Вопреки здравому смыслу

AGAINST HEALTH

TIMURZIEV A.I. 1
«Central Geophysical
Expedition» JSC
Moscow, 123298,
Russian Federation

В продолжение дискуссии после публикации статьи В.А. Карпова

«О некоторых особенностях связи представлений о генезисе углеводородов и результатов нефтегазопоискового процесса» («Бурение и нефть», № 2 – февраль 2020 г., с. 28 – 32), в которой автор приводит аргументацию, подвергающую сомнению неорганическое учение о происхождении нефти, показано, что авторская концепция «тектоноблендера» (ТБ) не в состоянии обосновать механизм нисходящей миграции нефти, что, на взгляд автора, окончательно дискредитирует органическое учение.

In the continuation of the discussion after the publication of the article by V.A. Karpov «On some features of the connection of ideas about the genesis of hydrocarbons» and the results of the oil and gas prospecting process (Drilling and Oil, No. 2 - February 2020,
p. 28 – 32), in which the author gives an argument that exposes questioned inorganic doctrine of the origin of oil shown that the author’s concept of «tectonoblender» (TB) is not able to substantiate the mechanism of downward oil migration, which, in the opinion of the author, discredits organic learning.

Несостоятельность органической теории происхождения нефти [1] подтверждается результатами нефтегазопоискового процесса в стране: Россия подошла к «пику нефти», когда ежегодные объемы добычи нефти достигли объемов ее восполнения за счет прироста запасов [2].
Обратимся к аргументации автора статьи в журнале «Бурение и нефть» В.А. Карпова. Много раньше лидеры органического учения нашей страны отмечали кризис органической теории происхождения нефти. Еще в 1984г. Н.А. Еременко [3] отмечал, что теория гравитационной миграции и аккумуляции нефти и газа утратила роль руководящего фактора для практики нефтегазового поиска и в том «кризисе гравитационной теории, в тумане новых, пока не изученных явлений рождается новая, более общая теория формирования залежей».
Б.Ф. Дьяков [4, 5] высказался по этому поводу еще более откровенно: «В тормоз развития науки и практики поисков нефти превратилось учение о нефтегазоносных бассейнах, их размеры, мощность и объем осадочной толщи, наличие или отсутствие нефтегазоматеринских пород перестали играть основополагающую роль. Такие поисковые критерии, как главная фаза нефтеобразования и его главная зона, а также соответствующие им температура и давление утратили свое значение. Не установлено никаких достоверных данных о генетической и пространственной связи керогена, «микро- и макронефти» нефтематеринских пород с нефтью в залежах. А ведь они должны быть, если нефть образуется в результате катагенеза ископаемого органического вещества? Абсурдно длительным, если не фантастическим, представляется продолжительность (100 – 300 млн лет) процесса биогенеза нефти и/или газа, а также оцениваемое в 300 – 400 млн лет время пребывания нефтематеринских пород в «мертвом» состоянии, прежде чем в них начинается нефтеобразование, когда в продолжение этого периода в 300 – 400 млн лет они подвергались многократным размывам и диастрофизму. Неудивительно, что «стихийно начался поиск новой теории происхождения нефти и газа и этому поиску сейчас крайне важно придать организованный, направленный характер».
В.П. Гаврилов [6], автор полигенеза нефти, признает, что «к концу XX века классическая осадочно-миграционная теория практически изжила себя…» и «предстоит переосмыслить теоретические основы традиционной геологии нефти и газа, сместить вектор поискового процесса, выработать новые методы поиска, разведки и освоения месторождений УВ-сырья».
Венцом краха официальной нефтегазовой науки стало признание современным лидером А.Э. Конторовичем того факта, что «парадигма развития ТЭК России «Губкина–Байбакова–Трофимука», определявшая политику планирования ГРР и практику поисков нефти и газа в СССР и в РФ, себя исчерпала и необходимо создавать новую парадигму развития ТЭК страны» [7].
Апеллируя к статье [2], автор указывает на «неоднозначность нашего тезиса о невозможности обоснования новых направлений поисков нефти и газа на основе традиционных представлений нефтегазовой науки, основанных на теории органического происхождения нефти». Убеждения автора не позволяют смириться с тем обстоятельством, что «официальная наука привела ТЭК страны в тупик, выход из которого возможен только на основе смены господствующей парадигмы нефтегазовой геологии в России», хотя и с официальной парадигмой автор не соглашается.
Свое несогласие автор объясняет тремя доводами: 1) в целом, добыча пока растет; 2) необходимость смены парадигмы нефтегазовой геологии в России пока не очевидна большинству участников нефтегазопоискового процесса (кроме А.Э. Конторовича, видимо) и что видится автору главным 3) возможность «органического» подхода не исчерпана.
Во-первых, добыча действительно растет, но в целом по стране (средняя температура по больнице) и пока, хотя устойчивое падение добычи нефти по ХМАО – основному центру нефтедобычи в стране, а согласно прогнозам министра А. Новака начнет падать с 2021 г., потому что ее объемы объективно не подкреплены соразмерным приростом запасов нефти в стране, а обеспечиваются почти кратным ростом объемов эксплуатационного бурения, что подтверждается цифрами соотношения добычи нефти (14 %) к разведанным запасам (5 %) в РФ от общемировых [2].
Переходя к аргументации положений органической теории в части ее способности определять новые направления ГРР, автор сводит их к «приуроченности нефтяных скоплений к разломам и нефтегазоносности пород фундамента различного возраста и низов осадочного комплекса». Признавая их главными аргументами «неоргаников» и соглашаясь в этом с «абиогенщиками», В.А. Карпов посвящает основную часть своей статьи раскрытию таинства формирования тектонозависимых вторичных скоплений УВ по механизму нисходящей миграции на основе созданной им концептуальной модели тектоноблендера (ТБ), некоего таинственного «природного геологического сооружения», который одновременно является обычным активным разломом и, как мы покажем, не нуждается в придании ему дополнительных, не существующих в природе свойств многовекторной миграции УВ.
Почему столь важное значение автор придает своему изобретению – ТБ? Ответ сводится к следующему [1]: «До сих пор уязвимым местом органической гипотезы образования нефти остается вопрос о факторах первичной миграции (эмиграции). Сторонники неорганического генезиса нефти вообще отрицают всякую возможность ее эмиграции из нефтематеринских пород. Учет сейсмичности неизбежно должен привести к сближению этих точек зрения. На этапе пассивного тектонического развития действительно эмиграция УВ маловероятна, но в период землетрясения разломная зона становится местом развития природных вакуумных образований (дилатансии), волновых воздействий, аномальной прогретости и магнитной напряженности, что обеспечивает разность энергетических потенциалов, значительно превосходящую потенциал архимедовых сил, и способность УВ к эмиграции».
Для понимания уровня разработанности органической теории происхождения нефти, приведем несколько выдержек из университетского учебника [8], характеризующих безнадежно плачевное состояние вопросов миграции нефти; замечу, ее сторонниками, а не сторонниками неорганического генезиса нефти:
«…процессы миграции флюидов в недрах еще не полностью изучены»;
«…наиболее сложные вопросы связаны с первичной миграцией УВ из материнских пород, особенно с причинами начала этого движения»;
«…миграция углеводородов в составе водной фазы представляет сложную проблему, все рассматриваемые гипотезы относятся, в основном, к глинистым нефтематеринским породам»;
«…первичная миграция углеводородов из материнских пород другого, неглинистого состава имеет свои особенности, но они изучены слабо»;
«…вопрос о дальней боковой миграции не решен»;
«…вопрос о скоростях миграции не очень ясен» и т.д.
При таких выводах самих органиков и критика неоргаников не требуется. Вся аргументация в пользу доказательства механизма миграции, обеспечивающей промышленные концентрации УВ скоплений, представляется малоубедительной, а при внимательном рассмотрении физической стороны процесса не выдерживает никакой критики.
Решение проблемы первичной миграции автор сводит к «учету сейсмичности, аномальной прогретости и магнитной напряженности, что обеспечивает разность энергетических потенциалов, значительно превосходящую потенциал архимедовых сил, и способность УВ к эмиграции».
В отношении учета сейсмичности напомним автору об открытии А.А. Трофимука и др. [9], поскольку «ноги» всех новомодных полигенных теорий, увязывающих нефтегазоносность с геодинамикой недр, в том числе с сейсмичностью, растут отсюда. Во всяком случае, как пишут сами авторы: «Практическое значение открытия заключается в том, что параметр, определяющий тектоносейсмическую активность региона, выдвинут в качестве критерия оценки продуктивности зон генерации УВ и степени метаморфизма углей. Его использование позволяет прогнозировать возможность скоплений УВ в маломощном осадочном чехле отдельных регионов суши и океанических областей». По нашему глубокому убеждению, это один из атавизмов умирающей «теории» органического происхождения нефти в условиях невозможности объяснения ею физической природы миграции и фактов нахождения нефти в земной коре.
Рассмотрим некоторые противоречия в опровержение этого положения.
1. Как правило, тектоносейсмическая активность возрастает от днищ впадин на складчатые борта осадочных бассейнов (ОБ). В этом же направлении увеличивается степень катагенетических превращений пород и ОВ, вплоть до метаморфизма углистого вещества различных стадий, уменьшается ресурсный потенциал НГБ (например, Западно-Сибирский), за исключением НГБ предгорных прогибов. Но для этого случая (НГБ предгорных прогибов) такая модель нефтегазообразования выглядит абсурдно: нефть, генерируемая за счет тектоносейсмической активности складчатых бортов, не может двигаться вниз по уклону структурных поверхностей, насыщая нижележащие ловушки нефти и газа: нарушается основной принцип (закон) гравитационного улавливания, определяемый движущей силой первичной миграции УВ, а именно перенос растворенной микронефти пластовыми водами по восстанию пластов в сторону пьезоминимумов.
2. С другой стороны, как быть с нефтегазоносностью щитов (Канадский, Гвианский, Анабарский и др.), в пределах которых, при отсутствии тектоносейсмической активности, сформированы гигантские нефтяные (битумные) поля.
3. И потом тектоносейсмическая активность осуществляется вдоль плоскостей (трущиеся берега) разломов (это близко модели ТБ), а реакционный объем приразломного пространства, даже при теоретической возможности, не способен генерировать такие объемы нефти. Например, чтобы сформировались месторождения типа Гвахар, Бурган, Боливар-Костал и др., при известной концентрации ОВ в так называемых нефтематеринских толщах (НМТ), нужны нефтесборные площади, превышающие не только площади ОБ, их содержащие, но и целые континенты. Поэтому представления о том, что реакционный объем приразломного пространства способен генерировать промышленные объемы нефти, являются, мягко говоря, красивыми фантазиями.
Рассматривая нефтегазоносность ОБ следствием высокого термического градиента, теплового потока и аномальной прогретости недр, органики забывают, что тепловой режим недр является следствием активности глубинных флюидопотоков, осуществляющих разогрев недр за счет конвективного массопереноса и привноса в чехол ОБ Земли мантийных нефтяных диапиров и перегретых водонефтяных растворов. Наглядным примером могут служить открытие А.А. Трофимука [9] и огромный труд А.Н. Резникова [10], посвященный установлению связей катагенетической превращенности РОВ и нефтегазоносности осадочных бассейнов Земли с динамометарфизмом вмещающих пород, фундаментальные исследования Н.Б. Вассоевича [11] по установлению связей катагенеза НМТ в результате их погружения со стадийностью процессов нефтегазообразования (учение о ГФН), а также работы Б.А. Соколова [12] по обоснованию флюидодинамической концепции генезиса нефти. Физическое объяснение нарушения причинно-следственных связей в этом случае мы находим у Э.Б. Чекалюка [12]: «скорость конвективного переноса тепла в пористой среде зависит прямо пропорционально от скорости фильтрации, умноженной на отношение теплоемкостей жидкости и пористой среды», а геологическое объяснение сводится к следующему. Учитывая, что скорость фильтрации является функцией проницаемости, а для трещинной формы, развитой на глубине, – кубической функцией раскрытости трещин, скорость конвективного переноса тепла (конвективный теплообмен (процесс переноса тепла), происходящий в движущихся текучих средах (жидкостях и газах), обусловлен совместным действием двух механизмов переноса тепла – конвективного переноса и теплопроводности) в трещинной среде является (при постоянстве отношения теплоемкостей жидкости и горной породы на пути вертикальной миграции флюида-теплоносителя) функцией раскрытости трещин, что в геологических терминах описывается понятием активности неотектонических деформаций, выраженных в значениях градиента амплитуд движений. Геологические закономерности вариации теплового режима недр геотектонических структур различного возраста подтверждаются приведенным физическим объяснением. С омоложением возраста складчатости и с увеличением активности неотектонических деформаций и раскрытости недр увеличивается скорость конвективного переноса тепла в геосреде, выраженная в плотности теплового потока и общей прогретости недр. В этой связи температурный режим недр напрямую связан с вертикальной миграцией глубинных флюидов (от газов до магм) как основных теплоносителей и проницаемостью недр, определяемой активностью новейших тектонических деформаций, формирующих как площадную зональность, так и вертикальный температурный градиент аномального теплового поля [13].
Наконец, в рассуждениях о влиянии магнитной напряженности, обеспечивающей разность энергетических потенциалов, значительно превосходящую потенциал архимедовых сил, и способность УВ к эмиграции, следует признать некорректность сопоставления физических полей (напряженность магнитного поля, ампер на метр (а/м) и архимедова сила, Н (кгс)) на искомый результат.
По представлениям В.А. Карпова, «считается, что миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта 1 – 2 м/км, что создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах». Считается, но не доказывается, а цифры свидетельствуют о невозможности использования гравитационных сил в платформенных условиях для объяснения миграции нефти на сколь-либо значительные расстояния. По нашим представлениям, латеральная миграция нефти ограничена контуром ВНК, а за пределами ВНК никаких следов латеральной миграции нет.
По данным С.Р. Крайнова и др. [14], напряженность поверхностного силового поля (Рв), оцениваемая «всасывающим давлением» влаги (капиллярным), различается у асорбционно-связанной и свободной (каппилярно-гравитационной) воды на 6 – 7 порядков (103 МПа и < 0,001МПа соответственно), что требует соответствующего (6 – 7 порядков) превышения гидравлического напора (градиента давления) для равного перемещения микронефти в свободной и связанной воде.
Согласно Э.Ч. Дальбергу [15], для гидростатического режима вектор, противоположный направленной вниз силе тяжести, определяется вертикальным градиентом давления, который положителен по направлению вниз и отрицателен по направлению вверх и выражает зависящую от плотности флюида силу всплывания. Сила гравитационного всплывания нефти в дисперсной среде пластовых (свободных) вод равна Архимедовой силе (FA = – ρgV) и на несколько порядков ниже энергии связи молекул адсорбционно-связанной воды. Наличие напора для гидродинамического режима связано с движением пластовых вод под влиянием разности потенциальных энергий. Величина напора для градиента пластового давления 0,00022 МПа/м (10 МПа при перепаде отметок пласта в 1000 м, что для углов наклона структурной поверхности в 1,5° равно расстоянию 40 км) более чем на 10 порядков ниже величины предельного напряжения сдвига для пленки (10 – 3 мкм) адсорбционно-связанной воды. Других реальных движущих сил в пластовых условиях нет [15].
Мы ограничимся этими примерами, хотя читатель найдет в работе [15] еще немало аргументов физического обоснования невозможности латеральной миграции нефти. В совокупности они указывают на недостоверность суждений автора [1] как минимум без ссылок на количественные расчеты.
В попытке обосновать нисходящую миграцию при формировании залежей в фундаменте и нижней части осадочного чехла автор привлекает механизмы диссипативного разуплотнения, наличие пьезоминимумов и локальных инверсий пластовых давлений по разрезу ряда ОБ, других геодинамических и физических эффектов. Все это со ссылкой на [16] «свидетельствует о формировании крупнейших месторождений в осадочном чехле в ряде случаев за счет подтока основной массы нефти и газа из фундамента, накопившихся в его проницаемых зонах путем притока их из разрушенных многочисленных месторождений огромных нефтегазосборных площадей, расположенных вокруг них и над ними в виде нефтегазоносных бассейнов, впадин, рифтов и предгорных прогибов». Более того [1], «по разломам может проходить далекая миграция УВ и создавать условия для образования скоплений в неожиданных местах, в т.ч. в складчатых регионах и на выступах фундамента. Эта схема может объяснить то несоответствие количества УВ и ОВ в районах, бедных органикой, что нередко приводится «неорганиками» в качестве аргумента верности их гипотезы».
При всей декларативности этих представлений о механизме нисходящей и далекой латеральной миграции нефти нужно доказать, что эти механизмы обеспечены необходимыми объемами ОВ для генерации и последующего перемещения нефти из очаговой (питающей) области в область насыщения (аккумуляции). Это особенно актуально в связи с тем, что ни один ОБ не обеспечен достаточным объемом исходного ОВ для синтеза разведанных запасов нефти и газа. Согласно [13], несопоставимость ресурсного потенциала богатейших НГБ мира с традиционными источниками УВ в пределах осадочного чехла по результатам балансовых расчетов оценивается не разами, а порядками.
Как можно допускать механизм формирования залежи в фундаменте месторождения «Белый Тигр» по механизму нисходящей миграции [1], если, согласно балансовым расчетам [17], «в пределах нефтесборной площади вокруг месторождения «Белый Тигр», могут сформироваться залежи нефти лишь в самом олигоценовом комплексе»? По данным [18]: «значения исходного и миграционного УВ потенциалов олигоценового материнского комплекса нефтегазосборной площади структуры «Белый Тигр», …практически способны обеспечить лишь пятую часть запасов нефти залежи фундамента, составляющую около 500 млн т». С учетом этих данных, рассуждения на тему нисходящей миграции при формировании залежи нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр», не могут серьезно рассматриваться в рамках научной дискуссии.
Таким образом, никакими ухищрениями продлить сроки стагнации безнадежно больной «теории» органического происхождения нефти нельзя, она несет в себе системный порок нематериалистического учения, имеет признание в обществе, благодаря административному ресурсу ее носителей и стала откровенным препятствием для развития теории нефтегазовой геологии и практики поисков глубинной нефти и расширения ресурсной базы ТЭК страны.
В конце своей статьи автор дает понять: пока не будет открыто месторождение по рекомендации неоргаников там, где по органическим представлениям нефти не должно быть, «неорганической» революции не будет. На это я должен ответственно заявить: вся нефть на Земле глубинная, со времен нефтяной лихорадки открывалась и открывается до сих пор, вопреки органической теории на основе установленных эмпирических связей с определенными формами залегания горных пород (структурами земной коры), названных антиклиналями, на основе антиклинальной (гравитационной) теории Абиха-Ханта, о чем органики прекрасно осведомлены, но для спасения чести мундира вынуждены ловчить и доказывать, что благодаря их заслугам открываются нефтяные месторождения на Земле, что не отвечает истине и противоречит здравому смыслу.

Литература

1. Карпов В.А. О некоторых особенностях связи представлений о генезисе углеводородов и результатов нефтегазопоискового процесса // Бурение и нефть. 2020. № 2. С. 28–32.
2. Тимурзиев А.И. Тезисы к программе восполнения минерально-сырьевой базы углеводородного сырья в России на основе проекта «глубинная нефть» // Бурение и нефть. 2020. № 1.
3. Гаврилов В.П. Мобилистские идеи в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа. 2007. № 2.
4. Дьяков Б.Ф. «Микронефть» – еще не нефть // Геология нефти и газа. 1988. № 1. С. 33–39.
5. Дьяков Б.Ф. Современное состояние теории осадочно-
миграционного происхождения нефти и газа // Геология нефти
и газа. 1986. № 29. С. 9–11.
6. Еременко Н.А. Развитие принципов теории формирования залежей углеводородов // Геология нефти и газа. 1984. № 12. С. 18–24.
7. Академик Конторович: Глобальные проблемы нефти и газа и новая парадигма развития нефтегазового комплекса России. [Электронный ресурс]. URL: http://www.sib-science.info/ru/institutes/globalnye-problemy-nefti-i-gaza-11032016 (дата обращения: 18.02.2020).
8. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа: учебник / под ред. Б.А. Соколова. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Изд-во МГУ; Издательский центр «Академия», 2004. 415 с.
9. Явление преобразования органического вещества осадочных пород под действием тектонических и сейсмических процессов земной коры. Авторы открытия: А.А.Трофимук, Н.В.Черский, В.П.Царев, Т.И.Сороко // Диплом № 326, от 21.04.1982.
10. Резников А.Н. Геосинергетика нефти и газа. Ростов-на-
Дону: Изд-во «ЦВВР». 303 с.
11. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР, сер. геол., 1967. № 11. С. 135–156.
12. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта.
М.: Недра, 1965.
13. Тимурзиев А.И. Современное состояние теории происхождения и практики поисков нефти: тезисы к созданию научной теории прогнозирования и поисков глубинной нефти // Электронный журнал «Глубинная нефть». 2013. Т. I. № 1. С. 18–44.
14. Тимурзиев А.И. Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти (вопросы миграции УВ) // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений (ВНИИОЭНГ). 2009. № 12. С. 30–38.
15. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. М.: Недра, 1985. 149 с.
16. [Электронный ресурс]. URL: Kukuruza V.D. Geoelektricheskiye faktory v protsessakh formirovaniya neftegazonosnosti nedr [Geoelectric Factors in the Processes of the Formation of Oil and Gas Subsoil]. Monografiya, Kiyev: «Karbon-Ltd» Publ., 2003. (дата обращения: 17.02.2020).
17. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донцов В.В. Модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения «Белый Тигр» (южный шельф Вьетнама) // Тезисы докладов Второй Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов». M.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 19–21 октября 2004. Т. 2. С.19–21.
18. Бурлин В.К., Донцов В.В., Харахинов В.В. Условия формирования залежи нефти в фундаменте м/р «Белый Тигр» // Тезисы докладов XVII Губкинских чтений «Нефтегазовая геологическая наука – XXI век», посвященные 75-летию основания
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. M.: РГУ нефти и газа
имени И.М. Губкина, 2004. С. 21–23.

References

1. Karpov V.A. O nekotorykh osobennostyakh svyazi predstavleniy o genezise uglevodorodov i rezul'tatov neftegazopoiskovogo protsessa [About some features of the connection of ideas about the genesis of hydrocarbons and the results of the oil and gas prospecting process]. Bureniye i neft' [Drilling and oil]. 2020, no. 2,
pp. 28–32. (In Russian).
2. Timurziyev A.I. Tezisy k programme vospolneniya mineral'no-syr'yevoy bazy uglevodorodnogo syr'ya v Rossii na osnove proyekta «glubinnaya neft'» хAbstracts for the program for replenishing the mineral resource base of hydrocarbon raw materials in Russia based on the «deep oil» project] Bureniye i neft' [Drilling and oil], 2020, no. 1. (In Russian).
3. Gavrilov V.P. Mobilistskiye idei v geologii nefti i gaza [Mobilist ideas in the geology of oil and gas]. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 2007, no. 2. (In Russian).
4. D'yakov B.F. «Mikroneft'» – yeshche ne neft' [«Mikroneft» is not oil yet]. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 1988, no.1, pp. 33–39. (In Russian).
5. D'yakov B.F. Sovremennoye sostoyaniye teorii osadochno-migratsionnogo proiskhozhdeniya nefti i gaza [The current state of the theory of sedimentary migration origin of oil and gas] Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas]. 1986, no. 29. Pp. 9–11. (In Russian).
6. Yeremenko N.A. Razvitiye printsipov teorii formirovaniya zalezhey uglevodorodov [Development of principles of the theory of formation of hydrocarbon deposits] Geologiya nefti i gaza [Geology
of oil and gas ], 1984, no. 12, pp. 18–24. (In Russian).
7. Kontorovich A.E. [Global problems of oil and gas and a new paradigm for the development of the Russian oil and gas complex]. (In Russian). [Available at: http://www.sib-science.info/ru/institutes/globalnye-problemy-nefti-i-gaza-11032016 (accessed 18.02.2020).
8. Bazhenova O.K., Burlin Yu.K., Sokolov B.A., Khain V.Ye. Geologiya i geokhimiya nefti i gaza [Geology and geochemistry of oil and gas]. Moscow, Izdatel'stvo MGU; Izdatel'skiy tsentr «Akademiya» Publ., 2004, 415 p.(In Russian).
9. Trofimuk A.A., Cherskiy N.V., Tsarev V.P., Soroko T.I. Yavleniye preobrazovaniya organicheskogo veshchestva osadochnykh porod pod deystviyem tektonicheskikh i seysmicheskikh protsessov zemnoy kory [The phenomenon of transformation of organic matter of sedimentary rocks under the influence of tectonic and seismic processes of the earth's crust]. Diplom no.326, dd. 21.04.1982. (In Russian).
10. Reznikov A.N. Geosinergetika nefti i gaza [Geosynergetics of oil and gas] Rostov-na-Donu, «TSVVR» Publ., 303 p. (In Russian).
11. Vassoyevich N.B. Teoriya osadochno-migratsionnogo proiskhozhdeniya nefti (istoricheskiy obzor i sovremennoye sostoyaniye) [Theory of sedimentary-migratory origin of oil (historical review and current state)]. Izvestiya AN SSSR, seria geologiya [Izv. USSR Academy of Sciences, Geology series], 1967, no.11 pp. 135–156. (In Russian).
12. Chekalyuk E.B. Termodinamika neftyanogo plasta [Thermodynamics of the oil reservoir]. Moscow, Nedra Publ., 1965.
(In Russian).
13. Timurziyev A.I. Sovremennoye sostoyaniye teorii proiskhozhdeniya i praktiki poiskov nefti: tezisy k sozdaniyu nauchnoy teorii prognozirovaniya i poiskov glubinnoy nefti [Current status of the theory of origin and practice of oil searches: theses for the creation of a scientific theory of forecasting and searches for deep oil]. Elektronnyy zhurnal «Glubinnaya neft'» [The electronic journal "Deep Oil"]. 2013, Vol. I, no.1, pp. 18–44. (In Russian).
14. Timurziyev A.I. Sovremennoye sostoyaniye gipotezy osadochno-migratsionnogo proiskhozhdeniya nefti (voprosy migratsii UV) [Current state of the hypothesis of sedimentary-migratory origin of oil (hydrocarbon migration issues)]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftegazovykh mestorozhdeniy (VNIIOENG) [Geology, Geophysics, and Oil and Gas Field Development (VNIIOENG)]. 2009, no. 12, pp 30–38. (In Russian).
15. Dal'berg E.Ch. Ispol'zovaniye dannykh gidrodinamiki pri poiskakh nefti i gaza [The use of hydrodynamic data in the search for oil and gas]. Moscow, Nedra Publ, 1985, 149 p. (In Russian).
16. Available at: Kukuruza V.D. Geoelektricheskiye faktory v protsessakh formirovaniya neftegazonosnosti nedr [Geoelectric Factors in the Processes of the Formation of Oil and Gas Subsoil]. Monografiya, Kiyev: «Karbon-Ltd» Publ., 2003. (In Russian). (accessed 17.02.2020).
17. Areshev Ye.G., Gavrilov V.P., Dontsov V.V. [A model for the formation of an oil deposit in the foundation of the White Tiger field (Vietnam’s southern shelf)]. Tezisy dokladov Vtoroy Mezhdunarodnoy konferentsii «Geodinamika neftegazonosnykh basseynov» Moscow, RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 19–21 oktyabrya 2004,
Vol. 2, pp.19–21. (In Russian).
18. Burlin V.K., Dontsov V.V., Kharakhinov V.V. [Conditions for the formation of an oil deposit in the foundation of the White Tiger metro]. Tezisy dokladov XVII Gubkinskikh Chteniy «Neftegazovaya geologicheskaya nauka – XXI vek», posvyashchennyye 75-letiyu osnovaniya RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina. Moscow, RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2004, pp. 21–23. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Тимурзиев А.И.

    Тимурзиев А.И.

    д.г.-м.н., академик РАЕН, советник по геологии Группы советников

    ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»

    Просмотров статьи: 866

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru