Формирование геохимических полей углеводородных газов в донных осадках северо-восточной части Черного моря в связи с поисками залежей углеводородов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Круглякова, Мария Владимировна

• Круглякова, Мария Владимировна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Круглякова, Мария Владимировна

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРИ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТАХ

1.1. Основные теоретические положения геохимических методов поисков нефти и газа

1.2. Основные этапы становления и развития геохимических методов

1.3. Геохимическая съемка по водной толще

1.4. Геохимическая съемка по донным отложениям

1.5. Геохимические исследования в северо-восточной части Черного моря

1.5.1. Газогеохимические съёмки

1.5.2. Изучение нефтематеринских свойств осадочных пород

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ ПО МАТЕРИАЛАМ РАНЕЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ

2.1. Нефтегазоносность

2.1.1. Основные элементы нефтегазогеологического районирования

2.1.2. Перспективы нефтегазоносности Восточно-Черноморской нефтегазоносной области

2.1.2.1. Новороссийско-Лазаревская ГНО

2.1.2.2. ВНГО Туапсинского прогиба

2.1.2.3. ВНГО вала Ша/некого

2.2. Геоморфологическое строение района

2.2.1. Шельф

2.2.2. Континентальный склон

2.2.3. Абиссальная Восточно-Черноморская впадина

2.3. Главные структурные элементы района исследований

2.4. История геологического развития района

3. ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТРЕХМЕРНОГО БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

3.1. Входные данные для моделирования

3.2. Обоснование элементов генерационно-акумуляционных углеводородных систем

3.3. Граничные условия, параметры расчета, допущения

3.4. Результаты моделирования

3.4.1. Мезозойская ГАУС

3.4.2. Кайнозойская ГАУС

4. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ АНАЛИТИЧЕСКИХ ДАННЫХ

4.1. Фактический материал

4.2. Методы исследований

4.2.1. Донный пробоотбор и аналитические исследования

4.2.2. Статистическая обработка аналитических данных

4.2.3. Построение схем распределения углеводородных газов в донных отложениях

5. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ГАЗОВОГО ПОЛЯ УВ В ПОВЕРХНОСТНЫХ ОСАДКАХ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ

5.1. Распределение углеводородных газов в поверхностных осадках

5.1.1. Метан

5.1.2. Легкие гомологи метана

5.1.3. Тяжелые гомологи метана

5.1.4. Критерии

5.2. характеристика газового поля углеводородов в поверхностных осадках

5.2.1. Нормальное (фоновое) газовое поле

5.2.2. Аномальное газовое поле

6. ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИХ СЪЕМОК

6.1. Выделение перспективных участков для поисков месторождений нефти

и газа

6.2. Оценка геологических рисков

6.3. Рекомендации по организации газогеохимических съемок в районе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Формирование геохимических полей углеводородных газов в донных осадках северо-восточной части Черного моря в связи с поисками залежей углеводородов»

ВВЕДЕНИЕ

Изучение углеводородного потенциала Черноморского бассейна ведется с 60-х годов прошлого столетия. Месторождения нефти и газа открыты в западной части акватории - на шельфах Украины (Голицина, Шмидтовское, Одесса, Субботина и др.), Румынии (Восточная и Западная Лебада, Дойна-2, Дельта-4, Тротешь и др.), Болгарии (Галата, Калиакра, Каварна и др.), Турции (Акчакоджа, Аязли, Баянли и др.). В Российском секторе готовятся к поисково-разведочному бурению структуры Мария и Северо-Черноморская.

О существенном углеводородном потенциале северо-восточной части Черного моря свидетельствуют многочисленные очаги разгрузки фокусированных углеводородных потоков из глубинных источников по каналам подводных грязевых вулканов и тектоническим нарушениям, а также обнаруженные в последние годы прямые нефтепроявления в поверхностных осадках.

Газо-геохимические исследования являются неотъемлемой частью комплекса нефтегазопоисковых работ в регионах. К настоящему времени в северо-восточной части Черного моря выполнены значительные объемы газо-геохимических исследований. Но отсутствует обобщение этих материалов, которое необходимо для корректной оценки региональных составляющих газового поля, информация о которых существенно улучшит качество интерпретации локальных геохимических съемок.

В последнее время интерес к акватории Черного моря, как к объекту поисков УВ возрастает, в этой связи задачи повышения эффективности поисковых, в том числе геохимических методов исследований становятся весьма актуальными.

Целыо работы является выявление особенностей формирования газогеохимических полей приповерхностных донных отложений северо-восточной части Черного моря в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности акватории.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

• собраны и проанализированы геологические данные по литературным и фондовым материалам, создана геологическая основа исследования с применением геоинформационных технологий, включая информационные и графические базы данных;

• собраны и систематизированы данные газо-геохимических исследований в северо-восточной части Черного моря;

• выявлены региональные закономерности распределения углеводородных газов в донных отложениях северо-восточной части Черного моря;

• создана газо-геохимической основа и оценены перспективы нефтегазоносное™ шельфа и глубоководной области Черного моря с учетом закономерностей развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем;

• проведено районирование изучаемой части акватории и выделены наиболее перспективных участков для поисков углеводородов;

• проведена оценка геологических рисков вероятности открытия месторождений;

• проведен анализ эффективности геохимических методов и оптимизация методики морских газо-геохимических исследований для условий северо-восточной части Черного моря.

Основу диссертационной работы составил материал, собранный во время экспедиционных работ ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и ЗАО «Черноморнефтегаз» в северо-восточной части Черного моря в период с 1990 по 2010 г.г.

В обобщение включены данные по содержанию углеводородных газов в осадках на более чем 1500 станциях опробования (более 30000 определений метана и его гомологов). Анализ выполнен в Центральной аналитической лаборатории ГНЦ ФГУГП «Южморгеология».

В диссертационной работе использованы опубликованные и фондовые материалы по геологическому, геоморфологическому строению, истории развития, результатам трехмерного бассейнового моделирования Черноморской впадины.

Научная новизна. В работе впервые обобщены результаты грунтовых газометрических исследований, выполненных в северо-восточной части Черного моря в период с 1990 по 2010 г.г. и создана цифровая база геолого-геохимических данных. Выявлены особенности формирования регионального поля углеводородных газов и установлено, что основным фактором, контролирующим их распределение в приповерхностных донных отложениях, являются особенности геологического строения. Впервые обоснованы фоновые и аномальные значения содержаний метана и его гомологов для различных структурно-тектонических элементов района. Разработана оригинальная схема нефтегазогеологического районирования северо-восточной части Черного моря.

Практическая значимость работы. Выявлены наиболее перспективные участки акватории для поисков нефти и газа по результатам анализа газовых полей в донных отложениях и результатам трехмерного бассейнового моделирования.

Впервые проведена оценка геологических рисков открытия месторождений в северо-восточной части Черного моря, что позволяет оптимизировать дальнейшие нефтегазопоисковые исследования в регионе.

Разработанные автором рекомендации по методике поисковых геохимических исследований позволяют существенно повысить их эффективность.

Основные защищаемые положения:

1. Фоновая составляющая газового поля донных осадков северо-восточной части Черного моря контролируется структурными зонами с различным возрастом и мощностью слагающих их отложений осадочного чехла.

2. Аномалии содержания углеводородных газов в донных отложениях северовосточной части Черного моря имеют различное происхождение и связаны со скоплениями углеводородов в разрезе, областью генерации углеводородов, областью развития газогидратов, глубинными разломами и техногенным загрязнением.

3. По данным анализа геохимических полей и результатам трехмерного бассейнового моделирования, в северо-восточной части Черного моря локализованы перспективные участки с преимущественно нефтяной, нефтегазовой или газовой аккумуляцией.

Основные результаты выполненных автором исследований изложены в 36 публикациях, в том числе в 10 статьях, опубликованных в научных реферируемых журналах: «Доклады РАН» (2000), «Геология и геофизика» (2002, 2003), «Geo-Marine Letters» (2004, 2009), «Геология и полезные ископаемые мирового океана» (2009), «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе» (2009), «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» (2010), а также в виде 26 тезисов докладов на российских и международных конференциях, включая: «Gas in marine sediments» (2000, 2002. 2005. 2012), «Международная школа по морской геологии» (2001, 2005), «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (2001), ВНИГНИ (2001), «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей» (2005, 2006, 2009, 2010), «Геодинамика, сейсмичность и нефтегазоносность Черноморско-Каспийского региона» (2001, 2005), «К новым открытиям через интеграцию геонаук» (2010), «Углеводородный потенциал больших глубин энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз» (2012).

1. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРИ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ

РАБОТАХ

1.1. Основные теоретические положения геохимических методов поисков

нефти и газа

Геохимическое поле - это пространственное распределение концентрации компонентов твердой, жидкой и газообразной фаз и физико-химических параметров геологического среды в пределах некоторой части пространства.

С точки зрения нефтегазопоисковой геохимии принципиальное значения имеют понятия о нормальном (НГП) и аномальном (АГП) геохимических полях, которые формируются в результате совокупного влияния разных геолого-геохимических факторов. Генетический фактор зависит от палеогеографических условий накопление осадков и определяет наличие толщ, способных генерировать УВ, толщ с различными проводящими и сорбционными свойствами, т.е определяет наличие генерационно-аккумуляционной системы (ГАУС). Тектонический фактор связан с древними и современными движениями земной коры, и определяет структурное и геоморфологическое строение. Постседиментационный фактор характеризует катагенные изменения, микробиологические процессы, вторичное минералообразование и изменения физико-химических свойств среды под влиянием скоплений УВ [Основы теории геохимических полей..., 1993].

Месторождения нефти и газа, находящиеся в ловушках осадочного чехла, отмечаются в разрезе осадочной толщи, в почвах и подпочвенном слое на дневной поверхности на суше в виде тех или иных проявлений. В донных осадках акваторий, водной толще или на водной поверхности они проявляются и фиксируются визуально, либо в виде микропросачиваний УВ и других сопутствующих флюидов, которые определяются в процессе проведения различного рода геохимических съемок. В случае макропроявлений доминирующим механизмом субвертикальной миграции УВ и других компонентов нефтегазовых скоплений являются эффузионные процессы, а в случае микроскопических - диффузионные. Однако в обоих случаях диффузия, являясь универсальным процессом, сопровождает субвертикальный энергомассоперенос. Итак, натурные наблюдения тепломассопереноса и модельные эксперименты в системе залежь -надпродуктивная толща - приповерхностные области свидетельствуют о субвертикальном потоке УВ и сопутствующих компонентов от скоплений нефти и газа через перекрывающую их толщу пород, а в море - и сквозь водные массы, вплоть до поверхности. При этом, если макропроявления могут быть отмечены визуальным путем, то микропроявления УВ и других компонентов можно обнаружить только различными видами геохимических исследований. Процессы фильтрации имеют большую

интенсивность, но происходят лишь на отдельных участках, где имеются дизъюнктивные нарушения, повышенная трещиноватость и области грязевого вулканизма. Интенсивность процесса диффузии невелика, но она происходит повсеместно. Интенсивность и направленность процессов миграции газов зависит от гидрогеологических и других особенностей изучаемой толщи пород. Указанные положения являются теоретической и методической основой для использования геохимических методов: исследований при прогнозировании и поисках месторождений нефти и газа, как на суше, так и на море [Технология нефтегазопоисковых геохимических исследований..., 1990].

Проведенные исследования подтвердили возможность выявления ореолов рассеяния мигрирующих газов путем анализа свободных, растворенных и сорбированных породами газов на разных уровнях разреза. При благоприятных геологических условиях и достаточно высокой чувствительности аппаратуры ореолы рассеяния, или иначе говоря, газовые аномалии, могут быть обнаружены в подпочвенных слоях. Интенсивность и направленность процессов миграции газов в толще пород зависит от ряда условий, которые определяют характер и форму аномалий.

1.2. Основные этапы становления и развития геохимических методов

Первым из прямых геохимических методов поисков нефти и газа была газовая съемка. разработанная В.А.Соколовым и основанная на определении микрогазопроявлений в поверхностных слоях исследуемых районов с помощью специально отработанной аппаратуры. Впоследствии научные идеи В.А.Соколова были развиты и усовершенствованы Г1. А. Антоновым, О. В. Барташевич. А. А. Геодекяном. Г.Г. Григорьевым, Ф.Г. Дадашевым. Д.М. Зорькиным. С.Л. Зубайраевым. Д.С. Коробовым, В. С. Лебедевым. И. В. Лопатиным. Г. А. Могилевским. А. В. Петуховым. Л. С. Кондратовым. Е. В. Стадником.. И.С. Сгаробинцем. М.И. Субботой и др. Опыт использования геохимических поисков нефти и газа (ГПНГ) на суше послужил основой для разработки их морских модификаций. В истории развития геохимических исследований на акваториях можно выделить три этапа

Первый этст (1935-56 г.г.) характеризуется зарождением отечественной морской геохимии, как научного направления, разработкой и опробованием техники и методики геохимических исследований на акваториях, проведением первых геологических морских экспедиций, изучением геохимической специализации донных отложений и вод совместно с различными гидрографическими и океанологическими работами (М. В Кленова, 1931 - 1950 годы; В. Ф. Соловьев. Л. И. Лебедев. 1949 -1953 годы:: М. И. Суббота 1950 г. Б П Жижчепко и др.). Несмотря на определенные достижения в этот

период, морские геохимические поиски нефти и газа не получили широкого применения. Отрицательно сказалось отсутствие специализированной техники, радиогеодезической привязки, высокочувствительной аналитической аппаратуры. Работы на первом этапе способствовали накоплению богатейшего фактического материала о природе газов и органического вещества современных донных осадков.

Второй этап развития геохимических методов (1970-1980 годы) на суше и на море завершился методическим и аппаратурным становлением лабораторных исследований вплоть до молекулярного и атомного уровней [Ларская, 1992]. С конца 1970 годов начались поиски аномальных черт скоплений углеводородов, разработка методов интерпретации геохимических данных. Головным предприятием по геохимическим методам поисков нефти и газа в Министерстве природных ресурсов и экологии РФ является ГНЦ ВНИИГеосистем (бывший ВНИИЯГГ), где с 1970 года начались исследования по теории и технологии геохимических поисков. Эти разработки связаны с именами геохимиков-исследователей Ф.М. Алексеева. П.Л. Антонова. Г.А. Могилевского. Л.М. Зорькина, О.В Барташевич, Е.В. Стадника, И.С. Старобинца, И.В. Лопатина A.B. Петухова, В..И. Ручнова, Л.С. Кондратова и многих других. В результате многолетних исследований разработана стадийность и рекомендован комплекс геохимических методов [Зубайраев. 1996]. Метод прошел промышленное опробование во многих регионах СССР -Якутии. Западной и Восточной Сибири. Средней Азии. Западном Казахстане. Европейской части, на шельфах Черного, Каспийского. Охотского, Баренцова морей. Этими работами, по состоянию на 1990-1991 годы, выявлено более 130 геологических объектов с аномальными характеристиками геохимических нолей, из которых 31 был подготовлен и рекомендован к поисковому бурению. На 13 обьектах проведено поисковое бурение. Результаты проверки следующие: в 7 случаях открыты месторождения, в 5 случаях получены притоки нефти и газа и в одном случае - с отрицательным результатом бурения. В трех случаях бурением проверены объекты с отрицательным прогнозом по геохимическим данным. Все три объекта оказались непродуктивными [Барташевич, Зорькин. Зубайраев, 1988].

Этот период характеризуется бурным развитием морских нефгегазопоисковых геохимических и геофизических исследований. Это. в первую очередь, относится к непрерывным и дистанционным методам поиска: многоканальной сейсморазведки, геолокации, высокоточной гравиметрии, магнитометрии, электроразведки, многолучевому эхолотированию, спутниковым системам привязки, геохимическому профилированию по воде с помощью станции "Сниффер" - США. Франция. "Прогноз" и "Магмасс" - СССР.

Геохимические исследования в море в этот период проводятся в ИО АН СССР.

ИГ АзССР, ВНИИЯГГГ, ВНИИГАЗ, ВНИГРИ, МГУ, Одесском государственном университете, НПО "Севморгео", НПО "Южморгео", ВМНПО "Союзморгео". Следует отметить работы: по Чёрному морю, Каспийскому и Азовскому морям - В. И. Багирова, А. А. Геодекяна, Р. А. Гусейнова, Ф. Г. Дадашева, А. М. Зорькина, М. К. Зубкова, В. В. Круглякова, Р. П. Кругляковой, И. С. Старобинца, Г. Г. Ткаченко, J1. В. Чертковой и др.; по Баренцеву морю - A.B. Гончарова, В. И. Гуревича, В. JI. Бондарева, А. И. Данюшевской, В.И Петровой, и др.; по Дальневосточным морям - А. А. Геодекяна, В. Я. Троцюка, А. И. Обжирова и др.

В процессе работ высоко оценены возможности использования морских ГПНГ для поисков нефти и газа. В тоже время выявилось существенное отставание теоретических основ и техники геохимических исследований от задач практики, что привело к доминированию морских сейсмических методов прогноза скоплений УВ. Вследствие чего, с одной стороны, резко сокращается объем исследований, а с другой - ведётся усиленный поиск и разработка новых перспективных методов и направлений.

Третий этап, начавшийся в 1980 годы, отличается тем, что на фоне общего спада морских ГПНГ усиливается внимание исследователей к вопросам комплексирования, к изучению пространственного распределения различных геофизических и геохимических параметров, обусловленных воздействием геологических объектов разного масштаба и уровня. Развитие морских нефтегазопоисковых методов идет по пути создания новых дедуктивных направлений исследований: сейсмостратиграфии, многомерной сейсморазведки, прямых геофизических и геохимических методов, что дало новый подъем применению ГПНГ па акваториях.

Современные морские геохимические работы осуществляются па основе новейших теоретических, экспериментальных, методических, аппаратурных разработок и базируются на представлениях: о процессах генерации, аккумуляции и миграции УВ при формировании геохимических и геофизических нолей над скоплениями нефти и газа. В настоящее время отработаны отдельные виды геохимических съемок на акваториях и показана эффективность их использования.

С появлением современной аналитической аппаратуры органической геохимии -газовой хроматографии и газовой хроматографии - масс-спектрометрии, общей сканируемой флуоресценции (TSF) стало возможным определение микроколичеств УВ -флюидов в поверхностных осадках.

За рубежом геохимические методы в поисково-разведочных работах начали применять в 1937-1938 годах, используя в значительной мере теоретические и методические разработки советских исследователей (В.А. Соколова, Ф.М. Алексеева, П.Л. Антонова, Г.А. Могилевского и других). В настоящее время прямые геохимические

методы поисков нефти и газа применяются в США. Канаде, Германии. Норвегии, Франции и Китае. Наибольшее распространение за рубежом имеют: традиционная газогеохимическая съемка, геомикробиологический метод, люминесцентно-битуминологическая съемка, использование изотопных индикаторов, методы поисков по "неорганическим показателям нефтегазоносности". За рубежом эффективно используются дистанционные (аэрокосмические. фотографические, телевизионные,

спектрометрические, радиотепловые, лазерные, гамма-метрические, радиолокационные и др.) методы и комплексирование их с геохимическими методами, в частности, с газометрией. Совершенствование этих видов съемки осуществляется в двух направлениях - разработка новой аппаратуры для получения более информативного материала и методических приемов интерпретации получаемых материалов [Демидов. Ромашов, 1991].

Ведущие нефтяные фирмы эффективно используют геохимические методы при поисках нефти и газа в море. Однако технология проведения исследований и их результаты практически в периодической печати не освещаются. Геохимический мегод используется зарубежными фирмами как поверочный для оценки нефтегазоносности региона или локальных структур после выполнения сейсмоакустического профилирования. На антиклинальных структурах, в местах возможной разгрузки нефтяных флюидов проводится отбор донных осадков.

В Техасском университете под руководством профессора Д.М. Брука создана специализированная группа - TDI-Brooks International, которая выполняет заказы нефтяных компаний. Геохимическая съемка выполнены в Мексиканском заливе, на Африканском шельфе. Северном море. Карибском бассейне и других акваториях [Bernard. Brooks. 1998: Brooks, Kennicutt. Carey, 1986].

В Северном море в Норвегии частная геохимическая группа Brekke СНЕМО также проводит нефтепоисковые геохимические работы по донным отложениям [Brekke. Sverre. 1997]. Недостатком метода является то. что пробы не анализируются на борту судна, а хранятся в замороженном виде до 5 месяцев.

Технология судовых работ, аналитические методы изучения газов и органического вещества, интерпретация и критерии нефтепоисковой геохимической съемки по донным отложениям, применяемым за рубежом, в целом аналогична нашей технологии.

В США запатентована технология W.I. GORE & Associates GmbH, предназначенная для поисков нефти и газа по поверхностным отложениям в море и на суше. Суть технология GORE состоит в использовании газопроницаемой мембраны и абсорбента, который способен улавливать микропросачивания УВ газов и жидких углеводородов до С | s в поверхностных отложениях.в количестве наннограм и

закартировать залежи углеводородов и определить их фазовый состав. Далее контейнеры с сорбентом поступают в специализированную аналитическую лабораторию для последующей десорбции и анализа углеводородов. Технология является высокоэффективным прямым методом поиска залежей углеводородов и может быть использована на всех этапах геологоразведочных работ. Метод апробирован во многих морях (Северное, Каспийское, Мексиканский залив и др.) и на суше. В России эта технология была использована ОАО «Татнефть». ОАО «АНК Башнефть». Новатек-000 «ЯРГЕО» и др. [EI Bishlawy, Adel Sehi, Mohamed Habo, 2001; Инновационные технологии.... 2011] Технология GORE достаточно дорога, один модуль с сорбентом для опробования одной станции (пробы) стоит 600-700 долларов США.

1.3. Геохимическая съемка по водной толще

Первые попытки поисков нефти и газа на акваториях предприняты США и относятся к 1957 году (Пат. США 2, 918, 579.1959;. Dunlap, 1960). Х.Денлеп, Дж. Бредли и Ф.Мур (США) разработали газовую съемку для обнаружения метана и его выходов на дне прибрежных участков морей и океанов, а также других площадей, покрытых водой. Съемка производилась с катера, на котором при его движении непрерывно отбирается и дегазируется вода. Определение малых концентраций метана производится инфракрасным анализатором. Последователем применения геохимических поисков нефти и газа на морских площадях в 1966-1969 годах явилась французская фирма "Geoservigas". Методика поисков заключалась в закачке воды из приповерхностного слоя на борт судна, извлечении газа вакуумным методом и анализе метана с помощью инфракрасного детектора. Инфракрасный анализатор не обеспечивал необходимую чувствительность при поисках микроконцентраций углеводородных газов. Гидрологические условия нарушали распространение газов в воде, в результате чего аномалии углеводородных газов не отражали плановое положение аномалеобразуюицего обьекта. Последнее обстоятельство подвело исследователей к необходимости анализировать газы, растворенные в придонной воде, а для повышения чувствительности метода ИК-детектор был заменен пламенно-ионизационным детектором. Дальнейшее развитие этого метода и аппаратурного комплекса завершилось созданием технологии и аппаратуры, названной впоследствии "hydrocarbon sniffing" и "Sniffer" ("нюхатель"). В основе технологии лежит непрерывный анализ придонной воды с регистрацией суммарного содержания углеводородных газов на пламенно-ионизационном детекторе [Schink. 1971]. В семидесятые годы метод широко развивается в США. входит в общий комплекс геолого-разведочных работ на нефгь и газ (Пат. США МКИ 73-170 G 01 Р 13 /00. 1973). Наконец, комплексирование "сниффера" с сейсмоакустическим методом открыло новые возможности плановой привязки газовых

аномалий к геологическим объектам. НПО «Союзморгео» в 1980 г. приобрел аппаратурный комплекс "сниффер», и при участии специалистов "Geoservigas" была выполнена водная газовая съемка на шельфе Сахалина в Охотском море. Полученные газовые аномалии подтвердили нефтегазоносность локальных структур, позже в результате бурения структур получены выходы газа и легкой нефти. Как известно, в настоящее время месторождения У В на шельфе Сахалина успешно эксплуатируются.

В 1970 г. было опубликовано сообщение о применении детектора на судне «Галфрекс», в котором утверждалось о возможности системы установить нефте- и газопроявление даже в районах с высоким фоновым содержанием углеводородов от посторонних источников. Оценка нефтегазопроявления производится после повторного опробования через некоторое время. (Jeffrey D. A., Zarella W.M., 1970). В 1974 г. Gulf Oil Corporation спустила на воду научно-исследовательское судно, оборудованное тремя газовыми детекторами (на поверхности и на глубинах 61 и 183 м.) Углеводороды ряда метан-бутан определялись одновременно на трех газовых хроматографах. В результате измерений содержания углеводородов и обработки данных на компьютере строились карты углеводородных аномалий, позволяющие определить положение газопроявления на морском дне [Hunt, 1975].

В нашей стране приоритет газовой съемки по водной толще в море принадлежит НИИМоргеофизика НПО "Союзморгео" (бывшее НПО "Южморгео", г. Краснодар), где с 1973 года под руководством Ю.В. Коноплева, затем Ю.М. Григоренко разработан аппаратурно-методический комплекс непрерывного газового профилирования по воде (гидрогазосъемка) "Прогноз". В основе гидрогазосъемки лежит непрерывная закачка приповерхностной воды через донный кингстон на борт судна; её дегазация, основанная на принципе фазового равновесия, с помощью проточного контурного дегазатора; определение суммарного количества углеводородных газов в выделенной из воды газовой фазе с помощью пламенно-ионизационного детектора. Методом гидрогазосъемки покрыты большие морские площади в Черном, Азовском, Охотском и Каспийском морях, полученные результаты подтвердили нефтегазоносность многих локальных структур [Григоренко, 1979]. В Черном море гидрогазосъемка проводилась в комплексе с сейсмическими и сейсмоакустическими методами. Гидрогазосъемка по приповерхностной воде подкупает простотой выполнения и высокой производительностью, но метод наиболее информативен на малых глубинах (до 50 м) и эффективен при поисках нефти и газа на шельфе в комплексе с сейсмоакустическим профилированием [Круглякова, Круглякова М., Шевцова, 2009]. Гидрогазосъемка проводилась одновременно с сейсмоакустическим профилированием, что позволило интерпретировать геохимические данные с геологическим строением верхней осадочной толщи. Такое сопоставление даёт

возможность привязки всплесков газов к нарушениям сплошности пород, к зонам выклинивания. Аномалия углеводородных газов на Керченско-Таманском шельфе расположена в зоне развития диапировых складок банки Вольского, поднятий Корабельное, Пионерское. На рисунке 2 приведены сейсмоакустические разрезы и кривые распределения УВ газов в воде и осадках. Совершенно очевидно, что наиболее контрастные неширокие аномалии УВГ приурочены к диапировым структурам банки Вольского и связаны фильтрацией газов по восстанию вскрытых эрозией пластов. Три пласта, выходящие на поверхность, соответствуют трём всплескам газа в воде, причём средний пласт образует самую контрастную аномалию (рис. 1.1). Слабо контрастная аномалия диффузионного типа наблюдается на поднятии Корабельное. На поднятии Пионерское отмечаются всплески УВГ в воде, приуроченные к зонам выклинивания горизонтов, по которым возможна фильтрация газа. Таким способом зарегистрированы естественные газовые выходы (seeps) на Керченско-Таманском шельфе ещё в 1976 г. В 2002 году в этом районе Черного моря были проведены комплексные геолого-геофизические исследования на НИС «Профессор Водяницкий» украинскими учеными. Был обнаружен район развития газовых факелов на внешнем шельфе и материковом склоне Керченско-Таманского региона к северу от крупной структуры Палласа [Грязевые вулканы..., 1986; Шнюков, Шнюкова, Щербаков, 1997; Шнюков, Пасынков, Маслаков, 2004; Новые проявления газового..., 2007].

-г 1*-* к^тгя- • 1 ■■"} / '

РРГГ' : Г ' / ?

п. Пионерское п. Корабельное п. Вольского

Рис. 1.1. Сопоставление геохимического и сейсмоакустического профилирования на

Керченско-Таманском шельфе

Ln гомологов метана осалкаЗ о-

R МЛ/КГ X КГ*

2 (Г

Ln метана осадка в мл/кг х 104 Ln УВГ волы в мл/л х 10'

Содержание суммы УВГ в воде

*

-<0 '

Содержание суммы гомологов метана в осадках

Са/сржанис метана в осадках /

H.A. Малыгиным (ВНИГРИ, Санкт-Петербург) разработан способ регистрации водорастворимых газов масс-спектрометрическим методом ("Магмасс"). Рекомендуется производить опробование воды ниже термоклина при любых глубинах дна. Метод апробирован в районе газовых выходов в Каспийском море при глубинах от 200 до 500 м [Исследования водорастворенных газов...,1985].

В ЗАО «Меттек» (Санкт-Петербург) создан и успешно опробован газоаналитический комплекс на базе газоанализатора ЭМГ - 24 (масс спектрометрический принцип действия), с помощью которого возможно выполнение гидрогазосъемки в процессе непрерывного профилирования в судоходных участках исследуемой акватории. Прокачиваемая из придонного слоя вода подается на борт в аналитический блок прибора, где происходит дегазация и измерение водорастворенных компонентов (обычно 60-80 компонентов). В состав анализируемых компонентов входят такие вещества, как водород, гелий, метан, этилен, этан, пропан, бутан, гексан, бензол, толуол, сероводород, двуокись углерода, азот, кислород, аргон и др [Применение метода гидрогазосъемки..., 1999]. С внедрением этого аппаратурно - технологического комплекса предполагается повысить эффективность поисков залежей УВ на акваториях.

Успешно газо-геохимические нефтепоисковые работы по водной толще проводятся в Тихоокеанском океанологическом институте ДО РАН (Владивосток) под руководством А.И. Обжирова на акваториях Дальневосточных морей - Охотском, Японском, ЮжноКитайском, Филиппинском, Сахалинском заливе [Куменич, Обжиров, 1985; Обжиров, 1995]. Эти работы начаты с 1977 года и выполняются в настоящее время. За период с 1988 по 2000 год выполнен мониторинг метана в Охотском море в рамках международной российско-германской программы КОМЕКС совместно с центром морских исследований ГЕОМАР (г. Киль) [Обжиров, Салюк, Верещагина, 2002]. В 2003 году газовая съемка по воде выполнена на акватории озера Байкал. Методика работ включает дискретный отбор придонной воды батометром, вакуумное извлечение газовой фазы и хроматографический анализ.

В 1978-1980 годы тематической геохимической партией под руководством В.В. Круглякова (НПО «Южморгео») была принципиально решена проблема непрерывного анализа люминесценции воды. Сущность метода заключалась в измерении интенсивности люминесценции воды в сине-голубой части спектра, соответствующей люминесценции легких компонентов нефти, а также продуктов преобразованного органического вещества растительного происхождения под воздействием миграционных углеводородов. Наиболее интересные результаты с использованием этого метода получены на Бейсугском месторождении Азовского моря в Бейсугском, опресненном интенсивно заболоченном лимане, отделенном косой от Ясенского залива Азовского моря. Над западной частью

лимана и под косой находится газовое месторождение с содержанием метана не менее 99 %. Опробование водной толщи и анализ интенсивности люминесценции без экстрагирования и концентрирования выполнен по дискретным точкам. Контур газовой аномалии отчетливо проявился в поле люминесценции в синей части спектра. Повышенная интенсивность люминесценции воды отмечена на Западно-Бейсугской структуре в Азовском море [Кругляков, Круглякова. 1995].

1.4. Геохимическая съемка по донным отложениям

Второе направление геохимических поисков нефти и газа в море - по донным осадкам, в отличие от поисков по водной толще, носит комплексный характер и включает в себя газометрию, битуминологические. геомикробиологические и литогеохимические исследования. Наибольшее развитие этот метод нашел в нашей стране в 1970-1980 годы. Это направление одновременно начало развиваться с 1970 года в НПО "Южморгеология" под руководством В.В. Круглякова, в Одесском госуниверситете - Г.Г. Ткаченко. во ВНИИГеосистем (бывшем ВНИИЯГГ) - В.И. Багирова. в институте геологии АН Азербайджана под руководством Ф.Г. Дадашева. В 1985-1987 годы этот метод использовался на северных морях России (Баренцово море) Г.Л. Корюкиным и другими (Павлова и др., 1987; Гудкова, Корюкин.. 1988 [Корюкин. 2002]). В Баренцовом и Печорском морях - геохимической группой ВНИГРИ под руководством A.B. Гончарова [Тугарова Гончаров. 1996: Гончаров. 2012].

За этот период разработаны основные принципы технологии геохимических поисков в море:

- условия отбора и сроки хранения донных осадков;

- методы извлечения газовой фазы осадков;

- методы анализа углеводородных и постоянных газов:

- методы изучения органического вещества осадков;

- методы изучения бактериальной активности продуцирования и деструкции газов;

- использование литолого-минералогических исследований для поисковых задач.

Определен оптимальный комплекс геохимических исследований, включающий

изучение газовой фазы осадков, люминесцентно-битуминологические исследования органического вещества, геомикробиологические исследования, изучение процессов аутигенного минералообразования. Предложено место геохимических поисков в общем геолого-разведочном процессе [Дадашев, Гусейнов. 2000; Кругляков, Круглякова. 1995]. Разработанная технология в настоящее время включена в комплекс геологической съемки шельфа в масштабах 1'200 000 и используется в производственных работах ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». в Черном, Азовском и Каспийском морях. В последние годы

геохимическая съемка в комплексе с сейсмическими и гравии-магнитометрическими методами для нефтепоисковых задач проводилась в Арктических морях (Карское и море Лаптевых) [Геохимические исследования..., 2010; The example of high molecular..., 2012].

Ведущие нефтяные компании России - Роснефть, Газфлот, Новатек и др. начинают внедрять геохимические методы в пределах своих лицензионных участков для определения наличия или отсутствия залежей УВ. В 2011 году ЗАО «Панагея» выполнила геохимическую съемку в Туркменских водах Каспийского моря, «Севморгео» и ФГУП ВНИИОкеангеология им. И.С. Грамберга - в Южно-Китайском море в экономических водах Вьетнама.

Газометрия. Для отбора проб используются обычно грунтовые трубки. Дночерпатели и коробчатые пробоотборники обычно не применяются по целому ряду причин. Во-первых, поверхность осадка в той или иной мере перемешивается. Во-вторых, принято считать, что в верхних нескольких десятках сантиметров весьма активна микрофлора, продуцирующая или окисляющая углеводороды. В-третьих, на поверхности осадка могут накапливаться углеводороды различной природы вплоть до антропогенной, сорбированные осаждающимися органическими и минеральными частицами. Многолетняя практика работ ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» показала, что пробы следует отбирать с глубины не менее 50 см по разрезу. Такие же выводы были сделаны геологами и геохимиками Одесского университета.

Часть керна из выбранного интервала помещается в контейнер. Контейнер заполняется не более, чем на 2/3 и герметично закрывается. На начальных стадиях разработки методики геохимических съемок в море пробы в контейнерах хранились до нескольких месяцев. В 1972 году во ВНИИГеосистем (бывший ВНИИЯГГ) были проведены специальные исследования, которые показали недопустимость хранения проб в контейнерах более суток. Уже на вторые сутки начинает проявляться «скляночный» эффект, приводящий к изменению спектра газов.

Следующим особо важным моментом грунтовой геохимической съемки является процесс дегазации - извлечения газа из осадка или породы. В процессе адаптации грунтовой геохимической съемки суши к морским условиям в начале семидесятых годов использовались термо-вакуумные дегазаторы ТВД и ПДП. Эти дегазаторы работают по принципу создания сильного разрежения в контейнере с одновременным нагреванием пробы. Специальные эксперименты показали, что нагрев, необходимый для дегазации литифицированных пород, недопустим для современных морских илов. Он, как и длительное хранение проб в контейнерах, приводит к изменению спектра газов. Для современных илов и ракушечников с илистым заполнением был разработан вакуумно-механический пульпообразующий дегазатор. Этот аппарат широко использовался до

начала восьмидесятых годов. Позже в ГНЦ ФГУГГ1 «Южморгеология» был разработан дегазатор, работающий по принципу фазового равновесия между пробой и воздушным пузырем над пробой в контейнере. Для достижения фазового равновесия в пробу добавляется вода. Герметизированный контейнер с пробой устанавливается на мешалку и многократно переворачивается на ней в течение нескольких десятков минут до образования однородной пульпы. После этого контейнер отстаивается в течение нескольких часов. После отстоя из него отбирается газ на анализ. Принципиально такой способ дегазации незначительно отличается от вакуумно-механического с образованием пульпы. Правда, отсутствие разрежения, естественно, снижает глубину дегазации. В последнее время во ВНИИГеосистем разработан способ извлечения из литифицированных пород глубоко сорбированных газов. Способ основан на нагреве образца до температуры 250°С в инертной среде. В ФГУНПП «Севморегологии» и ФГУП ВНИИОкеангеология им. И.С. Грамберга в настоящее время для дегазации осадков используется вакуумный дезинтегратор с применением новейшего сверхзвукового эжектора СУОК-ДГ, что обеспечивает более глубокое извлечение газовой фазы [Инновационные технологии..., 2011].

Анализ газов выполняется на хроматографах с пламенно-ионизационными детекторами (углеводороды) и катарометрами (постоянные газы).

Геомикробиологическис методы. Основателями этого метода являются Российские ученые А.Е. Крисс, его и последователи И.Е. Мишустин, И.Н. Мицкевич, Э.В. Земцова и др. В 1925 году Ю. Ортоном, а годом позже Т.Л. Гинсбург-Карагичевой. были получены первые данные о встречаемости бактерии, окисляющие жидкие и газообразные УВ в глубоководных илах Черного моря. Позднее B.C. Буткевич из илов Каспийского, Азовского и Черного морей выделил большое количество бактерий, окисляющих метан и другие УВ. Систематическое изучение этой группы микроорганизмов началось с сороковых годов С.Е. Зобеллом с сотрудниками. Позднее микроорганизмы, ассимилирующие УВ, были выделены в разных морях разными исследователями. Здесь в первую очередь следует назвать Г.А. Могилевского. Материалы, полученные сотрудниками, учениками и последователями Г.А. Могилевского (В.М. Богдановой, З.П. Телегиной, Е.В. Стадником, И.К. Норенковой и многими другими) показали плодотворность этих идей [Оборин, Сгадник, 1996].

Геомикробиологический метод на акваториях многократно был использован для выявления и локализации зон или участков проявления газообразных или жидких углеводородов. В Черном море это Очамчирское и Гудаутское поднятия, Таманский и Северо-западный шельф [Опыт применения геомикробиологической..., 1973]. На Каспии (Метод был реализован в Казахском заливе. В больших объемах работы были выполнены в

Ясенском заливе и Бейсугском лимане Азова. Особую роль метод приобретает в местах с низкими концентрациями углеводородных газов, что определяется большей чувствительностью микроорганизмов, по мнению Е.В. Стадника, к углеводородам по сравнению с существующей газоаналитической аппаратурой.

Геомикробиологические показатели, применяемые при геохимических поисках нефти и газа, можно подразделить на прямые, косвенные и контрольные.

К прямым показателям относятся бактерии, избирательно окисляющие этан, пропан, бутан и частично пентан, к косвенным - десульфирующие микроорганизмы. В качестве контрольных микроорганизмов служат бактерии, продуцирующие метан и водород.

Особый раздел геологической микробиологии в связи с нефтегазопоисковыми работами - это определение активности бактериальной генерации углеводородных газов. Это направление разработано и развивалось в ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» в семидесятые годы. Было показано, что в бактериальном процессе формируется не только метан, но и постоянные газы. Газообразные продукты бактериальной генерации извлекались из реакторов и хроматографически анализировались. Спектры газов -продуктов бактериальной генерации сопоставлялись со спектрами продуктов дегазации кернов. По соотношениям углеводородов, прежде всего метана, и постоянных газов, в основном двуокиси углерода, рассчитывалось относительное количество миграционной и биогенной составляющей. В связи с трудоемкостью метод не нашел широкое применение в производственных работах.

Битуминологичсские ¡методы. В конце тридцатых - начале сороковых годов XX столетия эти методы были нацелены на обнаружение в приповерхностных слоях суши выходов нефти и битумоидов. С открытием явления люминесценции отдельных компонентов нефти люминесцентные методы стали основными в нефтепоисковой геохимии (Флоровская и др.). При массовых поисках применялась горячая экстракция органическими растворителями битуминозных компонентов из горных пород. В начале семидесятых годов совместными усилиями ФГУП ВНИГНИ и ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» люминесцентно-битуминологический метод был адаптирован к морским условиям.

В процессе адаптации выяснилось, что горячая экстракция молодых осадков, прежде всего илов, приводит к новообразованиям люминесцирующих компонентов, что не дает возможности однозначно интерпретировать результаты. Это связано с тем, что при нагревании разлагаются органические вещества растительного происхождения. Поэтому под руководством А.А.Ильиной был разработан способ холодной экстракции в струе растворителя под давлением.

С появлением современной высокочувствительной аналитической аппаратуры органической геохимии, стало возможным определение углеводородов при очень низких их концентрациях в осадках. При поисках залежей в акваториях, наряду с газовой съемкой, стали изучаться и высокомолекулярные углеводородные компоненты. Возможность использования геохимии высокомолекулярных углеводородов с поисковыми целями обусловливается тем, что их состав и распределение в незрелом OB молодых осадков коренным образом отличаются от таковых в зрелых материнских породах и в нефтегазовых залежах. Современный комплекс методов изучения высокомолекулярных углеводородов в осадках включает метод суммарной сканируемой флюоресценции (TSF), газовую хроматографию (ГХ) и газовую хроматографию - масс-спектрометрию (ГХ-МС). Такой комплекс практикуется зарубежными геохимикам [Brooks, Kennicutt, Carey 1986; Bernard. Brooks, 1998]. Метод TSF даёт полуколичественную оценку содержания типичных для нефтей и газоконденсатов ароматических углеводородов нефтяного ряда в осадках по спектрам эмиссии и возбуждения, которых в незрелом OB содержится очень мало.. Методом газохроматографического анализа (ГХ) определяется молекулярный состав н- и изо-алканов. По характеру хроматограммы алканов, наличию низкомолекулярных н-алканов п-Cij- п-Сгз- увеличению доли ОТНОСИТеЛЬНО низкомолекулярных гомологов (h-C15-h-C20) в составе н-алканов можно судить о примеси термогенных, глубинных углеводородов.

ГХ и ГХ-МС позволяют идентифицировать углеводороды, мигрировавшие из зрелых материнских пород или залежей на глубине по специфике их состава и распределения, не характерным для незрелых отложений.

Методом Rock Eval возможно зафиксировать наличие миграционных углеводородов - определения летучих OB по пику Si В основе предложенного подхода лежит предположение о том. что при одинаковом типе OB между содержаниями Copi и летучих (при 300 °С) органических компонентов в осадках, фиксируемых пиком Si Rock Eval. существует корреляция, которая будет нарушена при наличии примеси миграционных углеводородов. Было исследовано несколько сотен образцов осадков акваторий Азовского. Черного и Каспийского морей

Эффективность применения комплекса методов изучения высокомолекулярных УВ при проведении грунтовой съемки в Черном. Азовском и Каспийском морях показана в работах Р.П. Кругляковой. Е.А Лавреновой.. M В Дахновой. O.JT Нечаевой [Использование метода Rock-Evall .. 2005; Лавренова. Круглякова М.. 2004. Геохимическая характеристика. . 2007, Нечаева. Круглякова. 2008]. В последние годы метод изучения высокомолекулярных углеводородов для нефтепоисковых целей совместно с газовой съемкой успешно использован для оценки нефтегазоносное™

Арктических морей - Енисейского и Хатанагского заливов [Геохимические исследования.... 2010; The example of high..., 2012].

Литогеохимическис исследования. Одним из косвенных признаков разгрузки УВ флюидов в донных осадках является аутигенное минералообразование. В результате сложных геохимических, геологических и биохимических процессов с участием сероводорода, углекислоты, УВ газов и, прежде всего, метана возникают уникальные хемосинтезирующие сообщества организмов, активно участвующие в утилизации, переработке выносимых на дно флюидов и в образовании аутигенных минералов [Леин, 1989; Иванов, Поликарпов, Леин, 1991]. Аутигенное минералообразование, представленное карбонатными и сульфидными корками, конкрециями, стяжениями различной формы, отдельными кристаллами и сростками кристаллов карбонатов, гипса, сульфидов, фосфатов, цеолитов и других соединений, отмечено в районах, характеризующихся интенсивными газовыми потоками - в Черном и Средиземном морях, в северо-восточной Атлантике, на Норвежской континентальной окраине, в Мексиканском заливе, на континентальном склоне у побережья штата Орегон, у берегов Японии и других акваториях [Иванов М.К., 1999].

Непосредственно в кальдере грзевого вулкана Двуреченского в проибе Черного моря, где обнаружены три мощных газовых факела, в осадках зафиксировано наличие карбонатных , скорее всего кальцитовых, покровов мощностью до 1 см. В этих покровах , имеющим вид плотных афанитовых образований, встречаются многочисленные округлые отверстия, приуроченные к газовым выделениям [Геолого-геофизические исследования..., 2002]. При выполнении работ на вулканах в прогибе Сорокина немецкие исследователи так же отмечают наличие микробиальных матов и карбонатных построек высотой до 4 м в местах газовых выходов [Microbial Reefs..., 2002].

В бескислородных глубоководных осадках Черного моря, где идет интенсивный процесс метаногенеза, часть метана окисляется до СОг без участия кислорода. А ути генные карбонаты, сформированные этой углекислотой, характеризуются специфическим минеральным составом, необычным для осадков глубоководных морских бассейнов. Наряду с кальцитом, в них часто содержатся повышенные концентрации арагонитов, высокомагнезиальных кальцитов и доломитов.

В ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» получен большой объем данных по изучению минералогии песчано-алевритовой фракции донных осадков Туапсинского прогибе и вала Шатского (около 350 станций). Проведен сравнительный анализ распределения аутигенных минералов с распределением в осадках УВ газов, даны сравнительные характеристики геохимических аномалий на основных структурах и вулканах (вулканы

Манганари, Нефтяной, Эколог, структуры Каменистое, Моргео, Геоэко и др.) [Чаленко, Шевцова, 2000; Чаленко, Шевцова 2007].

Исследования показали, что для осадков с метановым типом аномалии (биохимический метан) характерно незначительное количество аутигенных минералов, представленное глинисто-карбонатными стяжениями (агрегатами), редкими фосфатами в виде конкреций и сульфидами (в среднем - 5 %) на песчано-алевритовую фракцию. В осадках со смешанным типом аномалий УВГ, где отмечается повышенные содержания гомологов метана, аутигенное минералообразование выражено более ярко. Здесь обнаружены хемогенные карбонаты в виде кристаллов и сростков кристаллов арагонита и кальцита и белые тонкокристаллические агрегаты доломита, кристаллы гипса, гидроокислы железа и сульфиды до 15 % на песчано-алевритовую фракцию. Миграционный тип аномалий ассоциируется с обильной сульфидной минерализацией (50 - 76 % на песчано-алевритовую фракцию). Конкреции и стяжения сульфидов имеют микрокристаллическую или микроглобулярную структуру, часто содержат налет глинисто-карбонатного материала и включения кристаллов арагонита, кальцита, гипса, кварца и других минералов. Рентгеноструктурный анализ позволил определить в составе сульфидных конкреций ряд минералов: грейгит (мельниковит), пирит, лепидокрокит, кварц, сера (ромбическая), кальцит, гипс, гетит, марказит и другие минералы в виде примеси. [Чаленко, Шевцова, 2007]

1.5. Геохимические исследования в северо-восточной части Черного моря

1.5.1. Газогеохимические съёмки

Изучением содержания углеводородных газов (УВГ) в донных осадках и морской воде Чёрного моря начали заниматься с начала 1970-х гг. в связи с разработкой методов прямых поисков субаквальных залежей нефти и газа. Однако, систематические исследования акватории Чёрного моря геохимическими методами с целью поисков углеводородов не проводились.

В рамках опытно-методических работ ГНЦ ФГУГГ1 «Южморгеология» выполнил грунтовые газогеохимические и гидрогазосъёмки на таманском шельфе (1977-1978 гг.) и кавказском континентальном склоне (1998-1999 гг.). Региональные исследования (гидрогазосъёмка) на таманском континентальном склоне и поисковые работы (тем же методом) на поднятии Палласа выполнены в 1988-1989 гг. ФГУП Г10 «Союзморгео».

В 1990-1993 гг. было изучено распределение УВГ в морской воде прикавказской зоны Чёрного моря от Цемесской бухты (г. Новороссийск) до траверза р. Псоу (г. Адлер). Исследования являлись частью программы геоэкологического мониторинга 20-мильной зоны Чёрного моря. В рамках этих работ были проведены сезонные наблюдения за

содержанием УВГ в морской воде на 13 разрезах, ориентированных по нормали к берегу в районе от г. Туапсе до г. Адлер. Детальные исследования проведены на полигонах в районах Новороссийска, Геленджика, Туапсе и Большого Сочи [Техногенное загрязнение..., 1996].

В 1998 г. была выполнена непрерывная газовая съёмка по поверхностной воде на участке континентального склона в районе пос. Джанхот - полигон «Парус» [Круглякова М., Кругляков, Лавренова., 2003].

На рисунке 1.2 приведена схема гидрогазосъемки в северо-восточной части Черного моря.

эв* тг зв* зо-

Условные обозначения:

профили НГГС (Захаров, 1977);

-профили НГГС (Есина, 1989) региональные работы;

-профили НГГС (Есина, 1989) детальные работы, структура Палласа;

-профили НГГС (Кругляков, 2000);

-станции отбора проб батометрами (Шиляев, 1990);

-станции отбора проб батометрами по программе экологического мониторинга 20-мильной зоны Чёрного моря (1990-1993)

Рис. 1.2. Схема гидрогазовых исследований [Бассейновое моделирование..., 2007 ф.]

Анализ результатов гидрогазовых съёмок, выполненных в разные годы, свидетельствует о выдержанности (на уровне пхЮ"4 мл/л) приводимых разными авторами содержаний газообразных углеводородов и, прежде всего, метана в воде. На этом фоне проявляются аномальные поля, характеризующиеся повышенным (на два-три порядка)

содержанием углеводородных газов. Аномалии метана могут быть как миграционными, связанными с глубинными источниками, так и биогенными, связанными с локальными участками повышенной биохимической генерацией метана, и с сезонными колебаниями активности биохимических процессов. Нельзя исключать возможности образования техногенных аномалий вблизи портов.

Аномалии углеводородных газов миграционного происхождения зафиксированы в морской воде над антиклинальными структурами в пределах Керченско-Таманского шельфа, в районе кавказского континентального склона, над структурой Палласа.

ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» осуществил в период с 1999 по 2010 гг. в рамках геологосъёмочных работ на кавказском континентальном склоне (листы Госгеолкарты К-37-III, L-37-XXXII, L-38-XXIV, XXX, L-39-XIX) грунтовую газометрическую съёмку.

В 2004 г. ЗАО «Черноморнефтегаз» выполнены грунтовые геохимические съёмки в пределах Северо-Западной (150 станций) и Юго-Восточной (350 станций) лицензионных участков в Черном море.

Материалы этих исследований являются объектом настоящей диссертационной работы и будут рассмотрены в главах 4 и 5.

1.5.2. Изучение нефтематеринских свойств осадочных пород

В период с 1997 по 2004 гг. ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» выполнены комплексные исследования ОВ пород Туапсинского прогиба акватории Чёрного моря. Изучен 201 образец донных отложений, отобранных в различных районах Туапсинского прогиба Чёрного моря во время экспедиционных работ ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» в рамках объектов по геологической съёмке, изучению экономической зоны России Чёрного моря, контрактных работ (рис. 1.3). Проанализировано также 16 образцов мел-палеогенового возраста, отобранных на сопредельной суше (район Геленджика, пос. Прасковеевка, Сочи) [Нечаева, Круглякова, 2008].

Комплекс геохимических исследований включал: петрографический анализ шлифов пород, пиролиз методом Рок-Эвал, люминесцентно-битуминологический и хлороформенно-битуминологический анализ, изучение группового состава битумоидов, ИК-спектроскопический анализ, хроматографический анализ н-алканов, хроматомасс-спектометрический анализ. Аналитические исследования выполнены в Геохимическом центре ВНИГНИ под руководством М.В. Дахновой (Москва).

Изученные образцы донных отложений в основном представлены глинами, илами, известняками и алевритами палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов (определение возраста образцов выполнено в НПО «Краснодартермнефть» Пинчук Т).

Проведенные исследования и анализ опубликованных результатов исследований на

сопредельной суше [Общие закономерности нефтеобразования..., 2002; Баженова, Петриченко, Фалеева, 2005; Микерина, 2005] позволили оценить степень катагенетической превращённости ОВ пород мезозойского (мел) и кайнозойского возраста, их генерационный потенциал, нефтегазоматеринские свойства. В рамках проекта «Плавучий университет» сотрудниками МГУ им. Ломоносова изучены нефтематеринские свойства майкопских отложений из грязевых брекчий подводных вулканов в Западно-Черноморской впадине и в прогибе Сорокина [Козлова, 2003; Надежкин, 2011]. Большой фактический материал по нефтематеринским свойствам осадочных пород прибрежных территорий Черного моря приведен в зарубежной монографии Робинзона [Robinson,

Рис. 1.3. Схема расположения станций отбора образцов грунта для изучения нефтегазоматеринских свойств [Бассейновое моделирование..., 2007 ф]

Таким образом, среди мезозойских отложений в пределах Западного Предкавказья, северного и южного склонов Большого Кавказа нижне-среднеюрские отложения характеризуются наибольшим нефтегазоматеринским потенциалом. Для них характерно органическое вещество II и II/III типов, а также достаточно высокие содержание Сорг, часто достигающие 3,5 %. По-видимому, большая часть этих отложений относится к категории нефтепроизводящих.

Среди кайнозойских отложений наиболее перспективными, с точки зрения нефтематеринских свойств, в пределах изучаемого региона являются отложения кумской

1997].

свиты эоцена (или её аналогов) и породы нижнего Майкопа (хадумский горизонт). Вместе с тем для этих отложений характерны значительные вариации содержаний Сорг и значений водородного индекса. Средние содержания органического углерода составляют от 1 до 3 %, наиболее распространён кероген III и II/III типов.

Результаты исследований нефтематеринских пород использованы в настоящей работе при трехмерном моделировании генерационно-аккумуляционных систем северовосточной части Черного моря.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ ПО МАТЕРИАЛАМ РАНЕЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ

Формирование газового поля в поверхностных осадках зависит, как сказано выше, от ряда факторов, поэтому прежде чем переходить к анализу газового поля, необходимо остановиться на особенностях строения района исследований.

Изучение Черноморской впадины геофизическими методами началось в 30-х годах прошлого века. К началу 1980-х гг. были определены основные тектонические элементы северо-восточной части Чёрного моря: Керченско-Таманский прогиб, Туапсинский прогиб и вал Шатского (Д.А. Туголесов, А.П. Милашин, Я.П. Маловицкий, О.Д. Корсаков, В.И. Головинский, И. Ф. Глумов и др,). В их пределах выявлены объекты, перспективные на поиски нефти, газа и газогидратов.

К настоящему времени весь Российский сектор Черного моря покрыт сейсмической съемкой 1:500 ООО, частично - 1:200 ООО, локальные участки изучены в масштабе 1:50 ООО, на некоторых проведены работы 30 сейсморазведки (рис.2.1). По результатам грави- и магнитометрических работ, построены сводные карты аномальных полей в масштабах 1:200 ООО, 1:500 000, 1:1 000 000 с учётом влияния окружающего рельефа, произведена увязка морских и наземных геофизических съёмок. В разные годы геолого-геофизические исследования выполнены различными организациями - ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», НПО «Союзморгео», ЗАО «Хазар», Институтом океанологии РАН, ЗАО «Черноморнефтегаз» и др.

Состав пород осадочного чехла изучен по результатам донного опробования, проводимого в рамках полистной геологической съемки и многочисленных тематических работ. В пределах Российского сектора Чёрного моря в 1985 г. пробурена всего одна глубокая скважина Рифовая-302 на. одноимённой структуре Керченско-Таманского шельфа. Забой скважины находится на глубине 1990 м в отложениях майкопской серии. В процессе бурения были зафиксированы газопроявления в четырёх интервалах вскрытой мощности Майкопа. При испытании одного из объектов в майкопских отложениях получен приток пластовой воды с дебитом 520 м7сут., что свидетельствует о высоких коллекторских свойствах майкопских песчано-алевролитовых отложений, открытая пористость которых по результатам анализа керна достигает 33 %. Промышленной залежи не обнаружено (рис. 2.2)

Рис. 2.1. Схема сейсмической изученности Северо-Восточной части Чёрного моря. [Региональная геология и нефтегазоносность.,.,2006, ф]

2.1. Нефтегаюносность

2.1.1. Основные элементы нефтегазогеологнческого районирования

Структурно-тектонические системы Азово-Черноморского региона распределены между двумя крупнейшими нефтегазоносными провинциями (НГП). Первая, Северо-Кавказско-Мангышлакская, вместе с Причерноморско-Крымской газоносной областью [Нефтяные и газовые месторождения..., 1987] занимает территорию Скифской плиты к северу от Крымско-Кавказской орогенной системы. Вторая, Черноморская, включает собственно Черноморскую глубоководную впадину и генетически сопряжённые с ней депрессионные структуры, местами выходящие в районы шельфа или приморской суши.

В составе Черноморской провинции к российским берегам примыкает Восточно-Черноморская нефтегазоносная область. Она включает газонефтеносную (ГНО) и две возможно нефтегазоносные области (ВНГО): Новороссийско-Лазаревская ГНО, ВНГО -Туапсинского прогиба и ВНГО вала Шатского (рис. 2.3) [Региональная геология и нефтегазоносность...,2006, ф].

§ ^ а %

КИМ

со

>х

3>

т - Ї т

1 І I

- 100

-і —

І І I

200

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Круглякова, Мария Владимировна

Основные результаты проведенного моделирования показывают что:

- Туапсинский прогиб является областью генерации и аккумуляции для кайнозойской ГАУС;

- около 20 млн. лет назад НМГТ системы вошла в «нефтяное окно» в наиболее погруженной части прогиба;

- в настоящее время толща активна и находится в области «нефтяного окна» в бортовых частях прогиба и в области газогенерации в центральной его части;

- первые скопления нефтяных углеводородов сформировались в центральной части Туапсинского прогиба около 16 млн. лет назад;

- максимальная скорость генерации УВ системой, соотносится с поздним плиоценом;

- в настоящее время в ловушках центральной части прогиба можно ожидать преимущественно газовые скопления, в бортовых частях - преимущественно нефтяные.

Время млн. лет

187 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 л—і—,—і—,—і—,—і—,—і—,—і—,—і—> мезозой| —і. і і ' .—і—і і кайнозой: юра та [неоген

1 1

2

3 4

5

6

7 1

Рис. 3.8. График геологических событий кайнозойской ГАУС

Условные обозначения см. рис. 3.4

Таким образом, полученные результаты моделирования свидетельствуют о том, что в пределах северо-восточной части черноморской акватории возможно существование двух нефтегазовых систем: в мезозойской и кайнозойской частях осадочного чехла. В качестве флюида можно ожидать как газовые, так и нефтяные скопления, которые могут формировать характер газового поля в поверхностных отложениях.

4. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ АНАЛИТИЧЕСКИХ ДАННЫХ

4.1. Фактический материал

В основу данной работы вошли результаты грунтовой газовой съемки, полученные выполненные в период с 1990 по 2010 годы ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и ЗАО «Черноморнефтегаз». В разные годы работы проводились на разных судах, работающих в различных системах координат. В процессе создания газо-геохимической базы данных положения станций пробоотбора автором были приведены к единой системе координат -универсальной поперечной проекции Меркатора (11ТМ) с осевым меридианом 37° в.д. (рис. 4.1)

45°С

37°В

38°В

39°В

40°В

44°С

43 °С'

45°С

44°С

43°С

37°в

38°В

39°В

40°В П

Сочи

Рис. 4.1. Схема расположения станций пробоотбора

Условные обозначения: 1 - точки отбора проб донных отложений; 2 -структурно-тектонические элементы и их границы (I - Новороссийско-Лазаревский синклинорий, II - Туапсинский прогиб, III - вал Шатского); 3 - региональные разрывные нарушения; 4 - локальные поднятия (1-Свободная, 2-Муратова, 3-Т15, 4-Т121, 5-Т1, 6-Т13, 7-Т11, 8-Т7, 9-Т6, 10-Т2, 11-Т8, 12-Т10, 13-Т9, 14-Палласа, 15-Северо-Черноморская, 16-Южно-Дообская, 17-Мария, 18-Марина, 19-Ольгинская-4, 20-б/н); 5 - береговая линия, населенные пункты

4.2. Методы исследований .

4.2.1. Донный пробоотбор и аналитические исследования

Методика полевых исследований сводилась к отбору проб осадков, их дегазации и анализу выделенных газов. Отбор проб проводился гравитационной грунтовой трубки, иногда пробы отбирались дночерпателем, коробчатым пробоотборником или драгой.

Многолетняя практика работ ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» показала, что пробы следует отбирать с глубины не менее 50 см по разрезу, для исключения влияния техногенного и гидродинамического факторов на результаты съемки [Круглякова М., Кругляков, Лавренова, 2003]. В случае отбора проб трубкой опробование керна производилось с двух горизонтов: 50-100 см и призабойная часть. В случае отбора донных осадков другими пробоотборниками отбиралась одна проба из наиболее глубокого горизонта.

Отбор проб донных осадков, извлечение газовой фазы и анализ углеводородных газов (УВГ) выполнен по методике, принятой в ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» (раздел 1.4).

4.2.2. Статистическая обработка аналитических данных

До начала статистической обработки результатов газометрического анализа была создана база геолого-геохимических данных в ГИС-формате Мартйз, включающая в себя следующую информацию:

- номер станции пробоотбора.

- глубина моря (м),

- прямоугольные координаты точек отбора проб в системе иТМ (37 северная зона)

М),

- глубина отбора пробы от поверхности дна (см),

- содержание УВГ в пробе (п*10° см7кг).

В базу данных вошли результаты опробования около 1500 точек, порядка 30000 определений содержания метана и его гомологов в осадках.

Статистическая обработка данных газохроматографического анализа проводилась с учётом многократно установленных ранее корреляционных связей между лёгкими гомологами метана (этаном, пропаном и бутаном), а также между тяжёлыми его гомологами (пентаном и гексаном) [Кги§1уако\'а М, 2002]. Для сокращения количества геохимических параметров, участвующих в статистическом анализе, а также для удобства восприятия результатов исследований использовались суммы лёгких и тяжёлых гомологов в качестве полеобразующих компонентов. Таким образом, при статистической обработке аналитических данных были использованы следующие геохимические параметры (компоненты геохимического поля): метан, сумма лёгких гомологов от этана до бутана и сумма тяжёлых его гомологов - пентанов и гексанов.

Для целей поисковой геохимии при проведении статистической обработки аналитических данных среди стандартного набора оценок параметров распределения углеводородных газов (УВГ) особую важность имеют оценки «фона» и «аномалии».

Согласно Инструкции по геохимическим методам поисков рудных месторождений (Инструкция. 1983) за фоновое содержание параметра следует принимать оценку его среднего содержания (в случае нормального распределения) и среднее логарифмов содержания (в случае логнормального распределения). Аномальным считается значение элемента, превышающее сумму среднего и трех стандартных отклонений (в случае нормального распределения) - критерий «трех» сигм» и превышающее произведение среднего логарифмического и куба антилогарифма стандартного отклонения логарифмов содержания (в случае логнормального распределения). Если повышенные содержания элемента прослеживают по т смежным точкам, Инструкция рекомендует последовательно в зависимости от числа т снижать нижний уровень аномальных значений для выделения слабых геохимических аномалий. Уже при двух коррелирующихся точках целесообразно для выделения аномалий использовать критерий «двух сигм». При этом интерес представляют только положительные аномалии.

Статистическая обработка данных выполнена с использованием программного пакета Gold- геохимик (МГУ). Оценка параметров распределения каждого компонента газо-геохимического поля проводилась в соответствии с законом распределения. Так как распределение всех изученных УВГ подчинено логнормальному закону, среднее значение логарифмов содержаний принималось за «фоновое». Для более точной оценки параметров распределения исключались единичные аномальные значения и перерассчитывались параметры распределения. Значения, превышающие фоновые менее чем на одно стандартное отклонения рассматривались как «флуктуации фона»; менее чем на два стандартных отклонения - как «слабоконтрастные аномалии»: менее чем на три стандартных отклонения - как «контрастные аномалии»; более чем на три стандартных отклонения - как «ураганные содержания» (табл. 4.1).

При статистическом анализе газометрических данных была выявлена полимодальность выборок всех полеобразующих компонентов. Для избежания полимодальности и корректной оценки фона необходимо было разбить всю выборку на подвыборки. Было сделано предположение, что на полимодальность влияет тектонический фактор, а именно геоморфологический и (или) структурный. Для оценки влияния геоморфологического фактора вся выборка была разбита на подвыборки, соответствующие шельфу, континентальному склону и абиссали. Для всех трех групп рассчитывались основные параметры распределения, сходимость выборок проверялась параметрическими критериями Фишера и Стьюдента. Статистически значимых различий среди изученных подвыборок (шельф, континентальный склон, абиссаль) не установлено, что говорит о несущественном влиянии геоморфологического фактора на формирование регионального газового поля (при больших выборках, около 1000 значений в каждой) [Кгіщіуакоуа М, 2002].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований были выявлены особенности формирования газового поля метана и его гомологов в поверхностных отложениях северовосточной части Черного моря. Исследования показали зависимость формирования газового поля от геологического строения.

Выявлено, что региональная фоновая составляющая газового поля зависит от соотношения мощностей более древних и более молодых отложений осадочного чехла и специфична для различных структурно-тектонических элементов. Так, преобладающая мощность мезозойских отложений обеспечивает повышенный фон суммы тяжелых гомологов метана, мощная толща эоцен-майкопских отложений определяет повышенный фон суммы легких его гомологов, а мощная толща миоцен-четвертичных отложений обеспечивает высокий фон метана.

Анализ аномальной составляющей газового поля показал, что в донных отложениях северо-восточной части Черного моря аномалеобразующими объектами являются скопления УВ в разрезе и очаги генерации УВ. Тип аномалеобразующего объекта определяет размер аномалии, так небольшие по площади аномалии связаны с залежами УВ в разрезе, площадные аномалии - с наличием очага генерации УВ. Интенсивность аномалий зависит от типа массопереноса, который контролируется геологическим строением. Контрастные аномалии образуются за счет эффузионного массопереноса вещества в тектонически активных областях, слабоконтрастные устойчивые аномалии обеспечиваются наличием диффузионного массопереноса в тектонически пассивных областях.

Установлено, что основную роль в формировании газового поля в поверхностных осадках Черного моря играет тектонический (структурный) фактор, который определяет литолого-стратиграфические особенности разреза, степень тектонической активности и дислокации пород и от которого зависят концентрации газовых компонентов фона и аномалий.

По результатам исследований рассчитаны фоновые и аномальные составляющие компонентов газового поля, и построены региональные карты аномалий метана и его гомологов в донных отложениях северо-восточной части Черного моря, использование которых повысит эффективность дальнейших нефте-газо-поисковых работ в регионе.

Анализ геохимических полей и результатов трехмерного бассейнового моделирования позволил определить наиболее перспективные области для поисков залежей УВ и выделить локальные участки вероятных скоплений УВ в северо-восточной части Черного моря. В Новороссийско-Лазаревском синклинории - участки между г.

Новороссийск и г. Сочи, где отмечаются контрастные аномалии метана и три участка возможного нефтенакопления расположены в районе структур Свободная и Муратова и на траверзе Абрау-Дюрсо. В Туапсинском прогибе выделено три участка вероятного нефтегазового накопления, девять участков вероятного нефтенакопления в кайнозойских отложениях антиклинальных складок и область развития газогидратов. В пределах вала Шатского выделены три области вероятного газонефтенакопления в мезозойских отложениях: поднятие Палласа, структуры Южно-Дообская и Марина и три области вероятного газонакопления: структуры Мария, Ольгинская-4 и №20 на схеме. Кроме этого, вероятны скопления жидких УВ в майкопских отложениях поднятия Палласа, структур Мария, Ольгинская-4 и № 20 на схеме.

Оценка геологических рисков показала, что вероятность открытия месторождений в северо-восточной части Черного моря связана с низкими геологическими рисками. Наибольшие риски Новороссийско-Лазаревского синклинория связаны с наличием ловушек, Туапсинского прогиба - с сохранностью залежей, вала Шатского - с качеством резервуара.

Основываясь на анализе проведенных ранее работ и полученных результатов, были сделаны следующие выводы по методике проведения морских работ, обработке и интерпретации полученных газогеохимических данных. Так, при проведении морских работ следует комплексировать различные геохимические методы: для Новороссийско-Лазаревского синклинория наряду с грунтовой съемкой следует проводить газовую съемку по водной толще; для Туапсинского прогиба и вала Шатского грунтовую газовую съемку следует совмещать с литогеохимическими исследованиями, микрофаунистическим анализом, определением микросодержаний нефти в осадках. Целевым горизонтом для Туапсинского прогиба и вала Шатского являются новоэвксинские отложения.

При обработке данных грунтовой газовой съемки необходимо рассчитывать фоновые и аномальные значения для каждого структурно-тектонического элемента.

Представлять результаты обработки целесообразно в виде карт аномалий полеобразующих параметров.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Круглякова, Мария Владимировна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ

а) опубликованных

1. Акустические методы обнаружения газонасыщенных осадков в связи со строительством гидротехнических сооружений / Круглякова М.В., Кругляков В.В.. Лавренова Е.А., Мараев С.Л. // Геология геофизика. - 2002. - Том 43. - С.706-711. -Новосибирск. Издательство СО РАН

2. Альбом структурных карт и карт мощностей кайнозойских отложений Черноморской впадины м-ба 1:500 ООО / Под. ред Д.Д.Туголесова. - 1990.

3. Альбом структурных карт и карт мощностей кайнозойских отложений Черноморской впадины. Масштаб 1: 1 500 000 / Горшков А. С., Туголесов Д. А. и др. - М.: Изд-во ГУГК СССР, 1989.

4. Андреев В.М. Геологическая съкмка в Черном море и поиски нефти и газа // 6-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. - Тезисы. - Геленджик, 2009 . - С. 143-146.

5. Андреев В.М. Грязевые вулканы и нефтегазопроявления российского сектора Черного моря / Андреев В.М., Туголесов Д.Д., Хренов С.П. // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. - Киев: НАНУ. 2006 - №3. - С. 50-59

6. Андреев В.М. Грязевые вулканы и нефтепроявления в Туапсинском прогибе и на валу Шатского (Черное море) //Доклады РАН. -2005. - Т. 402. - № 3 - С. 362-305.

7. Артеменко В.И. Новые данные миграции УВ-флюидов на вале Шатского в Черном море / Артеменко В.И., Круглякова Р.П., Шевцова Н.Т. // 6-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. -Тезисы. - Геленджик, 2009 . - С. 217-218.

8. Артеменко В.И. Разработка методов совместного анализа теплового и магнитного полей для решения геологических задач (на примере прогнозирования нефтегазоносности вала Шатского) / Артеменко В.И., Гришин А.Н., Шеремет О.Г. // 7-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. - Тезисы. - Геленджик, 2010 . - С. 59-61.

9. Атлас палеогеографических карт (масштаб 1:7 500 000) / Под ред. А. П. Виноградова . - Т. 4 // Под ред. В. А. Гроссгейма, В. Е. Хаина. - М., 1967.

10. Афанасенков А. П. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона / Афанасенков А. П., Никишин А. М., Обухов А. Н. - М.: Научный мир, 2007. - 172 с.

11. Бадулина Н. В. Строение и генезис пограничных сеноман-туронских отложений Новороссийского синклинория Северо-Западного Кавказа / Бадулина Н. В., Копаевич Л. Ф

// Тезисы конф. молодых учёных / Подсекция «Историческая геология». - Ломоносов, 2006.-С. 68.

12. Баженова О. К. Масштабы нефтегазообразования в нефтегазоносных бассейнах Восточного Паратетиса / Баженова О. К., Фадеева Н. П. // Материалы восьмой международной конференции к 60-летию кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов». - М., 2005. - С. 54-57.

13. Баженова О. К. Проявление главной фазы нефтеобразования в породах кайнозоя крымско-кавказского региона / Баженова О. К., Петриченко Ю. А., Фалеева Н. П. // Материалы шестой международной конференции к 100-летию со дня рождения И. О. Брода и Н. Б. Вассоевича «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносное™ недр». - М., 2005. - Кн. 2. - С. 256-258.

14. Барабошкин Е. Ю. Мезокайнозойская история и геодинамика Крымско-Кавказско-Черноморского района / Барабошкин Е. Ю. Боматов С. Н., Никишин А. М. // Вестник Московского Университета. - 1997. - № 3. - С. 6-16. - Серия геол.

15. Барташевич О.В. Теоретические основы, состояние и перспективы развития геохимических поисков месторождений нефти и газа / О.В. Барташевич, Л.М. Зорькин, С.Л. Зубайраев // Проблемы поисков нефти и газа комплексом геофизических и геохимических методов - М. - 1988. - Вып.10. - С.9-24.

16.Бигун П. В. Литология и условия газоносности рифовых массивов Восточной Кубани //Геология и газоносность газодобывающих областей. - М. - 1989. - С. 180-186.

17. Богданов Ю.А. Новые проявления газового и грязевого вулканизма в Черном море. / Ю.А. Богданов, A.A. Любицкий, A.A. Пасынков, Е.Ф Шнюков // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. - Киев: НАНУ, 2007 - №2. - С. 107-110.

18. Вызова С. Л. Геохронология и корреляция позднего кайнозоя Паратетиса / Вызова С. Л., Ганзей С. С., Чумаков И. С. - М.: Наука. - 95 с.

19. Верещагина О.Ф. Мониторинг метана в Охотском море / О.Ф. Верещагина, А.И. Обжиров, А.Н. Салюк. - Владивосток: Дальнаука, 2002. - 150 с.

20. Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их перспективности. - М.: Научный мир, 2007. - 456 с.

21. Геологическая история Скифско-Черноморского региона / Никишин А. М.. Болотов С. Н., Барабошкин Е. Ю. и др. // Очерки геологии Крыма. - М.: МГУ, Геологический ф-т, 1997. - С. 207-227.

22. Геологическое картирование в Чёрном море / Андреев В. М., Глебов А. Ю., Казанцев Р. А. и др. // Разведка и охрана недр. - 2001. - № 8. - С. 26-30.

23. Геологическое строение и нефтегазоносность Азовского моря (по

геофизическим данным) / Борков Ф. П., Головачёв Э. М., Семендуев M. М., Щербаков В.

B. -М.: ИГиРГИ, 1994. - 188 с.

24. Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа / Бурштар М.

C., Бизнигаев А. Д., Гасангусейнов Г. Г. и др. - Т. 1 -2. - М.: Недра, 1966. - 423 с.

25. Геология СССР. - T. IX. Северный Кавказ. - Ч. 1. - М.: Недра, 1968. - 760 с.

26. Геолого-геофизические исследования 57-рейса НИС «Профессор Водяницкий» в северо-восточной части Черного моря / С.Ф. Довгий, Е.Ф. Шнюков, И.И. Старостенко и др. // Тезисы докладов IV Межд. конф. «Геодинамика и нефтегазоносные системы Черноморско-Каспийского региона» - Симферополь, 2002 - С. 60-61

27.Геологические предпосылки нефтегазоносности Туапсинского прогиба Черного моря по результатам новейших исследований ЗАО Черноморнефтегаза. RAO / Дергунов Э.Н., Сенин Б.В., Грязнов H.H., Лавренова Е.А. // GIS Offshore. - СПб, 2005. - С. 320-327

28. Геохимическая характеристика нефтепроявлений на вулкане Манганари в северо-восточной части Черного моря / Дахнова М.В., Круглякова Р.П, Жеглова Т.П., Назарова Е.С., Нечаева О.Л., Нечитайло Г.С. // Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей - . Тезисы докладов. - Геленджик. - 4-7 июня 2007 г. - С. 199-201.

29. Геохимические исследования донных осадков Енисейского и Хатангского заливов / Круглякова Р.П., Дахнова М.В.,' Шевцова Н.Т., Можегова C.B., Тереножкин A.M., Гендина И.В. // 8-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. - Тезисы - Геленджик, 2010. - С. 105-107

30. Геохимические методы поисков нефти и газа на акваториях / Р.П. Круглякова, Н.Т.Шевцова, Л. А. Чаленко и др. ; под. ред. Р.П. Кругляковой. - М.: Геоинформцентр, 2003. - Вып.5. - 47 с.

31. Геоэкологические исследования и охрана недр. Новороссийская бухта / Под ред. Р.П. Кругляковой, Э.В. Карасевой . - Вып. 2. - М.: Геоинформцентр, 2002. - 79 с.

32. Гинсбург Г.Д., Соловьев В.А. Субмаринные газовые гидраты. - СПб: Недра, 1994.-200 с

33.Гончаров A.B. Локальный прогноз нефтегазоносности субаквальных площадей прибрежно-морского мелководья и побережья но результатам донной геохимической съемки (на примере транзитной зоны Печорского моря) / Гончаров A.B. // Автореферат дисс. на соискание уч. степени канд. геол.-минер, наук - С-Петербург, 2012. - 24 с.

34. Горшков А. С. Погребённая миоценовая долина - возможный объект поисков нефти и газа в Черноморской впадине / Горшков А. С., Ступак С. Н., Туголесов Д. А. // Геология нефти и газа. - 1987. - № 10. - С. 24-27.

35. Григоренко Ю.М. Методика и технические средства для геохимических

поисков углеводородных залежей методом непрерывной гидрогазосъемки в общем комплексе геологоразведочных работ на нефть и газ / Ю.М. Григоренко, М.М. Зубков,

0.М. Решетникова // Матер. Всесоюзн. Семинар-совещания «Газо-геохимические методы поисков полезных ископаемых в Южно-Каспийской впадине и обрамляющих горных системах». - Баку, 1979. - 125с.

36. Грязевые вулканы Керченско-Таманской области: атлас / Шнюков Е.Ф. и др. -Киев: Наук, думка, 1986. - 151с.

37. Дадашев Ф.Г. Углеводородные газы Каспийского моря / Ф.Г.Дадашев, P.A. Гусейнов. - Баку: NAFTA PRESS, 2000.

38. Демидов В.А. Современное состояние методических приемов поисков нефти и газа за рубежом (геохимические и аэрокосмические методы) / В.А. Демидов, A.A. Ромашов // Геология нефти и газа. - 1991. - №2. - С.35-38.

39. Дистанова JI. Р. Особенности нефтегазообразования в бассейнах восточного Паратетиса (эоценовая эпоха накопления) // Материалы восьмой международной конференции / Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов. - М.: ГЕОС, 2005. - С. 131-133.

40. Зубайраев C.JI., Развитие и современное состояние нефтегазопоисковой геохимии / С.Л.Зубайраев, Л.М. Зорькин, Е.В. Стадник // Геоинформатика. - 1996. - № 45.

41. Зубова М.В. Геохимические методы в геолого-геофизическом комплексе поисков залежей углеводородов / Зубова М.В., Круглякова Р.П., Чаленко Л.А., Шевцова Н.Т. // «Разведка и охрана недр» - 2001, - № 8, - С. 58-62

42. Иванов М.В. Биогеохимия цикла углерода в районе метановых газовыделений Черного моря / М.В. Иванов, Г.Г. Поликарпов, А.Ю. Леин // Доклады АН СССР. - 1991. -Т.320. - N5. - С.1235-1240.

43. Иванов М.К. Фокусированные углеводородные потоки на глубоководных окраинах континентов // Автореферат дисс. на соискание уч. степен. д-ра геол.-минер, наук - М., 1999. - 74 с.

44. Инновационные технологии комплексных геохимических исследований по оценке нефтегазоносности арктического шельфа России / Иванов Г.И., Гончаров A.B., Абля Э.А., Крылов A.A., Курилов П.И., Албасова А. // Геология морей и океанов: материалы XIX Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. - Т.

1.-M.: ГЕОС, 2011.-С. 51-56

45. Использование метода Rock-Evall при поверхностных нефтегазопоисковых геохимических исследованиях в акватории южных морей / Круглякова Р.П., Лавренова Е.А., Дахнова М.В., Нечаева О.Л. // 2-я Международная конференция по проблеме

нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. - Тезисы. -Геленджик, 2005. -С. 154-155.

46. Исследования водорастворенных газов Каспийского моря методом масс-спектрометрии / Н.А.Малыгин, Э.М., Прасолов Е.С. Субботин, A.M. Гусейнов. // Комплексные геохимические нефтегазопоисковые исследования субаквальных площадей (сб. научных трудов). - Ленинград, 1985. - С.38-52.

47. К проблеме поисков залежей углеводородов на сложно построенных участках континентального склона / Кругляков В.В., Круглякова М.В., Лавренова Е.А., Прокопцев Г.Н.. // Докл. РАН. - 2000. - Т.374. - № 1. - С. 94-98

48. Клещев К.А. Нефтяные и газовые месторождения России /Клещев К.А., Шеин B.C. //- М.: Изд-во ВНИГНИ, 2010,- 830 с. - Кн.2.

49. Козлова Е. В. Нефтегазоматеринский потенциал отложений глубоководных бассейнов в зонах развития подводного грязевого вулканизма // Автореферат диссер. на соискание уч. степени канд. reo л.-минерал, наук . - М., 2003.- 24 с.

50. Корюкин Г.Л. Геохимические поиски месторождений нефти и газа // Автореферат дисс. на соискание уч. степен. д-ра геол.-минер, наук. - М., 2002. - 48 с.

51.Кругляков В.В. Геохимические методы поисков месторождений нефти и газа под дном акваторий / В.В. Кругляков, Р.П. Круглякова // Обзор: геол. методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. - М.: АОЗТ "Геоинформмарк", 1995. - Вып. 2. - 47с.

52. Кругляков В.В. Углеводородные газы в донных осадках Черного моря / В.В. Кругляков, Р.П. Круглякова // Разведка и охрана недр - 1995,- №11,- С.27-31.

53. Круглякова М. В. Нефтеносность кайнозойских отложений Туапсинского прогиба Чёрного моря / Круглякова М. В., Лавренова Е. А., Сенин Б. В. // Вопросы геологии и освоения недр юга России : сб. научных статей / Гл. редактор Н. Н. Погребнов. - Ростовн-на-Дону: изд-во ЮНЦ РАН, 2007. - С. 124-131.

54. Круглякова Р.П. Геолого-геохимическая характеристика естественных проявлений углеводородов на дне Черного моря / Круглякова Р.П., Круглякова М.В., Н.Т Шевцова // Геология и полезные ископаемые Мирового океана - 2009. - №1. - С. 37 -51.

55. Круглякова М.В. К вопросу о генезисе аномалии метана в донных отложениях подножия континентального склона (юго-восточная часть Черного моря) / Круглякова М.В., Лавренова Е.А. // 2-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. - Тезисы. - Геленджик, 2005. - С. 158-159.

56. Круглякова М.В. Комплекс несейсмических методов для поисков углеводородов на сложно построенных участках континентального склона / Круглякова

М.В., Кругляков В.В., Лавренова Е.А. // Геология и геофизика. - 2003. - Т.44. - № 3. - С. 202-208.

57. Круглякова М.В. Новая находка газогидрата в экономических водах Украины в Черном море / Круглякова М.В., Лавренова Е.А. // Тез. III Межд.конф. «Геодинамика и нефтегазоносные системы Черноморско-Каспийского региона», - Симферополь. - 2001. -С. 82.

58. Круглякова Р. П. Геохимия органического вещества кайнозойских отложений восточной части акватории Чёрного моря / Круглякова Р. П. Нечаева О. В // Геология нефти и газа. - 2008. - № 1 - С. 50-55.

59. Круглякова Р.П. Естественные проявления нефти и газа на дне Черного моря и приповерхностные газогидраты / Круглякова Р.П., Шевцова Н.Т. // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. - Киев: НАНУ. - 2008

60. Куменич Р.Г. Аномалии природных газов в придонной воде Южно-Китайского моря / Р.Г. Куменич, А.И. Обжиров, // Докл. АН СССР. - 1985. - Т.281. - № 5. - С.1206-1210.

61. Кутас Р.И. Геотермические условия зон выделения и грязевого вулканизма в Черном море // Геология морей и океанов: Материалы XVIII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. Т. IV. - М.: ГЕОС, 2007. - С. 108-110

62. Лавренова Е.А. Комплексные геохимические аномалии в современных осадках в аспекте перспектив нефтегазоносности Кавказской континентальной окраины / Лавренова Е.А., Круглякова М.В.// Тезисы докладов конференции «Черное море: проблемы и стратегия, экология и освоение ресурсов, водородная энергетика». - Батуми. -2004

63. Лавренова Е. А. Новые данные геохимических исследований Туапсинского прогиба на нефть и газ // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М. - 2006. - № 2 - С. 20-29.

64.Лавренова Е.А, Прогноз нефтегазоносности северо-восточной части Черного моря по результатам бассейнового моделирования / Е.А. Лавренова, М.В. Круглякова

// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности - 2010. - №11 С. 17-24.

65. Ларская Е.С. Использование геохимических показателей при прогнозе нефтегазоносности // Обзор "Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья" - М.,1992. - Вып.9. - 40с.

66.Леин А.Ю. Морские карбонатные конкреции как результат процессов микробного окисления газгидратного метана в Охотском море // Геохимия. - 1989. - №10. - С.1396-1406.

67. Маловицкий Я. П. Пелагогенные впадины на современных и древних континентальных окраинах / Маловицкий Я. П., Сенин Б. В. // Геотектоника, 1988. - № 1. -С.11-23.

68. Маслаков H.A. Черное море - зона активной глубинной дегазации. / H.A. Маслаков, A.A. Пасынков, Е.Ф. Шнюков, // Тез.докл. Межд. Научно-техн. Конференции «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей». - Геленджик - 2004. - С. 9-12

69. Мейснер J1. Б. Основные результаты изучения осадочного выполнения глубоководной впадины Чёрного моря / Мейснер J1. Б., Туголесов Д. А. // Разведка и охрана недр.-2001.-№8.-С. 23-26.

70. Мейснер JI. Б. Туапсинский прогиб - впадина с автономной складчатостью/ Мейснер J1. Б., Туголесов Д. А.// Геотектоника, 1998. - № 5. - С. 76-85.

71. Микерина Т. Б. Перспективы нефтегазоносности меловых отложений южного склона Северо-Западного Кавказа // Материалы восьмой международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». - Москва - 2005 - С. 319-321.

72. Морские карбонатные конкреции как результат процессов микробного окисления газгидратного метана в Охотском море / Леин А.Ю. и др. // Геохимия. - 1989. -№10. - С.1396-1406.

73. Надежкин Д. В. Нефтематеринские свойства майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности Восточной части Черного моря // Автореферат дисс. на соискание уч. степени канд. геол.-минер, наук - М., 2011.- 24 с.

74. Нефтяные и газовые месторождения СССР : справочник в 2-х кн. // Под ред. С. П. Максимова. - Кн. 2 .Азиатская часть СССР. - М.: Недра, 1987. - 303 с.

75. Нечаева О.Л., Нефтематеринские породы кайнозоя восточной части акватории Черного моря / О.Л.Нечаева, Р.П. Круглякова // Геология нефти и газа - 2008. - №.1. - С. 50-55.

76. Новые данные о грязевулканической активности в Туапсинском прогибе Чёрного моря / Андреев В. М., Туголесов Д. Д., Лавренова Е. А., Глебов А. Ю., Шельтинг С. К // Тез. докл. 2-й Междунар. конф. «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов». - М, 2004. - 254 с.

77. Новые проявления газового и грязевого вулканизма в Черном море. / Е.Ф. Шнюков, A.A. Пасынков, A.A. Любицкий, Ю.А. Богданов // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. - Киев: НАНУ. 2007 - №2. - С. 107-110.

78. Обжиров А.И. Газогеохимические поля и прогноз нефтегазоносности морских акваторий // Автореферат дисс. на соискание уч. степей, д-ра геол.-минер, наук. - М., 1995. -36 с.

79. Оборин A.A. Нефтепоисковая микробиология / A.A. Оборин, Е.В. Стадник. -Екатеринбург, 1996. - 406 с.

80. Общие закономерности нефтеобразования в осадочных бассейнах Кавказско-Скифского региона / Баженова О. К., Фадеева Н. П., Петриченко Ю. А. и др. // Тезисы докладов на IV международной конференции «Крым-2002» / Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона. - Симферополь 2002. -С. 26-28.

81. Опыт применения геомикробиологической съемки для поиска нефтегазовых месторождений на шельфе Черного моря в пределах Грузинской ССР / Г.А. Могилевский, В.В. Кругляков, В.И. Богданова.и др. // М.:ВНИИЯГГ, вып.22.М., 1973 , с. 174-179.

82. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений / Под ред. Петухова A.B. - М.: Недра, 1993.

83. Особенности формирования основных структурно-тектонических элементов российской части Чёрного моря / Исмагилов Д. Ф., Козлов В. Н., Терехов А. А. и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 2 - С. 11-19.

84. Попович С. В. Перспективы открытия гигантских нефтескоплений в карбонатных отложениях Российского сектора Чёрного моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 2000 .- № 7. - С. 2-8.

85. Применение метода гидрогазосъемки в поисковых работах на нефтегазоносных шельфах / Федичкин И.И., Козловский A.B., Мапковский С.Н., Малыгин H.A. // Геофизический вестник - 1999. - №7.

86. Ранние стадии развития Чёрного моря по сейсмическим данным / Казьмин В. Г., Шрейдер А. А., Финетти И., Мелихов В. Р., Булычев А. А., Гилод Д. А., Андреева О. И., Шрейдер Ал. Ав // Геотектоника. - 2000. - № 1. - С. 45-60.

87. Рахманов P.P. Грязевые вулканы и их значение в прогнозировании газонефтеносности недр / Рахманов P.P. - М.: Недра, 1987. - 174 с.

88. Сенин Б. В. О выделении турбидитового комплекса в разрезе кайнозойских отложений северо-восточной части Чёрного моря как нового объекта для поисков нефти и газа / Сенин Б. В., Хортов А. В. // Геология океанов и морей / Материалы XVII Международной конференции по морской геологии. - М.: ГЕОС, 2007. - С. 134-136.

89. Соколов Б. А. Новые идеи в геологии нефти и газа: избранные труды / Соколов Б. А. - М.: Изд-во МГУ, 2001. - 480 с.

90. Суслова Э. Е. Геохимическая характеристика средне-верхнеюрских отложений Западного Предкавказья // Материалы восьмой международной конференции к 60-летию кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов». - М., 2005. - С. 436-437.

91. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины / Горшков А. С., Мейснер JI. Б., Туголесов Д. А., Соловьёв В. В., Хахалев Е. М. и др. - М.: Недра, 1985.

92. Тектоническая история Черноморского бассейна / Болотов С. Н, Ершов А. В , Коротаев М. В., Никишин А. М. // Бюлл. МОИП. Отд. Геол., 2001. - Т. 76. - Вып. 3 - С. 318.

93. Техногенное загрязнение и процессы естественного самоочищения Прикавказской зоны Чёрного моря / Под ред. И. Ф. Глумова, М. В. Кочеткова. - М.: Недра, 1996.-502 с.

94. Технология нефтегазопоисковых геохимических исследований в системе "воздух-земля-скважина": сб. статей / С.Л.Зубайраев, Е.В.Стадник, В.И.Багиров и др. - М.: ВНИИгеоинформсистем, 1990. - 121 с.

95. Тимофеев А. А. Тектонодинамическая модель структуры и нефтегазоносность палеозоя Предкавказья / Тимофеев А. А., Тимофеев В. А. // Материалы восьмой международной конференции к 60-летию кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов». - М., 2005. - С. 443-444.

96. Тугарова М.А. Органическое вещество и газовая фаза донных осадков прибрежно-морских обстановок седиментации Баренцова моря / М.А. Тугарова, A.B. Гончаров // Вестник С.-Пб. Университета. - 1996. - №10. - Сер. 7.

97. Чаленко Л.А. Аутигенное минералообразование в газонасыщенных донных осадках Черного моря / Чаленко Л.А., Шевцова Н.Т. // Тезисы докл. II Межд. конф. Тектоника и нефтегазоносность Азово-Черноморского региона в связи с нефтегазоносностью пассивных окраин континентов, 2000 г., Крым, Гурзуф. -Симферополь, 2000.- 237с

98. Чаленко Л.А. Аутигенное минералообразование в донных осадках Черного моря / Л.А. Чаленко, Н.Т. Шевцова // 4-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. - Геленджик, 2007. - С. 234235

99. Чумаков И.С. Геохронология и корреляция позднего кайнозоя Паратетиса / И.С Чумаков, С.Л Бызова, С.С Ганзей. - М.: Наука, 1992 - 95 с.

ЮО.Шнюков Е. Ф. Палеоостровная дуга севера Чёрного моря / Шнюков Е. Ф., Шнюкова Е. Е., Щербаков И. Б. - Киев: изд. АН Украины, 1997. - 287 с.

101.Шнюков Е.Ф. Черное море - зона активной глубинной дегазации. / Е.Ф. Шнюков, A.A. Пасынков, H.A. Маслаков // Тез.докл. Межд. Научно-техн. Конференции «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей.», - Геленджик - 2004, - С. 9-12

102.Шолпо В. Н. Альпийская геодинамика Большого Кавказа / Шолпо В. Н. - М.:

Недра, 1978.- 176 с.

ЮЗ.Щерба И. Г. Стадии и фазы кайнозойского развития альпийского региона / Щерба И. Г. - М., 1993. - 228 с.

104. Bernard В.В. Light hydrocarbons in sediments from west Africa and the Gulf of Mexico / Bernard B.B., Brooks J.M. // Abstracts and guide book. V International conference on gas in marine sediments. 9-12 September 1998, Bologna, Italy. - Bologna, 1998. - CI32-136.

105.Boncev E. The Moesian Platform and it's Role in the Phanerozoic Evolution of the Balcan Peninsula. - Kn. XXXVII. - Ser. A. - Tom XXXVII // Inst, de Rech. Geol. Et Geophys. -Beograd, 1979. - P. 49-58.

106.Brekke Tr. Light hydrocarbons if the shallow sediments in the northern part of the North Sea / Brekke Trond, Sverre Ohm. // Marine Geology. -1997. - 137p.

107.Brooks J.M. Offshore surface geochemical exploration/ Brooks J.M., Kennicutt II V.C., Carey B.D. Jr// Oil and Gas Journal, 20. October - 1986. - p .66-72

108. Byakov Y, Chalenko L., Kruglyakova M., Kruglyakova R., Shevtsova N. Natural oil and gas seeps Black Sea floor// Geo-Marine Letters: v. 24, N3. - 2004. - P. 150-162.

109. Dakhnova M. The example of high molecular weight hydrocarbons study by Surface Geochemical Exploration within offshore areas (Black Sea, Yeniseisk and Khatanga Gulfs of Arctik Seas) / Dakhnova M% Kruglyakova R, Zheglova T.; Mozhegova S, Shevtsova N.// XI International Conference on gas in marine sediments. Nice (France) - September, 2012, Nice, p. 29-30

110.Deep-water cold seeps, sedimentary environments and ecosystems of the Black and Tyrrhenian Seas and the Gulf of Cadiz Preliminary results of investigations during the TTR-15 cruise of RV Professor Logachev June-August, 2005

111. EI Bishlawy. Метод почвенного газа определяет эманации через мощные согласные отложения в Египте/ EI Bishlawy, Adel Sehi m, Mohamed Habo et.al.// Oil & Gas Journal May 7, 2001.

112.Hantshel Thomas, Rauerauf Armin. Fundamentals of Basin Modeling. - Springer Verlag GmbH. - 2008. - p. 425.

113. Haq B. U., Hardenbol J. and Vail P. Mesozoic and Cenozoic chronostratigraphy and cycles of sea level changes, 'SEPT'. - Spec. Publ.: 42. - 1988. - P. 71-108.

114. Hunt J.M. Origin of Gasoline Range Alkanes in the Deep Sea. - Nature, 1975, vol.254, N5499, p.411-413.

115. Ingo Klaucke, Heiko Sahling, Wilhelm Weinrebe, Valentina Blinova, Dietmar Biirk, Nona Lursmanashvili and Gerhard Bohrmann Acoustic investigation of cold seeps offshore Georgia, eastern Black // Marine Geology, 2004.V. 231, N 1-4, p. 51-67

116.Kruglyakov В., Kruglyakova R., Podshuveit V. Mud volcanoes gases of the Black

Sea basin and continental sea margin in connection with the problem of oil and gas content // Gas in marine sediments: 4th international conferense 28-30 September 1996, Varna, Bulgaria. -Varna, 1996.

117.Kruglyakov V., Kruglyakova M., Lavrenova E. Complex of nonsesmic methods for hydrocarbons prospecting at complicate conditions of continental slope// VI International Conference on gas in marine sediments. St.Petersburg (Russia) - September, 5-9, 2000. -St.Petersburg, 2000. - P.69-71.

118.Kruglyakova M. Methods of statistical analysis of analytical data to describe hydrocarbons gas-fields in marine sediments. // VH-the international conference "Gas in marine sediments", abstracts, Baku, Azerbaijan. - 2002. - P. 99.

119.Lavrenova E., Gorbunov A., Kruglyakova M. // XI International Conference on gas in marine sediments. Nice (France) - September, 2012, Nice, p. 52-53

120.Kruglyakova M., Labreneva E., Kruglykov V., Maraev S. The shallow gas as a Hazarr for pipeline routing and tecnology of its identification // VI International Conference on gas in marine sediments. St.Petersburg (Russia) - September, 5-9, 2000. - St.Petersburg, 2000. -P.60-62.

121. Kruglyakova R., Gubanov Y., Kruglyakov V., Prokoptsev G. Assessment of technogenic and natural hydrocarbon supply into the Black Sea and seabed sediments. // Continental Shelf Research 22,- 2002,- P. 2395-2407.

122.Kruglykova R. The Black Sea hydrocarbon gases - distribution and genesis // Gas in marine sediments: 4th international conferense 28-30 September 1996, Varna, Bulgaria. - Varna, 1996.

123.Magoon L. B. Petroleum system: Nature's Distribution System for oil and Gas // Encyclopedia of energy. - Vol. 4, 2004. - P. 823-836.

124.Microbial Reefs in the Black Sea Fueled by Anaerobic Oxidation of Methane / Walter Michaelis, Richard Seifert, Katja Nauhaus, Tina Treude et al.// Science - 2002. - Vol 297. -№9. -P. 1013-1015.

125.Monograph on the Black Sea. Bolletino di Geofisica: teorika ed applicata, vol XXX, 117-118, March-June 1988. - Trieste, Italy, 1988.

126.Robinson A. G. ed. Regional and petroleum geology of the Black Sea and surrounding region. Memoir 68. - Tulsa OK, USA, 1997. - 385 p.

127.Schink D.R. et al. Hydrocarbons under the Sea - a new Survey Technique // 3rd Annu. Offshore Technol. Confi, Houston, Tex., 1971. - Dallas, Tex., 1971. - Vol. 1. - P.l31-142.

128.Spadini G. Thermomechanical modeling of Black Sea basin formation subsidence and sedimentation. Regional and Petroleum geology of the Black Sea and Surraunding Areas/ Spadini G., Robinson A., Cloetingh S.//- AAPG Mem. 68. - 1997. - P. 19-38.

129.Wygrala В. P. Integrated study of an oil field in the southern Po basin, northern Italy. - Diss, Univ Köln, Berichte Kernforschungsanlage Jülich, no 2313, 1989. - Pp. 1-217.

б) фондовых

130.Драгирование континентального склона Чёрного моря: Отчёт по объекту 4/80-Г // отв. сполн. В. А. Чаленко, В. Г. Шевцов; ЦГГЭ ПО «Южморгеология». - Отчёт в двух томах. - Фонды ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». - Геленджик, 1981.

131.Опытно-производственные геолого-геофизические исследования по испытанию модернизированных комплексов и аппаратуры для решения задач изучения геологического строения экономической зоны России в Чёрном море (НИС «Геленджик»): Отчёт по объекту 5/97-Г // ГНЦ ГГП НПО «Южморгеология»; Отв. исполн. В. В. Кругляков. - Отчёт в трёх книгах. - Фонды ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». -Геленджик, 2000.

132.Оценка потенциала нефтегазоносности Азово-Черноморского бассейна по результатам комплексной переобработки геологических, геофизических и геохимических данных: Отчёт по теме 5-00 // ГНЦ «Южморгеология»; Отв. исполн. Р. П. Круглякова. -Фонды ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». - Геленджик. 2002.

133.Разработка и опытно-методическое внедрение технологии поисков нефти и газа в сложных сейсмогеологических условиях континентальных окраин: Отчёт по теме 10-00 // ГНЦ ФГУГП «Южморгеология»; Отв. исполн. В. В. Кругляков. - Фонды ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». - Геленджик, 2002.

134.Региональная геология и нефтегазоносность Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции и перспективные направления поисков нефти и газа в Российском секторе Азово-Черноморского бассейна: Отчёт по теме // ООО «Тригон-СИЦ»; Отв. исполн. И. Ю. Гридасова. - Отчёт в трёх книгах. - Фонды ЗАО «Черноморнефтегаз». - Геленджик, 2006.

135.Региональные сейсморазведочные работы в зоне интересов России в Чёрном и Азовском морях: Отчёт по объекту 5/98 // ГНЦ «Южморгеология»: Отв. исполн. Р. А. Казанцев, Р. В. Шайнуров. - Фонды ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». - Геленджик, 2000.

136.Уточнение строения и оценки перспектив нефтегазоносности вала Шатского и Туапсинского прогиба по сейсмическим работам 2000 г.: Отчёт по объекту 6/00 // ГУП ПО «Союзморгео»; Отв. исполн. Р. А. Казанцев. - Фонды ОАО «Союзморгео». Геленджик, 2000.

13 7.Бассейновое моделирование Российской части Черного моря по результатам комплексной интерпретации геолого-геофизических и геохимических данных в пределах лицензионных участков «Юго-восточная черноморская площадь Черного моря» и «Северо-западная черноморская площадь Черного моря»: Отчёт по дополнительным

соглашениям № 1631, 1632// ЗАО «Черноморнефтегаз»; Отв. исполн. М. В. Круглякова. -ФГУНПП «Росгеолфонд». - Per. № 1-07-84м. - Москва, 2007