Шельфовые участки Печорского моря – кластеры роста нефтегазового потенциала Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

О.А. Захарова, Д.Е. Заграновская, к.г-м.н., А.П. Вилесов, к.г-м.н., С.Н. Рассказова, В.С. Степанова
ООО «Газпромнефть НТЦ» 
Zagranovskaya.DE@gazpromneft-ntc.ru

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Большие перспективы открытия новых месторождений на шельфе Печорского моря достаточно обоснованы, несмотря на низкую степень изученности [1]. Единственным разрабатываемым объектом в российской части шельфа Арктики является Приразломное месторождение. Накопленная добыча нефти сорта ARCO (Arctic Oil) из карбонатных отложений нижней перми с 2013 по 2020 г. составила 15 млн т. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПП) по геолого-геофизическому строению близка к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУП). Обе провинции характеризуются одновозрастным осадочным чехлом с развитием сходных нефтематеринских пород и перспективных нефтегазоносных комплексов. Например, если сравнивать в двух бассейнах нефтематеринские породы отложений доманикового типа, то их параметры (площадь, тип, зрелость, толщины, водородный индекс) сопоставимы. По данным Т.К. Баженовой [2] степень катагенетической преобразованности пород доманикового типа в ТПП в 4 раза выше, чем в ВУП, что указывает на рост нефтегазоносного потенциала именно в ТПП. Аналогично можно рассматривать другие факторы геологического успеха, условия формирования которых близки. Согласно государственной отчетности в ВУП суммарные запасы углеводородов категорий А, В1/B2, С1/С2 в нефтяном эквиваленте в 10 раз превышают запасы в ТПП, такое же различие в добыче углеводородов. По данным геолого-разведочных работ месторождения-гиганты, в частности, такие как расположенное в ВУП Ромашкинское, в ТПП не открыты, что объясняется труднодоступностью перспективных территорий, включающих обширную шельфовую часть, а также суровыми климатическими условиями, осложняющими поисковый процесс. Вследствие низкой изученности территории установленные суммарные запасы в ТПП существенно ниже, чем в ВУП. 

«Газпром нефть» выполняет планомерные поисковоразведочные работы на арктическом шельфе России. На площадях трех лицензионных участков (ЛУ) – СевероЗападного (СЗЛУ), Долгинского (ДЛУ) и Приразломного (ПЛУ) в Печорском море проводятся сейсморазведочные работы 3D и региональные исследования 2D. Из всех поисково-разведочных и оценочных скважин на Приразломной и Долгинской площадях отобран и детально изучен керн. Для уточнения результатов литолого-фациальных исследований используются материалы по расположенным вблизи скважинам нераспределенно го фонда, а также данные изучения обнажений на прилегающих площадях. С целью получения унифицированной оценки перспективных объектов выполнены литолого-фациальные исследования на основе секвенс-стратиграфического анализа по имеющимся и опубликованным геолого-геофизическим данным, что определило выбор месторождений-аналогов для выявления перспективных нефтегазоносных объектов. 

Оптимальный комплекс поисковоразведочных работ сформирован с учетом критериев перспективности и основных геолого-геофизических факторов, влияющих на продуктивность залежей. Рекомендованная нестандартная программа площадных несейсмических исследований методами потенциальных полей, площадной геохимической съемки (ПГх) с научно-исследовательскими работами направлена на доизучение перспективной площади с целью исключения геологических рисков и неопределенностей при постановке поисковооценочного бурения, а также для снижения стоимости бурения, повышения эффективности проводки скважины и разработки продуктивных объектов. 

Материалы и методы работы 

Исследования проведены на основе новых фактических материалов сейсморазведки 3D, скважинных данных и результатов исследований керна. Кроме того, использованы опубликованные материалы по месторождениям Тимано-Печорской и Южно-Баренцевоморской провинций, а также доступные результаты геолого-разведочных работ в норвежском секторе шельфа Баренцева моря. На рис. 1 представлена схема геолого-геофизической изученности района работ. 

На территории трех ЛУ в 2016–2019 гг. проведены морские сейсморазведочные работы 3D. Качество данных оценивалось в режиме реального времени и по результатам набортной экспресс-обработки полученных материалов. Работы выполнены с соблюдением повышенных требований к минимизации отрицательного воздействия на окружающую среду. 

1.PNG

В процессе работ проведены стандартная обработка на современном методико-технологическом уровне с сохранением соотношения истинных амплитуд, анизотропная глубинная миграция до суммирования. На основании результатов акустической и синхронной AVA-инверсии на качественном и количественном уровнях осуществлен прогноз геологического строения. С целью увязки данных 3D сейсморазведки Приразломной, Долгинской и Северо-Западной площадей по кинематическим и амплитудно-частотным характеристикам, сейсмостратиграфической идентификации элементов волнового поля и отождествления отражающих горизонтов (ОГ) по данным бурения скважин Долгинской и Приразломной площадей построен региональный сейсмический профиль. Профиль по данным сейсморазведки 2D проходит через скважины Приразломного и Долгинского месторождений, Рахмановско-Папанинскую группу структур с выходом на Междушарское поднятие на СЗЛУ и охватывает основные структурные элементы. Протяженность регионального профиля составляет более 250 км. В результате выполненных работ получена корректная сейсмическая корреляция отражений методом общей глубинной точки (МОГТ) 3D на Северо-Западной площади, на которой отсутствуют поисково-разведочные скважины. 

Для выявления геологических неоднородностей в интервалах развития ОГ триаса, карбона и девона на Долгинской и Северо-Западной площадях по данным МОГТ 3D рассчитаны объемные сейсмические атрибуты (Sweetness, Amplitude Contrast, RMS amplitude и др.), а также стандартные динамические атрибуты (геометрические и объемные), подготовлены сейсмофациальные карты и карты классификаций на основе многомерной регрессии по ОГ III-IV, III1(D1op), III2dm, III3(D3f), III(D3fm), I, А1-2 2, А1-2 3, А1-1. Кроме того, построены поверхностные атрибуты из набора инструментов программного обеспечения Petrel. В результате уточнены площади распространения предполагаемых ловушек в условиях литологического и стратиграфического экранирования: выявлены перспективные отложения овинпармского горизонта нижнего девона со стратиграфическим и литологическим экранами вторично измененных пород; определены области выклинивания и отсутствия среднедевонских терригенных отложений; оконтурены одиночные рифы франского возраста. Для рассмотрения и оценки перспективных поисковых объектов СЗЛУ, ДЛУ и ПЛУ в едином ключе разработана серия схематичных литолого-фациальных карт полигона работ, включающего все три участка. При построении карт использованы карты толщин, результаты интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС), изучения керна (послойное описание, фотографии, данные лабораторных исследований), сейсмопрофили и структурные поверхности для сейсмофациального анализа, региональные материалы по фациальному районированию и фондовые работы с данными литолого-фациального анализа. 

В результате интерпретации материалов ГИС уточнены в потенциально эффективной части разреза отложений триаса, перми, карбона и девона качественные характеристики коллекторов, флюидоупоров и нефтематеринских пород, необходимые для построения седиментационных моделей. Данные дополнительного анализа и переинтерпретации результатов ГИС позволили уточнить факторы риска для определения коэффициента успешности gCoS. Фациальному районированию осадочного чехла ТПП, включая шельфовую зону Печорского моря, посвящено много работ различных исследователей и организаций. При подготовке карт из всего комплекса фациальных исследований выбраны работы, выполненные в течение последних 20–30 лет и распространяющиеся на шельф Печорского моря, который довольно слабо изучен бурением. В результате анализа всей исходной информации для полигона исследований построены схематичные литолого-фациальные карты по 12 ОГ с учетом региональных седиментационных моделей.

Новые данные о геологическом строении района исследований и предпосылки для переоценки ресурсов 

Перспективные ловушки (структурные, структурнотектонические, литологически ограниченные) выделены в шести нефтегазоносных комплексах: среднеордовикско-нижнедевонском (ОГ V, IV2, III-IV, III1); среднедевонско-нижнефранском (ОГ III3); доманиково-турнейском (ОГ III3f 3, IIIfm1, IIv); верхневизейско-нижнепермском (ОГ Ia); верхнепермском (ОГ I); триасовом (ОГ A1-2 3, A1-1, A2-2).

(ОГ A1-2 3, A1-1, A2-2). В статье рассмотрены нижние перспективные карбонатные комплексы от ордовика-силура до франского яруса верхнего девона. Эти объекты ранее не учитывались как высокоперспективные на рассматриваемых площадях вследствие их глубокого залегания. Некоторые объекты среднеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса (НГК) выявлены и оценены впервые. Так, в результате корреляции ОГ в кровле овинпармских отложений (ОГ III1) в пределах СЗЛУ и последующего динамического анализа выделены пять перспективных объектов. Рассмотрены также перспективы верхнесилурийских и верхнеордовикских отложений ДЛУ и верхнесилурийских СЗЛУ, в результате выделены шесть новых объектов. 

По карбонатному комплексу верхнего силура (ОГ III-IV) благоприятными для развития коллекторов являются мелководные зоны шельфа с первично зернистыми осадками, что служит предпосылкой для унаследованного формирования вторичной пористости. По овинпармскому горизонту (ОГ III1) в пределах полигона работ расположены участки с трещинно-каверновыми карбонатными коллекторами, сформированными на этапе среднедевонской структурной перестройки в результате гипергенеза [3].

Овинпармские отложения на большей части исследуемой территории представлены переслаиванием пород открытого шельфа и забарьерной зоны платформы (мелководной и относительно глубокой сублиторали). На ДЛУ и СЗЛУ отложения выходят под размыв, их толщина сокращается до 250 м. На участках размыва интенсивно развиты вторичные диагенетические преобразования пород (выщелачивание, карстование, доломитизация), они выделены в отдельную фациально-диагенетическую зону. Коллекторские свойства трещиновато-кавернозных доломитов этой зоны оцениваются относительно высоко [5] (аналоги – месторождения им. Р. Требса и им. А. Титова). Диапазон глубин объектов – от 4400 м на ДЛУ до 5200 м в северной части СЗЛУ.

На Папанинском поднятии ордовикско-нижнедевонский НГК, включающий объект D1op, залегает практически на кристаллическом фундаменте на глубине 4600–5200 м, что обусловливает его большую привлекательность, поскольку повышается вероятность вторичных катагенетических преобразований и доломитизации в результате гидротермальных процессов, в том числе в проницаемом интервале зоны предфранского гипергенеза.

Образование вторичных доломитовых коллекторов происходило во время неотектонической перестройки, поэтому более глубокое залегание овинпармских отложений на Папанинском поднятии по сравнению с Долгинским некритично. Гидротермальные доломитовые коллекторы характеризуются хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) на глубинах 3000–5000 м, так как их жесткая кристаллическая решетка препятствует уплотнению [4, 6]. Области развития гипергенных коллекторов в нижнем девоне распространены довольно широко на площадях Папанинской, Рахмановских и Долгинской структур.

Нефтегазоматеринскими породами для ловушек овинпармского горизонта являются зрелые нижнедевонские породы – трансгрессивные глинистые известняки и доломиты относительно глубокой сублиторали внутришельфовой депрессии. Латеральная миграция углеводородов из нижнедевонских нефтематеринских пород и вертикальная миграция из относительно близко залегающих силурийских пород (к юго-западу полигона их толщина увеличивается) позволяют охарактеризовать их как высокопроизводящие. Сохранность ловушек СЗЛУ и ДЛУ обусловлена распространением регионального флюидоупора, представленного глинистой тиманско-саргаевской покрышкой. Исходя из закономерности нефтеносности в пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны комплекс нижнего девона на территории СЗЛУ и ДЛУ следует признать высокоперспективным.

На территории работ отложения верхнефранского возраста (ОГ III3f 3) представлены преимущественно депрессионными доманикоидными фациями. Развитие коллекторских свойств пород карбонатно-кремнистого состава возможно только за счет формирования интенсивной трещиноватости. Исключение представляет группа одиночных изолированных рифов сирачойского возраста, выделенная в пределах западной части ДЛУ и юго-восточной части СЗЛУ по данным сейсморазведки на глубине 4100 м (рис. 2).

4.PNG

Рифогенные резервуары сверху и по латерали ограничены плотными породами, т.е. представляют собой литологические ловушки – самостоятельные поисковые объекты. Материнскими породами являются высокоуглеродистые отложения доманика, подстилающие рифы, а также одновозрастные с рифами конденсированные отложения доманикового типа, окружающие потенциальные ловушки. Зональный флюидоупор представлен верхнефранскими и нижнефаменскими глинистыми известняками и мергелями. Возможно также выявление над рифовыми телами пластовых залежей-спутников, которые облекают по вышележащим отложениям рифы и повышают перспективы нефтегазоносности района. По данным стандартной динамической интерпретации, включая сейсмофациальный анализ по набору сейсмических атрибутов (на основе многомерной регрессии), рассматриваемая территория разделена на кластеры, с которыми ассоциированы определенные типы разреза, и спрогнозированы зоны улучшенных ФЕС пород исходя из их генетических особенностей. В итоге рассматриваемую территорию по различию геолого-геофизических характеристик выделяемых перспективных комплексов можно условно разделить на пять кластеров: Долгинской структуры; Папанинско-Рахмановской группы структур; Междушарско-Костиношарских групп структур; зоны франских одиночных рифов, Приразломной структуры (см. рис. 1). На рис. 3 представлено региональное концептуальное строение рассматриваемой области с суммарными перспективными объектами.

2.PNG

Результаты оценки перспективности нефтегазоносных комплексов

В пределах СЗЛУ и ДЛУ выделено и оценено более 100 перспективных объектов по шести перспективным НГК. Наиболее приоритетными являются нижнедевонско-силурийский, пермо-карбоновый и триасовый комплексы. Распределение ресурсов по группам поднятий и перспективным нефтегазоносным комплексам приведено на рис. 4, из которого видно, что кроме каменноугольно-нижнепермского перспективного комплекса, выделяется нижнедевонско-силурийский перспективный комплекс. Из истории развития ТПП следует, что нижнедевонский комплекс является одним из наиболее вовлекаемых в разработку и с ним связаны такие крупные месторождения, как месторождения им. Р. Требса, им А. Титова, Осовейское и Хосолтинское [3]. На территории изучаемых ЛУ этот комплекс также отмечен как один из наиболее перспективных. По группе поднятий с учетом обрискованных ресурсов Р90 наиболее привлекательными являются Папанинская, Долгинская, Рахмановская группы на северном окончании Тимано-Печорского бассейна. Большие перспективы связаны с Междушарской группой структур, но по нефтегазогеологическому районированию этот участок относится уже к Южно-Баренцевоморскому бассейну.

3.PNG

Планируемые геолого-разведочные и научно-исследовательские работы на перспективных площадях

С целью исключения рисков и основных неопределенностей на территории трех ЛУ сформирована программа геолого-разведочных и научно-исследовательских работ, позволяющая получить максимально полную дополнительную геолого-геофизическую и геохимическую информацию для актуализации строения рассматриваемой площади. С целью уточнения геолого-геофизического строения территории рекомендовано выполнить дополнительные площадные исследования несейсмическими методами (НСМ), такими как гравимагниторазведка (ГМР) и площадные геохимические методы (ПГх) с максимальным охватом перспективных площадей по выделенным кластерам с последующей комплексной переинтерпретацией данных сейсморазведки. Проведение ГМР рекомендуется с целью изучения строения осадочного чехла, определения вещественного состава фундамента [7] и тектонического строения площади. 

Предлагаемые участки выполнения гравиметрических и магнитометрических работ показаны на рис. 1. Съемка позволит уточнить тектоническое строение участка путем выделения разломов и зон трещиноватости осадочного чехла, не фиксируемых геофизическими полями более мелкого масштаба, выявить и уточнить форму, положение и глубину залегания рифовых тел в осадочном чехле и магматических тел в кристаллическом фундаменте. Рекомендовано также провести переинтерпретацию ретроспективных данных гравимагниторазведки. Использование ретроспективных материалов о потенциальных полях необходимо для более детального прогноза, связанного с повышенными неопределенностями, выявленными пространственными и амплитудными расхождениями измеренных полей. Проведение и комплексирование основных исследований НСМ (гравиметрических и магнитометрических) с сейсморазведкой 3D на современном методическом уровне позволит проследить разрывные нарушения на всей площади работ и выполнить моделирование основных структурных горизонтов. Результаты инверсии потенциальных полей могут быть использованы для коррекции глубинноскоростной модели. В результате на начальном этапе данные НСМ позволяют включить в модель низкочастотные данные, которые часто плохо проявляются в результатах сейсморазведки, что важно для изучения территории при отсутствии данных глубокого бурения. Интерпретация геолого-геофизических данных в комплексе с данными ГМР на качественном уровне даст возможность уточнить некоторые параметры: от прогноза зрелости нефтематеринских пород до определения состава песчаников в результате выявления источника сноса терригенного материала, в частности, для терригенных коллекторов среднего девона. По плотностным изменениям будут определены вещественный состав и физические свойства фундамента, которые в свою очередь существенно влияют на историю развития осадочного чехла, изменяя его геолого-геофизические и геохимические параметры в ходе гидротермальной проработки

В результате гидротермальных процессов в ослабленных зонах фундамента и осадочного чехла изменяются свойства коллекторов и покрышек. Например, для развития вторичных высокоемких гидротермальных доломитовых коллекторов необходимо поступление в осадочную толщу высокомагнезиальных растворов, содержащих свободный магний. Одним из основных источников такого привноса может служить эндогенная миграция из пород основного состава, прогноз которых невозможен без определения плотностных характеристик пород фундамента при помощи ГМР. Таким образом, в результате гравиметрических и магнитометрических исследований будут получены геолого-геофизические данные, которые не отражаются в сейсмических полях.

Дополнительно на рассматриваемой территории трех лицензионных участков рекомендуется выполнить ПГх с уплотняющей сетью отбора проб. Целью исследований являются уточнение распространения залежей, определение фазового состава углеводородов и прогноз сохранности залежи. Выполнение геохимической съемки необходимо по площадям как без установленной нефтегазоносности, так и с установленной. На рис. 1 показаны первоочередные участки для выполнения ПГх на территории трех ЛУ.

участки для выполнения ПГх на территории трех ЛУ. Следует отметить, что нефтегазоносность на месторождениях шельфа Печорского моря установлена только в пермско-каменноугольных отложениях, контуры перспективных ловушек в результате литолого-фациальных изменений различны. По данным ПГх можно уточнить контуры перспективности по Приразломной структуре, поскольку водонефтяной контакт на месторождении не вскрыт и есть вероятность прироста запасов в восточной части структуры. Эффект от применения ПГх на площадях с подтвержденной нефтегазоносностью оценивается как существенный, поскольку по биомаркерам можно определить зоны направленного выхода углеводородов и выполнить прогноз по различиям в них. Кроме того, можно уточнить зоны размыва перспективных отложений, что важно для нижних горизонтов со стратиграфическим несогласием и другими экранирующими факторами. 

Для каждого этапа реализации проекта сформирована программа научно-исследовательских работ, в результате выполнения которой будут исключены основные неопределенности проекта. Кроме того, программа направлена на актуализацию строения площади и уточнение местоположения поисково-оценочных скважин, получение максимального объема кондиционной геолого-геофизической и геохимической информации о поисковых объектах, повышение эффективности проводки скважины, снижение стоимости бурения.

Первоочередные участки для поисково-оценочного бурения установлены по результатам ранжирования перспективных объектов. Предварительное местоположение скважин определено в точках изучения оптимального числа объектов с условием вскрытия основного перспективного комплекса, а также влияния на вовлечение ресурсной базы проекта. Например, в соответствии с рассчитанным рейтингом одной из наиболее перспективных структур для бурения является Папанинская. Рекомендуемая проектная глубина скважины для этой структуры составляет 5120 м с полным вскрытием овинпармских отложений, а также 100 м кровельной части силурийских отложений. Точки заложения проектных скважин показаны на рис. 1. Численное влияние бурения проектной скважины выражено в объеме ресурсной базы, которая будет изучена, а также в количестве объектов региона, в отношении которых будет уточнен шанс геологического успеха gCoS для других объектов региона. Максимальный ожидаемый прирост ресурсной базы в результате бурения скв. Папанинская-1 составляет 510 млн т н.э. (геологические запасы). Исходя из геолого-геофизического строения площади можно заключить, что бурение скважины позволит уточнить геологическое строение 10 ловушек по четырем НГК. В результате суммарный прирост ресурсной базы составит 820 млн т н.э. (геологические запасы), или 32,5 % всех ресурсов проекта.

Следует отметить, что скважины, включенные в рейтинг топ-5, не охватывают такие перспективные объекты, как ордовик-силур, пражский ярус нижний девон, средний девон и верхнефранские рифогенные ловушки. Для этих перспективных объектов необходима разработка специальной программы поисково-разведочного бурения, ориентированной на изучение таких отложений.

Выводы 

1. По данным геолого-геофизических исследований, включая сейсмическую корреляцию, динамическую интерпретацию и литолого-фациальные построения на основе секвенс-стратиграфического анализа, выполнен прогноз распространения перспективных объектов шельфа Печорского моря. С целью минимизации рисков по структурному и тектоническому строению территории в пределах вертикальной и горизонтальной разрешающей способности сейсморазведки выявлены области распространения коллекторов. В результате выполнена переоценка перспектив нефтегазоносности отложений от ордовикско-нижнедевонских до триаса, уточнены месторождения-аналоги и ресурсная база проекта, рассчитаны коэффициенты успешности. 

2. Основные ресурсы лицензионных участков шельфа Печорского моря сосредоточены в нижнедевонско-силурийском, каменноугольно-нижнепермском и триасовом комплексах. Впервые выделены перспективные объекты в комплексах O, S2, D1op, D3f. Большие перспективы связаны с нижележащими объектами на глубине 3800–5200 м. В верхнедевонских отложениях франского яруса выделена группа перспективных одиночных изолированных рифов, суммарные ресурсы которых оценены высоко. 

3. Разработана нестандартная программа площадных геолого-разведочных работ, основанная на технологиях поиска с применением несейсмических методов для обоснования постановки поисково-оценочного бурения. 

4. Планируемые геолого-разведочные и научно-исследовательские работы направлены на исключение основных рисков и неопределенностей по перспективным объектам, а также на снижение стоимости бурения, повышение эффективности проводки скважин и разработки объектов для формирования и принятия интегрированного технологического решения по проекту.

Список литературы

1. Прищепа О.М., Нефедов Ю.В., Айрапетян М.Г. Углеводородный потенциал акваториального арктического сектора севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по результатам региональных исследований // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2020. – Т. 15. – № 1. – http://www.ngtp.ru/rub/2020/4_2020.html
2. Баженова Т.К. Нефтегазоматеринские формации древних платформ России и нефтегазоносность // Нефтегазовая геология. Теория и практи– ка. – 2016. – Т. 11. – № 4. – http://www.ngtp.ru/rub/1/45_2016.pdf
3. Юрьева З.П. Положение залежей нефти в разрезах нижнедевонских отложений (Тимано-Печорская провинция) // Геология нефти и газа. – 2015. – № 3. – С. 3–13.
4. Жемчугова В.А., Маслова Е.Е., Наумчев Ю.В. Седиментационная модель нижнедевонских отложений северо-востока Хорейверской впадины // В сб. Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России: материалы XVII Геологического съезда Республики Коми. – Т. 3. – Сыктывкар: Геопринт, 2019. – С. 43–45.
5. Условия осадконакопления, диагенетические процессы и их влияние на коллекторские свойства верхнесилурийско-нижнедевонских карбонатных пород месторождений им. Р. Требса и А. Титова / А.С. Душин, М.В. Рыкус, Г.В. Наумов, Г.Ф. Гаймалетдинова // Нефтегазовое дело. – 2015. – № 5. – С. 20–44.
6. История формирования и оценка перспектив нефтегазоносности карбонатных резервуаров овинпармского горизонта нижнего девона Долгинско-Папанинской структурной зоны (шельф Тимано-Печорской плиты) / А.П. Вилесов, О.А. Захарова, Д.Е. Заграновская [и др.] // ProНефть. – 2020. – № 4. – С. 24–33.
7. Опыт комплексирования методов потенциальных полей и поверхностной геохимии в целях планирования геолого-разведочных работ на слабо изученных территориях залегания баженовской свиты / А.А. Вашкевич, К.В. Стрижнев, С.И. Чекмарев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 32–35. 

References

1. Prishchepa O.M., Nefedov Yu.V., Ayrapetyan M.G., Hydrocarbon potential of the Arctic shelf sector of the north Timan-Pechora petroleum province on the results of regional researches (In Russ.), Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2020, V. 15, no. 1, URL: http://www.ngtp.ru/rub/2020/4_2020.html
2. Bazhenova T.K., Petroleum source formations of the Russian ancient platforms and their petroleum potential (In Russ.), Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2016, V. 11, no. 4, URL: http://www.ngtp.ru/rub/1/45_2016.pdf
3. Yur'eva Z.P., Position of oil pools in the sections of the Lower Devonian deposits (the Timan-Pechora province) (In Russ.), Geologiya nefti i gaza, 2015, no. 3, pp. 3–13.
4. Zhemchugova V.A., Maslova E.E., Naumchev Yu.V., Sedimentatsionnaya model' nizhnedevonskikh otlozheniy severo-vostoka Khoreyverskoy vpadiny (Sedimentation model of the Lower Devonian deposits of the northeast of the Khoreyver depression), Collected papers “Geologiya i mineral'nye resursy Evropeyskogo Severo-Vostoka Rossii” (Geology and mineral resources of the European North-East of Russia), Proceedings of XVII Geological Congress of the Komi Republic, Part 3, Syktyvkar: Geoprint Publ., 2019, pp. 43–45.
5. Dushin A.S., Rykus M.V., Naumov G.V., Gaymaletdinova G.F., Depositional environments, diagenetic processes and their impact on reservoir properties of Upper Silurian-Lower Devonian carbonates in R. Trebs and A. Titov fields potential (In Russ.), Neftegazovoe delo, 2015, no. 5, pp. 20–44.
6. Vilesov A.P., Zakharova O.A., Zagranovskaya D.E. et al., The geological history and resource potential of Ovinparmian carbonate reservoirs of Dolginsko-Papaninskaya structural zone (Timan-Pechora Plate) (In Russ.), ProNeft', 2020, no. 4, pp. 24-33.
7. Vashkevich A.A., Strizhnev K.V., Chekmarev S.I. et al., Experience of integration of potential field methods and surface geochemistry in the context of exploration planning within underexplored areas of the Bazhenov formation (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 12, pp. 32–35.

Возврат к списку