимическая характеристика мезозойских отложений западных районов Средней Азии. М.,Недра, 1964.

134. Любимова Е.А. Влияние радиоактивного распада на тепловой режим Земли. Изв. АН СССР, сер.геофиз., № 2, 1952.

135. Любимова Е.А. Тепловая история Земли и ее геофизические исследования. В кн.:Энергетика геологических и геофизических процессов. М.,Недра, 1972.

136. Любимова Е.А.,Поляк Б.Г.,Смирнов Я.Б. Обзор данных по тепловым потокам в СССР. В кн.:Тепловые потоки из коры и мантии Земли. Верхняя мантия. 1973.

137. Ляхович П.К. О термоупругом режиме как одной из причин аномально высокого пластового давления. Нефтегазовая геол. и геофиз., 1972, й 8.

138. Ларикова О.И. и др. Гидрогеологические предпосылки нефтегазо-носности Кызылкумов. Геол.нефти и газа, 1970, № I.

139. Ларская Е.С. Рассеянное органическое вещество карбонатных пород и нефтеобразование. Изв. АН СССР, сер.геол.,1977, № 12.

140. Левин А.И.,Стрельцова Т.В.Дакимов М.Ю. О возрасте фундамента Мизийской плиты. Бюлл.МОИП, отд.геол.,1971, т.46, вып. 5.

141. Левин А.И.»Стрельцова Т.В.Дакимов М.Ю. и др. Тектоника фундамента Мизийской плиты. Изв. АН СССР, сер.геол.,1972, № 8.

142. Левин Б.Ю.,Моева C.B.»Сафонова B.C. Термическая история Земли и родственных ей планет. В кн.:Энергетика геологических и геофизических процессов. М.,Наука, 1979.

143. Леворсен А.И. Геология нефти. М.,Гостоптехиздат, 1958.

144. Лопатин Н.В. О роли геологического времени в процессах карбонизации каменных углей. Вест.Московск.гос.ун-та, геол.Д969,№ I.

145. Лопатин Н.В. Температура и геологическое время как факторы утлефикации. Изв. АН СССР, сер.геол.,1971, № 3.

146. Лопатин Н.В. Историко-генетический анализ нефтеобразования с использованием модели равномерного непрерывного опускания неф-тематеринского пласта. Изв. АН СССР, сер.геол.,1976.

147. Лопатин Н.В. К определению влияния температуры и геологического времени на катагенетические процессы утлефикации и нефтега-зообразования. В кн.:Органическое вещество современных и ископаемых осадков. М., изд-во Мое.гос.ун-та, 1976.

148. Лопатин Н.В.,Бостик Н.Х. Геологические факторы катагенеза углей. В кн.:Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. М.,Наука, 1973.

149. Макаренко Ф.А. ,Сергиенко (3.И. »Смирнов Я.Б. Геотемпературное поле Предкавказья и его влияние на свойства нефтей. Сов.геол. 1972, & 4.

150. Максимов С.П.,Калинков М.К.,Ботнева Т.А.,Молодых Г.Н. Геотермические условия развития цикла нефтегазообразования. Геология нефти и газа, 1975, № II.

151. Максимов С.П.,Монахов И.Б.,Панкина Р.Г.,Ботнева Т.А. Циклы нефтеобразования в мезозойских отложениях Болгарии. В кн.:Преоб-разование органического вещества и основные этапы генерации свободных углеводородов. М.,1975.

152. Максимов С.П.,Калинко М.К.»Панкина Р.Г.,Ботнева Т.А. и др. Состав и генезис нефтей терригенных отложений юры Северной Болгарии. Геол.нефти и газа, 1978, № 10.

153. Мандев П. Мезозойские нефтеобразующие формации в Северной Болгарии. Докл. УП Конгр.Карп.-Балк.геол.сес.,т.1У, София, 1968.

154. Мелик-Пашаев B.C. О природе больших пластовых давлений в области развития грязевого вулканизма. Азерб.нефт.хоз-во, 1949, № 9.

155. Мелик-Пашаев B.C. Аномально-высокие давления в нефтяных и газовых месторождениях. Газовая промышленность, 1956, № 8.

156. Мелик-Пашаев B.C.»Степанов А.И.,Терещенко Ю.А. О природе аномально-высоких пластовых давлений в юрских отложениях Салым-ского месторождения. Геол.нефти и газа, 1973, № 7.

157. Мелик-Пашаев B.C.,Власенко В.В.,Серегина В.Н. АВПД в нефтяных и газовых месторождениях СССР. Геол.нефти и газа, 1980, В 4.

158. Мехтиев Ш.Ф. Деодекян A.A. Дурмишьян А.Г. и др. Геотермический режим Южно-Каспийской впадины. Советская геология, 1972, В 3.

159. Минский H.A. Формирование нефтеносных пород и миграция нефти. М.,Наука, 1975.

160. Мирзоев Д.А.,Пирбудагов В.П.,Саидов С.А. Рассеянное органическое вещество и геохимические условия образования отложений Восточного Предкавказья. Тр.СреднеАзНИИ, геол. и мин.сырье, вып.17, 1975.

161. Мирзоев Д.А.Джапаридзе Л.И. Распределение рассеянного органического вещества в триасовых отложениях Восточного Предкавказья. В кн.:Накопление и преобразование органического вещества современных и ископаемых осадков. М.,Наука, 1978.

162. Мирошников М.В.,Рыбенко В.И.Демин А.Н. .Воробьева К.И. Гидрогеология мезозойских отложений Центрального Предкавказья и платформенной части Восточного Предкавказья. В кн.¡Гидрогеологические закономерности размещения залежей нефти и газа. М.,Наука, 1978.

163. Моделевский М.Ш.»Васильева 0.В.Виноградов Л.Д. Потенциальные ресурсы нефти и газа развивающихся и капиталистических стран. Отчет по теме .Фонды ВНИИзарубежгеологии, 1975.-ш

164. Моделевский М.Ш. »Гуревич Г.С. »Высоцкий Н.И. и др. Анализ и обобщение материалов оценки потенциальных ресурсов нефти и газа капиталистических и развивающихся стран. Отчет по теме 14/76. Фонды ВНИИзарубежгеологии, М.Д979.

165. Морозов Л.И. Новые данные о гидрогеологии и гидрохимии мезозоя Южного Мангышлака. Нефтегазовая геол.и геофиз.,1966, № 8.

166. Мухин Ю.В. Процессы уплонения глинистых осадков. М.Недра,1965.

167. Нагорный В.Н. .Нагорный Ю.Н. Роль геологического времени в процессах регионального метаморфизма углей и угольных включений нефтегазоносных пород. Химия твердого топлива, 1976.

168. Намиот А.Ю. »Бондарева М.М. Растворимость газа в воде под давлением. М. »Гостоптехиздат, 1963.

169. Неручев С.Г. Нефтематеринские свиты и миграция нефти. Л., Недра, 1969.

170. Неручев С.Г.,Парпарова Г.М. О роли геологического времени в процессах метаморфизма углей и рассеянного органического вещества пород. Геол. и геофизика, № 10, 1972.

171. Неручев С.Г.,Парпарова Г.М. Глубинная зональность метаморфизма углей и органического вещества пород. Геол.и геофиз.,ЖЭ,1972.

172. Неручев С.Г.,Барташевич О.В.,Файзуллина Е.М. и др. Парамагнетизм органического вещества как один из показателей процесса нефтеобразования. Геол.нефти и газа, 1976, $ 10.

173. Никаноров A.M.»Мирошников М.В.»Волобуев Г.П. и др. Справочник по подземным водам нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа. Орджоникидзе, Ир, 1970.

174. Никаноров A.M.,Волобуев Г.П. ,Барцев О.Б. Палеогидрогеологи-ческие реконструкции нефтегазоносных бассейнов. М.,Недра, 1975.

175. Орфаниди К.Ф. Условия формирования артезианских вод Южного Мангышлака. Сов.геол.Д9Б2, №9.

176. Панченко A.C. Подземные воды мезозойских отложений юго-востока и центра Каракумского бассейна в связи с нефтегазоносностью. Дисс.на соиск.уч.степ.канд.геол.-мин.наук. М.,ВНИГНИ, 1966.

177. Парпарова Г.М. »Неручев С.Г.,Жукова A.B. и др. Катагенез и нефтегазоносность. Л.,Недра, 1981.

178. Пашковский В.Н.,Кудашев Э.Т. Об аномальных пластовых давлениях Западного Узбекистана и Устюрта. Информ.сообщ.,сер.геол. месторождений полезн.ископ., ОНТИ ВИЭМС, 1966, J£ 4.

179. Печерников В.В.Диткова С.Н. Гидрогеологические условия мезозойских отложений Центрально-Каракумского свода. В кн.-.Гидрогеологические и палеогидрогеологические обстановки нефтегазоносных областей. М.,Наука, 1968.

180. Пиннекер Е.В. Рассолы Ангаро-Ленского артезианского бассейна. Наука, 1968.-346

181. Польстер Л.А. ,3хус И.Д.,Гусева А.Н. и др. Органическое вещество и глинистые минералы Восточного Предкавказья. Изд. АН СССР, 1960.

182. Польстер Л.А.,Барс Е.А.Висковский Ю.А. О вертикальной .зональности литолого-стратиграфических и гидрогеологических комплексов Средне-Каспийского бассейна. Темат.научн.техн.обзоры. Геол. иссл. на нефть и газ. ВНИИОЭНГ, 1966.

183. Польстер Л.А.,Висковский Ю.А. и др. Физико-химические особенности и гидрогеологические факторы миграции природных растворов. Тр.НИЛзарубе?хгеологии, вып.16, Л.Недра, 1967.

184. Польстер Л.А.,Висковский Ю.А.,Левин А.И.»Несмеянов Д.В. Сред-некаспийский нефтегазоносный бассейн. Тр.НИЛзарубежгеологии, вып. 33, Л.,Недра, 1972.

185. Польстер Л.А. »Висковский Ю.А. ,Садыкова П.И. и др. Некоторые закономерности размещения углеводородов в нефтегазоносных бассейнах. Тр.НИЛзарубежгеологии, вып. 33, М.,Недра, 1976.

186. Польстер Л.А. ,Висковский Ю.А. ,Садыкова П.И. Историко-генети-ческий метод изучения нефтегазоносных бассейнов. В кн.:Условия образования нефти и газа в осадочных бассейнах. М.,Наука, 1977.

187. Польстер Л.А. ,Висковский Ю.А. .Высоцкий В.И. ,Николенко В.А., Шереметьев Ю.Ф. Время генерации нефти и газа как показатель формирования зон преимущественного газо- и нефтенакопления. Тр.ЗапСиб-НИГНИ, вып.138, часть П, Тюмень, 1978.

188. Поляк Б.Г.,Смирнов Я.Б. Тепловой поток на континентах. ДАН СССР, т.168, В I, 1966.

189. Поляк Б.Г.,Смирнов Я.Б. Связь глубинного теплового потока с тектоническим строением континентов. Геотектоника, № 4, 1968.

190. Пуркина Э.М. Гидрогеологические критерии поисков нефти и газа (на примере восточной части Волго-Уральской области). М.,Наука, 1979.

191. Раабен В.Ф. Размещение нефти и газа в регионах мира. М.,Наука, 1978.

192. Раабен В.Ф.,Моделевский М.Ш.,Парнов Е.И. О физико-химическом состоянии скоплений углеводородов на больших глубинах. Нефтегазовая геол. и геофиз., 1971, Г> 5.

193. Радченко O.A. Постдиагенетическое преобразование фоссилизи-рованного органического вещества разных генетических типов. В кн.: Основные условия генерации и аккумуляции нефти и газа. М.,Наука, 1978.

194. Рачинский М.З. К проблеме гидрохимической инверсии в плиоцене Апшеронской нефтегазоносной области. Геол.нефти и газаД970,М0

195. Родионова К.Ф. ,Бурштар М.С. и др. Геохимические особенности пород и нефтей юры и нижнего мела Восточного Предкавказья. Тр. ВШГНИ, вып. 120, 1972.

196. Ручнов В.И. ,Назаревич И.А. »Смирнова С.Б. Инструментально-микроскопические исследования микрофоссилей. В кн. ¡Накопление и преобразование органического вещества современных и ископаемых осадков. М.,Наука, 1978.

197. Салабашева В.И.,Велев В.Х. »Шишков Г.Д. 0 степени углефика-ции рассеянного органического вещества осадочных пород СевероВосточной части Болгарии (в связи с проблемами нефтегазоносности.) Докл.БАН, т.ХХУ, № 9, 1972.

198. Сальман Г.Б.,Кицис H.A. и др. Разработка методики поисков нефтегазоносных структур на основе изучения неотектоники Иркутского амфитеатра и комплексного анализа геолого-геофизических материалов. Фонды ВНИИзарубежгеолопш, 1969.

199. Самедов Ф.И.,Буряковский Л.В. Нефтяная гидрогеология Апше-ронского архипелага. Баку, Азернешр, 1966.

200. Силин-Бекчурин. Динамика подземных вод. Изд-во Моск.гос.унта, 1958.

201. Смирнов Я.Б. Земной тепловой поток и проблемы геоэнергетики геосинклинали. В кн.¡Энергетика геологических и геофизических процессов. М.,Недра, 1972.

202. Соколовский 1.Г. Гидрогеология мезозойских отложений Туркменской ССР в связи в нефтегазоносностью и возможностью промышленного использования подземных вод. Дисс. на соиск.уч.степ.канд. геол.млн.наук. М.,ИГиРГИ, 1966.

203. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза., т.1, АН СССР,М.,1960.

204. Суббота М.И. Доджакулиев Я.А.»Клейменов В.Ф. и др. Гидрогеологические бассейны Средней Азии и их нефтегазоносность. М.,Недра, 1971.

205. Султанов Р.Т. »Скрипка В.Т.,Намиот А.Ю. Растворимость метана в воде при повышенных температурах и давлениях. Газовая промышленность, 1972, № 5.

206. Сухарев Г.М.,Мирошников М.В. Подземные воды нефтяных и газовых месторождений Кавказа. М.,Гостоптехиздат, 1963.

207. Сухарев Г.М.,Крумбольдт Т.Г. Некоторые данные о генезисе подземных вод продуктивной толщи Азербайджана. ДАН СССР, 1962, т.145, № 5.

208. Сухарев Г.М. 0 водах мезозойских отложений Кавказа в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности. Геол. нефти и газа, 1961,2.

209. Талипов С. Гидрогеологическое изучение мезозойско-кайнозой-ских отложений Ккно-Таддикской впадины в связи с их нефтегазоно-сностью. Дисс. на соиск.уч.степ.канд.геол.-мин.наук, М.,Б-каим. Ленина, 1965.

210. Теодорович Г.И. К вопросу о происходдении осадочных извест-ково-доломитовых пород. Тр. ин-та нефти АН СССР, 1955, 5.

211. Тепловой режим недр СССР. Под ред. Ф.А.Макаренко и Б.Г.Поляка. Тр.Геол.ин-та АН СССР, 1970, вып. 218.

212. Тимофеев Г.Н. К геохимическим особенностям бат-байоских отложений Дагестана. Нов.нефт.техн.,сер.геол.,1959, № 3.

213. Титкова С.Н.,Бубнова Л.Д. Гидрогеология мезозойских отложений Центральной и Восточной Туркмении в связи с их нефтегазонос-ностью. В кн. ¡Гидрогеологические закономерности формирования и размещения залежей нефти и газа. М.,Наука, 1973.

214. Ушатинский И.Н. Минералогия и геохимия глинистого материала нефтегазоносных отложений Западной Сибири. Автореф.дисс. на соиск. уч.степени докт.геол.-мин.наук, Новосибирск, 1973.

215. Ульм В.А. В кн.: Особенности геологического строения и оценка нефтегазоносности Мангышлака. Тр.ВНИГРИ, вып. 265, Л.,Недра, 1968.

216. Фадеева Н.П. Рассеянное органическое вещество кайнозойских отложений Западно-Кубанского прогиба. Автореф.дисс.на соиск.уч. степ.канд.геол.-мин.наук, 1973.

217. Хаин В.Е. Мизийско-Скифско-Туранская молодая платформа. В кн. ¡Региональная тектоника. Внеальпийская Европа и Западная Азия. М.,Недра, 1977.

218. Хаин В.Е. Сопоставление фиксистской и мобилистской моделей тектонического развития Большого Кавказа. Геотектоника, 1982 4.

219. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.,Недра, 1969.

220. Хацкевич Н.И.,Алиев Г.А.»Павлова В.А. Рассеянное органическое вещество мезозойских отложений юго-восточного Кавказа и степень его битуминизации. Тр.АзНИВДН, вып.22, 1970.

221. Ходжакулиев H.A. Гидрогеология мезозойских отложений Каракумской и Амударьинской нефтегазоносных областей. Дисс. на соиск. уч.степ.канд.геол.-мин.наук, М.,МИНХиГП, 1964.

222. Ходжакулиев Я.А. Каракумская и Амударьинская нефтегазоносные области. Гидрогеология. Ашхабад, изд.Туркменистан, 1966.

223. Швецов М.С. 0 некоторых вторичных изменениях известняков. Тр.МГРИ, т.33, 1958.

224. Шустова Л.Г.,Садыкова П.И. Условия реализации нефтематерин-ского потенциала карбонатных пород Северной Болгарии. В кн.¡Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. Тез. докл. МГУ, 1979.

225. Чаталов Г. Литостратиграфия на триаса в Тетевенския антикли-норий. Сп.Бълг.геол.др-во, София, 1970, т.XXXI, кн.2.

226. Чаталов Г. Някон диагвнетични процеси входа на литификацията на триаските варовити ат Тетевенския антиклинорий. Изв. на гел. ин-т, сер.страт, и литол., София, 1971, кн. XX.

227. Чемберски Хр. ,Вапцарова Ан. Някон особености в литоргациеси-те и палеогеографията на част от средния триас в Северна България (по сохдажни дани). Палеонт.,стратигр. и литол. София, БАН, 1975, кн. 3.

228. Чилигар Дж.,Биссел X.,Вольф К. Диагенез (и катагенез) карбонатных пород. В кн. ¡Диагенез и катагенез осадочных образований. М.,Мир, 1971.

229. Якобсон Г.П. Основные черты гидрогеологии Волго-Уральской области. В кн.:Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. М.,Недра, 1970.

230. Якобсон Г.П. Палеогидрогеологические и современные гидрогеологические закономерности формирования и размещения нефтегазовых месторождений. М.,Недра, 1973.

231. Яковлев Б.М. Закономерности распространения нефтяных и газовых залежей в Западно-Кубанском прогибе в связи с гидрогеологическим фактором. В кн.:Условия формирования нефтяных и газовых месторождений ряда нефтегазоносных областей СССР. ВИНИТИ, М.,1963.

232. Яковлев Б.М. Условия формирования залежей нефти и газа в Западно-Кубанском прогибе. Дисс. на соиск.уч.степ.канд.геол.-мин. наук, ИГиРГИ, 1968.

233. Athy L.E. Density, porosity and compaction of sedimentary rocks. Bull. AAPG, 1930, N 14.

234. Barker C. Aquatermal pressuring role at temperature in development of abnormal pressure Zones. Bull. AAPG, 1972, v.56, N 10.

235. Burst J.E. Diagenesis of Gulf Coast clayey sediments and its pDssible relation to petroleum migration. Bull. AAPG, 1969» v.53,N1.

236. Chany P.E. Abnormal pressure lost circulation. World Oil, 1950, v.130, N 4.

237. Gorreia M., Sauvan P. Van der Wide B. Variation de la matiere organique en relation avec les intrusions (Resume). Bull. Cent, rech. Pau, 1976, N 10.

238. De Launay. Traite de Metallogenie, gites minraux et metalliferes. Paris, 1913.

239. Hedberg H.D. Relation of methane generation to under compacted shale, shale diapirs and mud volcanoes. Bull. AAPG, 1974, v.58, IT 4.

240. Hood A., Gutjahr C.C.M., Heacoc R.L. Organic metamorfism and the generation of petroleum. Bull. AAPG, v.59, 1975«1.ling Y.C. The origin of pressure in oil pools. In book Science of Petroleum, Oxford Univ. Press., 1933.

241. Jaanusson V. Discontinuty surface in limestones. Bull. Geol.. . « .1.st. Univ. Uppsala, vol.40 (35), 1961.

242. Magara K. Consideration of fluid relaese mechanisms in shale and generation of abnormal pressure. Japan Petrol. Inst., 1968, v. 11, N 8.

243. Magara K. Upword and downword migration of fluids in the subsurfase. Bull. Can. Petrol. Geol., 1969, v.17, N 1.

244. Magara K. Compaction and fluid migration in cretaceous shals of western Canada. Pap. Geol. Surv. Can., 1972, N 18 (PI Peo, 1973, I0KI05).

245. Magara K. Compaction, ion filtration and osmosis in shale and their significance in primary migration. Bull. AAPG, 1974, v.58, IT 2.

246. Magara K. Aquathermal fluid migration. Bull. AAPG, 1974, v.58, IT 12.

247. Newel ÎT.D., Rigby J.К. Geological stadies on the Great Bahama Bank. In regional aspects of carbonate deposition. Soc. Econ., Paleontologists, Mineralogists. Spec. Publ., 1957» N 5*

248. Powers M.C. Fluid-realase mechanisms in compacting marine mucLrocks and their importace in oil exploration. Bull. AAPG, 1967, v. 51, N 7.

249. Ruby W.W., Hubbert M.K. Rola of fluid pressure in mechanies of overthrust foulting. Bull. Geol. Soc. America, 1959, 70, N 2 (PÏÏ re< 1960, N 3, 1-981).

250. Staplin F.L. Sedimentary organic matter, organic metamorfism, and oil and gas occurrence. Bull. Can. Pet. Geol. 1969, v. 17.

251. Thomcer J.H.M.A., Bottema J.A. Increasing occurence of abnormally high reservoir pressure in boreholes and drilling problems resulting thereform. Bull. AAPG, 1961, v.45, N 10.

252. Tissot В., Espitalie J., Deroo G., Tempere C., Jonathan D. Origine et migration des hydrocarbures dance le Sahara oriental (Algere). Advances in Organic Geochemistry, 1973«

253. Tissot B. Premieres données sur les mécanismes et la cinetique de la formation du petrole dans les sediments, simulation d'un schema reactionnel sur ordinateur. Rev. Inst. Pr. Pet., 1969, v. 24-4.

254. Waples D. Time and temperature in Petroleum formation: application of Lopatin's. Method of petroleum Exploration. Bull. AAPG, 1980, v.64, N 6.