Закономерности геологического строения и перспективы нефтеносности отложений доманикового типа юго-восточной части Волго-уральской нефтегазоносной провинции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Канев Александр Сергеевич

• Канев Александр Сергеевич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Канев Александр Сергеевич

Введение

Глава 1. Обзор и анализ состояния изученности, нефтегазоносности отложений доманикового типа в пределах юго-восточных территорий Волго-Уральской НГП

1.1. Физико-географический очерк

1.2. Геолого-геофизическая изученность района работ

1.3. Изученность и характеристика отложений доманикового типа

1.4. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.5. Тектоническое строение и история геологического развития исследуемого района

1.6. Нефтегазоносность отложений доманикового типа

Глава 2. Комплексный анализ результатов аналитических исследований керна скважин, включая петрографическое изучение пород, геохимические и петрофизические исследования. Выделение литотипов в отложениях доманикового типа

2.1. Вещественный состав пород доманикового типа

2.2. Литологическая классификация отложений доманикового типа

Глава 3. Разработка алгоритма интерпретации данных ГИС. Разработка рекомендаций по использованию комплекса ГИС в отложениях доманикового типа

3.1. Обоснование рекомендуемого комплекса ГИС

3.2. Разработка алгоритма интерпретации данных ГИС в отложениях доманикового типа по результатам бурения пяти структурных скважин

3.3. Алгоритм и результаты интерпретации подсчетных параметров по данных

расширенного комплекса ГИС в разрезах базовых скважин

Глава 4. Стратиграфическое расчленение и корреляции верхнедевонских отложений доманикового типа. Проведение седиментологического анализа. Разработка геолого-геофизических эталонов строения разрезов различных фациальных зон палеобассейна

4.1. Стратиграфическое расчленение и корреляции верхнедевонских отложений доманикового типа и седиментологический анализ

4.2. Разработка геолого-геофизических эталонов строения разрезов различных

фациальных зон палеобассейна и седиментологический анализ

Глава 5. Оценка перспектив нефтеносности отложений доманикового типа в пределах юго-

востока Волго-Уральской НГП

5.1. Перспективы нефтеносности отложений доманикового типа Волго-Уральской НГП

Заключение

Список литературы

189

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Закономерности геологического строения и перспективы нефтеносности отложений доманикового типа юго-восточной части Волго-уральской нефтегазоносной провинции»

Введение

В России одним из самых перспективных объектов для будущего масштабного освоения являются высокоуглеродистые сланцеподобные карбонатно-кремнистые отложения доманиковой формации, широко распространённые в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В последние годы эти отложения стали рассматриваться в качестве нетрадиционных источников нефти — важного дополнительного ресурсного потенциала в так называемых старых нефтегазоносных районах. Именно в таких отложениях открыты месторождения в Республике Татарстан (Бавлинское, Южно-Мухинское, Муслюмовское, Ромашкинское, Шийское), в Республике Башкортостан (Югомашевское) и Оренбургской области (Троицкое). Главным отличием отложений доманикового типа от баженовской и хадумской свит, относимых также к нетрадиционным источникам УВ, является карбонатный и карбонатно-кремнистый состав углеродистых пород, обусловленный их накоплением в депрессионных зонах бассейнов карбонатной седиментации. Условия осадконакопления отразились на особенностях их строения, а также распространении в разрезе верхнедевонских отложений и по площади. Нетрадиционные залежи нефти в отложениях доманикового типа характеризуются тем, что породы, содержащие нефть, одновременно относятся к нефтепроизводящим и не являются коллектором в традиционном понимании. Они обладают практически нулевой проницаемостью, и при испытании этих пород притока флюидов из них обычно не получают. Промышленные притоки нефти из нетрадиционных источников получают обычно после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), в результате которого создается искусственная фильтрационная система. В данной работе рассмотрены закономерности строения и условия образования углеродистых карбонатно-кремнистых доманиковых продуктивных отложений. Приведен стратиграфический интервал их распространения от среднего франского подъяруса до верхнефаменского яруса включительно. Обосновано чрезвычайно выдержанное строение разрезов в пределах конкретных структурно-фациальных зон. Рассмотрена литологическая классификация пород. Приведен методика и результаты комплексного палеонтологического, литологического, геохимического, петрофизического изучения керна, интерпретации промыслово-геофизических данных и материалов сейсморазведки для проведения оценки ресурсов нефти, а также выделения перспективных зон и участков. Проведенные исследования легли в основу текущей количественной оценки (2017 г.) и обосновали значительные ресурсы в доманиковом продуктивном комплексе, добыча которых может компенсировать снижение объемов нефти из традиционных залежей.

Актуальность исследования. В связи с успехами в добыче нефти и газа в высокоуглеродистых формациях в начале 21-го века в Северной Америке (наиболее

известные формации Грин Ривер, Барнетт и Баккен), а также выявления промышленной нефтеносности в Волго-Уральской НГП, отложения доманикового типа стали рассматриваться в качестве новых перспективных комплексов для наращивания ресурсной базы Российской Федерации. Наряду с этим, в нефтегазодобывающем секторе наметилась тенденция истощения традиционной легкоизвлекаемой нефти на территории старых добывающих районов, что обусловило собой резкое повышение интереса к данным отложениям со стороны компаний.

Различными авторами используются разные понятия при изучении этих отложений - «доманик», доманиковый горизонт», «доманикиты», «доманикоиды», «доманиковые фации», «доманиковая формация», «высокоуглеродистая формация» (О.И. Супруненко, Г.И. Гурари, С.Г. Неручев, С.В. Максимова, М.И. Зайдельсон, Т.В. Белоконь, В.Н. Шванов, В.Т. Фролов, Т.К. Баженова, И.К. Королюк, О.М. Мкртчан, А.И. Леватин, Р.О. Хачатрян).

В работах Н.К. Фортунатовой, А.И. Варламова, В.И. Пороскуна (2018, 2020) определено понятие отложений доманикового типа - это высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые породы со сланцевой текстурой, а также углеродистые брекчии, известняки и доломиты содержащие органическое вещество (ОВ) в количестве более 0,5%. В соответствии с перечисленными критериями, к этому типу отнесены верхнедевонские отложения Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП, а также куонамской формации Лено-Тунгусской НГП (Рис. 1).

Рис. 1. Области развития отложений доманикового типа на территории Российской

Федерации

Основополагающий вклад в исследование доманиковых фаций внес Н.М. Страхов (1939, 1955). Он дал описание «доманиковых фаций», рассмотрел палеогеографические аспекты их формирования и вопрос об их нефтегазопроизводящем потенциале. Также

сделал предположение, что доманиковый горизонт был одним из нефтепроизводящих горизонтов в Волго-Уральской НГП.

Долгие годы эти отложения рассматривались в качестве основных нефтематеринских толщ (В.А. Успенский, К.Ф. Родионова, С.Г. Неручев, Е.С. Ларская, Т.К. Баженова), что определяло методику их изучения. В процессе работ прошлых лет мало внимания уделялось взаимоотношению собственно нефтематеринских пород и вмещающих их карбонатных отложений.

За последнее десятилетие было опубликовано много работ, посвященных геологическому строению и освоению отложений доманикового типа как нетрадиционных источников углеводород (УВ) (Варламов А.И., 2013, Фортунатова Н.К., 2015, Хисамов Р.С., 2010; Прищепа О.М., 2014; Дахнова М.В., 2016; Ступакова А.В., 2017 и др.). Все авторы сходятся во мнении, что отложения доманикового типа обладают высоким ресурсным потенциалом. На нефтеносность этих отложений указывали многочисленные нефтепроявления, что и определило возникший интерес к изучению их в качестве нетрадиционных источников УВ. Несмотря на это, освоение нетрадиционных ресурсов отложений доманикового типа находится на начальной стадии. Это связано со следующими причинами: во-первых, недостаточные знания закономерностей формирования отложений; во-вторых, чрезвычайно сложное геологическое строение доманикового комплекса и, наконец, экономические условия разработки, требующие значительных капитальных вложений и инвестиционных рисков добывающих предприятий (Варламов А.И., 2015).

В границах распространения отложений доманикового типа, их нефтеносность доказана. Отложения доманикового типа практически всегда высокобитуминозны с концентрациями ХБА до 1,25% и выше, что можно рассматривать как повсеместные нефтепроявления, а во многих скважинах в пределах Волго-Уральской НГП при опробовании этих отложений получены притоки нефти (Лозин Е.В., 2015).

Под нетрадиционной залежью (месторождением) нефти в отложениях доманикового типа понимается площадь распространения пласта или группы пластов внутри доманиковой толщи, в которых нефть находиться в рассеянном состоянии и петрофизические свойства которых позволяют получать промышленные притоки нефти после проведения гидроразрыва и других методов стимуляции притоков. Резервуары нефти в отложениях доманикового типа носят название «протяженных» или «непрерывных» резервуаров (continuous reservoirs) (Прищепа О.М., 2014).

Нетрадиционные залежи нефти в доманиковых продуктивных отложениях характеризуются тем, что породы, содержащие нефть, одновременно являются нефтепроизводящими и не являются коллектором в традиционном понимании. Они характеризуются практически нулевой проницаемостью и при испытании этих пород из них

притока флюидов обычно не получают. При исследованиях проницаемость образцов керна (если они не были подвержены техногенным изменениям) составляет обычно десятые и сотые доли миллидарси (Недропользование XXI век, 2017).

Следует считать, что трещинные коллекторы в отложениях доманикового типа отсутствуют, поскольку для них свойственны большие дебиты при испытаниях и широкий диапазон проницаемости при низкой пористости. Максимальные же значения пористости (до 8-12% при средневзвешенном значении 3,5-4%) наблюдаются в тех образцах, где они содержат тонкие (миллиметровые) прослои и линзы микропорового карбонатного коллектора, присутствие которого увеличивает суммарную пористость в исследуемом образце.

Нефтеносность отложений доманикового типа на территории Волго-Уральской НГП доказана прямыми признаками. В последнее десятилетие на территории Самарской, Оренбургской областей и Республики Татарстан в них открыты и поставлены на баланс в качестве нетрадиционных залежи на следующих месторождениях: Бавлинское, Ромашкинское, Троицкое, Красногорское, Лещевское, Южно-Неприковское, на которых суммарная величина геологических ресурсов превышает 3 млрд т нефти.

Перспективы поисков и освоения залежей нефти в отложениях доманикового типа связаны с решением многих вопросов, таких как закономерности распространения отложений доманикового типа и условия их образования, определение подсчетных параметров (эффективная нефтенасыщенная толщина, площадь), методикой поисков подобных залежей, локализацией наиболее перспективных участков по площади и разрезу различными методами (геологическими, геофизическими, геохимическими).

Выявление границ распространения собственно доманикоидных толщ, а также внутренней их неоднородности является важной задачей, определяющей границы распространения перспективных зон.

Объектом исследования является верхнедевонский карбонатный комплекс Волго-Уральской НГП.

Предмет исследования - высокоуглеродистые отложения доманикового типа среднефранско-позднедевонского возраста Волго-Уральского субрегиона, представленные карбонатно-кремнистыми породами со сланцевой текстурой, а также углеродистыми брекчиями, известняками и доломитами содержащие ОВ более 0,5%, сформированные в пределах Камско-Кинельской системы палеопрогибов, Предуральского прогиба и склонов Южно-Татарского, Башкирского, Камского, Веслянского палеосводов.

Целью исследования является анализ закономерностей геологического строения и условий формирования отложений доманикового типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и уточнение ресурсной базы на основе геолого-геофизической модели

верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений, учитывающей результаты комплексного анализа керна, лабораторных аналитических исследований, интерпретации расширенного комплекса ГИС и региональных сейсмических работ.

Исходя из поставленной цели, в работе решались следующие основные задачи исследования:

1. Анализ состояния изученности, нефтегазоносности отложений доманикового типа в пределах юго-востока Волго-Уральской НГП. Стратиграфическое распространение доманиковых отложений на основе результатов биостратиграфических исследований и изучения разрезов скважин, вскрывших верхнедевонский комплекс;

2. Комплексный анализ результатов аналитических исследований керна скважин, включающих петрографическое изучение пород, геохимические и петрофизические исследования;

3. Разработка алгоритма интерпретации данных ГИС. Разработка рекомендаций по использованию комплекса ГИС в отложениях доманикового типа, выполнение интерпретации ГИС для выделения отложений доманикового типа в разрезах скважин;

4. Стратиграфическое расчленение и корреляции среднефранско-турнейского карбонатного комплекса. Проведение седиментологического анализа. Разработка системы геолого-геофизических эталонов строения разрезов различных фациальных зон палеобассейна;

5. Определение закономерностей строения разрезов в различных структурно-фациальных зонах;

6. Определение границ распространения отложений доманикового типа юго-востока Волго-Уральской НГП;

7. Прослеживание продуктивных интервалов разрезов на площади;

8. Оценка перспектив нефтеносности отложений доманикового типа юго-восточных территорий Волго-Уральской НГП.

Основные защищаемые положения:

1. Исходное вещество пород доманикового типа образовано скелетными остатками биопланктона карбонатного и кремнистого состава, обломочным карбонатным материалом, а также сапропелевым органическим веществом, различное содержание которого лежит в основе выделения высокоуглеродистых, углеродистых и слабоуглеродистых типов пород. Высокоуглеродистые и углеродистые породы, слагающие основную часть разреза, имеют смешанный карбонатно-кремнистый состав, а содержания глинистых минералов в них не превышают 5%.

2. Высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые породы являются слабопроницаемыми и не обладают открытой пористостью. Максимальные значения

пористости 3-4 % зарегистрированы в углеродистых породах, содержащих тонкие прослои и линзы микропорового карбонатного и кремнистого коллектора, сформированного минеральными компонентами и органическим керогеном. Оценка величины порового пространства и содержания органического вещества возможна по данным расширенного комплекса ГИС для интервалов, мощность которых превышает 0,4 метров.

3. Концентрация в разрезах доманикового типа высокоуглеродистых и углеродистых карбонатно-кремнистых пород определяется удаленностью от источников мелководного карбонатонакопления и связана с этапами замедления скорости карбонатной седиментации. Максимальные концентрации высокоуглеродистых и углеродистых карбонатно-кремнистых пород приурочены к центральным частям палеопрогибов, где их количество составляет 45-70 %, постепенно сокращаясь до 30-20 % на внутренних склонах палеосводов.

Научная новизна

1. Уточнено стратиграфическое и площадное распространение отложений доманикового типа в пределах юго-востока Волго-Уральской НГП.

2. На основании комплексных аналитических исследований впервые выделены литогенетические типы отложений доманикового типа, определена их петрофизическая и геохимическая характеристика;

3. Предложен алгоритм интерпретации расширенного комплекса ГИС для отложений доманикового типа;

4. Определены параметры разрезов в различных структурно-фациальных зонах с различным стратиграфическим распространением отложений доманикового типа;

5. Проведено нефтегазогеологическое районирование отложений доманикового типа Волго-Уральской НГП на основании разработанной системы геолого-геофизических эталонных разрезов, структурно-фациального районирования территории, карт катагенетической преобразованности органического вещества и данных о нефтеносности отложений;

6. Выделены перспективные зоны и участки на основе комплексного палеонтологического, литологического, геохимического, петрофизического изучения керна, интерпретации промыслово-геофизических данных и материалов сейсморазведки, а также данных испытаний гидроразрыва пласта.

Методология диссертационного исследования

Закономерности строения и условия формирования верхнедевонских отложений доманикового типа Волго-Уральской НГП были изучены на основе результатов палеонтологических исследований, анализа керна, образцов скважин и шлифов, интерпретации промыслово-геофизических данных и сейсмических материалов МОГТ-2Б.

Структурно-фациальное районирование проведено на основе седиментационного моделирования осадочного комплекса, разработки эталонов строения разрезов для различных структурно-фациальных зон с выделением эффективных частей разреза. Их комплексная интерпретация позволила дать оценку перспектив нефтеносности отложений доманикового типа на изучаемой территории.

Степень разработанности и современное состояние вопроса

В настоящее время разработана методика, определены критерии и параметры отложений, относимых к нетрадиционным источникам УВ доманикового типа. Установлено их стратиграфическое и палеогеографическое распространение.

Практическая значимость работы

Составлена карта строения среднефранско-турнейских отложений, проявленная в смене разрезов центральных частей палеосводов, их склонов, а также центральных и бортовых зон палеопрогибов. Проведена оценка перспектив нефтеносности отложений доманикового типа в пределах юго-востока Волго-Уральской НГП, выделены области и участки наиболее перспективные для постановки работ на поиск залежей нетрадиционных источников УВ. Выполненные исследования положены в основу методических рекомендаций по оценке запасов и ресурсов нефти в Волго-Уральской НГП. Результаты работ учтены в количественной оценке ресурсов нетрадиционных источников УВ в 2017 г.

Фактическим материалом для проведения работ послужили результаты бурения 2147 скважин, вскрывших отложения доманикового типа на территории Волго-Уральской НГП, 5 неглубоких скважин, пробуренных с полным отбором керна ФГБУ «ВНИГНИ» в 2014-2015 гг. на южном крыле Ухтинской складки (Южный Тиман) (Фортунатова и др., 2020). Базовые скважины (Кашаевская 74, Кашаевская 75, Зай-Каратай 24285, Ромашкинская 13451, Ромашкинская 21774, Ромашкинская 32923, Ромашкинская 32954, Спасская 92, Югомашевская 100), к которым относятся скважины, вскрывшие полностью верхнедевон-турнейский осадочный комплекс или его отдельные стратиграфические интервалы, охарактеризованные данными геохимического, петрофизического, биостратиграфического и литологического анализа керна, а также данными испытания, проведенными до и после гидроразрывов.

В 2018 г. ФГБУ «ВНИГНИ» была утверждена актуализированная Унифицированная субрегиональная схема верхнего девона (Унифицированная..., 2018), в которой впервые были выделены свиты, в том числе для отложений доманикового типа, которые использованы автором для фациального районирования и определения области распространения доманиковых продуктивных отложений.

Автором использованы следующие исследования. Результаты определения естественной радиоактивности и общей карбонатности (446 обр.) на образцах керна

неглубоких скважин Южного Тимана. Результаты исследований образцов керна скважин химико-битуминологическими методами и методом Rock-Eval (всего 632 обр.) Результаты определения основных фильтрационно-емкостных свойств образцов керна неглубоких скважин Тимано-Печорской НГП - на кубических и цилиндрических образцах (Кп, Кпр (для кубов - в трех направлениях), объемная и минералогическая плотность) (357 обр., из них 82 - кубических). Петрографическое описание образцов керна и шлифов из отложений доманикового типа разрезов глубоких скважин Пермского края, Удмуртской Республики, Кировской области, Республики Башкортостан, а также из скважин Республики Татарстан и Республики Башкортостан (всего 593 шлифа, 454 пог.м). Результаты петрофизических и геохимических исследований керна методом Rock-Eval глубоких скважин Волго-Уральской НГП (Самарская и Оренбургская обл., Республика Башкортостан, Республика Татарстан). Аналитические исследования образцов керна выполнялись лабораториями ФГУП «НВНИИГГ», ОАО «КамНИИКИГС», а также ФГБУ «ВНИГНИ» под руководством М.В. Дахновой, Д.А. Асташкина и А.В. Барановой.

Проанализированы ранее выполненные определения микрофауны и спор растений, положенные в основу расчленения разрезов и корреляции стратиграфических горизонтов.

Степень достоверности результатов. Все представленные в работе результаты получены при помощи современного программного обеспечения и лабораторного оборудования. Полученные выводы основаны, в том числе, на установленных предыдущими исследователями фактах и согласуются с опубликованными данными исследований, существенно дополняя их.

Апробация работы. По теме диссертации опубликовано 6 работ, включая тезисы конференций и 4 статьи в рецензируемых научных изданиях, индексируемых в базах данных Web of Science, Scopus, RSCI, и в изданиях их перечня, рекомендованных Минобрнауки РФ.

Основные результаты исследований докладывались на Российских и международных конференциях с 2014 по 2019 гг., среди них XIV молодёжная научно-практической конференции ОАО «Татнефть» (Бугульма, 2014 г.), Международная конференция «РАССОХИНСКИЕ ЧТЕНИЯ» (Ухта, 2015 г.), I Международная научная конференция: Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ (Пермь, 2017 г.), V международная научно-практическая конференцию «ГеоБайкал 2018» (Иркутск, 2018 г.), Новые идеи в геологии нефти и газа-2019 (Москва, 2019).

Публикации по теме диссертации

Научные статьи, опубликованные в журналах Scopus, WoS, RSCI, а также в изданиях, рекомендованных для защиты в диссертационном совете МГУ по специальности 25.00.12:

1. Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Канев А.С., Баранова А.В., Асташкин Д.А., Дахнова М.В. Обоснование методики комплексного изучения отложений доманикового типа по материалам новых скважин Ухтинского района (Южный Тиман) // Геология нефти и газа. - 2020. - № 4. - С. 1-20 (1,25 п.л., авторский вклад - 65 %). Импакт-фактор по РИНЦ, 2020: 0,468.

2. Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Бушуева М.А., Канев А.С., Лучина С.А., Авдеева А.А., Володина А.Г., Холмянская Н.Ю. Методика прогноза структурно-литологических и литологических ловушек нефти и газа в верхнедевон-турнейском и нижнепермском карбонатных нефтегазоносных комплексах востока Волго-Уральской НГП // Геология нефти и газа. - 2019. - № 3. - С. 21-36 (1 п.л., авторский вклад - 55 %). Импакт-фактор по РИНЦ, 2019: 0,872.

3. Варламов А.И., Мельников П.Н., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Петерсилье В.И., Иутина М.М., Дахнова М.В., Виценовский М.Ю., Канев А.С., Соболева Е.Н., Шаломеенко А.В. Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. - 2020. № 6. - С. 33-48 (1 п.л., авторский вклад - 45 %). Импакт-фактор по РИНЦ, 2019: 0,872.

4. Фортунатова Н.К., Варламов А.И., Канев А.С., Пороскун В.И., Баранова А.В., Бушуева М.А. Строение и оценка перспектив нефтеносности углеродистых карбонатно-кремнистых отложений доманикового типа Волго-Уральской НГП // Геология и геофизика, №8, Том 62, Август 2021, C.1132-1154 (1.44 п.л., авторский вклад - 65 %). Импакт-фактор по РИНЦ, 2019: 0,758.

Иные публикации:

5. Фортунатова Н.К., Пороскун В.И., Петерсилье В.И., Варламов А.И., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Баранова А.В., Канев А.С., Дахнова М.В., Асташкин Д. А., Горлов Д. А., Мушин И.А., Белоусов Г.И., Френкель С.М., Комар Н.В., Можегова С.В. Нетрадиционные источники углеводородных отложений доманикового типа // ВНИГНИ-65. Люди, результаты и перспективы. - М.: Изд-во ФГБУ «ВНИГНИ», 2018. - С. 321-350 (1.875 п.л.).

6. Использование результатов комплексного литологического, петрофизического и геохимического изучения керна отложений доманикового типа с целью разработки методических приемов интерпретации ГИС (по данным скважин Ухтинского района Тимано-Печорской НГП и Волго-Уральской НГП). (Фортунатова Н.К., Дахнова М.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Асташкин Д.А., Баранова А.В., Канев А.С., Можегова С.В.,

Мирнов Р.В., Волошина О.В., Самородов Д.А.) // Перспективы увеличения ресурсной базы разрабатываемых месторождений, в том числе из доманиковых отложений. Сборник докладов по итогам межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 70-летию НГДУ "Лениногорскнефть". Карабаш, 6-7 августа 2015 г. — Альметьевск: ПАО "Татнефть", 2015. С. 181-190 (0.625 п.л.).

Благодарности. Глубокую признательность и благодарность автор выражает своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук Фортунатовой Наталье Константиновне, за постоянное внимание и содействие в подготовке данной работы, поддержку, вдохновение и научные консультации.

Диссертационная работа подготовлена на базе материалов ФГБУ «ВНИГНИ», сотрудникам которой автор выражает искреннюю благодарность. Особую благодарность автор выражает А.В. Барановой, А.Г. Швец-Тэнэта-Гурию, М.А. Бушуевой, В.И. Пороскуну, В.И. Петерсилье, Н.В. Комар, М.В. Дахновой, Д.А. Асташкину, С.В. Можеговой и всему коллективу сотрудников отдела литолого-стратиграфических исследований ФГБУ «ВНИГНИ» за научные дискуссии, консультации и внимание к работе.

Отдельно автор выражает искреннюю и глубокую благодарность членам своей семьи за неоценимую поддержку в процессе написания диссертационной работы.

Объем и структура работы. Диссертационная работа общим объемом 197 страницы, состоит из 5 глав, введения и заключения, 75 рисунков, 3 таблиц и списка литературы из 104 наименований.

Перечень сокращений, употребляемых в тексте. dGK - двойной разностный гамма-каротаж, д.е. dNGK - двойной разностный нейтронный гамма-каротаж, д.е. DS - диаметр скважины

FMI - азимутальный электрический микроимиджер

G - модуль сдвига

hн - нефтенасыщенная толщина

I/К - сжимаемость

1у - естественная спектральная радиоактивность

0 - пересчетный коэффициент

PZ - электрическое сопротивление, Ом*м

Qн - геологические запасы нефти

Rock-Eval - метод геохимических исследований

S - площадь залежи

S - поперечная (волна)

S1 - содержание свободных УВ

Б2 - генерационный потенциал породы

- волна Лэмба-Стоунли V - коэффициент Пуассона (пластичности) WS - суммарное водородосодержание породы

Wгл - содержание химически связанной воды в единице объема глинистого материала

Wкер - водородный индекс керогена

5 - плотность, г/см3

р - плотность нефти

р - электрическое сопротивление, Ом*м

огл - плотность глинистой фракции

окер - плотность керогена

он - плотность нефти

оск - плотность скелета породы

БКс - боковой каротаж сканирующий

ВАК - волновой акустический каротаж

ГГК-ЛП - литолого-плотностной гамма-гамма каротаж

ГГК-П - плотностной гамма-каротаж

ГИНА - гамма-излучение наведенной активности

ГИНР - гамма-излучение при неупругом рассеивании

ГИРЗ - гамма-излучение при радиационном захвате (нейтронов)

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Канев Александр Сергеевич, 2022 год

Список литературы

1. Абрикосов И.Х. Нефтегазоносность Пермской области. - Гостоптехиздат, 1963.

2. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья. М.: Недра, 1965. - 170 с.

3. Баженова Т.К. Смешанные породы, содержащие некарбонатный углерод // Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов. - СПб. - Недра, 1998. - С. 265-269.

4. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хайн В.Е. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Изд-во | Московского университета, 2012. - 432 с.

5. Бибикова Е.В., Богданова С.В. Кирнозова Т.И., Попова Л.П. Уран-свинцовый возраст чарнокитоидов Волго-Уральской области // ДАН СССР. 1984. Т. 276. № 4. С. 916919.

6. Богданова С.В. Земная кора Русской плиты в раннем докембрии // Тр. ГИН АН СССР. 1986. Вып. 408. 223 с.

7. Богданова С.В., Лапинская Т.А и др. Железорудные формации докембрия в фундаменте восточной части Русской плиты // Железисто-кремнистые формации докембрия Европейской части СССР. Сер. Тектоника. Киев: Наук. думка, 1988. С. 167-180.

8. Блудоров А.П. Палеогеография и строение угленосных толщ на юго-востоке Русской платформы//Разведка и охрана недр, 1956. - № 4.

9. Буракаев Д.Н. Стратиграфия, литология, коллекторы и нефтеносность терригенной толщи нижнего карбона северо-западной части Башкирии. Автореферат кандидатской диссертации. - Уфа, 1967.

10. Валеев Р.Н. Тектоника Вятско-Камского междуречья//Тр. Казанского геол. инта. - Вып. 12. - М.: Недра, 1968. - С. 4-109.

11. Валлиулина Р.Т. Литология и условия осадконакопления терригенных отложений нижнего карбона платформенной части Башкирии в связи с их нефтеносностью: Автореферат кандидатской диссертации. - Уфа, 1970.

12. Варданянц Л.А. Архей и протерозой. Геология СССР, т. XXXVIII. Госгеолтехиздат, 1960.

13. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование XXI век. - 2017. - № 4. -С. 102-115.

14. Вассоевич Н.Б. Основные закономерности, характеризующие органическое вещество современных и ископаемых осадков. М., Наука, 1973.

15. Виссарионова А.Я. Стратиграфия и фации средне- и нижнекаменноугольных отложений Башкирии и их нефтеносность//Труды УфНИИ. - Гостоптехиздат, 1959.

16. Войтович Е.Д., Шельнова А.К. Влияние предвизейских эрозионных врезов на размещение нефти в нижнекаменноугольных отложениях Татарии//Геология нефти и газа, 1976. - № 3.

17. Волкова И.Б. Органическая петрология. Л.: Недра, 1990. - 300 с.

18. Геологический словарь, том I, 2010, стр. 116.

19. Геологический словарь, том III, 2012, стр. 118.

20. Геология и полезные ископаемые России: в 6 тт. / М-во природ. ресурсов Рос.

Федерации и др.; Гл. ред. В.П. Орлов. - СПб. : Изд-во ВСЕГЕИ, 2006

21. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника. - М.: ГЕОС, 2003. - 410 с.

22. Грачевский М.М. Особенности строения и формирования Камско-Кинельской впадины в Куйбышевском Заволжье и Татарии. - ДАН СССР, 1959. - Т. 125. - № 6.

23. Грачевский М.М., Долицкий В.А. Происхождение Камско-Кинельской впадины//В кн. «Материалы по региональной тектонике СССР». - М.: Недра, 1964.

24. Губайдуллин А.А., Аминов Л.З. Ранневизейские «врезы» юго-востока Татарии и их влияние на условия залегания нефти в радаевско-бобриковских отложениях: Тр. ТатНИПИ. - Вып. 26. - Казань, 1974. - С. 58-63.

25. Гуляева Л.А., Завьялов В.А., Поделько ЕЯ. Геохимия доманиковых отложений Волго-Уральской области. М.: АН СССР, 1961. - 102 с.

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

27. Дахнова М.В., Киселева Ю.А., Можегова С.В., Пайзанская И.Л. Задачи геохимических исследований для оценки перспектив нефтеносности отложений доманикового и баженовского типов / Под ред. А.И. Варламова // ВНИГНИ-65. Люди, результаты и перспективы. - М.: ФГБУ «ВНИГНИ», 2018. - 520 с.

28. Дахнова М.В., Можегова С.В., Назарова Е.С. Методы органической геохимии в связи с изучением проблемы нефтегазоносности доманикитно-доманикоидных толщ // Геология нефти и газа. - 2013. - Специальный выпуск, октябрь. - С. 108-113.

29. Егоров П.С. О дизъюнктивном характере дислокации нижнего Прикамья // Геология нефти и газа, 1963. - № 8.

30. Зайдельсон М.И., Вайнбаум С.Я., Копрова Н.А. Формирование и нефтегазоносность доманиковых формаций. Под редакцией О.М. Мкртчяна. - М.: Наука, 1990.

31. Кондратьева И.К., Фортунатова Н.К. и др. «Прогнозирование мощностей доманикоидов способом пластовой акустической инверсии» Геофизика, 2015, №1.

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

33. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. Ч. 1, 2. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Часть 1. - С. 3-6. - Часть 2. - С. 13.

34. Лукьянов Э.И. Интерпретация данных ГТИ. Новосибирск, 2011.

35. Маймин З.Л. Об условиях образования нефти (по материалам Волго-Уральской области), Гостоптехиздат, 1955.

36. Максимова С.В. «Эколого-фациальные особенности и условия формирования доманика». 1970.

37. Манцурова В.Н. Зимовская и сенновская свиты фаменского яруса Волгоградского Поволжья / Под ред. А.С. Алексеева // ПАЛЕО-СТРАТ-2014. Годичное собрание (научная конференция) секции палеонтологии МОИП и Московского отделения Палеонтологического общества при РАН, посвященное 200-летию со дня рождения К.Ф. Рулье, 27-29 января 2014 г., Москва: программа и тезисы докладов. -М.: Изд-во Палеонтологического ин-та им. А.А. Борисяка РАН, 2014. - С. 49-51.

38. Манцурова В.Н. Верхний фамен Волгоградского Поволжья: стратиграфия и корреляция // Геологические науки — 2014: Материалы всероссийской научно-практической конференции. - Саратов: Изд-во СО ЕАГО, 2014. - С. 47-49.

39. Марковский Н.И. О палеогеографии нижневизейского времени в районах Среднего Поволжья и Заволжья. - ДАН СССР. - Т. 104. - № 4. - 1955.

40. Мартынова В.Г., Лазуткина Н.Е., Хохловой М.С., Геофизические исследования скважин: справочник мастера по промысловой геофизике, Москва, 2009.

41. Методические рекомендации по прогнозированию строения карбонатных формаций / ВНИГНИ; Сост. Н.К. Фортунатова. - М., 1990. - 40 с.

42. Мирчинк М.Ф., Хачатрян Р.О., Мкртчян О.М. Тектоника и происхождение Камско-Кинельской системы прогибов. В кн.: «Вопросы тектоники нефтегазоносных областей». - М.: Изд-во АН СССР, 1962. - С. 86-101.

43. Мкртчян О.М. Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской плиты. - М.: Наука, 1980. - С. 5-22, 136.

44. Морариу Д., Аверьянова О.Ю. Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки поиск технологий извлечения нефти // Нефтегазовая геология. Теория и практика: [Электронное научное издание] - 2013 - Т. 8. № 1 - URL: http//www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf.

45. Некоторые данные о строении нижней части терригенной толщи нижнего карбона в Аксубаево-Мелекесской депрессии, палеогеографических условиях ее образования и перспективах нефтеносности/В.И. Троепольский, С.С. Эллерн, Э.З. Бадамшин, В.Н. Напалков//Уч. записки КГУ. - Т. 119. - Кн. 2. - 1959.

46. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Парпарова Г.М. и др. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа. - Л.: Недра. - 1986.

47. Ованесов Г.П. Формирование залежей нефти и газа в Башкирии. - М.: Гостоптехиздат, 1962.

48. Пазухин В.Н. Биостратиграфия верхнего девона и нижнего карбона Башкирского Приуралья по конодонтам // Биостратиграфия, палеогеография и события в девоне и нижнем карбоне (Международная подкомиссия по стратиграфии девона / Проект 596 МПГК): мат-лы Междунар. конф. памяти Е.А. Елкина. -Уфа, Новосибирск, 20 июля -10 авг. 2011 г.-Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2011. -С. 126-129.

49. Петерсилье В.И. Об оценке запасов залежей сланцевой нефти / Петерсилье В.И. // Геология нефти и газа. - 2015. - № 6.

50. Петерсилье В.И., Пороскун В.И. Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва-Тверь, 2003.

51. Петерсилье В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по применению ЯФМ ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах. Москва-Тверь, 2003.

52. Познер В.М. К стратиграфии нижнего карбона Камско-Кинельской впадины: Тр. ВНИГНИ. - Вып. XIV, ГТГИ, 1959.

53. Познер В.М. Стратиграфия терригенной толщи нижнего карбона Камско-Кинельской впадины: - Докл. АН СССР. - Т. 104. - № 6. - 1955.

54. Попова Л.П. Архейские гранитоидные комплексы // Фундамент и промежуточный комплекс древних и молодых платформ СССР. М., 1982. С. 57-68 (ТР. МИНХиГП им. И М. Губкина; Вып. 161).

55. Постников А.В. Раннепротерозойские метаморфические комплексы фундамента восточной части Русской плиты // Фундамент и промежуточный комплекс древних и молодых платформ СССР. М., 1982. С. 36-47 (ТР. МИНХиГП им. И М. Губкина; Вып. 161).

56. Поиски и разведка газонефтяных месторождений в северной части Камско-Кинельской впадины/ Л.В. Шаронов, С.А. Виниковский, Б.П. Белышев, Б.И. Данилов//В кн. «Геология и разведка нефти и газа Пермского Приуралья». - Пермь: Пермское книжное изд-во, 1971.

57. Прищепа, 2013а - Прищепа О.М. К обсуждению понятийной базы нетрадиционных источников нефти и газа - сланцевых толщ / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова // Нефтегазовая геология. Теория и практика: [Электронное научное издание]. - 2013. - Т.8, № 3. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/9/27_2013.pdf/

58. Прищепа, 20136 - Прищепа О.М. Нетрадиционные источники углеводородного сырья в Республике Коми / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, Е.Л. Теплов, С.В. Сенин // Горный журнал. - 2013. - № 9. - С. 53-56.

59. Прищепа, 2013в - Прищепа О.М. Роль нетрадиционных источников углеводородного сырья в минерально-сырьевой политике / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2013. - № 1. - С. 2124.

60. Прищепа О.М. и др. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ — резерв сырьевой базы углеводородов России» / О. М. Прищепа, О. Ю. Аверьянова, А. А. Ильинский, Д. Морариу; под ред. О. М. Прищепы. — СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. - 323 с.: ил. - (Труды ВНИГРИ).

61. Прищепа О.М., Отмас А.А., Макаревич В.Н., Теплов Е.Л., Никонов Н.И., Куранов А.В., Григорьев Г.А. Сырьевая база нефти и газа Тимано-Печорской провинции и перспективы ее освоения// СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014, с.32-38.

62. 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 04. Спб, 2014, с.1-27.

63. Саакян М.И. Условия залегания продуктивных пластов терригенной толщи нижнекаменноугольных отложений на примере Арланского месторождения на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин: Диссертация на соискание ученой степени к.г.-м.н. Специальность: 25.00.12. - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых, 2010.

64. Санаров С.В., Сивков Н.Р. Разработка геологической и сейсморазведочной основ поисков залежей нефти в клиноформных ловушках терригенной толщи нижнего карбона. - ВО ИГиРГИ, 1999.

65. Санаров С.В., Сивков Н.Р., Данилов Б.А. Разработка геологической и сейсморазведочных основ поисков залежей нефти в клиноформных ловушках терригенной толщи нижнего карбона в зоне юго-западного борта Мухано-Ероховской впадины. - ВО ИГиРГИ, 1997.

66. Сахибгареев Р.С. О связи литологии и литогенеза с геофлюидодинамическими процессами //Проблемы геофлюидодинамики. М., 1976. С. 47-68 (Тр. ВНИГРИ; Вып. 387).

67. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов / Под редакцией Н.К. Фортунатовой. - М.: НИА-Природа, 2000. - 249 с.

68. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов / В.Н. Шванов, В.Т. Фролов, Э.И. Сергеева и др. - СПб: Недра, 1998. - 352 с.

69. Ситдиков Б.С. Петрография и строение кристаллического фундамента Татарской АССР. Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1968. 434 с.

70. Смелков В.М., Тухватуллин Р.К., Успенский Б.В. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений/Под редакцией проф. Р.Х. Муслимова. - В 2-х томах. - Т. 1. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. - 316 с.

71. Соснин Н.Е. Характеристика отложений доманикового типа на территории Ульяновской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - №3 - С. 22-25.

72. Соколова Н.Н., Теодорович Г.И., Хачатрян Р.О. Расчленение турнейско-визейской терригенной толщи юга Камско-Кинельской впадины//Советская геология, 1959. - № 10.

73. Стратиграфический словарь, 1975

74. Страхов Н.М. Доманиковая фация Южного Урала. - Тр. Ин-та геол. наук АН СССР, серия геол. вып. 16 - 1939.

75. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Т. 2. М., 1962. - 574 с.

76. Ступакова А.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., Богомолов А.Х., Кирюхина Т.А., Коробова Н.И., Шарданова Т.А., Суслова А.А., Сауткин Р.С., Полудеткина Е.Н., Козлова Е.В., Митронов Д.В., Коркоц Ф.В. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна // Георесурсы. - 2015. -Т. 61. - № 2. - С. 77-86. DOI: 10.18599.grs.61.2.7.

77. Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Коробова Н.И., Фадеева Н.П., Гатовский Ю.А., Суслова А.А., Сауткин Р.С., Пронина Н.В., Большакова М.А., Завьялова А.П., Чупахина В.В., Петракова Н.Н., Мифтахова А.А. / Доманиковые отложения Волго- Уральского

бассейна - типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносное™ //Георесурсы. - 2017. -Т. 1. - С. 112-124.

78. Супруненко О.И., Тугарова М.А. Геохимия нафтидов. 2009.

79. Теодорович Г.И. Аутигенные минералы осадочных пород. М. 1958. - 225 с.

80. Теодорович Г.И., Хачатрян Р.О., Соколова Н.Н. Новые данные по стратиграфии и литологии терригенных отложений нижнего карбона Среднего Поволжья: Докл. АН СССР, 1958. - Т. 123.

81. Тихий В.Н. Новые данные по стратиграфии и геологической истории девона Волго-Уральской области: В кн. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области». - М.: Изд -во АН СССР, 1956. - С. 127-134.

82. Тихонович Н.Н. Опорные разрезы франского яруса Южного Тимана, 1997.

83. Троепольский В.И., Эллерн С.С. Геологическое строение и нефтегазоносность Аксубаево-Мелекесской депрессии. - Казань: Изд-во КГУ, 1964.

84. Тузова О.С. Спорово-пыльцевые комплексы терригенной части девона и нижнего карбона востока Татарии и их значение для стратиграфии//В кн. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области». - М.: Изд. АН СССР, 1956.

85. Ульмишек Г.Ф., Шаломеенко А.В., Холтон Д.Ю., Дахнова М.В. / Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще Оренбургской области // Геология нефти и газа. 2017. №5. - С. 67-78.

86. Унифицированная субрегиональная стратиграфическая схема верхнедевонских отложений Волго-Уральского субрегиона. Объяснительная записка / Н.К. Фортунатова, Е Л. Зайцева, М.А. Бушуева и др. - М.: ФГБУ «ВНИГНИ». - 2018. - 64 с.

87. Фаин Ю.Б., Кухаренко Ю.Н. О тектонике додевонских образований Бирской седловины // Геология нефти и газа, 1963. - № 2.

88. Фортунатова Н.К., Зайцева Е.Л., Бушуева М.А., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. и др. Стратиграфия верхнего девона Волго-Уральского субрегиона. Материалы по актуализации стратиграфических схем. - М.: Изд-во ФГУП "ВНИГНИ". - 2016. - 176 с.

89. Фортунатова Н.К., Карцева О.А., Баранова А.В. и др. Атлас структурных компонентов карбонатных пород. - М.: ВНИГНИ, 2005. - 440 с.

90. Фортунатова Н. К., Швец-Тэнэта-Гурий А. Г., Гумаров Р. К., Екименко В. А., Тарасов Е. А. Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов - новый тип поисковых нефтяных объектов в западном Татарстане. // Геология нефти и газа - 2006, № 1.

91. Фортунатова Н.К., Копилевич Е.А. Технология седиментационно-емкостного моделирования природных резервуаров нефти и газа. Методические указания для

практических занятий по курсу «Технология моделирования природных резервуаров при поисках и разведке нефти и газа» для специальности 130304. Москва, 2012.

92. Хачатрян Р.О. Тектоника и нефтеносность Куйбышевского Заволжья (по данным глубокого бурения). - М.: ГОСИНТИ, 1957.

93. Хисамов Р.С., Губайдуллин А.Л., Базаревская В.Г., Юдинцев Е.Л. Геология карбонатных сложно построенных коллекторов девона и карбона Татарстана / Под ред. Р.С. Хисамова. - Казань: Фэн, 2010. - 283 с.

94. Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Середа Т.Г. О постседиментационных преобразованиях и миграции нефти в доманиковых и мендымских отложениях Северной Башкирии // Вопросы миграции нефти и формирования пород-коллекторов. М.: ИГиРГИ, 1972. - С. 7-19.

95. .Jarvie, D. M. Shale resource systems for oil and gas: Part 1— Shale-gas resource systems, in J. A. Breyer, ed., Shale reservoirs—Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97, p. 69 - 87, 2012.

Фондовая

96. РД 153-39.0-069-01. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. / Москва, 2001.

97. РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. / Москва, 2001.

98. Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами. Ленинград, 1988. Девонская система. Схема структурно-фациального районирования девона Русской платформы. - Л.: ВСЕГЕИ, 1990. - 58 с.

99. Колчанова Р.Н. и др. Региональные сейсмические и гравиметрические исследования для геологического изучения зоны сочленения Восточно-Европейской платформы и Предуральского прогиба (в пределах центральной части Пермской области) с целью оценки перспектив нефтегазоносности осадочного чехла (Ильинская площадь). Отчет сейсмических партий 12, 15. ФГУДП КамНИИКИГС и НПГЭ ГИ УрО РАН. Пермь, 2006. РГФ, №488869.

100. Насретдинов Х.И. Отчет о работах Сосновской сейсморазведочной партии 8/97 в Аксубаевском, Алексеевском и Октябрьском районах Республики Татарстан. ОАО «Татнефтегеофизика», Бугульма, 2000.

101. Попова Л. М. Региональные сейсморазведочные работы МОГТ в южной бортовой зоне Мухано-Ероховского прогиба с целью подготовки новых лицензионных участков. Удмуртгеофизика. Ижевск, 2013. РГФ, №509783.

102. Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. и др. Оценка перспектив нефтегазоносности прогибов древних платформ России с целью выделения новых нефтегазоперспективных зон и объектов. ФГБУ «ВНИГНИ». Москва, 2012. РГФ, №506850.

103. Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Дахнова М.В., Лаубенбах Е.А. и др. «Анализ, переобработка, переинтерпретация геолого-геофизических, сейсмических материалов по западной части Республики Татарстан и сопредельным территориям на основе трехмерного седиментационно-емкостного моделирования, технологии изучения и картирования нефтеперспективных объектов по сейсмическим данным (МДВС), структурно-тектонических, геохимических, атмогеохимических, аэрогамма-спектрометрических методов и бассейнового анализа (Basin Mod) с целью выработки новых направлений нефтепоисковых работ». ФГБУ «ВНИГНИ». Москва, 2004. фонды ВНИГНИ.

104. Фортунатова Н.К. и др. Обоснование перспектив нефтегазоносности высокобитуминозных отложений доманикоидного типа (нетрадиционные источники сланцевой нефти) на основе комплексных геолого-геофизических и геохимических исследований. Москва. ФГБУ «ВНИГНИ». Москва, 2016. РГФ, №524353.