ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОМАНИКОИДНОЙ ВЫСОКОУГЛЕРОДИСТОЙ ФОРМАЦИИ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА

Карпушин М.Ю.; Ступакова А.В.; Завьялова А.П.; Суслова А.А.; Чупахина В.В.; Радченко К.А.

оригинальная статья

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2022.2.13 ' УДК 553.982

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доманикоидной высокоуглеродистой формации центральной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна

М.Ю. Карпушин*, А.В. Ступакова, А.П. Завьялова, А.А. Суслова, В.В. Чупахина, К.А. Радченко

Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия

В работе описано строение и условия образования доманикоидной высокоуглеродистой формация (ВУФ) в центральной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. Строение ВУФ зависит от структурной приуроченности и палеогеографических условий позднедевонского периода, где время максимального стояния вод морского бассейна приводило к образованию интервалов разреза с высоким содержанием органического углерода. Структурно-фациальная зональность области распространения ВУФ связана с зоной относительно глубоководных впадин, склонов, поднятий и мелководно-морского шельфа с многочисленными биогермными постройками. Границы зон определялись положением крупных структурных элементов Татарского и Башкирского сводов и впадин Камско-Кинельской системы прогибов. Эти зоны различаются не только распределением мощности отложений ВУФ, но и характером распределения интервалов разреза, обогащенных органическим веществом. Максимальное количество прослоев, обогащенных органическим веществом в толще кремнисто-карбонатных пород, наблюдается в центральной части Камско-Кинельской системы прогибов в разрезе франских и фамен-ских отложений. Многочисленные нефтепроявления из интервалов ВУФ говорят о том, что есть потенциал для дальнейшего изучения и локализации перспективных зон для поиска трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Ключевые слова: доманикоидная высокоуглеродистая формация, Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн, нетрадиционный коллектор, геологическое строение, модель формирования

Для цитирования: Карпушин М.Ю., Ступакова А.В., Завьялова А.П., Суслова А.А., Чупахина В.В., Радченко К.А. (2022). Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доманикоидной высокоуглеродистой формации центральной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. Георесурсы, 24(2), с. 129-138. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2022.2.13

Введение

В России одним из перспективных объектов для будущего масштабного освоения является доманикоидная высокоуглеродистая формация (ВУФ), имеющая широкое распространение в пределах Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (НГБ).

Доманикоидная ВУФ известна как основная нефтема-теринская порода, однако последние 10 лет технологии разработки трудноизвлекаемых запасов из нетрадиционных резервуаров позволили рассмотреть ее не только с позиции ресурса для генерации углеводородов (УВ), но и с позиции замкнутой углеводородной системы, пригодной для поиска и добычи нефти и газа. Интерес к поисковым геологоразведочным работам на трудноизвлекаемые запасы связан с тем, что потенциал традиционных запасов нефти иссякает, и без добычи нефти из трудноизвлека-емых резервуаров поддерживать устойчивый уровень добычи практически невозможно (Варламов и др., 2020)

Волго-Уральский бассейн - известная область развития доманикоидной ВУФ, однако вариации мощности и содержания органического вещества в ней различны, а как следствие, различны и перспективы нефтегазоносности.

Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.Org/licenses/by/4.0/)

Поэтому вопрос о строении и условиях образования ВУФ доманикоидного типа в пределах разных тектонических элементов Волго-Уральского бассейна стоит крайне актуально. В данной работе рассматривается строение позднедевонских отложений центральной части Волго-Уральского бассейна, занимающей восточную часть Татарского свода, Башкирский свод, Восточно-Оренбургское поднятие и разделяющие их впадины и седловины - Благовещенская впадина и Бирская седловина, Бельская и Мраковская депрессии, Шихано-Ишимбайская седловина (рис 1).

Многие исследователи разных направлений занимались изучением среднефранско-турнейских отложений на территории Волго-Уральского бассейна в течение последних лет (Ступакова А.В., Мкртчян О.М., Зейдельсон М.И., Фортунатова Н.К., Беляева Н.В., Варламов А.И, Чижова В.А. и другие). Для изучения строения дома-никоидной ВУФ в пределах района исследований были использованы региональные сейсмические профили 2D и данные геофизических исследований скважин (ГИС). В основе исследования разреза среднефранско-турнейского комплекса использовались каротажные данные скважин Республики Башкортостан, Самарской и Оренбургской областей, включающие радиоактивный комплекс ГИС и кривые сопротивления. Кроме того, были задействованы литературные данные с описанием литологического состава пород по результатам изучения керна и выходов средне-франско-турнейского комплекса на дневную поверхность,

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 1. Структурно-тектоническая карта центральной части Волго-Уральского бассейна с нефтепроявлениями в пределах ВУФ

описанные в публикациях Ступаковой А.В., Завьяловой А.П., Зейдельсоном М.И., Фортунатовой Н.К., Беляевой Н.В., Варламовым А.И. и многими другими (Беляева, 2000; Варламов и др., 2020; Завьялова и др., 2018, 2021; Зайдельсон и др., 1990; Радченко и др., 2019).

Говоря о нефтегазоматеринских толщах (НГМТ), нужно отметить неоценимый вклад, который внес Николай Брониславович Вассоевич. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти связана в первую очередь с проработками вопросов геохимии и нефтяной литологии. Еще в 1954 г. Н.Б. Вассоевич писал о связи катагенеза НГМТ со стадийностью нефтегазообразования. Катагенез связан с термобарическими условиями, которые достигаются на определенной глубине залегания НГМТ. Понимание литологического состава и зависимости катагенеза от глубины являются одними из ключевых факторов успеха для поиска и разработки трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) в Волго-Уральском бассейне.

Целью данный работы является выявление особенностей строения ВуФ в пределах территории изучаемого региона, закономерностей распределения и установление связи с нефтегазопроявлениями.

Геологическое строение высокоуглеродистых формаций

На волновой картине регионального сейсмопрофиля (рис. 2) прослеживается ряд реперных региональных отражающих горизонтов, которые разделяют осадочный чехол на несколько сейсмостратиграфических комплексов. В данной работе будет рассматриваться только один из них - верхнедевонско-турнейский комплекс ф3Ш-СН).

Верхнедевонско-турнейский сейсмостратиграфи-ческий терригенно-карбонатный комплекс расположен между соответствующими отражающими горизонтами:

тиманским ф31т) и турнейским (СИ). Отражающий горизонт D3tm может располагаться на временах от 0,5-5,0 с. на изучаемой территории. Несмотря на большой разброс, отражение является устойчивым и выраженным в пределах практически всей платформенной части бассейна. Корреляция горизонта становится неуверенной в пределах впадин Предуральского краевого прогиба, где наблюдаются зоны структурно-тектонических перестроек. Также нужно отметить, что на временных разрезах отмечается увеличение разрывных нарушений с запада на восток по отражающему горизонту D3tm.

На большей части Бельской и Мраковской депрессий, а также в районе Шихано-Ишимбайской седловины отражающий горизонт D3tm уверенно прослеживается, однако встречаются участки с частичным или почти полным отсутствием отражения, связанные, как уже отмечалось выше, со сложным тектоническим строением.

Камско-Кинельская система прогибов (ККСП) достаточно отчетливо видна на пересекающих ее вкрест простирания профилях. Система прогибов выделяется по значительному уменьшению мощности отложений среднефранско-нижнетурнейского комплекса, по сравнению с мощностями на палеосводах. По интерпретации сейсмических линий можно выделить основные зоны: платформенная часть, бортовая и осевая зоны. Платформенной части характерно субпараллельное отражение сейсмических фаз. Местами происходит потеря корреляции. Такие участки, особенно если они расположены ближе к бортовой зоне, можно связать с биогенными постройками. Переходя к центру ККСП, на сейсмической картине в пределах выделяемой бортовой зоны наблюдается активное и асимметричное распространение карбонатного клиноформенного комплекса, проградирующего в направлении к осевой зоне прогибов. На рисунке 3 представлен фрагмент регионального сейсмопрофиля

-3000-^

Рис. 2. Сейсмо-геологический разрез вдоль центральной части Волго-Уральского бассейна

по линии 1-1', выровненного на тиманский отражающий горизонт, который иллюстрирует строение ККСП в позднедевонское время в пределах Благовещенской впадины. Осевая часть ККСП - основная некомпенсированная депрессионная зона, где при минимальной мощности среднефранско-турнейского комплекса происходит максимальная концентрация отложений, богатых органическим веществом.

Если строение Благовещенской впадины ККСП по сейсмической картине напоминает строение

Муханово-Ероховского прогиба, описанного в работе (Завьялова и др., 2018), то строение некомпенсированных прогибов зоны Предуральского краевого прогиба отличается, что проиллюстрировано на рисунке 3 (разрез по линии 2-2'). В данной бортовой зоне вместо ярко выраженного клиноформенного комплекса наблюдается подошвенное прилегание на тиманский отражающий горизонт среднефранско-турнейского комплекса с уменьшением мощности комплекса в восточном направлении. Осевая зона выделятся на волновой картине нечетко из-за потери

Рис. 3. Сейсмо-геологические разрезы через депрессионные области с юга на север (по линии 1-1') и с запада на восток (по линии 2-2')

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

корреляции турнейского отражающего горизонта. Далее, восточнее, интерпретация еще больше осложняется структурно-тектоническими перестройками региона, местами с полной потерей корреляции отражающих горизонтов.

Условия формирования высокоуглеродистых формаций

Высокоуглеродистые формации накапливались в позд-недевонское время в течение нескольких пиков морской трансгрессии в истории развития Земли, в относительно глубоководных условиях (100-300 м глубина моря) с режимом иловых впадин.

По геофизическим данным прослои высокоуглеродистых интервалов разреза отбиваются по резкому увеличению значений гамма-каротажа, сопротивлению и уменьшению значений нейтронно-гамма-каротажа. Границы трансгрессивных и регрессивных циклитов отбиваются по минимальным значениям гамма-каротажа, что соответствует низким точкам положения относительного уровня моря с одной стороны и по поверхности максимального уровня затопления бассейна с другой стороны. Циклы выделяются по смене трансгрессии регрессией.

Маломощный конденсированный пласт, обогащенный органическим веществом (ОВ), представляет максимальный уровень затопления бассейна - максимальная регрессия. Следуя концепции, что увеличение радиоактивности ВУФ соответствует увеличению содержания в них ОВ (Log analysis for unconventionals. https://wiki.seg. org/wiki/Log_analysis_for_unconventionals), такие пласты отбиваются по максимальным значениям гамма-каротажа с повышенными значениями сопротивления. Для регрессивной части циклита характерно падение радиоактивности и увеличение карбонатной составляющей вверх по разрезу (рис. 4).

Особенность высокоуглеродистой формации заключается в повышенном содержании карбонатного материала и свободного кремнезема, источником которого могли служить гидротермы или вулканогенные продукты, создавая особый газовый режим атмосферы Земли на данный период времени. Накопление осадков протекало в условиях нормального газового режима. Отсутствие сероводородного заражения придонных вод обосновывается широким распространением остатков сидячего бентоса (пелициподы, замковые брахиоподы) и нектоннобенти-ческих головоногих (гониатитов), чувствительных к недостатку кислорода (Беляева, 2000). Геохимическая среда осадконакопления представляла собой восстановительные обстановки. В результате сформировались кремнисто-карбонатные отложения с содержанием Сорг > 5 %.

Максимальная трансгрессия морского бассейна с осадконакоплением ВуФ была достигнута в доманико-вое (семилукское) время и охватила практически всю восточную часть Волго-Уральского бассейна. Фации относительно глубоководного шельфа представлены карбонатно-кремнистыми тонкослоистыми породами с миллиметровой слоистостью, обычно горизонтальной, реже линзовидной с многочисленными остатками радиолярий, тентакулит, биокластовых известняков. Эти породы в среднефранское время распространены практически на всей изучаемой территории. Их средняя мощность варьирует от 20 до 40 метров. Увеличение мощности до

Рис. 4. Циклиты в разрезе верхнедевонско-турнейских отложений

60 метров происходит в небольших палеоморфологиче-ских обособленных впадинах. Значительное увеличение мощности во впадинах Предуральского краевого прогиба происходит за счет структурно-надвиговых процессов (рис. 5). Фации мелководно-морского открытого шельфа выделяются в семилукское время на севере Татарского свода и на востоке Башкирского свода, где накапливались преимущественно известняки с примесью глинистого и кремнистого материала.

Позднефранское время знаменует существенную перестройку палеотектонического плана, и на смену относительно глубоководных условий приходят условия мелководного шельфа. относительно глубоководные условия остаются лишь в прогибах Камско-Кинельской системы, где на территории изучаемого региона выделяются Бельская седловина и Благовещенская впадина, а также на территории впадин Предуральского краевого прогиба, протягивающихся между Татарским сводом и Башкирским мегантиклинорием. В пределах этих прогибов продолжают господствовать относительно глубоководные условия, по сравнению с единым мелководно-морским шельфом и его склоном, где растут отдельные биогерм-ные постройки. Склоны, как правило, ассиметричны, где один является крутым, как например южный и северный склоны Татарского свода, а противоположные склоны пологие, каким является южный склон Башкирского свода. На пологих склонах в позднефранских отложениях выделяются клиноформные структуры, иллюстрирующие снос карбонатно-обломочного материала с карбонатной платформы во впадину (рис. 6). В этой части разреза встречаются обломочные биокластовые известняки, карбонатные брекчии с отдельными интервалами ВуФ и с кремнисто-известковистыми конкрециями.

Таким образом, в позднефранское время на территории Волго-Уральского бассейна всё отчетливее проявлялась тенденция к обособлению палеосводов и палеодепрессий с принципиально различным характером осадконакопле-ния: мелководно-морским, периодически осушаемым на палеосводах, и некомпенсированным в палеодепрессиях.

Рис. 5. Карты мощностей отложений среднефранского (цикл 1) и позднефранского (цикл 2) комплексов отложений на территории Республики Башкортостан

Рис. 6. Модель формирования высокоуглеродистой формации в Благовещенской впадине

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ ■■

В фаменский век, как и в позднефранское время, условия осадконакопления в пределах Волго-Уральского бассейна определялись развитием Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов. Зоны распространения относительно глубоководных фаций по-прежнему контролируются Камско-Кинельской системой некомпенсированных прогибов (мощность фаменских осадков 25-90 м). Однако условия накопления осадков в иловых впадинах, по сравнению с франским временем, изменились. Наряду с кремнисто-глинисто-карбонатными илами накапливались органогенно-детритовые и обломочные известковые осадки, содержащие остатки планктонных и бентосных фораминифер, остракод, сине-зеленых, зеленых и багряных водорослей. Осадки, заполняющие впадину, имели мощность 30-60 м. (рис. 7). Биогермные постройки развивались по склону впадин и могли достигать мощности 200-400 метров. Области Татарского и Башкирского сводов, а также их склоны, вовлечённые в устойчивое погружение, представляли собой обширный мелководный бассейн, видимо, с неспокойным гидродинамическим режимом и нормальной солёностью вод. Здесь, в обширной шельфовой зоне широкое развитие получают водорослево-сферовые и сгустково-комковатые разности известняков (особенно в верхнефаменское время), подтверждающие мелко-водность бассейна с нормальным солевым и газовым режимом, а также хорошую аэрацию вод.

Турнейский этап знаменует начало раннекаменноу-гольной эпохи развития территории Волго-Уральского бассейна и характеризуется унаследованностью тектонического режима от позднедевонского времени и сохранением в общих чертах морских условий осадконакопления. Палеоструктурный фактор во многом предопределил характер распределения толщин отложений турнейского яруса. Мощность полных разрезов турнейского яруса в пределах палеосводов колеблется от 20 до 100 м. В осевых частях прогибов мощность нижнетурнейских отложений изменяется от 50 до 150-200 м.

строение высокоуглеродистой формации в различных палеоструктурных зонах

Строение ВУФ зависит от структурной приуроченности и палеогеографических условий их формирования, что определяет количество интервалов разреза с высоким содержанием органического углерода, фиксирующих периоды максимального стояния вод морского бассейна. По условиям формирования в разрезе высокоулероди-стых формаций выделено три крупных палеогеографических зоны: зона относительно глубоководных впадин, зона склонов поднятий и мелководно-морской шельф с многочисленными биогермными постройками. Границы зон определялись положением крупных структурных элементов Татарского и Башкирского сводов и впадин Камско-Кинельской системы прогибов, а также последовательной регрессивной направленностью развития морского бассейна (рис. 8).

Как следствие, эти зоны различаются не только распределением мощности отложений ВУФ, но и характером распределения интервалов разреза, обогащенных органическим веществом.

Разрезы относительно глубоководных впадин с некомпенсированным осадконакоплением максимально богаты интервалами с высоким содержанием органического вещества на протяжении всего позднедевонского цикла осадконакопления.

Карбонатные прослои накапливаются лишь на завершающей регрессивной стадии развития каждого цикла осадконакопления. В результате, мы имеем преимущественно карбонатно-кремнистый разрез с отдельными прослоями плотных кремнисто-глинисто-карбонатных пород, количество которых увеличивается вверх по разрезу (рис. 9).

Разрезы мелководно-морского шельфа и впадин, с компенсированным осадконакоплением, содержат максимальное количество карбонатного материала. Тонкие прослои карбонатно-кремнистых интервалов разреза характерны только для основания циклита и разделены друг от друга

Рис. 7. Карты мощностей отложений фаменского (цикл 3) и турнейского (цикл 4) комплексов отложений

Рис. 8. Обстановки осадконакопления в средне-позднефранское время и фаменское время

мощными пачками карбонатных пород, сформированных за счет активного роста биогермных построек. Для этого типа разреза характерна максимальная толщина пачек - до 150, изредка более.

В разрезах склонов отмечается более частое переслаивание карбонатных и карбонатно-кремнистых интервалов, и появляются клиноформные структуры, в которых отмечается наличие как глинисто-кремнистых интервалов, так и глинисто-карбонатных.

нефтепроявления ВУФ в центральной части Волго-Уральского бассейна

На изучаемой территории доманикоидная ВУФ вскрыта бурением и хорошо изучена. Об этом свидетельствует объем работ по опробованию и испытанию более 60 скважин. Получены результаты, в которых чаще всего дебиты составляют от первых единиц до 10 т/сут, однако имеются и высокие дебиты со значениями более 100 т/ сут, полученные на площадях Бельской депрессии (рис. 1) (Зайдельсон и др., 1990). Без стимуляции резервуара хорошие дебиты могут быть получены только в коллекторах с большой трещиноватостью или сильной локальной доломитизацией. Причем только редкие скважины дали в притоках долю воды.

Нужно также отметить, что было получено много опробований и с отрицательными результатами, вероятнее всего, по причине неправильного выбора интервала перфорации и отсутствия стимуляции пласта. Поэтому к результатам опробования нужно подходить очень аккуратно и детально рассматривать каждый случай отдельно. При всех многочисленных опробованиях нефтеносность франско-фаменских отложений установлена в Бельской впадине на Табынской и Архангельской площадях.

Нефтеносные породы представлены глинистыми доломи-тизированными, местами окремненными известняками и перекрыты аргиллитами. Карбонатная пачка характеризуется высокой трещиноватостью. Нефтенасыщенность связана с коллекторами трещиноватого типа.

В целом доказанная нефтеносность ВУФ на изучаемой территории связана с тремя основными типами резервуаров: глинисто-кремнисто-битуминозными породами средне-верхнефранского возраста, осветленными кремнисто-карбонатными породами верхнефранского возраста и карбонатно-кремнисто-битуминозными породами в пределах осевых частей некомпенсированных депрессий как ККСП, так и зоны Предуральских прогибов. Также установлены нефтепроявления, связанные с биогенными фациями в комплексах бортовых зон верхнефранско-фа-менского возраста.

Испытаниями скважин доказано, что в пределах дома-никоидной ВУФ присутствуют подвижные углеводороды, которые возможно извлечь с применением современных подходов стимуляции резервуара (Shaw et al., 2021).

Заключение

Строение и перспективы нефтегазоносности дома-никоидной высокоуглеродистой формации центральной части Волго-Уральского бассейна определяются палеоструктурным планом и количеством интервалов с высоким содержанием органического вещества. На территории района работ выделены три крупные палеогеографические зоны: зона относительно глубоководных впадин, занимающих прогибы Камско-Кинельской системы позднедевонского времени и прогибы передовой части Уральской системы, зона склонов поднятий Татарского и Башкирского сводов и мелководно-морской

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Е „ „ Е

О о" Q"

шельф с многочисленными биогермными постройками, занимавший сводовые части поднятий.

Структурно-фациальне зоны позднедевонского времени различаются не только распределением мощности отложений ВУФ, но и характером распределения интервалов разреза, обогащенных органическим веществом. Разрезы относительно глубоководных впадин, с некомпенсированным осадконакоплением, максимально богаты интервалами разреза с высоким содержанием органического вещества, которые накапливались на протяжении всего позднедевонского цикла осадконакопления. Разрезы мелководно-морского шельфа и впадин, с компенсированным осадконакоплением, содержат максимальное количество карбонатного материала. Тонкие прослои карбонатно-кремнистых интервалов разреза характерны только для основания циклита и разделены друг от друга мощными пачками карбонатных пород. В разрезах склонов отмечается более частое переслаивание карбонатных и карбонат-но-кремнистых интервалов, и появляются клиноформные структуры, в которых отмечается наличие как глинисто-кремнистых интервалов, так и глинисто-карбонатных.

Доказанная нефтеносность ВУФ на изучаемой территории связана с тремя основными типами резервуаров: глинисто-кремнисто-битуминозными породами средне-верхнефранского возраста, осветленными кремнисто-карбонатными породами верхнефранского возраста и кар-бонатно-кремнисто-битуминозными породами в пределах осевых частей некомпенсированных депрессий как ККСП, так и зоны Предуральских прогибов. Установлены нефте-проявления, связанные с биогенными фациями в комплексах бортовых зон верхнефранско-фаменского возраста.

литература

Беляева Н.В. (2000). Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке европейской платформы. Дисс. доктора геол.-мин. наук.

Варламов А.И., Мельников П.Н., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Петерсилье В.И., Иутина М.М., Дахнова М.В., Виценовский М.Ю., Канев А.С., Соболева Е.Н., Шаломеенко А.В. (2020). Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции. Геология нефти и газа, 6, с. 33-52.

Завьялова А.П., Ступакова А.В. (2021). Перспективы нефтегазо-носности доманикоидной высокоуглеродистой формации Муханово-Ероховского прогиба. Нефтяное хозяйство, 1169, с. 34-39. https://doi. org/10.24887/0028-2448-2021-3-34-39

Завьялова А.П., Чупахина В.В., Ступакова А.В., Гатовский Ю.А., Калмыков Г.А., Коробова Н.И., Суслова А.А., Большакова М.А., Санникова И.А., Калмыков А.Г. (2018). Сравнение разрезов домани-ковых отложений Волго-Уральского и Тимано-Печорского бассейнов в местах их естественного выхода на дневную поверхность. Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология, с. 57-73. https://doi. org/10.33623/0579-9406-2018-6-57-73

Зайдельсон М.И., Вайнбаум С.Я., Копрова Н.П. (1990). Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций. М: Наука.

Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П., Ступакова А.В. и др. (2013). Доманиковые отложения Тимано-печорского и Волго-Уральского бассейнов. Геология нефти и газа, 3, с. 76-87.

Радченко К.А., Коробова Н.И., Большакова М.А., Ступакова А.В., Завьяловова А.П., Чупахина В.В. (2019). Литолого-геохимическая характеристика естественных выходов доманиковых отложений в районах Предуральского краевого прогиба Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, 4, с. 28-33. https://doi.org/10.33623/0579-9406-2019-4-28-33

Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Коробова Н.И. и др. (2017). Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна - типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности. Георесурсы, с. 112-124. http://doi.org/10.18599/grs.19.12

Shaw Kevin, Randolph Theodore, Anthony William, Harkrider John D., Gendelman Igor. (2021). Delineating the Multi-Stacked Domanik Play in the Volga-Urals Basin, Russia. SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/206407-MS

сведения об авторах

Михаил Юрьевич Карпушин - ведущий специалист, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова