Мультидисциплинарный подход к формированию концепции образования залежей в сложнодислоцированных карбонатных отложениях рифея

24.12.2018

Источник: Журнал «PROнефть»

Multidisciplinary approach for petroleum play reconstruction of dislocated heterogeneous carbonate reservoirs within the world’s most ancient riphean formation

УДК 553.98

Р.Р. Хуснитдинов, А.А. Вазаева, Д.Ю. Калачева, Н.В. Морозов, Р.А. Ошмарин
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
С.В. Наумов
ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз»

Электронный адрес: Khusnitdinov.RR@gazpromneft-ntc.ru 

Ключевые слова: рифей, карбонаты, нефтематеринские породы, С- и O- изотопные системы

R.R. Khusnitdinov, A.A. Vazaeva, D.Yu. Kalacheva, N.V. Morozov, R.A. Oshmarin  
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 
S.V. Naumov 
Slavneft-Krasnoyarskneftegaz LLC, RF, Krasnoyarsk

Under the conditions where several source rocks can be responsible for oil and gas presence in blocks it’s necessary to determine each contribution and find correlation with oil fluids. Similarity of different oils by geochemical criteria outlines reservoir unity and similarity of oils and source rocks proves probability of its genetic connection. In the terms of huge stratigrafic uncertainties especially at faulted areas where break amplitude may reach up to 1000 meters, Cand O- isotopic systems of carbonate matter can help in correlation between different blocks. Complex methodology including unique ancient rocks age estimation and geochemistry investigation combined with detailed geological and seismic study allowed to justify petroleum play conception and potential sweet spots.

Keywords: riphean, carbonate reservoir, source rocks, C- and O- isotopic systems

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-4-28-35

ВВЕДЕНИЕ

Вопрос генезиса углеводородов в древнейших на Земле осадочных отложениях рифея интересовал геологов еще с начала первых открытий в Восточной Сибири. Помимо геологических и технологических неопределенностей, которыми характеризуются трещиноватые доломиты рифея, их разновозрастные части, обособленные литологическими и тектоническими границами в отдельные блоки, имеют различные контакты, а наличие газовой шапки не всегда подчиняется гипсометрии залежи. Кроме того, по мере продвижения геологоразведочных работ в восточном направлении были выявлены сложное тектоническое строение залежей и  последовательное понижение уровня водонефтяного контакта, что требует дополнительных объяснений с точки зрения как возможных амплитуд вертикальных перемещений, так и стадийности формирования залежей. С учетом существующей проблематики в стратификации рифейских толщ, связанной с отсутствием очевидных диагностических признаков, первоочередной становится проблема отождествления отражающих горизонтов (ОГ) по данным сейсморазведки. Решать поставленные задачи в связи с низкой информативностью традиционных методов геофизических исследований скважин и сейсморазведки для «немых» в отношении стратиграфии карбонатых толщ предлагается с помощью изотопной хемостратиграфии и геохимических исследований органического вещества (ОВ) потенциальных нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и углеводородных залежей. 

Уточнение структурнотектонической модели рифейских толщ

Низкая разрешающая способность биостратиграфии в большей части докембрия определяет необходимость развития новых методов для корреляции отложений. Стронциевая изотопная хемостратиграфия, а также измерения стабильных изотопов С и О являются сегодня одними из действенных методов для корреляции морских карбонатных отложений во внутрии межрегиональном масштабах. Эти методы основаны на способности карбонатных осадков, накопившихся в открыто-морских бассейнах, наследовать величины отношения 87Sr/86Sr и изотопы 13 С и 18 O среды седиментации, которые формировались под влиянием внешних геологических факторов и были индивидуальны для каждого момента геологической истории. Заключенная в карбонатных породах Sr-, C-, Oизотопная информация может использоваться для корреляции и определения возраста отложений [1]. Для уточнения стратиграфического положения внутририфейских карбонатных толщ в процессе камеральных работ были отобраны наименее измененные карбонатные разности из кернового материала 14 скважин Куюмбинского месторождения. По результатам изотопных измерений и построения углеродной кривой для сводного разреза рифея была уточнена стратиграфия четырех скважин (рис. 1).

Рис. 1. Построение углеродной кривой по данным 18 скважин и сравнение с данными Е.М. Хабарова (2011 г.) по разрезу камовской серии

В частности, в районе скв. К-225 и Абр-1 разрез по новым данным представлен отложениями не ирэмэкэнской толщи, как было определено ранее, а юрубченской, которая является более древней. Эти изменения повлекли за собой корректировку корреляции ОГ рифея, изменение структурного плана и площади распространения рифейских толщ. 

Волновое поле в районе скв. К-225 характеризуется высокой степенью неопределенности при интерпретации. В области, выделенной красным прямоугольником (рис. 2, а), на временах 1000-1800 мс отмечается ухудшение прослеживания отражающих границ, что предположительно связано с выраженным фоном кратных волн, проявляется в виде субгоризонтальных отраженных границ разной интенсивности. На этом фоне в разрезе просматриваются крутонаклонные оси синфазности, осложненные тектоническими нарушениями (см. рис. 2, а). Исходя из обновленной информации о стратиграфической приуроченности ОГ возникают предпосылки к последующей интерпретации волнового поля, крутонаклонные границы связаны с прослеживанием границ вэдрэшевской (ОГ R4), мадринской (ОГ R4ʹ) и копчерской толщ (ОГ R3). Ранее прослеживание этих толщ ошибочно выполнялось по интенсивному полю кратных волн  (выделено красной штриховкой на рис. 2, б). 

В результате пересмотра пикировки границ выделена синклинальная складка с осью, погружающейся в восточном направлении, ограниченной с севера, востока и юга амплитудными нарушениями. Скв. К-225 расположена в пределах южного борта складки с углами падения 6-8°. Высокая степень неопределенности при трассировании вэдрешевской, мадринской и копчерской толщ была связана с неустановленной кинематикой разрывных нарушений при движении от более изученного Западного Куюмбинского лицензионного участка (ЛУ) к менее изученному Абракупчинскому ЛУ в северовосточной части площади. Это обусловлено тем, что часто отражения, расположенные по разные стороны от нарушения, могут трактоваться по-разному. Существующий объем бурения в пределах Абракурчинского ЛУ не дает полного представления о геологическом строении рифея. Тем не менее, исходя из принятой стратификации и по результатам пересмотра корреляции ОГ (прослеживание отражений контролировалось сохранением толщин между ОГ) отложения, вскрытые скв. Крд.-1 и Абр.-4, относятся к куюмбинской толще.  Таким образом,  на основе изотопных исследований была изменена стратиграфическая привязка, выявлены новые особенности в строении структурных форм и уточнены области  выходов рифейских толщ под эрозионную поверхность рифея R0 (рис. 3).

Рис. 2. Временной разрез вдоль crossline 2140 по кубу амплитуд через скв. К-225 до (а) и после (б) интерпретации 

Текущее представление о генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в основном базируется на результатах ранее выполненных региональных работ по изучению геохимических показателей. В рамках этих работ был определен нефтематеринский потенциал рифейских и вендских толщ, определена степень их катагенетической зрелости и построены карты эмиграции. Значительно меньше в литературе освещены работы, в ходе которых по результатам анализа флюидов и сопоставления с выделенными НГМТ определяется генетический источник. В частности, в диссертации Ю.А. Филипцова описано влияние НГМТ ирэмэкенской толщи на состав флюида. С учетом того, что в пределах рассматриваемой территории фиксируется несколько потенциальных НГМТ и наблюдается блоковое строение залежей, основной задачей стал поиск генетической связи НГМТ – нефть по результатам опробования толщ и отбора нефтей. Для этого применялся весь спектр геохимических исследований, включающий резервуарный анализ, изучение биомаркеров и данные пиролиза.

Выделение нефтегазоматеринских толщ в разрезе и оценка их свойств

Для выделения в разрезе рифея НГМТ, определения степени их катагенетической преобразованности использовались результаты пиролитических исследований пород, определения содержания ОВ Сорг (ТОС), полученные в лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН, а также данные, опубликованные в работах [2, 5]. 

При анализе результатов пиролитических исследований потенциальных НГМТ из-за наличия в породах остаточных битумоидов, низкого Сорг, отсутствия видимого пика остаточного генерационного потенциала S2 на пирограммах, не все замеры являлись кондиционными, что приходилось учитывать при фактической интерпретации данных. Кроме того, необходимо принимать во внимание и специфику ОВ, поскольку низкие значения S2, водородного индекса HI, Сорг также могут быть связаны с высокой катагенетической преобразованностью исследуемых отложений при повышенных значениях максимальной температуры пиролиза Тмах, которые будут характеризовать именно пиролизуемую часть ОВ. По результатам фактических пиролитических исследований отмечено, что для многих проб с низким Сорг наблюдается полное отсутствие Тмах. Другая часть образцов характеризуется низкими значениями Тмах (от 312 до 400 оС), что может быть связано с наличием в пробе смолоасфальтеновых соединений, продукты деструкции которых частично могут регистрироваться в пиролитическом пике S2. Следует также отметить, что при сравнении значений Сорг, полученных по результатам пиролитических исследований, наблюдается превышение (в 2 раза и более) Сорг по данным анализатора, что связано с влиянием карбонатных минералов на фактические результаты пиролиза, и завышение истинных значений Сорг. Это было зафиксировано для большинства исследуемых образцов. Иная интерпретационная картина наблюдается, например, для образцов аргиллитов копчерской толщи: при Тмах≈448 оС, повышенных значениях S2 (до 1 мг УВ/г) отмечается практически полная сопоставимость результатов определения Сорг по данным пиролиза и данным анализатора. Исходя из вышеуказанных предположений, комплексируя результаты пиролиза и оценки Сорг, в рифейском разрезе на территории Куюмбинского месторождения был выделен комплекс нефтегазоматеринских пород (НГМП) и определена их катагенетическая преобразованность. В пределах изучаемой территории далеко не во всех скважинах сохранилась полная стратиграфическая последовательность, поэтому характеристики одной из наиболее молодых толщ рифея – ирэмэкенской – были изучены по материалам, опубликованным в работах [2-5].

Рис. 3.  Карта выходов рифейских толщ под эрозионную поверхность рифея RО до (а) и после (б) внесения изменений по результатам изотопных исследований

Нефтематеринский потенциал наиболее древних рифейских толщ – вэдрэшевской и мадринской – фактически полностью реализован. Все пиролитические параметры отвечают практически полной выработанности ОВ обеих толщ в отношении жидких углеводородов [6]. Анализ новых определений содержания органического углерода в породах и опубликованных материалов [3, 4] подтверждает, что породы вэдрэшевской и мадринской толщ следует рассматривать в качестве древнейших НГМП на территории Байкитской антеклизы и в частности на исследуемой территории. В качестве НГМП, которые реализовали свой генерационный потенциал лишь частично, были выделены наиболее глинистые прослои куюмбинской толщи и темно цветные высокообогащенные ОВ аргиллиты копчерской толщи. Уникальная по содержанию ОВ ирэмэкенская толща верхнего рифея также была рассмотрена как потенциальная нефтегазоматеринская. Характеристики выделенных в разрезе НГМТ представлены в таблице.

По результатам обобщения данных пиролиза выделены два типа ОВ: 

1) ОВ ирэмэкенской свиты; 

2) ОВ остальных нефтегазоматеринских пород рифея и венда (рис. 4).

Рис. 4. Диаграмма типов ОВ рифейского и вендского комплекса по Ван-Кревелену (R°– отражательная способность витринита; ГЗН – главная зона нефтеобразования)

Вследствие обогащенности ОВ первого типа алифатическими структурами, а также почти полного отсутствия серы (в среднем 0,1 %) в ОВ ирэмэкенской свиты (в ОВ других НГМП содержание серы составляет 0,7 %) диапазон начала генерации углеводородов начинается раньше, чем для ОВ второго типа. Учитывая прямую корреляцию зрелости ОВ и погружения рифейского комплекса, можно сделать вывод, что горизонтальной миграции в краевых зонах не происходило, так как в них ОВ второго типа достигло главной стадии генерации газов. ОВ ирэмэкенской свиты, наоборот, в наиболее погруженных зонах достигает главной стадии генерации нефти, вследствие чего является наиболее перспективным. Однако по результатам сопоставления биомаркерных характеристик нефтей и битумоидов нефтегазоносность на территории исследования не подтверждается. 

Исходя из тренда изменения катагенеза выделенных НГМП с глубиной и наличия залежей углеводородов в рифейском комплексе можно предположить, что на большей части исследуемой территории отсутствует катагенетическое несогласие. Это подразумевает повторный этап генерации углеводородов рифейскими отложениями в фанерозое, в то время как залежи углеводородов, образовавшиеся за счет довендской генерации, в существенном объеме были утеряны во время предвендской инверсии и размыва. Именно в зоне отсутствия катагенетического несогласия предполагается наличие нефтеподобных углеводородов в рифейском комплексе. 

В работе [4] был предложен термин «бесполезной» эмиграции для объемов углеводородов, сгенерированных в довендское время, и «полезной» – для УВ, сгенерированных рифейскими НГМП после повторного погружения в фанерозое вне зоны катагенетического несогласия. Уровень катагенеза вэдрэшевской толщи к концу рифея достиг градации МК3, мадринской – МК2, куюмбинской – МК1-МК2, т.е. во всех перечисленных толщах генерация и эмиграция жидких углеводородов уже происходила в большей или меньшей степени до начала формирования венд-палеозойского чехла. На основании литературных данных о палеокатагенезе основных НГМП рифея были рассчитаны параметры Сорг, HI по методике, описанной в работе [7]. 

На основании вышеуказанных данных затем были оценены объемы углеводородов, сгенерированные в довендское время («бесполезная» эмиграция). Исходя из текущих количественных характеристик НГМП на настоящий момент были рассчитаны объемы суммарной эмиграции углеводородов, объемы «полезной» эмиграции были найдены как разница между объемами суммарной и объемами «бесполезной» эмиграции (см. таблицу). По результатам расчетов и уровню катагенетической преобразованности НГМП можно предположить наличие преимущественно нефтяных залежей в зоне распространения ирэмэкенской, копчерской толщ, нефтяных/конденсатных залежей с газовой шапкой в зоне распространения куюмбинской толщи, в то время как в зоне распространения мадринской и вэдрэшевской толщ – преимущественно газовых залежей. Полученные данные о масштабах «полезной» эмиграции в дальнейшем были использованы для расчета объемов углеводородов, формирующих полезные нефтенасыщенные зоны у подошвы вендского комплекса.

Генетическая корреляция в системе нефть – НГМП

Для корреляции нефтей с их генетическими источниками были изучены особенности распределения биомаркерных соединений в нефтях и битумоидах, полученные в пределах различных толщ рифейского и вендского комплексов. Аналитические измерения проводились в лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН. 

В изученных образцах нефтей и битумоидов наблюдается сходство в распределении нормальных алканов, максимум приходится на область С15-С17. Отличительная особенность изученных проб – наличие гомологического ряда 12,13-монометилалканов, что является характерным признаком нефтей, сгенерированных ОВ древних (докембрийских) осадочных толщ. Низкие значения соотношений Pr/n-C17, Ph/n-C18 и индекс нечетности CPI>1 свидетельствуют о высокой зрелости исследуемых образцов. Невысокие значения соотношения Pr/Ph (редко превышает 1), повышенные значения гопанового индекса (HHI) соответствуют восстановительным обстановкам захоронения исходного ОВ, низкие концентрации гаммацерана – нормальной солености вод в бассейне осадконакопления, преобладание гопанов над стеранами свидетельствует о наличии в составе исходного ОВ бактериальной биомассы [7]. 

Для установления генетической связи битумоидов и нефтей рифейских и вендских отложений также был использован набор стерановых (С2920S/(20S+20R), bb/(bb+aa)), гопановых (Ts/(Ts+Tm), моретаны/гопаны), фенантреновых (MPI 3) биомаркерных характеристик. Отражательная способность витринита R°, рассчитанная для образцов нефтей и битумоидов куюмбинской, копчерской толщ через фенантреновые углеводороды, колеблется в пределах 0,85-1,05, что соответствует градации катагенеза МК3, которая также была диагностирована по результатам пиролитических исследований.

По распределению биомаркерных показателей все образцы делятся на две группы, одна из которых генетически связана с вендскими НГМП, другая – с рифейскими. Повышенные значения биомаркерных характеристик для некоторых образцов вендских отложений могут свидетельствовать об их миграционной природе. Миграция могла происходить из нижележащих рифейских толщ по зонам вертикальной или латеральной трещиноватости. C учетом схожести биомаркерных характеристик битумоидов и нефтей рифейского комплекса, а также корреляции фазового состава флюидов в залежах со степенью катагенеза подстилающих НГМП можно предположить, что залежи углеводородов в рифейском комплексе на большей части территории исследования, вероятнее всего, сформировались посредством вертикальной миграции из нижележащих НГМП. Однако в дальнейшем для более точной корреляции исследуемых нефтей с битумоидами предполагаемых НГМП необходимо увеличить выборку последних.

Концептуальная модель формирования залежей углеводородов

Генетический анализ биомаркеров, характеризующих зрелость исходного ОВ и углеводородов, показал, что углеводороды в залежах своей генерацией обязаны залегающим под ними НГМТ, которые обособляются в отдельные резервуары.  Формирование локальных зон нефтегазонакопления в зависимости от степени катагенеза  материнских толщ объясняет латеральную дифференциацию фазового состава залежей в разновозрастных толщах рифея и в свою очередь дает основания для перехода к количественному прогнозу согласно теории миграционных потерь, ранее предложенной исследователями [2]. Коллектор, представленный трещиноватыми доломитами, к моменту начала генерации был уже сформирован и заполнен пластовой водой. По мере накопления осадочного материала венда и кембрия до толщины более 2 км наиболее погруженные части нефтематеринских толщ раньше вступали в зону «нефтяного окна» и начинали генерировать нефть, которая по вертикальным трещинам устремлялась к экрану – подошве венда, представленной глинисто-сульфатно-карбонатными отложениями оскобинской свиты. На этом этапе генерации и миграции далеко не все углеводороды достигали прикровельной части коллектора, основная их часть оставалась на пути миграции и затрачивалась на гидрофобизацию коллектора. Объем углеводородов, затраченный на всплытие, рассчитывается по формуле

Qвспл=mтрrКо.ннh1000000, (1)

где mтр – трещинная пористость [2]; r – плотности нефти; Ко.нн – коэффициент остаточной нефтенасыщенности; h – расстояние от кровли НГМТ от кровли до экрана. 

Вверх по восстанию пластов нефтематеринская толща приближалась к эрозионной поверхности рифея RО – соответственно сокращалось и расстояние до экрана, что способствовало аккумуляции углеводородов в залежах (рис. 5). Критическая толщина, при превышении которой углеводороды расходуются на миграционные потери Qэм, не достигая экрана, вычисляется из выражения

hкр= Qэм/(mтрrКо.нн100000).  (2)

По результатам расчетов была построена карта «полезных» зон, сопоставляя которую с закономерностями, полученными для выделенных групп нефтей, и обобщая всю имеющуюся геологическую информацию, можно сделать вывод, что в зоне распространения мадринской и юрубченской толщ можно предполагать наличие нефтяных залежей с газовой шапкой, в зоне распространения копчерской и ирэмэкенской толщ – залежей с преимущественно нефтяным составом. В соответствии  с определенными критическими толщинами и объемами эмиграции и потерь для каждой толщи была рассчитана толщина прикровельной зоны

hпр.кр= Qэм – Qвспл/mтрrКо.нн100000, (3)

которая в случае трещиноватого коллектора и массивного типа залежи соответствует эффективной нефтенасыщенной толщине. Это позволило выполнить количественную оценку ресурсной базы в восточных блоках месторождения  и предложить программу поисковых работ в наиболее перспективных с точки зрения геохимических критериев прогноза зонах. Предлагаемая последовательность поисковых работ заключается в следующем. Первую поисковую скважину в блоке необходимо закладывать с возможностью вскрытия подстилающей аргиллитовой толщи, которая показала наивысший генерационный потенциал. Далее при испытании и получении притока углеводородов необходимо провести изотопные датировки для подтверждения стратиграфического положения толщи и последующие геохимические исследования для установления нефтегенерационного потенциала и определения глубины формирования прикровельной зоны. Это позволит вести бурение дальше от «клина» НГМТ – экран в пределах «полезной» зоны и наращивать объем запасов в блоке. При неполучении притока углеводородов геохимические исследования ОВ аргиллитов в любом случае позволят определить нефтегенерационный потенциал. В случае его невысоких значений подтвердится предположение, что скважина находится в «глухой» зоне. Это позволит пересмотреть генерационный потенциал НГМТ и актуализировать критическую мощность образования прикровельной зоны. После этого необходимо сделать переоценку блока и рассмотреть вопрос о целесообразности разведки в сторону «клина» НГМТ – экран либо о бесперспективности блока для последующих работ. Если нефтегенерационный потенциал аргиллитовой толщи окажется высоким, то при отсутствии  притока углеводородов, необходимо будет адаптировать прогноз и провести ряд дополнительных исследований. 

Рис. 5. Концептуальная схема аккумуляции углеводородов

Заключение

В рамках проведенных исследований на основании данных изотопных и геохимических исследований определены критерии поиска залежей в восточных блоках с позиции текущей концепции формирования залежей, которая непосредственно связана с потенциалом НГМТ и механизмом вертикальной миграции. 

Список литературы

1. Кузнецов А.Б., Семихатов М.А., Горохов И.М. Изотопный состав Sr в водах Мирового океана, окраинных и внутренних морях: возможности и ограничения Sr-изотопной хемостратиграфии // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2012. – Т. 20. – № 6. – С. 3–19.
2. Эволюция нефтегазообразования и нефтегазонакопления на юго-западе Сибирской платформы / Т.К. Баженова, А.И. Шапиро, В.Ф. Васильева [и др.]. – СПб.: ВНИГРИ, 2015. – 148 с.
3. Оценка катагенеза и нефтегазогенерационных свойств органического вещества отложений рифея и венда Байкитской и Катангской нефтегазоносных областей / Ю.А. Филипцов, Ю.В. Петришина, Л.И. Богородская [и др.] // Геология и геофизика. – 1999. – Т. 40. – № 9. –  С. 1362-1374.
4. Баженова Т.К., Дахнова М.В., Можегова С.В. Верхний протерозой Сибирской платформы – основной источник нефтегазоносности её домезозойского мегабассейна // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. – Т. 6. – № 2. – http://www.ngtp.ru/rub/1/17_2011.pdf.
5. Тимошина И.Д. Геохимия органического вещества нефтепроизводящих пород и нефтей верхнего докембрия юга Восточной Сибири. – Новосибирск: Гео, 2005. – 166 с.
6. Исследования погружения и термической истории осадочного бассейна Байкитской антеклизы / К.Ю. Васильева, Е.А. Бакай, Е.Б. Ершова [и др.] // Вестник Московского университета. – 2016. – № 5. – C. 76-80.
7. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. Second Edition: Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. – Cambridge: Cambridge University Press, 2005. – P. 99-100.

References

1. Kuznetsov A.B., Semikhatov M.A., Gorokhov I.M., The Sr isotope composition of the world ocean, marginal and inland seas: Implications for the Sr isotope stratigraphy (In Russ.), Stratigrafiya. Geologicheskaya korrelyatsiya = Stratigraphy and Geological Correlation, 2012, V. 20, no. 6, pp. 3–19.
2. Bazhenova T.K., Shapiro A.I., Vasilʹeva V.F., Vishnevskaya N.B. et al., Ehvolyutsiya neftegazoobrazovaniya i neftegazonakopleniya na yugo-zapade Sibirskoy platformy (Evolution of oil and gas formation and oil and gas accumulation in the south-west of the Siberian platform), St. Petersbug: Publ. of VNIGRI, 2015, 148 p.
3. Filiptsov YU.A., Petrishina YU.V., Bogorodskaya L.I. et al., Evaluation of catagenesis and oil and gas generation properties of organic matter in the Riphean and Vendian sediments of the Baikitskaya and Katangskaya oil and gas bearing areas (In Russ.), Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 1999, V. 40, no. 9, pp. 1362-1374.
4. Bazhenova T.K., Dakhnova M.V., Mozhegova S.V., Upper Proterozoic formations of Siberian platform main source of oil and gas of Pre-Mesozoic megabasin (In Russ.), Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2011, V. 6, no. 2, URL: http://www.ngtp.ru/rub/1/17_2011.pdf.
5. Timoshina I.D., Geokhimiya organicheskogo veshchestva nefteproizvodyashchikh porod i neftey verkhnego dokembriya yuga Vostochnoy Sibiri (Geochemistry of organic matter of petroleum producing rocks and oils of the Upper Precambrian of the south of Eastern Siberia), Novosibirsk: Geo Publ., 2005, 166 p.
6. Vasilʹeva K.YU., Bakay E.A., Ershova E.B. et al., Subsidence and thermal history of Baikit anteclise sedimentary basin (In Russ.), Vestnik Moskovskogo universiteta, 2016, no. 5, pp. 76-80.
7. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M., The biomarker guide. Second Edition: Biomarkers and isotopes in the environment and human history, Cambridge University Press, 2005, pp. 99-100.

Возврат к списку