Гидрогеологические условия нефтегазоности Непско-Ботуобинской антеклизы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Назарова, Марина Николаевна

  • Назарова, Марина Николаевна
  • кандидат геолого-минералогических науккандидат геолого-минералогических наук
  • 2001, НовосибирскНовосибирск
  • Специальность ВАК РФ25.00.12
  • Количество страниц 150
Назарова, Марина Николаевна. Гидрогеологические условия нефтегазоности Непско-Ботуобинской антеклизы: дис. кандидат геолого-минералогических наук: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых. Новосибирск. 2001. 150 с.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Гидрогеологические условия нефтегазоности Непско-Ботуобинской антеклизы»

Начиная с конца 60-х годов на тектонических картах Сибирской платформы вблизи Байкало-Патомского складчатого обрамления юго-восточнее Катангской антеклизы, начинают выделять очень крупное поднятие поверхности фундамента и перекрывающих его венд-нижнекембрийских отложений. На картах 1972 г. оно охватывает только центральную часть современной антеклизы и называется Непским сводом, а с 1974 г. по предложению А.Э.Конторовича, Н.В.Мельникова, В.С.Сларосельцева расширяется на северо-восток, юго- и частично северо-запад и переводится в ранг антеклизы, получившей название Непско-Ботуобинской.

Непско-Ботуобинская антеклиза (НБА) представляет собой надпорядковую положительную структуру Сибирской платформы. Она имеет общие границы с Предпа-томским региональным прогибом на юго-востоке, с Ангаро-Ленской ступенью (АЛС) - на юго-западе и Курейской синеклизой на северо-западе (рис.1). Через Катангскую седловину на западе она сочленяется с Байкитской антеклизой, а через Вилючанскую седловину на востоке с Сунтарским сводом. Кроме того, антеклиза имеет моноклинальное сочленение с восточной частью Присаяно-Енисейской синеклизы и западной частью Ыгыаттинской впадины на севере.

НБА располагается в так называемом «главном поясе нефтегазоносности» Сибирской платформы, продуктивность которого связана с отложениями венда и кембрия /Конторович, Сурков, Трофимук и др., 1982/ и является одной из наиболее перспективных территорий. Здесь открыто 25 месторождений нефти и газа, промышленные притоки получены еще на ряде площадей. Большинство залежей нефти и газа приурочено к вендскому нефтегазоносному комплексу.

На схемах гидрогеологического районирования территория НБА находится на стыке трех артезианских бассейнов (рис.2). Юго-западный склон входит в состав Ан-гаро-Ленского артезианского бассейна со сравнительно высокими пластовыми температурами (35-40 °С). Северо-восточная часть свода относится к Якутскому артезианскому бассейну, характеризующемуся низкими пластовыми температурами (до 10 °С), наличием мощной толщи многолетнемерзлых пород (до 350 м) и глубоким распространением зоны отрицательных температур (до 900 м).^еверо-западный склон входит в Тунгусский бассейн, в пределах которого отмечается низкотемпературный режим и интенсивное проявление траппового магматизма. 4 6

Административно территория Непско-Ботуобинской антеклизы и одноименной нефтегазоносной области (НГО) площадью 250 тыс. км2 входит в Усть-Кутский, Ка-тангский и Киренский районы Иркутской области, а также в Ленский, Мирнинский и частично Сунтарский районы Республики Саха (Якутия).

Актуальность исследований. В современных экономических условиях большое значение приобретает всестороннее изучение подземных рассолов, являющихся не только средой и фактором формирования и разрушения месторождений углеводородов, но и источником комплексного гидроминерального сырья. Ресурсы углеводородов на территории НБА распределены весьма неравномерно, а полномасштабное проведение дорогостоящих нефтегазопоисковых работ в ближайшее десятилетие маловероятно, поэтому сейчас особую значимость приобретают методы исследования, позволяющие без значительных затрат выполнить прогноз нефтегазоносности ее территории. В связи с этим оценка перспектив нефтегазоносности и металлоносности подземных рассолов на основе гидрогеологических закономерностей и показателей представляется актуальной.

Целью работы является комплексное обоснование гидрогеологических показателей нефтегазоносности и оценка металлоносности пластовых рассолов Непско-Ботуобинской антеклизы.

Основными задачами исследований, в этой связи стали:

- обобщение имеющегося фактического материала по подземным водам и рассолам нефтегазоносных отложений;

- изучение региональных закономерностей распространения и изменчивости состава подземных рассолов, и районирование территории по этим показателям;

- выявление гидрогеохимических показателей для регионального и локального прогноза нефтегазоносности;

- изучение особенностей газонасыщения подземных рассолов, закономерностей изменения состава водорастворенных газов и их связей с залежами углеводородов;

- обоснование перспектив нефтегазоносности на основе гидрогеологических показателей;

- изучение распределения геологических запасов гидроминерального сырья и их оценка.

Материалы и методика исследований. В работе обобщены опубликованные и фондовые материалы СНИИГГиМС, ВостСибНИИГГиМС, ВСГУ (ВСНГГ), ИЗК, 7

ВНИГРИ, ЯКТЭ и результаты исследований автора, полученные в процессе проведения научно-исследовательских работ в рамках Межведомственной региональной научной программы «Поиск», проводившихся с 1993 г. по 1997 г. с целью оценки гидрогеологических условий нефтегазоносности и промышленной металлоносности подземных рассолов.

Гидрогеологическое расчленение разреза и общая геологическая характеристика территории базируются на научных трудах А.С.Анциферова, В.И.Вожова, В.Н. Воробьева, Т.И.Гуровой, Н.В.Мельникова, А.В.Мигурского, Е.В.Пиннекера, В.С.Старосельцева, В.С.Суркова, Г.Г.Шемина, Л.С.Черновой и др.

Методика исследований включала изучение гидрогеологических условий нефтегазоносности с использованием современных методов нефтегазовой гидрогеологии.

Оценка ресурсов гидроминерального сырья проводилась по единой согласованной методике гидрогеологов ВостСибНИИГГиМС, ИЗК. ОИГГИМ СОРАН, СНИ-ИГГиМС, для территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, с некоторыми авторскими модификациями. При подсчете геологических запасов основное внимание уделялось закономерностям распределения эффективной мощности, пористости, минерализации, а также содержанию промышленных компонентов и микрокомпонентов.

Для вероятностно-статистической и картографической обработки данных и хранения информации использовались методы и средства пакетов программ Excel, Sta-tistica, Surfer и CorelDraw. Расчеты давления насыщения водорастворенных газов осуществлялись с помощью программного комплекса HydrGeo, учитывающего специфику исследования глубокозалегающих нефтегазоводоносных горизонтов, разработанного М.Б.Букаты.

Защищаемые положения:

1. Гидрогеохимическая зональность горизонтов вендского, верхневендско-нижнекембрийского и кембрийского нефтегазоводоносных комплексов НБА, как результат длительного взаимодействия пластовых рассолов и растворенных в них газов с вмещающими породами и углеводородными скоплениями при меняющемся термобарическом режиме.

2. Пространственные взаимосвязи углеводородных скоплений с минеральной и газовой составляющими пластовых рассолов приняты в качестве гидрогеологических 8 показателей, на основе которых выполнена оценка перспектив нефтегазоности вендских отложений НБА. 3. В вендском и верхневендско-нижнекембрийском нефтегазоводоносных комплексах, сосредоточены геологические запасы поли компонентных рассолов высокой категории плотности, представляющие собой комплексное, редкометальное, йодо-бромное и солевое сырье.

Научная новизна работы.

- впервые для каждого нефтегазоводоносного горизонта рассмотрена гидрогеохимическая и гидрогеодинамическая зональности и составлены карты гидрогеологического районирования;

- выполнена оценка перспектив нефтегазоносное™ вендского и верхневендско-нижнекембрийского комплексов по гидрогеологическим показателям;

- впервые выполнена оценка ресурсов гидроминерального сырья и его распределения в нефтегазоводоносных горизонтах НБА;

Практическая значимость работы и реализация результатов заключается в возможности использования выявленных закономерностей, показателей и карт гидрогеологического прогноза в совокупности с тектоническими, литологическими и геохимическими показателями для обоснования и выбора наиболее перспективных зон и площадей и поисков углеводородов и комплексного гидроминерального сырья. Некоторые методические положения диссертации использованы при составлении атласа гидрогеологических и гидрогеохимических карт верхнеюрского НГК Томской области с целью обоснования направлений поисковых геологоразведочных работ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались автором на второй сессии Научного Совета по Межведомственной региональной научной программе «Поиск» в Новосибирске (1994), XV Всероссийском совещании по подземным водам Востока Российской Федерации (Тюмень, 1997), научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» (Томск, 1998), юбилейной конференции «Проблемы геологии и освоения минерально-сырьевых ресурсов Восточной Сибири» (Иркутск, 1998), второй региональной конференции «Проблемы недропользования на территории Эвенкийского автономного округа» (Красноярск, 1999), второй международной научно-практической конференции «Природные минералы на службе человека. Минеральная среда и жизнь» (Новосибирск, 1999), XVI Всероссийском совещании «Подземные воды Востока России» (Иркутск, 2000), 9 региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и северо-востока России «300 лет горной геологической службы России» (Томск, 2000).

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 7 научных статьях, а также изложены в 10 отчетах тематических исследований.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 7 глав, и заключения, общим объемом 151 страница, в том числе 20 таблиц. 47 рисунков. Список литературы включает в себя 90 опубликованных и фондовых работ.

Похожие диссертационные работы по специальности «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», 25.00.12 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Назарова, Марина Николаевна

Основные результаты проведенного анализа гидрогеологических условий нефте-газоносности НБА сводятся к следующим выводам:

В флюидоносных толщах осадочного чехла НБА выделено три гидрогеологических комплекса, в которых регионально или зонально распространено двадцать три водоносных пласта.

В результате проведенного анализа распространения пластовых давлений и коэффициентов напряженности гидродинамического поля выполнено районирование вендского нефтегазоносного комплекса (НГК) и выделено три района с различными гидрогеодинамическими условиями. Южная часть антеклизы характеризуется нормальными или близким к нормальным давлениями. В центральной части антеклизы давления снижаются, а на северо-востоке дефицит пластового давления относительно условного гидростатического возрастает до 20-25 %, достигая максимума в районе Вилючанской седловины. Различия в гидрогеодинамическом режиме горизонтов вендского НГК сформировались под влиянием активной тектоники и неотектоники, обусловивших неоднородность гидрогеодинамических полей по латерали. Одним из следствий тектонической активности является блоковая геофлюидодинамика, которая отчетливо проявилась на Среднеботуобинском, Тас-Юряхском, Иреляхском, Верхне-вилючанском, Вилюйско-Джербинском месторождениях, по результатам гидродинамических построений.

К одной из основных причин формирования АНПД в вендском комплексе на северо-востоке отнесено образование мощных депрессионных зон, в результате разгрузки флюидов из базальных горизонтов венда в породы фундамента при тектоническом разуплотнении последних. О существовании такой разгрузки однозначно свидетельствует нарастание с глубиной дефицита пластового давления в подсолевом тер-ригенном комплексе, уклоны пьезометрических поверхностей и флюидных контактов к линиям глубинных разломов.

Верхневендско-нижнекембрийский и вышележащие комплексы характеризуются более высокими давлениями, вплоть до аномально-высоких. Распределение давлений в горизонтах верхневендско-нижнекембрийского комплекса определяется такими факторами, как пластическое внедрение солей в трещинно-поровое пространство, процессы гидратации-дегидратации минералов, изменение температуры, разрядка но

139 вейших тектонических напряжений и т. п. Распределение приведенных давлений по площади распространения этого комплекса связано с изменением действия этих факторов по площади, а не гидравлической связью различных проницаемых зон между собой.

Следовательно, в подсолевых отложениях для вертикальной гидрогеодинами-ческой зональности характерно снижение давлений по направлению к фундаменту, что указывает на существование гидродинамической инверсии. При этом снижение давлений на северо-востоке происходит от нормальных гидростатических в осинских и юряхских пластах к АНПД в терригенном венде, тогда как на юге области - от АВПД в осинском горизонте к давлениям, близким к нормальным гидростатическим вблизи фундамента, что предопределяет возможность вертикального перемещения пластовых рассолов лишь сверху вниз, исключая обратное направление.

Динамика подземных вод верхних горизонтов разреза определяется в большей степени рельефом территории и мерзлотными условиями. Особенностью северовосточной части НБА является резкое замедление водообмена с поверхностью уже в самых верхних меж- и подмерзлотных горизонтах, вследствие изоляции водоносных горизонтов многолетнемерзлыми породами.

Выявленные особенности развития и распространения мерзлых пород и криогенных явлений позволили провести геокриологическое районирование исследуемой территории, на которой выделены четыре области: преимущественно сплошного, прерывистого, редкоостровного и островного ее распространения.

По геотермическим условиям в вендском нефтегазоносном комплексе северовосточная часть НБА отнесена к зоне холодных температур (5-20 °С), о чем свидетельствуют сравнительно низкий общий температурный фон и значительное охлаждение осадочного чехла. Зона с умеренными температурами (20-35 °С) занимает центральную и юго-восточную части исследуемой территории. Сравнительно высокие температуры на юго-западной окраине НБА позволили отнести эту территорию в зону повышенных температур (больше 35 °С).

Важной чертой гидрогеохимического разреза вендского терригенного комплекса является эпигенетичность высококонцентрированных хлоридных кальциевых рассолов, локализованных в коллекторах терригенных отложений. На ряде газонефтяных месторождений была подтверждена установленная гидрогеохимическая зональность, заключающаяся в распределении наиболее концентрированных хлоридных кальцие

140 вых рассолов в зоне ВНК и за его контуром и в снижении минерализации и изменении состава рассолов на хлоридный натриево-кальциевый и хлоридный кальциево-натриевый в зоне ГНК и газонасыщения.

В верхневендско-нижнекембрийском комплексе минерализация пластовых рассолов выше, чем в рассолах терригенного комплекса. Особенно это характерно для рассолов осинского горизонта, что связано с изолированным залеганием этого горизонта и влиянием отжатых из галогенной усольской свиты межкристальных рассолов.

По минерализации и химическому составу проявляется зональность пластовых рассолов, как в вертикальном разрезе, так и в горизонтальном плане. Минерализация вод и рассолов, концентрация микрокомпонентов в изученных проницаемых комплексах изменяются в широких пределах (от слабо соленых и даже пресных вод до сверхкрепких рассолов). Увеличение минерализации происходит от верхних надсоле-вых горизонтов до осинского горизонта, где фиксируются максимальные величины минерализации. Вниз по разрезу отмечена достаточно четкая гидрогеохимическая инверсия, однако содержание кальция и брома продолжает нарастать.

В подсолевых и соленосных отложениях НБА распространены газы преимущественно метанового состава. Незначительные отклонения от метанового состава газов имеют локальный характер и приурочены к склонам НБА. Зональность состава водо-растворенных газов в перспективных на нефть и газ горизонтах НБА тесно связана с гидродинамической и гидрогеохимической зональностями. Зона азотных газов территориально и в разрезе совпадает с зонами пресных вод и слабых рассолов хлорид-ного натриевого состава; переходная зона смешанных метаново-азотных и азотно-метановых газов совпадает с зоной хлоридных кальциево-натриевых и натриево-кальциевых рассолов; зоны максимальной газонасыщенности и растворенных газов метанового состава приурочены к зонам хлоридного кальциевого состава.

По величине давления насыщения водорастворенных газов выделяется две зоны. В южной части НБА давления насыщения превышают 10 МПа. Максимальные величины отмечаются на Ярактинском и Марковском месторождениях, где они достигают значений пластовых давлений. В северо-восточной части давления насыщения изменяются от 3 до 10 МПа. Широкое изменение коэффициентов газонасыщенности в пределах отдельных площадей и уменьшение их за пределами влияния залежей указывает на то, что величина газонасыщенности в значительной мере зависит от местоположения скважины относительно контура нефтегазоносности.

141

Наиболее перспективные территории на большей части НБА будут связаны с зонами распространения высоко метаморфизованных хлоридных кальциевых рассолов с минерализацией более 360 г/дм3 и метановым составом водорастворенных газов, что определяется генетическим единством процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления с формированием химического состава подземных рассолов. Весьма перспективные районы нижненепского горизонта по гидрогеологическим показателям прогнозируются к югу от Верхнечонского месторождения, что совпадает с зоной выклинивания отложений, где фиксируются улучшенные емкостно-фильтрационные свойства коллекторов и северо-восточнее Чаяндинского месторождения. Один из перспективных районов верхненепского горизонта связан с зоной распространения наиболее метаморфизованных хлоридных кальциевых рассолов южнее Ярактинского месторождения. Другой перспективный участок находится между Верхнечонским и Даниловским месторождениями, что территориально совпадает с наиболее перспективной зоной подстилающего горизонта, где по ранее опубликованным данным выделяется Игнялинско-Иликанский первоочередной объект проведения поисковых работ. Практически всю площадь распространения песчаников ботуобинского пласта можно отнести к весьма перспективной зоне. В южной части НБА (парфеновский пласт) наиболее перспективные территории прогнозируются западнее Марковского месторождения. Для верхнеданиловского горизонта перспективные территории прогнозируются юго-западнее Верхнечонского и Даниловского месторождений, а также на территории Вилючанской седловины и Сюльдюкарском мысе в зоне распространения рассолов хлоридного кальциевого состава. В осинском горизонте к перспективной отнесена территория юго-западнее Среднеботуобинского месторождения.

Анализ выявленных гидрогеохимических закономерностей позволил провести районирование территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области по плотности геологических запасов гидроминерального сырья и выявить наиболее перспективные районы. В терригенных и карбонатных горизонтах вендского и верхневендского-нижнекембрийского комплексов суммарные геологические запасы солей и металлов составляют 105000 млн.т и распределены примерно поровну. Запасы высокой л категории плотности (более 800 тыс.т/км ) занимают площади наиболее емких коллекторов вблизи залежей нефти и газа в южной, центральной и северо-восточной частях НБА. К ним примыкают участки средней категории плотности запасов (400-800

142 тыс.т/км2). На остальной территории распространены запасы низкой категории плотности (< 400 тыс.т/км2).

Результаты расчетов показали, что запасы лития наиболее высокой плотности сосредоточены в осинском горизонте, бора - в осинском и верхнеданиловском, стронция - в тирском и осинском, брома в вилючанском, верхненепском, тирском и осинском. Причем плотность запасов лития, стронция, йода, бора и брома возрастает снизу вверх по терригенному и карбонатному разрезам.

Таким образом, месторождения нефти и газа нельзя рассматривать только как источник мономинерального углеводородного сырья. Запасы попутных поликомпонентных подземных рассолов могут рассматриваться как новый сырьевой источник, что доказывает необходимость комплексного подхода при рациональном природопользовании. Попутная добыча рассолов вместе с углеводородным сырьем и захоронение отходов должны составлять единую технологию разработки месторождений нефти и газа на Сибирской платформе. При создании общей инфраструктуры это может оказаться экономически выгодным.

Освоение месторождений нефти и газа с использованием системы поддержания пластового давления путем закачки в продуктивные пласты больших объемов пресных и соленых вод, резко снижает перспективы добычи гидроминерального сырья из извлекаемых вместе с нефтью и газом пластовых рассолов. Поэтому для предотвращения выпадения солей в пласте и в стволах скважин, и как следствие - снижение производительности скважин, необходимо планировать работы по оценке смесимости закачиваемых вод с пластовыми рассолами и исследования по оценке сохранности уникальных по концентрации ценных компонентов в пластовых рассолах.

Проведенные исследования подтвердили, что гидрогеологические факторы обладают высокой нефтегазопоисковой информативностью. Но работа по обобщению материала показала, что гидрогеологическому опробованию при поисково-разведочном бурении все еще уделяется недостаточное внимание. Это прямо сказывается на качестве гидрогеологического материала, нередко приводит к утрате уникальной информации. Из-за недостатка проб воды, водорастворенного газа и замеров пластовых давлений и температур нельзя реализовать возможности гидрогеологических методов локального прогнозирования. В связи с этим необходимо отметить, что повышение качества опробования водоносных объектов в поисковых и разведочных скважинах остается главной задачей.

143

Проблема прогноза нефтегазоносности всегда рассматривалась с позиций, подразумевающих совместное рассмотрение данных, относящихся к различным отраслям геологии, или сравнение результатов, полученных различными методами. При этом общая масса данных, так же как и комплекс применяемых методов постоянно растет. Каждый исследователь создает собственные базы данных, и этот процесс, в настоящее время, носит "неуправляемый" характер. Используется множество прикладных программ общего или специального назначения. Нередки случаи дублирования данных у различных пользователей или недостатка знаний о наличии той или иной информации. Из-за отсутствия общего подхода к структуре данных обмен информацией между различными учеными затруднен, требует значительных затрат рабочего времени. В связи с этим, целесообразно создание единой базы данных общего пользования, позволяющей организовать хранение многодисциплинарной информации по геологическому опробованию с возможностью комплексного анализа при прогнозе нефтегазоносности.

Правильное использование возможностей гидрогеологического метода, его ком-плексирование с другими традиционными методами нефтегазовой геологии, существенно повысят эффективность поисков залежей углеводородов.

144

Заключение

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Назарова, Марина Николаевна, 2001 год

1. Аникеев К.А. Аномально-высокие пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях. Л.: Недра, 1964. 168 с.

2. Антонова Т.Ф., Килина Л.И., Мельников Н.В. Флюидоносные комплексы в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции //Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов Сибири / Труды СНИИГГиМС. Новосибирск, 1977. - Вып. 254. - С. 75-79.

3. Анциферов A.C. Гидрогеология древнейших нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. М.: Недра, 1989. - 176 с.

4. Басков Е.А. Главные черты распространения и формирования основных типов подземных рассолов Сибирской платформы. — В кн.: Подземные рассолы СССР /Тр. ВСЕГЕИ, т. 246/. Л., 1976. - С. 61-75.

5. Басков Е.А. Минеральные воды и палеогидрогеология Сибирской платформы /Труды ВСЕГЕИ. Новая серия. Т.254/. М., Недра, 1977. - 148 с.

6. Будникова О.Г. Гидрогеология Вилюйско-Джербинского газового месторождения //Геология месторождений нефти и газа Сибирской платформы. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1984. - С. 67-74.

7. Будникова О.Г., Сурнин А.И. Геотермические особенности Среднеботуобинского газонефтяного месторождения //Гидрогеология нефтегазоносных областей Сибирской платформы. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1982. - С. 28-36.

8. Букаты М.Б., Вожов В.И. Водорастворенные и свободные газы юго-запада Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции //Реф. сб.: Геология и разведка газов, и конденс. месторождений. ВНИИЭгазпром. 1979. - Вып. 5. - С. 16 - 22.

9. Букаты М.Б., Вожов В.И. Окись углерода в водорастворенных газах на юго-западе Сибирской платформы // Геология и геофизика. 1979. - N7. - С. 37-40.

10. Букаты М.Б. Геология и геохимия подземных рассолов западной части Сибирской платформы. Автореферат дисс. на соиск. уч.степени доктора геол.-минерал.наук. Томск, 1999.145

11. Вартанян Г.С., Куликов Г.В. О глобальном гидрогеодеформационном поле //Советская геология. 1983. - №5. - С. 116-125.

12. Вожов В.И. Гидрогеологические условия месторождений нефти и газа Сибирской платформы. М.: Недра, 1987. - 204 с.

13. Вожов В.И. Подземные воды и гидроминеральное сырье Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Автореферат дисс. на соиск. уч.степени доктора геол.-минерал.наук. Новосибирск, 1999.

14. Вожов В.И. Гидрогеологические основы прогноза нефтегазоносности Сибирской платформы //Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. /Доклады Юбилейной Конференции, Санкт-Петербург, 1999. Т. 2.-С. 409-414.

15. Вожов В.И., Анциферов A.C., Букаты М.Б. Гидрогеохимическая зональность верхнедокембрийских и кембрийских нефтегазоносных отложений Сибирской платформы // Тр. СНИИГГиМС. 1977. - Вып. 254. - С. 4 - 18.

16. Вожов В.И., Букаты М.Б., Токин В.В., Будникова О.Г. Основные черты геохимии природных газов юго-западной Якутии // Тр. СНИИГГиМС. 1979. - Вып. 271. -С. 112-120.

17. Вожов В.И., Сурнин А.И. Криолитосфера и геотермия Сибирской платформы в связи с ее нефтегазоносностью. -М., 1983. 34 с. /Обзор ВИЭМС/.

18. Вожов В.И., Чернова Л.С. Вторичное минерал ообразование в венд-нижнекембрийских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы //Геология нефти и газа. 1999. №11-12. С. 41-49.

19. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции. М.: Недра, 1977. -205 с. - (СНИИГГиМС. Труды. Сер.нефт.геол. Вып.228).

20. Геология нефти и газа Сибирской платформы /А.С.Анциферов, В.Е.Бакин, И.П.Варламов и др. Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука. -М.: Недра, 1981.- 552 с.

21. Геохимия и генезис рассолов Иркутского амфитеатра. /М.Г. Валяшко, А.И. Поливанова, И.К. Жеребцова и др. М.: Наука, 1965. - 160 с.

22. Геохимия нефтей, конденсатов и природных газов рифей-вендских и кембрийских отложений Сибирской платформы /Д.И.Дробот, Р.Н.Преснова, А.Э.Конторович и др.-М.: Недра, 1988.-241 с.146

23. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности докембрийских отложений Иркутского нефтегазоносного бассейна /В.В.Павленко, В.Ф.Обухов, В.А.Бронников и др. М.: Недра, 1978. - 125 с.

24. Гидрогеология Иркутского нефтегазоносного бассейна /А.С.Анциферов, А.Я.Артеменко, О.В.Зехова и др. Иркутск: В-С книжное издательство, 1971. -124 с.

25. Гидрогеохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур /Л.М.Зорькин, Е.В.Стадник, В.К.Сошников, Г.А.Юрин. М.: Недра, 1974.-78 с.

26. Гинсбург Г.Д., Гуревич А.Е., Резник А.Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири //Советская геология, 1971. № 9. С. 45-59.

27. Глушкова О.Н. Битумы юга Сибирской платформы, условия их формирования и связь с залежами нефти и газа. Дисс. на соиск. уч.степени кандидата геол.-минерал. наук. Иркутск-Новосибирск, 1985.

28. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. Л., Недра, 1969. 112 с.

29. Давление пластовых флюидов /А.Е.Гуревич, М.С.Крайчик, Н.Б.Батыгина и др. -Л.: Недра, 1987.-223 с.

30. Девяткин В.Н. Результаты определения глубинного теплового потока на территории Якутии. В кн.: Региональные и тематические геокриологические исследования. - Новосибирск, Наука, 1975. - С. 148-150.

31. Демин Б.Г., Лысова Л.А. Рекомендации по использованию газовых компонентов для выявления условий миграции и формирования залежей нефти и газа на юге Сибирской платформы. Иркутск: Вост.-Сиб. НИИГГИМС, 1977. - 55 с.

32. Дзюба A.A. Разгрузка рассолов Сибирской платформы. Новосибирск: Наука, 1984.- 155 с.

33. Дюнин В.И. Методы и принципы изучения гидродинамики глубоких горизонтов. -М„ 1981. 50 с. / Обзор ВИЭМС/.

34. Зорькин Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1973.-224 с.

35. Зорькин Л.М., Стадник Е.В. Геохимическая зональность газов пластовых вод как показатель индекса углеводородов. //Сб.: Генезис углеводородных газов и формирование месторождений. М.: Недра, 1977. - С. 125 - 129.147

36. Зорькин JI.M., Стадник Е.В., Юрин Г.А. Нефтематеринский потенциал осадочных пород и газонасыщенность пластовых вод. //Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментов. М., 1982. - С. 136-142.

37. Зорькин Л.М., Старобинец И.С., Стадник Е.В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов. -М.: Недра, 1984. 248 с.

38. Зорькин Л.М., Суббота М.И., Стадник Е.В. Нефтегазопоисковая гидрогеология. -М.: Недра, 1982.-216 с.

39. Ильина Е.В., Любомиров Б.Н., Тычино Н.Я. Подземные воды и газы Сибирской платформы. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 292 с.

40. Исаев В.П., Руковишников И.И. О роли латеральной и вертикальной миграции при формировании залежей нефти и газа на юге Сибирской платформы. Тр. ЗапСибНИГНИ, 1977, вып. 118.

41. Исаев В.П. Термодинамические аспекты геохимии природных газов. Иркутск: Изд-во Иркут. ун-та, 1991. -240 с.

42. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы //Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1975.-С. 4-21.

43. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. Главные зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской провинции //Развитие учения академика И.М.Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск: Наука, 1982. - С.22-43.

44. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. М.: Недра, 1976. - 310 с.

45. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. -М.: Недра, 1991. -420 с.

46. Косолапов А.И. Геохимические исследования природных вод и газов Западной Якутии. М.: изд-во АН СССР, 1963.

47. Крайнов С.Р., Швец В.М. Гидрогеохимия. М.: Недра, 1992. - 463 с.

48. Кучерук Е.В., Шендерей Л.П. Современные представления о природе аномально-высоких пластовых давлений. М.: ВИНИТИ, 1975. 166 с.

49. Лещиков Ф.Н., Шац М.М. Мерзлые породы юга Средней Сибири. Новосибирск: Наука, 1983.- 167 с.148

50. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы/Т.И. Гурова, Л.С. Чернова, М.М. Потлова и др. М.: Недра, 1988. -254 с.

51. Марьенко Ю.И. Постников В.Г. Причины аномально-высокого пластового давления в залежах нефти осинского горизонта на Марковском месторождении // Нефтегазовая геология и геофизика. 1967. №10. - С. 10-12.

52. Межпластовые перетоки флюидов как показатель нефтегазоносности / A.A. Карцев, Л.Н. Илюхин, Н.В. Попова и др. //Инф. обз. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. - 37 с.

53. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции //Геология и геофизика. 1996. Т. 37, № 8. - С. 196-205.

54. Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Ефимов А.О. Региональные резервуары нефти и газа Лено-Тунгусской провинции // Результаты региональных геолого-геофизических исследований Сибири. Сборник научных трудов.- Новосибирск, СНИИГГиМС, 1989,- 100 с.

55. Методы обработки и интерпретации результатов гидрогеологических исследований в нефтегазопоисковых целях /Суббота М.И., Клейменов В.Ф., Стадник Е.В. и др. М.: Недра, 1972. - 224 с.

56. Методы обработки и интерпретации результатов гидрогеологических исследований скважин /М.И. Суббота, В.Ф. Клейменов, Е.В. Стадник и др. М.: Недра, 1980.-271 с.

57. Мигурский A.B. Динамическое воздействие траппового магматизма на нефтегазоносность НБА //Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Сибирской платформы. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1986.- С-25 -34.

58. Мигурский A.B., Старосельцев B.C. Зоны разломов естественные насосы природных флюидов //Отечественная геология. 2000. №1. С. 56-59.

59. Мигурский A.B., Старосельцев B.C. Механизм насоса в миграции флюидов// Материалы третьей международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». -М.: Изд-во МГУ, 1999. С. 164-167.

60. Некомпенсированные прогибы и зоны вымывания солей в разрезе кембрия юга Сибирской платформы /Н.В.Мельников, А.О.Ефимов, И.Г.Сафронова и др.149

61. Новые данные по геологии и нефтегазоносное™ Сибирской платформы. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1980. - С- 36.

62. Непско-Ботуобинская антеклиза новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / Анциферов A.C., Бакин В.Е., Воробьев В.Н. и др. -Новосибирск: Наука, 1986. - 246 с.

63. Нефтегазовая гидрогеология юга Сибирской платформы /А.С.Анциферов,

64. A.С.Артеменко, О.В.Зехова и др. Под ред. А.С.Анциферова. М.: Недра, 1984. -193 с.

65. Нефти и конденсаты венда и нижнего кембрия Сибирской платформы (справочное руководство) /П.Н.Преснова, Д.И.Дробот, О.Н.Глушкова и др. Иркутск, 1980. -93 с.

66. Основы гидрогеологии. Гидрогеохимия / Под ред. С.Л. Шварцева. Новосибирск: Наука, 1982. - 286 с.

67. Павленко В.В., Бронников В.А. Водорастворенные газы терригенных отложений венда Иркутского нефтегазоносного бассейна //Нефтегазовая геология и геофизика. -1975. -№12. -С.23-23.

68. Павленко В.В., Бронников В.А., Обухов В.Ф. Особенности растворимости природных газов в высокоминерализованных пластовых водах юга Сибирской платформы //Водорастворенные газы нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1981. - С.29-33.

69. Пиннекер Е.В. Рассолы Ангаро-Ленского артезианского бассейна. М.: Наука, 1966. -332 с.I

70. Природные газы Иркутского нефтегазоносного бассейна /Д.И.Дробот, В.П.Исаев,

71. B.В.Самсонов и др. Иркутск: Вост.-Сиб. кн. из-во, 1968. - С. 20-30.150

72. Пустыльников A.M., Чернова J1.C. Магнезитоносный горизонт новый тип флюидоупоров в отложениях венда-нижнего кембрия Непско-Ботуобинской антеклизы //Геология нефти и газа. - 1991. - №6. - С. 17-20.

73. Рекомендации по исследованию газовых компонентов для выявления условий миграции и формирования залежей нефти и газа на юге Сибирской платформы /Анциферов A.C., Арсеньев В.П., Барышев A.C. и др. Вост.-Сиб. кн. изд-во, Иркутск, 1977. - 56 с.

74. Силин-Бекчурин А.И. Динамика подземных вод. М., изд-во МГУ, 1958

75. Старосельцев К.В. Строение фундамента Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области //Актуальные вопросы тектоники нефтегазоперспективных территорий Сибирской платформы /Труды СНИИГГиМС. Новосибирск, 1989. - 47-56 с.

76. Сурнин А.И. Гидродинамика и нефтегазоносность Таас-Юряхского газонефтяного месторождения //Методика разведки и условия формирования нефтегазоносных отложений Сибирской платформы. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1991. - С. 88-97.

77. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии / A.A. Карцев, Ю.П. Гаттенбергер, JI.M. Зорькин и др. М.: Недра, 1992. - 208 с.

78. Толстихин Н.И., Максимов В.М. Якутский артезианский бассейн. Зап. Ленингр. Горн. Ин-та. т. XXXI. Л.: Гостоптехиздат, 1955.

79. Фукс Б.А., Фукс А.Б. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода //Геология нефти и газа, 1976. № 10. С. -45-48.

80. Царев В.П. Особенности формирования, методы поиска и разработки скоплений углеводородов в условиях вечной мерзлоты. Якутск, Якутское книжное изд-во, 1976.-210 с.

81. Черский Н.В. Перспективы нефтегазоносности северо-востока Якутской АССР /Геология газовых месторождений. ГОСИНТИ, 1959.

82. Шварцев С.Л. Общая гидрогеология. М.: Недра, 1996. -423 с.

83. Шварцев С.Л. Источники кальция, стронция и бария крепких и сверхкрепких рассолов хлоридно-кальциевого типа //Геология и геофизика. 1973. - №6. - С. 23 -30.151

84. Шварцев С.Д., Букаты М.Б. О роли горных пород в формировании крепких рассолов хлоридно-кальциевого типа // Докл. АН СССР. 1995. - т. 342, N4. - С. 530-533.

85. Шемин Г.Г. Дизъюнктивная тектоника отложений венда и нижнего кембрия Марковского месторождения //Новые данные по тектонике нефтегазоносных областей Сибири. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1979. -С-26-31.

86. Яковлев Ю.И. Формирование месторождений углеводородов в зонах аномально низких пластовых давлений Сибирской платформы. М., 1991. - 45 е.: ил. //Геол., методы поисков, разв. и оценки месторожд. нефти и газа: Обзор /ВИЭМС. МГП «Геоинформмарк».

87. Яковлев Ю.И., Семашев Р.Г. Гидродинамическое обоснование выделения водонапорных систем депрессионного типа //Геология нефти и газа, 1982. № 9. С.-23-27.1. Фондовая литература

88. Глобальные закономерности нафтидогенеза в докембрии, геологическая история Сибирского континента в рифее как теоретическая основа прогноза нефтегазоносности докембрия Сибирской платформы. //Новосибирск, 1997. 514 с.

89. Изучение сложнопостороенных коллекторов нефти и газа и рациональный комплекс методов их прогноза на основе литологических и гидрогеологических исследований (на примере южных и центральных районов Сибирской платформы). //Новосибирск, 1995. 89 с.

90. Kontorovich А.Е., Melnicov N.V. et al. Geology and hydrocarbon potential of the Siberian platform (Russia). V. 1. Nepa-Botuoba region. Petroconsultants, 1992.