Сейсмогеологическая модель и этапы развития антиклинальных ловушек меловых залежей полуострова Ямал

Seismogeological model and stages of development of anticlinal traps in the Cretaceous deposits of the Yamal Peninsula

L.M. KALININA1,
V.A. KONTOROVICH1,2,
A.Yu. KALININ1,2
1 Institute of Petroleum Geology and Geophysics, A.A. Trofimuk of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences (INGG SB RAS)
Novosibirsk, 630090,
Russian Federation
2 Novosibirsk State University (NSU)
Novosibirsk, 630090,
Russian Federation

Настоящая работа посвящена анализу структурно-тектонического строения, восстановлению основных этапов формирования и характеристике положительных структур – потенциальных ловушек для меловых залежей углеводородов.

Результаты исследования показали, что на полуострове Ямал антиклинальные ловушки, контролирующие залежи углеводородов, практически не формировались в юре. Образование положительных структур в рельефах мезозойских горизонтов началось в берриасе-раннем апте и наиболее интенсивно происходило в кайнозое, в это время была сформирована вытянутая в северо-западном направлении крупная положительная структура – гряда Нурминский мегавал – Новопортовский вал. Кайнозойский этап развития на этой территории стал определяющим при формировании антиклинальных ловушек для залежей углеводородов.

This work is devoted to the analysis of the structural-tectonic structure, the restoration of the main stages of formation and the characterization of positive structures - potential traps for Cretaceous hydrocarbon reservoirs.
The results of the study showed that on the Yamal Peninsula, anticlinal traps that control hydrocarbon deposits practically did not form in the Jurassic. The formation of positive structures in the reliefs of the Mesozoic horizons began in the Berriasian-Early Aptian and most intensively occurred in the Cenozoic, at that time a large positive structure elongated in the northwest direction was formed – ridge the Nurminsky megaswell - the Novoportovsky swell. The Cenozoic stage of development in this area became decisive in the formation of anticlinal traps for hydrocarbon deposits.

ВВЕДЕНИЕ
Западная Сибирь является крупнейшим нефтегазоносным бассейном, который занимает одно из главных мест в топливноэнергетическом комплексе (ТЭК) Российской Федерации. Северные районы представляют огромный интерес с точки зрения открытых запасов углеводородов (УВ), большая часть которых сосредоточена в крупных и уникальных месторождениях нефти и газа.
С начала 70-х годов прошлого столетия вопросам геологии северной части Западно-Сибирского бассейна посвящено значительное число исследований. Большой вклад в изучение геологического строения и нефтегазоносности недр севера Западной Сибири внесли: В.Н. Бородкин, В.С. Бочкарев, Ю.В. Брадучан, А.М. Брехунцов, Ф.Г. Гурари, В.И. Ермаков, А.М. Казаков, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, А.А. Нежданов, Н.Н. Немченко, И.И. Нестеров, И.И. Нестеров (мл.), В.А. Пономарев, А.В. Овчаренко, А.С. Ровенская, Л.И. Ровнин, Л.В. Ровнина, Н.Н. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, Ф.К. Салманов, В.А. Скоробогатов, Д.В. Смирнов, Л.С. Соколова, Б.П. Ставицкий, Л.В. Строганов, В.С. Сурков, А.А. Трофимук, Н.А. Туренков, Э.Э. Фотиади, Г.Г. Шемин, В.И. Шпильман и многие другие.

АКТУАЛЬНОСТЬ
Освоение богатейших углеводородных залежей Ямальской нефтегазоносной области и прилегающих акваторий является самым масштабным энергетическим проектом новейшей истории России, не имеющим аналогов по уровню сложности. И если его реализация будет успешной – Россия навсегда завоюет право называться главной арктической нефтегазовой державой мира.
Задача исследования – на базе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки и глубокого бурения рассмотреть структурно-тектоническое строение, восстановить основные этапы формирования положительных структур – потенциальных ловушек для меловых залежей.
Полуостров Ямал находится на северо-западе Западной Сибири, на территории Ямало-Ненецкого автономного округа России, является стратегической базой развития газодобычи, альтернативы которой в России еще нет. Сложные климатические условия Заполярья и отсутствие транспортной инфраструктуры долгое время оставались непреодолимыми препятствиями для начала полномасштабных работ на поиски нефтегазовых месторождений.

Освоение богатейших углеводородных залежей Ямальской нефтегазоносной области и прилегающих акваторий является самым масштабным энергетическим проектом новейшей истории России, не имеющим аналогов по уровню сложности. И если его реализация будет успешной – Россия навсегда завоюет право называться главной арктической нефтегазовой державой мира.

Район исследования в тектоническом отношении приурочен к Карской, Антипаютинско-Тадебеяхинской и Большехетской мегасинеклизам, Пайхойско-Новоземельской мегамоноклизе, осложненными положительными структурами I (Бованенковско-Нурминский наклонный мегавал, Ярудейский мегавыступ) и III (Северо-Арктический, Южно-Арктический и Новопортовский валы) порядков.
Согласно схеме нефтегазогеологического районирования, территория исследования относится преимущественно к Ямальской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Всего на территории исследования открыто 26 месторождений углеводородов, среди них 8 нефтегазоконденсатных, 10 газоконденсатных, 8 газовых. В структуре запасов преобладает газ, приуроченный к сеноманским и нижнемеловым горизонтам. В последние годы установлено наличие залежей углеводородов в юрских и палеозойских отложениях.
Меловые многопластовые месторождения углеводородов – Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Харасавэйское, Бованенковское, Восточно-Бованенковское, Нейтинское, Арктическое, Среднеямальское, Нурминское, Каменномысское, Новопортовское, Сядорское и т.д. связаны с положительными структурами.
Настоящая работа посвящена анализу структурно-тектонического строения, восстановлению основных этапов формирования и характеристике положительных структур – потенциальных ловушек для меловых залежей.
Фактическим материалом послужили 17 региональных сейсмопрофилей МОГТ и стратиграфические разбивки более 1000 скважин по всему полуострову Ямал.

СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Мезозойские сейсмические реперы, обладающие достаточно высоким энергетическим уровнем, приурочены к трансгрессивным глинистым пачкам (региональные флюидоупоры), формировавшимся в эпохи относительного тектонического покоя, характеризуются выдержанными толщами, получили распространение на больших территориях Западно-Сибирского бассейна, могут быть приняты за поверхности выравнивания и использоваться при палеореконструкциях [1].
На территории исследования прослеживается 4 основных отражающих сейсмических горизонта: А – подошва юрского осадочного чехла (кровля палеозоя), Б – кровля баженовской свиты (нижний мел, берриас), М – нейтинская глинистая пачка внутри танопчинской свиты (нижний мел, апт), Г – кровля кузнецовской свиты (турон).
В соответствии с горизонтами выделяются сейсмогеологические мегакомплексы – юрский, неокомский (берриас-нижнеаптский), апт-сеноманский и посттуронский.
Юрский мегакомплекс контролируется в основании отражающим сейсмическим горизонтом А, в кровле – Б. Разрез представлен зимней, левинской, шараповской, китербютской, надояхской, лайдинской, вымской, леонтьевской, малышевской, абалакской и баженовской свитами.
Неокомский мегакомплекс выделен между сейсмическими горизонтами Б в основании и М в кровле. В его составе выделяют берриас-готеривский (клиноформный) и баррем-нижнеаптский (шельфовый) комплексы. Клиноформная часть неокома на временных разрезах отображается серией косослоистых отражающих горизонтов. Шельфовая часть развита на всей территории полуострова. Граница, разделяющая комплексы, неизохронная, скользящая. Разрез мегакомплекса включает ахскую и нижнюю часть танопчинской свит (нижний мел).
Апт-сеноманский мегакомплекс в основании ограничен горизонтом М, а в кровле – Г. Разрез представлен верхами нижней части и верхней частью танопчинской свиты, а также полным разрезом яронгской, марресалинской и кузнецовской свит.
Посттурон-кайнозойский комплекс охватывает отложения от кровли кузнецовской свиты до дневной поверхности, включающий березовскую, ганькинскую свиты (верхи мела) и отложения палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем. В подошве мегакомплекс ограничен горизонтом Г.

СТРУКТУРНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
По региональным сейсмическим профилям на основании данных о глубинах его залегания по основным отражающим горизонтам (А, Б, М, Г) построены структурные карты, которые отображают современный рельеф.
На рис. 1 приведены структурные карты всех отражающих горизонтов. Все структурные планы подобны, наблюдается региональное погружение с юго-запада на северо-восток: Пайхойско-Новоземельская мегамоноклиза– Ямало-Карская депрессия – с севера на юг Карская, Антипаютинско-Тадебеяхинская и Большехетская мегасинеклизы. Все структуры осложнены положительными и отрицательными тектоническими элементами меньшего порядка.
В данной работе более подробно дана характеристика только основных положительных структур, как потенциальных ловушек для меловых залежей УВ.


Структурный план подошвы юрского мегакомплекса (горизонт А) изменяется от -6000 до -1200 м (рис. 1А). На юге выделяется положительная замкнутая структура – Новопортовский вал, который оконтуривается на абсолютной отметке -3000 м, имеет площадь 366 км2 и амплитуду 200 м.
Выше по разрезу, в рельефе кровли юрского комплекса (горизонт Б) глубина залегания изменяется от -3800 до -1200 (рис. 1Б). Выделяется 6 положительных замкнутых крупных структур, образующих гряду, расположенную с северо-запада на юго-восток.
Харасавэйское куполовидное поднятие (КП) оконтурено на абсолютной отметке -3300 м, имеет площадь 521км2 и амплитуду 200 м. Структура имеет изометричную форму.
Бованенковское КП контролируется на глубине -2900м, имеет площадь 1599 км2 и амплитуду 300 м. Структура имеет изометричную форму.
В центральной части прослеживается два поднятия: Северо-Арктический вал (площадь 1281 км2, амплитуда 300 м) и Южно-Арктический вал (площадь 391 км2, амплитуда 200 м) оконтурены на глубинах 2800 и 2900 м соответственно. Структуры имеют изометричную форму.
Южнее прослеживается Малоямальское КП, которое контролируется изогипсой – 2300 м, имеет площадь 268 км2.
На юге Новопортовский вал оконтуривается на абсолютной отметке -2200 м, имеет площадь 610 км2 и амплитуду 300 м.
Структурный план вышележащего горизонта, приуроченного к кровле неокомского мегакомплекса, подобен структурному плану, описанному выше. Выделяются те же положительные структуры, которые имеют унаследованный характер, отличаясь только площадью и амплитудой. Южнее Южно-Арктического вала появилась еще одна изометричная структура – Среднеямальское КП (рис. 1В). Глубина залегания кровли мегакомплекса изменяется в пределах от -2200 м до -400 м.
Абсолютные глубины залегания кровли апт-сеноманского мегакомплекса изменяются от -1400 м до -250 м (рис. 1Г).
В рельефе выделяется изометричная структура Харасавэйское КП, оконтурена на абсолютной отметке -700 м, имеет площадь 198 км2.
Южнее выделяется крупная, изометричная структура Бованенковское КП, оконтуренное на абсолютной отметке -750 м, имеет площадь 1392 км2 и амплитуду 150 м.
В центральной части полуострова Северо-Арктический и Южно-Арктический валы, оконтуренные изогипсой -750м, объединились в одну структуру, амплитуда -150 м.
Среднеямальское КП оконтурено на абсолютной отметке -750 м, амплитуда -100 м.
Малоямальское КП увеличилось по площади, оконтурено на глубине 600 м, амплитуда -200 м.
В южной части более четко выражен Новопортовский вал, оконтуренный изогипсой -600 м с амплитудой 200м, площадь составляет 130 км2.
Анализ структурных карт показал, что Новопортовский вал выделяется на всех структурных планах, Харасавэйское, Бованенковское, Малоямальское КП, Северо-Арктический и Южно-Арктический валы отмечаются в рельефе кровли юрского мегакомплекса, а Среднеямальское КП в рельефе кровли неокомского мегакомплекса. Все тектонические элементы вверх по разрезу имеют сходные черты, только меняют пространственное положение и параметры. Таким образом, можно предположить, что антиклинальные ловушки развивались унаследовано.

ИСТОРИЯ ТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ
Восстановление истории тектонического развития района исследований основано на палеоструктурном анализе, который включает в себя оценку влияния тектонических процессов на формирование структур на различных этапах геологической истории.
В основе палеоструктурных реконструкций лежит анализ распределения толщин осадочных комплексов по площади, характер распределения которых позволяет (при наличии дополнительной геологической информации) выделять области относительного прогибания и области относительного воздымания на каждом из этапов развития, базируясь на том, что в процессе осадконакопления палеовпадины заполняются осадками более интенсивно, а палеовозвышенности – менее интенсивно [2, 3, 4, 5].
Во время формирования мощных осадочных комплексов, осадочный бассейн испытывает тенденцию к относительному погружению, в то время как в процессе образования маломощных осадочных толщ идет тенденция к относительному воздыманию. По особенностям изменения мощностей мегакомплексов возможно установление и оценка зон относительного прогибания и воздымания на всех этапах развития региона [1].
Для восстановления истории тектонического развития в работе приведена характеристика карт толщин юрского, неокомского, апт-сеноманского и посттуронского мегакомплексов.
Юрский этап развития. Мощность комплекса изменяется от 100 до 2500 м. Погружение фиксируется в северо-восточной части района исследования, а воздымание в южной части, в районе Новопортовского вала (рис. 2А). Анализ карты юрских отложений показал, что в этот период времени основные структуры еще не сформировались.
Некомский этап развития. На момент формирования танопчинской свиты стали прослеживаться основные локальные структуры, такие как Бованенковское КП, Северо-Арктический вал, Новопортовский вал (рис. 2Б). Мощность комплекса изменяется от 400 до 1900 м. Здесь также наблюдается погружение территории исследования на северо-востоке, а в центральной части воздымание таких локальных структур, как Бованенковское, Северо-Арктическое, Южно-Арктическое, в южной части– Новопортовский вал.
Апт-сеноманский этап развития. В это время территория исследования выполаживалась, прогибалась и рост основных элементов не наблюдался. Мощность отложений варьирует от 100 до 1050 м (рис. 2В).
В турон-кайнозойский этап развития происходит формирование основных положительных структурных элементов. Значения толщин комплекса лежат в пределах от 250 до 1400 м (рис. 2Г). Происходит активный рост структур, образовавшихся еще в юрское время. Накопление мощных осадков отмечается на поднятиях, таких как Харасавэйское, Бованенковское, Арктическое, Южно-Арктическое, Среднеямальское, Малоямальское и Новопортовское поднятия.
Северная часть так и осталась погруженной, здесь прослеживается Южно–Карская мегавпадина, Верхнетамбейский мезопрогиб.
Многопластовые месторождения углеводородов полуострова Ямал связаны с положительными тектоническими элементами. Рассмотрим их историю развития отдельно.
Харасавэйское КП. В юрский, берриас-нижнеаптский и апт-сеноманский этапы развития куполовидного поднятия имело тенденцию к погружению, и только в турон-кайнозойское время структура полностью сформировалась.
Бованенковское КП образовалось в юрское время, затем поднятие выполаживалось и только в турон-кайнозойское время структура полностью сформировалась.
Северо-Арктический вал. В юрский этап развития структура еще не сформировалась, в берриас-нижнеаптский и апт-сеноманский этапы развития вал имел тенденцию к погружению, и только в турон-кайнозойское время окончательно образовалась структура.
Южно-Арктический вал. В юрский этап развития структура еще не сформировалась, в берриас-нижнеаптский и апт-сеноманский этапы развития вал имел тенденцию к погружению, и только в турон-кайнозойское время вал сформировался.
Малоямальское КП. В юрский, берриас-нижнеаптский и апт-сеноманский этапы развития поднятия не было и только в турон-кайнозойское время оно сформировалось.
Новопортовский вал приурочен к выступу доюрского фундамента, в юрский период произошло воздымание западной части, образуя моноклиналь с запада на восток. В неокомское время центральная часть вала испытывала тенденцию к росту, образуя единую структуру. В апт-сеноманский период произошло прогибание восточнее центральной части и только в посттурон-кайнозойское время вал окончательно сформировался.
В рамках настоящей работы для восстановления истории тектонического развития был построен палеоразрез по композитному профилю на время формирования кровель юрского, неокомского, апт-сеноманского мегакомплексов и современный разрез (рис. 3).
Палеоразрез построен по композитному сейсмическому профилю, расположенному в центральной части полуострова в субмеридиональном направлении с северо-запада на юго-восток вдоль основных тектонических элементов (рис. 1, 2). На момент формирования кровли юрского мегакомплекса (баженовская свита) Бованенковское и Харасавэйское куполовидные поднятия и Новопортовский вал начали свой рост (рис. 3Г). На момент формирования кровли неокомского мегакомплекса (танопчинская свита) они продолжали расти (рис. 3В). На момент формирования апт-сеноманского мегакомплекса (кузнецовская свита) Бованенковское куполовидное поднятие продолжает рост, а Харасавэйское куполовидное поднятие и Новопортовский вал выполаживаются (рис. 3Б). И только в турон-кайнозойское время окончательно сформировались Харасавэйское, Бованенковское куполовидные поднятия и Новопортовский вал (рис. 3А).
Результаты структурно-тектонического анализа показали, что на полуострове Ямал антиклинальные ловушки, контролирующие залежи углеводородов, не находят отражения на карте толщин юрских отложений, это свидетельствует о том, что поднятия практически не формировались в юре. Образование антиклинальных структур в рельефах мезозойских горизонтов началось в берриасе-раннем апте и наиболее интенсивно происходило в кайнозое, когда благодаря активному росту Харасавэйского, Бованенковского, Нейтинского, Арктического, Среднеямальского, Новопортовского поднятий полуострова была сформирована вытянутая в северо-западном направлении крупная положительная структура – гряда Нурминский мегавал – Новопортовский вал. Таким образом, кайнозойский этап развития стал определяющим для формирования залежей УВ на этой территории.

НЕФТЕПРОИЗВОДЯЩИЕ ПОРОДЫ
Уникальные ресурсы углеводородов севера Западной Сибири большинство исследователей связывают с юрскими и меловыми нефтепроизводящими формациями.
В работах В.Д. Наливкина, К.А. Черникова, Т.П. Сверчкова, Г.П. Евсеева, Е.А. Рогозина, И.А. Зеличенко, Н.М. Кругликова, Г.М. Парпарова, А.Э. Конторовича, Ф.Г. Гурари и др. отмечалось, что на севере Западной Сибири на фоне регионального погружения территории и мощного теплового потока, связанного с близостью Колтогорско-Уренгойской рифтовой системы, в конце позднего мела-начале кайнозоя юрские отложения вошли в глубинную зону интенсивного газообразования и при этом не завершился процесс нефтеобразования. Сухой газ-метан, источником которого было органическое вещество юрских и нижневаланжинских глинистых толщ, посредством вертикальной миграции по разломам и трещиноватым зонам, мигрировал вверх по разрезу до наиболее надежного туронского флюидоупора и заполнял регионально газоносный горизонт ПК1. Формировавшиеся в это время нефть, конденсат и более тяжелый жирный газ концентрировались в более погруженных юрских, неокомских и апт-альбских песчаных резервуарах.
Существенный вклад в формирование уникальных сеноманских залежей сухого газа, вероятно, оказывали и залегающие в основании покурского горизонта аптские угленосные формации. В работах Н.Н. Немченко, В.И. Ермакова, В.Г. Васильева, А.С. Ровенской и др. было показано, что к началу кайнозоя угольная органика, содержащаяся в повышенных концентрациях в покурской серии, достигла длиннопламенной стадии катагенеза. Именно при этой стадии преобразованности угольное вещество интенсивно генерирует сухой газ – метан, который также поднимался вверх по разрезу, заполняя сеноманские резервуары [6]. Точки зрения о том, что источником УВ в апт-альб-сеноманском комплексе являлись сами вмещающие породы также придерживались такие великие ученые как Н.Н. Ростовцев, Н.Н. Нестеров, Л.И. Ровнин, Ю.Г. Эрвье, Г.К. Боярских и др.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На полуострове Ямал антиклинальные ловушки, контролирующие залежи углеводородов, не находят отражения на карте толщин юрских отложений. Поднятия практически не формировались в юре. Образование антиклинальных структур в рельефах мезозойских горизонтов началось в берриасе-раннем апте и наиболее интенсивно происходило в посттурон-кайнозойское время. Благодаря активному росту Харасавэйского, Бованенковского, Нейтинского, Арктического, Среднеямальского и Новопортовского поднятий, была сформирована вытянутая в северо-западном направлении крупная положительная структура– гряда Нурминский мегавал – Новопортовский вал.
Посттурон-кайнозойский этап развития является основным для формирования главных резервуаров, в которых аккумулировались углеводороды, а именно апт-альб-сеноманский нефтегазоносный мегакомплекс.
История севера Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде, а именно цикличное осадконакопление – чередование песчано-алевритовых, глинистых и углисто-глинистых пачек, во многом создала необходимые предпосылки для его превращения в позднем мелу и кайнозое в уникальный по ресурсам нефти и газа. Палеогеография естественным образом объясняет нефтегазогеологическую стратификацию севера меловых и юрских отложений Западно-Сибирского бассейна, расчленение разреза на региональные проницаемые комплексы и перекрывающие их флюидоупоры [7, 8].
Западная Сибирь уникально богата не только нефтью, но и газом. При формировании залежей УВ в меловом комплексе решающую роль играли процессы вертикальной миграции. Одним из ведущих генераторов газа были угленосные и субугленосные континентальные и мелководно-морские толщи юры, обогащенные террагенным (остатки высшей наземной растительности) органическим веществом [8].
Знания о палеогеографии мела и юры, строении резервуаров УВ в меловом комплексе, мел-кайнозойских тектонических процессов являются базовыми для выделения месторождений и перспективных объектов УВ в осадочном чехле на севере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.
Работа выполнена в рамках программы фундаментальных научных исследований ИНГГ СО РАН (№ проекта в ИСГЗ Минобрнауки 0266-2022-0008).

Литература

1. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002. – С. 253.
2. Шатский Н.С. О тектонике северной окраины Донецкого бассейна / Бюл. МОИП. – 1924. – № 3.
3. Белоусов В.В. Мощность отложений как выражение режима колебательных движений земной коры // Советская геология. – 1940. – № 2–3. – С.14–28.
4. Гарецкий Р.Г., Яншин А.Л. Тектонический анализ мощностей / Методы изучения тектонических структур. – М.: Изд-во АН СССР. – 1960. – Вып. I. – С. 115–333.
5. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. – М.: Недра, 1976, 108 с.
6. Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 1999. – Т. 1–2.
С. 45–56.
7. Конторович А.Э., Ершов С.В., Казаненков В.А., Карогодин Ю.Н., Конторович В.А., Лебедева Н.К., Никитенко Б.Л., Попова Н.И., Шурыгин Б.Н. Палеогеография Западно - Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55. – № 5–6. – С. 745–776.
8. Конторович А.Э., Конторович В.А., Рыжкова С.В., Шурыгин Б.Н., Вакуленко Л.Г., Гайдебурова Е.А., Данилова В.П., Казаненков В.А., Ким Н.С., Костырева Е.А., Москвин В.И., Ян П.А. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде // Геология и геофизика. – 2013. –
Т. 54. – № 8. – С. 972–1012.

References

1. Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost' mezozojsko-kajnozojskih otlozhenij yugo-vostochnyh rajonov Zapadnoj Sibiri. – Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, filial «GEO», 2002. – S. 253.
2. SHatskij N.S. O tektonike severnoj okrainy Doneckogo bassejna / Byul. MOIP.– 1924. – № 3.
3. Belousov V.V. Moshchnost' otlozhenij kak vyrazhenie rezhima kolebatel'nyh dvizhenij zemnoj kory // Sovetskaya geologiya. – 1940. – № 2–3. – S. 14–28.
4. Gareckij R.G., Yanshin A.L. Tektonicheskij analiz moshchnostej / Metody izucheniya tektonicheskih struktur. – M.: Izd-vo AN SSSR. – 1960. – Vyp. I. – S. 115–333.
5. Mashkovich K.A. Metody paleotektonicheskih issledovanij v praktike poiskov nefti i gaza. – M.: Nedra, 1976, 108 s.
6. Nemchenko N.N., Rovenskaya A.S., Shoell M. Proiskhozhdenie prirodnyh gazov gigantskih gazovyh zalezhej severa Zapadnoj Sibiri // Geologiya nefti i gaza. – 1999. – T. 1–2. – S. 45–56.
7. Kontorovich A.E., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Karogodin Yu.N., Kontorovich V.A., Lebedeva N.K., Nikitenko B.L., Popova N.I., Shurygin B.N. Paleogeografiya Zapadno – Sibirskogo osadochnogo bassejna v melovom periode // Geologiya i geofizika. – 2014. – T. 55. – № 5–6. – S. 745 – 776.
8. Kontorovich A.E., Kontorovich V.A., Ryzhkova S.V., Shurygin B.N., Vakulenko L.G., Gajdeburova E.A., Danilova V.P., Kazanenkov V.A., Kim N.S., Kostyreva E.A., Moskvin V.I., Yan P.A. Paleogeografiya Zapadno-Sibirskogo osadochnogo bassejna v yurskom periode // Geologiya i geofizika. – 2013. – T. 54. – № 8. –
S. 972–1012.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Калинина Л.М.

    Калинина Л.М.

    к.г.-м.н., доцент, старший научный сотрудник

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН)

    Конторович В.А.

    Конторович В.А.

    д.г.-м.н., член-корреспондент РАН, главный научный сотрудник, заведующий лабораторией

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН)

    Калинин А.Ю.

    Калинин А.Ю.

    к.г.-м.н., старший научный сотрудник

    1 Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН) г. Новосибирск, 630090, РФ 2 Новосибирский государственный университет (НГУ) г. Новосибирск, 630090, РФ

    Просмотров статьи: 484

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru