CC BY
0
Недропользование. 2024. Т. 24, № 1. С.10-17. DOI: 10.15593/2712-8008/2024.1.2
-
ISSN 271 2-В00В
Том / Volume 24 №1 2024
Домашняя страница журнала: http://vesdnlk.psCu.ru/geo/
НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕ
УДК 622 + 550.4:551.2 Статья / Article © ПНИПУ / PNRPU, 2024
К вопросу о дифференциации рассеянного органического вещества Верхнедевонско-Турнейской толщи территории Пермского края
В.Л. Воеводкин
ПАО «ЛУКОЙЛ» (Российская Федерация, 101000 г. Москва, Сретенский бульвар, д. 11)
On the Issue of Dispersed Organic Matter Differentiation in the Upper Devonian-Tournaisian Strata at the Perm Krai
Vadim L. Voevodkin
PJSC LUKOIL (11, Sretensky Boulevard, Moscow, 101000, Russian Federation)
Получена / Received: 04.09.2023. Принята / Accepted: 29.02.2024. Опубликована / Published: 31.03.2024
Ключевые слова: Рассматривается один из аспектов формирования углеводородного потенциала основной нефтегазоматеринской толщи
химико-битуминологические (НГМТ) верхнедевонско-турнейского возраста в разрезе осадочного чехла территории Пермского края. Предметом
характеристики, статистический изучения являются основные химико-битуминологические характеристики рассеянного органического вещества (РОВ)
анализ данных, Верхнедевонско- пород данной толщи. Выборка параметров, собранная для изучения толщи, содержит более чем 4300 определений.
Турнейская толща, Основной целью исследования является дифференциация рассеянного органического вещества пород в зависимости от
преобразование ров, распределения величин битумоидного коэффициента и степени обогащенности толщ органическим углеродом. По
нефтегенерирующий потен-циал, условиям формирования верхнедевонско-турнейская толща пород характеризуется максимальным развитием на данной дифференциация ров, территории благоприятных геохимических фаций, в условиях которых происходит преобразование РОВ в углеводороды
доманиковый горизонт, нефтяного ряда. Статистический анализ средних значений химико-битуминологических параметров подтвердил
эпигенетичные биумоиды. сингенетичность РОВ вмещающей породе с высокой степенью преобразованности и обогащенности миграционно-
способными битумоидами, что позволяет считать данную толщу нефтегазогенерировавшей и обеспечившей формирование нефтегазоносности разреза. Далее, опираясь на фундаментальные исследования, в частности зависимость Успенского-Вассоевича, была впервые количественно обоснована дифференциация РОВ девонско-турнейской толщи на сингенетичное, смешанное и эпигенетичное. Исследуя выборку методами регрессионного и дискриминантного анализов, было показано, что выделенные типы РОВ, статистически различны по соотношению параметров Ср и в, что доказывает их отношение к битумоидам различного типа. Для каждого выделенного типа РОВ в объеме стратиграфических подразделений основной НГМТ были также статистически установлены различные типы соотношений исследуемых параметров Ср и в. В результате проведения исследований автором установлено индивидуальное процентное распределение типов РОВ для каждого горизонта верхнедевонско-турнейской нефтегазоматеринской толщи и статистически доказано их различие по соотношению Ср и в, характеризующих индивидуальную интенсивность и направленность процессов преобразования битумоидов в микронефть. Установлено, что в этой толще максимально широким развитием эпигенетических битумоидов характеризуется собственно доманиковый горизонт.
Keywords: One of the aspects of the formation of the hydrocarbon potential of the main oil and gas source rock (OGSR) of Upper Devonian-
chemical and bituminological Tournaisian age in the context of the sedimentary cover of the Perm Krai was considered. The subject of study was the basic
characteristics, statistical data chemical and bituminological characteristics of dispersed organic matter (DOM) of source rocks. The sample of parameters
analysis, Upper Devonian- collected to study the thickness contained more than 4300 definitions. The main goal of the study was to differentiate the
Tournaisian strata, dispersed dispersed rocks organic matter depending on the distribution of bitumen coefficient values and the enrichment degree of strata
organic matter transformation, oil- with organic carbon. According to the conditions of formation, the Upper Devonian-Tournaisian rock was characterized by the
generating potential, dispersed maximum development in this territory of favorable geochemical facies, under the conditions of which the DOM transformation
organic matter differentiation, into petroleum hydrocarbons occurs. Statistical analysis of the average values of chemical and bituminological parameters
Domanik horizon, epigenetic confirmed the syngenetic nature of the DOM to the containing rock with a high degree of transformation and enrichment in
biumoids. migratory bitumens, which allowed considering this strata to generate oil and gas and ensured the formation of the oil and gas
content. Further, based on fundamental research, in particular the Uspensky-Vassoevich relationship, the differentiation of DOM of the Devonian-Tournaisian formation into syngenetic, mixed and epigenetic was for the first time quantitatively substantiated. By studying the sample using regression and discriminant analysis methods, it was shown that the identified types of DOM were statistically different in the ratio of the parameters Corg and which proved their relationship to bitumen of different types. For each identified type of DOM within the stratigraphic units of the main OGSR, different types of relationships between the studied parameters Corg and £ were also statistically established. As a result of the research, the author established the individual percentage distribution of DOM types for each horizon of the Upper Devonian-Tournaisian oil and gas source rock and statistically proved their difference in the ratio of Corg and which characterized the individual intensity and direction of converting bitumen into micro-oil. It was established that in this sequence the Domanik horizon itself was characterized by the widest development of epigenetic bitumen.
© Воеводкин Вадим Леонидович - кандидат геолого-минералогических наук, начальник Департамента промышленной безопасности, экологии и научно-технических работ (тел.: +007 (495) 627 44 44, e-mail: vgalkin@pstu.ru).
© Vadim L. Voevodkin (Author ID in Scopus: 26654577800) - PhD in Geology and Mineralogy, Head of the Department of Industrial Safety, Ecology and Scientific and Technical Works (tel.: +007 (495) 627 44 44, e-mail: vgalkin@pstu.ru).
Просьба ссылаться на эту статью в русскоязычных источниках следующим образом:
Воеводкин, В.Л. К вопросу о дифференциации рассеянного органического вещества Верхнедевонско-Турнейской толщи территории Пермского края / В.Л. Воеводкин // Недропользование. - 2024. - Т.24, №1. - С.10-17. DOI: 10.15593/2712-8008/2024.1.2
Please cite this article in English as:
Voevodkin V.L. On the issue of dispersed organic matter differentiation in the Upper Devonian-Tournaisian strata at the Perm Krai. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering,2024, vol.24, no.1, рр.10-17. DOI: 10.15593/2712-8008/2024.1.2
Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. 2024. Vol.24, no.1. P.10-17. DOI: 10.15593/2712-8008/2024.1.2
Введение
Осуществлены дифференциация и типизация рассеянного органического вещества (РОВ) пород верхнедевонско-турнейской толщи осадочного чехла Пермского края по степени преобладания в нем эпигенетичных битумоидов (микронефти) как наиболее подвижной, миграционно способной части сингенетичного РОВ. Данный геохимический критерий может являться дополнительным поисковым фактором для территорий с низкой степенью изученности, или для глубокозалегающих перспективных комплексов [1-4]. Объектом изучения являются химико-битуминологические показатели (более 4300 определений), оцененные в образцах, отобранных в скважинах, вскрывших верхнедевонско-турнейские отложения (D3f2-C1t) на территории Пермского Прикамья. Эти характеристики, по-мнению автора, отражают процессы преобразования РОВ и генерации углеводородов (УВ) в данной толще [5, 6]. Для решения задачи дифференциации химико-битуминологические показатели исследовались методами статистического анализа. Среди показателей, участвующих в анализе, процентное содержание: нерастворимого остатка (Н.О.), органического углерода (Срг), органического вещества (ОВ), петролейных (Бпэ), хлороформенных (БД спиртобензольных (Бсб) битумоидов и гуминовых кислот (ГумК); коэффициенты: нейтральности (К) и битумоидный (ß). Использование геохимических характеристик РОВ для решения задач прогноза нефтегазоносности различных интервалов разреза и территорий многократно исследовано учеными и изложено в трудах [7-11].
Генерационные и эмиграционные возможности толщ доманикового типа, каковой является верхнедевонско-турнейская (D3f2-C1t) на данной территории, не вызывают сомнений и подтверждены многими авторами [12-15]. Отложения верхнедевонско-турнейского возраста, обладающие максимальным нефтегазоматеринским потенциалом на территории Пермского края, развиты преимущественно в пределах некомпенсированной палеовпадины Камско-Кинельской системы (ККСП) [16-19]. По данным структурно-формационного анализа, выполненного исследователями разных лет (О.М. Мкртчян, Р.О. Хачатрян, И.К. Королюк, В.Г. Кузнецов, А.А. Аксенов, Е.С. Ларская, С.Г. Неручев, Г.М. Парпарова, С.И. Ваксман, В.Н. Шаронов, Т.В. Белоконь и др.), данные отложения принято делить на две формации: 1) доманиковую, близкую к стратотипу и выделяющуюся в объеме семилукского (доманикового) горизонта верхнего девона, развитую в пределах некомпенсированной палеовпадины, и 2) доманикоидного типа, связанную с отложениями в целом депрессионных фаций в осевых частях ККСП от верхнефранских до турнейских [20-22]. В целом из истории формирования толщи можно отметить, что отложения франского яруса на территории Пермского края имеют повсеместное распространение, за исключением крайних северозападных районов. Именно в это время большая часть территории края характеризовалась максимальным развитием относительно глубоководных фаций, благоприятных для накопления доманиковых отложений и их небитуминозных аналогов. Мощность отложений яруса составляет до 350 м. Распространение и мощность отложений фаменского яруса соответствует распределению геохимических фаций - мелководно-морской и относительно глубоководной, существовавшей в южной и восточной частях края, унаследованных от франского времени. Мощность отложений фаменского яруса в южных и юго-восточных районах увеличивается
до 500 м, что свидетельствует об углублении дна фаменского бассейна. В турнейское время вследствие существенного обмеления бассейна и сокращения областей глубоководного и мелководного шельфов геохимические обстановки накопления осадков были значительно хуже, чем для нижележащих отложений и степень преобразованности ОВ была достаточна низкой. В позднетурнейское время система некомпенсированных прогибов постепенно нивелируется вышележащими отложениями и прекращает свое существование. Таким образом, верхнедевонско-турнейская толща существовала в благоприятных геохимических обстановках для формирования нефтематеринских пород на стадии диагенеза [23-25].
В начале проведения исследований для всего комплекса отложений 03£2-СИ толщи был выполнен статистический анализ средних значений используемых показателей. Высокие средние значения концентраций в толще Сорг и РОВ, достигающие соответственно 0,98 и 1,12 %, характеризует ее как нефтегазоматеринскую [26, 27]. Соотношение средних концентраций битумоидов разного состава: Бхл - 0,217 %, Бсб - 0,181 % и Бпэ - 0,023 %, показывает, что верхнедевонско-турнейская толща отличается высокими концентрациями наиболее миграционно способных -Бхл и Бсб из них. Битумоиды, извлекаемые из РОВ петролейэфирными растворителями (Бпэ), в этой толще составляют незначительную долю. Среднее содержание в толще небитуминозных компонентов (ГумК) невысоко и составляет 0,001 %. Содержание нерастворимого ОВ в толще относительно невысокое и составляет в среднем - 18,07 %. Коэффициент нейтральности (К) для толщи в целом равен 1,25 ед., что позволяет говорить о преобладании в толще именно подвижных, миграционно способных битумоидов. Характеристика преобразованности РОВ, на которую указывает битумоидный коэффициент в для данной толщи равна 23,50 % что свидетельствует в большей степени о сингенетичности РОВ вмещающей нефтематеринской толще. Таким образом, исследуемая толща относится к разряду нефтегазогенерируюших и, по-мнению многих авторов, могла обеспечить нефтегазоносность всего разреза палеозоя в осадочном чехле Пермского края [28, 29].
Обоснование выделения типов РОВ
и исследование закономерностей соотношений
параметров Сорг и в в целом для толщи
В основу проведения исследований степени дифференциации РОВ пород основной нефтегазогенерирующей толщи разреза Пермского Прикамья были положены фундаментальные исследования Н.Б. Вассоевича, В.А. Успенского, согласно которым соотношение между содержанием Сорг и величиной битумоидного коэффициента в является критерием разделения РОВ на син- и эпигенетичное [30, 31]. Для подготовки данных к количественной оценке все определения процентного содержания Сорг были сформированы от максимального до минимального значений и далее с использованием метода линейного регрессионного анализа в программе Statistica [31-33]. Последовательно, путем добавления в анализ значений параметров были построены линейные уравнения зависимости величины в от содержания Сорг (6522 модели), первая из которых строится на основании 3 значений, следующая модель получена при п = 4, и так далее до п = 6524. Графическое представление построенных моделей с учетом характера взаимоотношений параметров Сорт и в
Рис. 1. Поле корреляции между параметрами Сорг и в с выделенными типами РОВ Б3£2-СИ толщи
для верхнедевонско-турнейской толщи приведено на рис. 1. Установленный диапазон значений Сорг со статистически значимой обратной корреляцией с коэффициентом в, и является граничным значением между сингенетичным и эпигенетичным типами РОВ.
На поле корреляции цветом выделены три группы различных соотношений между параметрами Срг и в, характеризующих дифференциацию РОВ пород данной толщи на сингенетичное, эпигенетичное и смешанное. Приведенный график характеризуется значительной нелинейностью и определенными закономерностями изменения значений в от Сорг на разных диапазонах изменения его концентраций Сорг. Это позволяет считать процесс преобразования РОВ в данной толще, с одной стороны, протекающим по общей схеме, с другой стороны, интенсивность процесса будет обусловлена различными концентрациями Сорг [35-38].
Выполним статистические исследования выделенных групп РОВ с целью доказательства его дифференциации на уровне исследуемой толщи в целом. Сравнение средних значений параметров Сорг и в по критерию Стьюдента I при заданном уровне значимости р < 0,05 для трех выделенных типов РОВ приведено в табл. 1.
Количество данных, использованных для характеристики РОВ данной толщи пород, - одно из самых значительных и равномерно освещающих разрез всей территории Пермского края. В выделенных группах РОВ присутствует 56,33 % определений для сингенетичных, 15,25 % для смешанных и 28,41 % для эпигенетичных. Как показывает анализ в шести сравниваемых парах средних значений, статистически не различны только средние значения Сорг в двух парах РОВ: сингенетичные - смешанное и смешанное -эпигенетичное. По параметру в все средние значения различны, а максимальным уровнем различия характеризуются сингенетичные и эпигенетичные типы РОВ. Следовательно, выполненное разделение РОВ на три группы является статистически доказанным и верным.
Для оценки полученных связей между параметрами Сорг и в был проведен корреляционный анализ, позволяющий оценить тесноту полученных связей между параметрами [39, 40]. Уравнения строились для всей выборки и отдельно по выделенным типам РОВ. Построенные уравнения (табл. 2) показывают, что в целом для всей выборки РОВ установлена значимая обратная корреляционная связь (значение р < 0,05), а в пределах выделенных типов РОВ имеются различия в соотношениях параметров. Для сингенетичного РОВ также получена обратная корреляционная, статистически не значимая связь между параметрами Сорг и в, а для смешанного и эпигенетичного РОВ корреляционные связи положительные, хотя статистически не значимые.
Таким образом, в целом для толщи П3£2-СИ с помощью линейного регрессионного анализа обоснована дифференциация РОВ на син- и эпигенетичное, а в выделенных типах РОВ установлены различия в средних значениях параметров Сорг и в. Результаты корреляционного анализа показали разнонаправленную связь между исследуемыми параметрами для разных типов РОВ. В целом для всей толщи и для сингенетичного типа РОВ установлены слабые отрицательные корреляционные связи, а для смешанного и эпигенетичного - слабые положительные, что соответствует существующим представлениям и зависимости Н.Б. Вассоевича.
Обоснование выделения типов РОВ и исследование закономерностей соотношений параметров Сорг и в для стратиграфических единиц толщи
Далее по подобной схеме будет проведено исследование соотношений параметров Сорг и в более детально по стратиграфическим единицам верхнедевонско-турнейской толщи - саргаевский, доманиковый, мендымский горизонты, верхнефранский подъярус, фаменский и турнейский ярусы.
Соотношения между параметрами в и Сорг для всех стратиграфических единиц верхнедевонско-турнейской толщи в виде корреляционных полей приведены на рис. 2.
Как показывает полученное распределение, толща саргаевского возраста достаточно бедна по концентрации Сорг в породе. Для всех типов РОВ основное количество определений не превышает 1-2 %. Главным отличием построенного соотношения для доманикового горизонта является распределение параметра Сорг. Для всех типов РОВ отмечается значительный диапазон изменения этого параметра. Основная масса значений в сингенетичном РОВ варьируется в пределах 0-10 %, в таких же пределах изменяется Сорг в смешанных РОВ и чуть меньше -до 8 % - в эпигенетичных. Распределение параметра Сорг в мендымском горизонте несколько меняется в связи с уменьшением концентраций в основной массе определений до 1,5-2 % в группе смешанных и эпигенетичных РОВ. Сингенетичное РОВ характеризуется также уменьшением диапазона величины Срг (0-3 %). Полученное распределение параметров в верхнефранском подъярусе характеризует еще более сокращенное количество Сорг до значений 0,5-1 % в группах эпигенетичных и смешанных РОВ и до 2 % в группе сингенетичных. Для вышезалегающих отложений фаменского яруса соотношение между параметрами в и Сорг отображает минимальные концентрации Сорг (до 1 %) в группах эпигенетичных и смешанных РОВ, в сингенетичном РОВ эта величина повышается до 8 %. Содержание Сорг в эпигенетичных и смешанных типах РОВ турнейского яруса продолжает уменьшаться и не превышает 0,5 %, в сингенетичном - в основном варьируется от 0 до 2 %.
Для анализа различия средних значений параметров Сорг и в в выделенных типах РОВ для всех стратиграфических единиц верхнедевонско-турнейской толщи проведем анализ по критерию Стьюдента I В табл. 3 приведены средние значения и стандартные отклонения для Сорг и в.
Средние концентрации Сорг (%) в сингенетичном, смешанном и эпигенетичном типах РОВ вверх по разрезу незначительно уменьшаются от саргаевского горизонта до турнейского яруса.
Резким повышением концентраций Сорг (%) во всех типах РОВ отличается лишь доманиковый горизонт, характеризующийся, наиболее благоприятными восстановительными обстановками осадконакопления.
Таблица 1
Сравнение средних значений параметров Сорг и ß по типам РОВ
Показатели, ед. изм. Средние значения Критерии
Тип РОВ, л - количество данных *
Сингенетичное, n = 1160 Смешанное, п = 314 Эпигенетичное n = 585 Р
1,031 ± 2,352 0,804 ± 1,762 1,5892 0,11222
Сорг, % 1,031 ± 2,352 0,636 ± 1,231 -3,7951 0,00015
0,804 ± 1,762 0,636 ± 1,231 1,6671 0,09583
5,374 ± 4,692 22,825 ± 3,744 -60,9496 0,00000
ß, % 5,374 ± 4,692 80,900 ± 21,811 -80,9006 0,00000
22,825 ± 3,744 80,900 ± 21,811 -29,5303 0,00000
Примечание: * - жирным шрифтом выделены значимые критерии, характеризующие статистические различия параметров.
Таблица 2
Уравнения регрессии между параметрами Сорг и в для типов РОВ
Группа Значения свободных членов уравнений регрессии Значения коэффициентов при Сорг Значения r Значения p*
Все данные 24,313 -0,918 -0,069 0,00159
Сингенетичное 5,424 -0,075 -0,037 0,1992
Смешанное 22,732 0,114 0,054 0,3408
Эпигенетичное 58,683 1,234 0,070 0,092
Примечание: * - жирным шрифтом выделены значимые критерии, характеризующие статистические различия параметров.
Таблица 3
Сравнение средних значений Сорг и в для отложений D3f2-C1t толщи
Средние значения, стандартные отклонения
Показатель, ед. изм.
Тип РОВ, л-количество данных
Сингенетичное
Смешанное
Эпигенетичное
Критерий Стьюдента t*
Примечание: * - жирным шрифтом выделены статистические различные средние значения по критерию ? при допустимом уровне значимости р < 0,5.
Саргаевский горизонт (л = 72, n = 15, n = 36)
1,202 ± 2,495 0,712 ± 0,849 0,7479
орг 1,202 ± 2,495 0,951 ± 1,514 0,55537
0,712 ± 0,849 0,951 ± 1,514 -0,57184
4,470 ± 4,436 22,399 ± 3,292 -14,7957
ß, % 4,470 ± 4,436 57,113 ± 20,942 -20,5163
22,399 ± 3,292 57,113 ± 20,942 -6,35035
Доманиковый горизонт (л = 68 , n = 47, n = 76)
3,254 ± 3,563 2,840 ± 3,604 0,6100
орг 3,254 ± 3,563 1,910 ± 2,097 2,7911
2,840 ± 3,604 1,910 ± 2,097 1,8087
8,475 ± 5,233 23,667 ± 3,557 -17,3147
ß, % 8,475 ± 5,233 60,547 ± 21,781 -19,2170
23,667 ± 3,557 60,547 ± 21,781 -11,4962
Мендымский горизонт (л = 72, n = 15, n = 41)
1,226 ± 1,988 0,830 ± 0,717 0,7598
орг 1,226 ± 1,988 1,091 ± 1,475 0,3801
2,840 ± 3,604 1,091 ± 1,475 0,65569
6,589 ± 4,859 22,852 ± 3,990 -12,1216
ß, % 6,589 ± 4,859 59,395 ± 24,655 -17,6373
22,852 ± 3,990 59,395 ± 24,655 -5,68074
Верхнефранский подъярус (л = = 118, n = 31, n = 41)
0,768 ± 1,443 0,282± 0,321 1,8611
орг 0,768 ± 1,443 0,310 ± 0,840 1,9205
0,282± 0,321 0,310 ± 0,840 -0,17872
5,171 ± 4,623 21,813 ±3,391 -18,7398
ß, % 5,171 ± 4,623 60,638 ± 21,401 -26,5690
21,813 ±3,391 60,638 ± 21,401 -9,98987
Фаменский ярус (л = 354, n = = 96, n = 218)
С % 0,785 ± 2,955 0,440± 0,874 1,1294
орг 0,785 ± 2,955 0,310 ± 0,742 2,3252
0,440± 0,874 0,310 ± 0,742 1,3494
5,570 ± 4,823 22,932 ±3,318 -32,4700
ß, % 5,570 ± 4,823 60,358 ± 21,467 -46,1843
22,932 ±3,318 60,358 ± 21,467 -16,9429
Турнейский ярус (л = 468, n = = 108, n = 173)
0,892 ± 1,566 0,412 ±0,668 3,1126
орг 0,892 ± 1,566 0,390 ± 0,623 4,0878
0,412± 0,668 0,390 ± 0,623 0,2784
4,783 ± 4,329 22,628 ±3,754 -39,5315
ß, % 4,783 ± 4,329 60,638 ± 21,401 -26,5690
22,628 ±3,754 60,638 ± 21,401 -16,5809
г ° ° °° ° °
п <
-2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
Саргаевский горизонт
-2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Доманиковый горизонт
-2 0 2
6 8 10 12
Мендымский горизонт
-<ь „OS И11"..
Верхнефранский подъярус
0 10 20 30 40
Сорг,%
Фаменский ярус
Турнейский ярус
Рис. 2. Корреляционные поля между параметрами Сорг и в с выделенными группами РОВ для стратиграфических единиц П32-СН толщи
Уравнения регрессии между параметрами С и в для отложений П3£2-СН толщи
Таблица 4
Стратиграфические подразделения Уравнения регрессии для типов РОВ* 1. Все данные 2. Сингенетичное 3. Смешанное 4. Эпигенетичное Коэффициент корреляции и уровень значимости
в1 = 21,916 + 0,139 Сорг г = 0,011, р = 0,902
n________ Л в2 = 4,502 - 0,026 Сорг г = -0,014, р = 0,903
в3 = 21,949 + 0,632 Сорг г = 0,162, р = 0,561
04 = 52,388 + 4,966С,рг г = 0,359, р = 0,03
в1 = 35,586 -1,0133 Сорг г = -0,116, р = 0,110
в2 = 7,677 + 0,245 Сорг г = 0,167, р = 0,173
в3= 23,493 + 0,061 Сорг г = 0,062, р = 0,679
в4 = 57,519 + 1,585 Сорг г = 0,152, р = 0,188
в1 = 24,881+0,464 Сорг г = 0,028, р = 0,103
___...... в2 = 6,532+0,046 Сорг г = 0,019, р = 0,874
в3 = 23,593 - 0,892 Сорг г = -0,160, р = 0,568
в4 = 55,111 + 3,924Сорг г = 0,234, р = 0,568
= 21,657-3,050Соог г = -0,151, р = 0,037
n______________ в2 = 5,552-0,495 Сорг г = -0,154, р = 0,094
в3 = 21,602 + 0,746 Сорг г = 0,071, р = 0,705
в4 = 60,144 + 1,590Сорг г = 0,062, р = 0,698
Р1 = 26,851-1,281 С г = -0,101, р = 0,008
Р2 = 5,702-0,1б7Стг г = -0,102, р = 0,054
в3 = 23,083-0,343 Сорг г = -0,076, р = 0,458
в4 = 60,413-0,177 Сорг г = -0,006, р = 0,928
в1 = 21,989-3,275^ г = -0,175, р = 0,000
Р2 = 5,201-0,468 С г = -0,169, р = 0,0002
в3 = 22,616 + 0,029 Сорг г = 0,005, р = 0,957
в4 = 59,567-3,739 Сорг г = -0,106, р = 0,165
Примечание: * - жирным шрифтом выделены уравнения регрессии, характеризующиеся значимой связью между параметрами.
Таблица 5 Процентное содержание типов РОВ в отложениях толщи D3f2-C1t
Отложения Типы РОВ,%
сингенетичное смешанное эпигенетичное
Саргаевский горизонт 58,53 12,19 29,26
Доманиковый горизонт 35,60 24,60 39,80
Мендымский горизонт 56,25 11,71 32,04
Верхнефранский подъярус 62,10 16,31 21,57
Фаменский ярус 52,99 14,37 32,64
Турнейский ярус 62,50 14,41 23,09
120
120
100
100
80
80
80
60
60
60
40
40
40
20
20
20
сорг
80
80
80
60
60
60
40
40
40
20
20
20
50
2 0 2
Средние значения содержания Сорг во всех типах РОВ близки между собой и статистически не различимы для саргаевского, мендымского горизонтов, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса. В доманиковом горизонте средние значения концентраций Сорг статистически различны при сравнении групп сингенетичных и эпигенетичных, а также смешанных и эпигенетичных типов РОВ. В турнейском ярусе статистическое различие в средних значениях Сорг установлено в парах сингенетичное -смешанное и сингенетичное - эпигенетичное РОВ.
Средние значения битумоидного коэффициента в, характеризующего степень преобразования органического вещества, для всех типов РОВ статистически отличаются во всех стратиграфических диапазонах толщи, что подтверждается приведенными критериями. Максимальное различие в средних значениях в установлено между сингенетичным и эпигенетичным типами РОВ. Широким развитием сингенетичного РОВ характеризуется собственно доманиковый горизонт, в котором преобразование битумоидов происходило интенсивнее. Эпигенетичные битумоиды преобладают над другими типами во всех стратиграфических диапазонах толщи.
Таким образом, можно утверждать, что каждый стратиграфический элемент разреза верхнедевонско-турнейской толщи обладает уникальными характеристиками типов РОВ и имеет ряд особенностей, формирующих их нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий потенциал.
Заключительным этапом исследования
дифференциации типов РОВ в разрезе основной НГМТ верхнедевонско-турнейского возраста являлось исследование регрессионных связей между содержанием Сорг и величиной в [41, 42]. Как было сказано выше, согласно исследованиям Н.Б. Вассоевича, В.А. Успенского, между различными типами битумоидов существуют определенные типы связи концентраций Сорт с величиной битумоидного коэффициента в [43, 44]. Построенные уравнения регрессии между параметрами Сорг и в для выделенных типов РОВ отдельных стратиграфических подразделений приведены в табл.4.
Анализ полученных уравнений регрессии позволяет оценить различные соотношения изучаемых параметров в выделенных типах РОВ горизонтов и ярусов исследуемой толщи. Уравнения регрессии, полученные по всем данным без деления на типы РОВ показывают, что почти для всех элементов разреза установлены обратные корреляционные связи между параметрами в и Срг. Исключение составляют саргаевский и мендымский горизонты, где установленная связь между параметрами слабая положительная. Верхнедевонско-турнейская толща обладает высокими средними значениями концентраций Сорг и вверх по разрезу незначительное изменение его содержание в горизонтах толщи не оказывает существенного влияния на процесс преобразования битумоидов (в) . Уравнения регрессии, полученные для сингенетичного РОВ, показывают, что для мендымского и доманикового горизонта, характеризующихся максимальными величинами в, содержание Сорг оказывает влияние на степень преобразованности РОВ. Далее вверх по разрезу установлена обратная регрессионная зависимость между данными параметрами. По уравнениям, описывающим связи для эпигенетичного типа РОВ, установлено, что увеличение содержания в толще наиболее подвижных битумоидов (средних значений в) вверх по разрезу обусловлено в том числе высокими концентрациями Сорг. Уравнения в этом случае описывают положительные
Рис. 3. Соотношение типов РОВ в отложениях толщи D3f2-C1t
на
С
^орг
слабо на
различных
связи параметров. При достижении высоких концентраций эпибитумоидов в толщах фаменского и турнейского яруса, связи меняются отрицательные, влияние содержания преобразованность РОВ становится меньше.
Завершая анализ дифференциации типов РОВ в нефтегазоматеринской толще возраста D3f2-C1t, приведем процентное распределение типов РОВ по стратиграфическим единицам (табл. 5).
Анализируя приведенное распределение по типам РОВ, следует отметить, что концентрация сингенетичных РОВ в отложениях доманикового горизонта минимальная, что свидетельствует о его более интенсивной реализации, по сравнению с другими элементами толщи. Остальные стратиграфические элементы характеризуются более высоким процентным содержанием сингенетичного РОВ, подтверждая свой нефтегазоматеринский потенциал. По соотношению эпигенетичных РОВ также выделяется доманиковый горизонт, привнесший максимальный вклад в процесс преобразования РОВ в углеводороды. В целом и все остальные подразделения верхнедевонско-турнейской толщи обогащены наиболее подвижными битумоидами (микронефтью). Графическое изображение соотношений РОВ в пределах отложений D3f2-C1t приведено на рис. 3.
Заключение
Таким образом, выполненные исследования для основной НГМТ верхнедевонско-турнейского возраста применительно к территории Пермского края показали следующие результаты:
1. Обобщен и статистически обработан весь имеющийся к настоящему времени массив фактических данных по геохимическим и битуминологическим характеристикам рассеянного органического вещества по разрезу отложений толщи D3f2-C1t.
2. Впервые статистически обоснованы граничные значения параметров Сорг и в для разных типов битумоидов и выполнена дифференциация типов РОВ в данной толще.
3. Установлены методами регрессионного анализа различные соотношения между параметрами Сорг и в для типов РОВ в каждой стратиграфической единице толщи, отображающие процессы его преобразования в микронефть.
4. Доказано индивидуальное распределение типов РОВ в каждой стратиграфической единице толщи и особенности, формирующие их нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий потенциал.
5. Показано, что максимальными процессами преобразования РОВ в микронефть и широким развитием эпигенетичных битумоидов характеризуется собственно доманиковый горизонт исследуемой верхнедевонско-турнейской толщи.
Библиографический список
1. Ступакова, А.В. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков // Георесурсы. - 2015. - № 2(61). - С. 77-86.
2. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) / Л.М. Бурштейн, Л.В. Жидкова, А.Э. Конторович, В.Н. Меленевский // Геология и геофизика. - 1997. - C. 1070-1078.
3. Magoon, L.B. The petroleum system - from source to trap / L.B. Magoon, W.G. Dow // AAPG memoir 60, 2012. - 312 p. DOI: 10.1306/M60585
4. Hantschel, Th. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling / Th. Hantschel, A.I. Kauerauf // Springer-Verlag. - Berlin: Heidelberg, 2009. - 482 p.
5. Мерсон, М.Э. К вопросу построения геолого-математических моделей соотношений промышленных запасов и ресурсов для территории Пермской области / М.Э. Мерсон, В.Л. Воеводкин, В.И. Галкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 9-10. - С. 15-18.
6. Геохимические показатели РОВ пород как критерии оценки перспектив нефтегазоносности / В.И. Галкин, И.А. Козлова, О.А. Мелкишев, М.А. Шадрина // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 9. - С. 28-31.
7. Воеводкин, В.Л. Исследование соотношений между ресурсами и запасами нефти в пределах юго-восточного барьерного рифа Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) / В.Л. Воеводкин, А.В. Растегаев, В.И. Галкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 9-10. - С. 9-12.
8. Галкин, В.И. Разработка вероятностно-статистических регионально-зональных моделей прогноза нефтегазоносности по данным геохимических исследований верхнедевонских карбонатных отложений / В.И. Галкин, И.А. Козлова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 6. - С. 40-45.
9. Кривощеков, С.Н. Оценка перспектив нефтегазоносности западной части Соликамской депрессии на основе геохимических и геодинамических данных / С.Н. Кривощеков, И.А. Козлова, И.В. Санников // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. - С. 12-15.
10. Пунанова, С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции / С.А. Пунанова. - М.: Недра, 1974. - 215 с.
11. Геохимические показатели РОВ пород как критерии оценки перспектив нефтегазоносности / В.И. Галкин, И.А. Козлова, О.А. Мелкишев, М.А. Шадрина // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 9. - С. 28-31.
12. Correlation between Precambrian sequences in the Franklin Mountains Van Horn, West Texas: A progress report / M.E. Bickford, K.M. Marsaglia, M.J. Whitelaw, K. Soegaard; Geological Society of America // Rocky Mountain Section Meeting. Abstracts with Pmgrams. - 1994. - Vol. 26. - P. 4-5.
13. Сташкова, Э.К. Комплексное изучение литолого-фациальных стратиграфических, геохимических свойств пород и особенностей углеводородных флюидов в связи с перспективами нефтегазоносности девонских терригенных отложений / Э.К. Сташкова, М.Г. Фрик. - Пермь, 2005.
14. Blount, J.G. The geochemistry, petrogenesis, and geochronology of the Precambrian meta-igneous rocks of Sierra Del Cuervo and Cerro El Carrizalillo / J.G. Blount. -Chihuahua, Mexico: Austin, University of Texas, 1993.
15. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций / под ред. О.М. Мкртчяна. - М.: Наука, - 1990. - 87 с.
16. Фрик, М.Г. Закономерности распространения нефтегазоматеринских толщ нижне-верхнедевонских отложений Пермского края / М.Г. Фрик, Г.И. Титова, И.С. Батова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 4. - С. 17-29.
17. Adams, D.C. Precambrian basement geology of the Permian basin region of West Texas - New Mexico: A geophysical perspective / D.C. Adams, G.R. Keller // Am. Assoc. Petrol. Geol. Bull. - 1996. - Vol. 80. - P. 410-431. DOI: 10.1306/64ED87FA-1724-11D7-8645000102C1865D
18. Collen, J.D. Porosity development in deep sandstones, Taranak Basin. New Zealand / J.D. Collen, R.H. Newman // J. Southeast Asian. Reg. Sci. - 1991. - № 5. - P. 449-452.
19. Титова, Г.И. Новые данные изотопно-геохимических исследований газов больших глубин / Г.И. Титова, Т.В. Карасева, В.И. Горбачев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 3. - С. 76-81.
20. Armstrong, A.K. Depositional environment of the carbonate members of the Middle Proterozoic Mescal Limestone, Apache Group, central and southern Arizona / A.K. Armstrong, C.T. Wrucke // New Mexico Geology. - 1990. - Vol. 12, № 3.
21. Bruhn, R.L. Tectonics and sedimentology of Uinta Arch, Western Uinta Mountains, and Unita Basin / R.L. Bruhn, M.D. Picard, J.S. Isby // Paleotectonics and Sedimentation in the Rocky Mountain Region, United States. - Ed. by J.A. Petersom. - 1986. - Vol. 41. - P. 333-352. DOI: 10.1306/M41456C16
22. Плотникова, И.Н. Дифференциация микроэлементного состава пород доманиковой формации и палеофациальные условия ее формирования / И.Н. Плотникова, С.Б. Остроухов, Н.В. Пронин // Пустоваловские чтения 2022: материалы традиционной конференции, посвященной 120-летию Леонида Васильевича Пустовалова, Москва, 20-23 декабря 2022 года. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2022. - С. 107-109.
23. Геохимические аспекты преобразования нефтяных углеводородов в термодинамических условиях суб и сверхкритических водных флюидов / С.М. Петров,
A.И. Лахова, И.Н. Плотникова, В.С. Балицкий // Новые идеи в науках о Земле: материалы XV Международной научно-практической конференции: в 7 т. Москва, 01-02 апреля 2021 года. - М.: Российский государственный геологоразведочный университет им. С. Орджоникидзе. - 2021. - Т. 5. - С. 168-172.
24. Плотникова, И.Н. Высокоуглеродистые толщи Волго-Урала и их «генерационный» потенциал (на примере Южно-Татарского свода и прилегающих территорий) / И.Н. Плотникова, С.Б. Остроухов, Н.В. Пронин // О новой парадигме развития нефтегазовой геологии: материалы международной научно-практической конференции, Казань, 02-04 сентября 2020 года. - Казань: Ихлас, 2020. - С. 68-71.
25. Плотникова, И.Н. Доманик Татарстана: особенности строения и перспективы нефтеносности / И.Н. Плотникова, А.Н. Шакиров, С.А. Володин // Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли: материалы Международной научно-практической конференции, Альметьевск, 25-28 октября 2017 года / Альметьевский государственный нефтяной институт. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2018. - Т. 2. - С. 16-22.
26. Михалевич, И.М. Применение математических методов при анализе геологической информации (с использованием компьютерных технологий: Statistika) / И.М. Михалевич, С.П. Примина. - Иркутск: Иркутский государственный университет, 2006. - Ч. 3. - 115 с.
27. Решение региональных задач прогнозирования нефтеносности по данным геолого-геохимического анализа рассеянного органического вещества пород доманикового типа / В.И. Галкин, И.А. Козлова, М.А. Носов, С.Н. Кривощеков // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 1. - С. 21-23.
28. Сташкова, Э.К. Научное обоснование нефтегазоносности девонских отложений на основе комплекса геологических, литолого-фациальных и геохимических исследований / Э.К. Сташкова, М.Г. Фрик // Комплексное изучение литолого-фациальных, стратиграфических, геохимических свойств пород и особенностей углеодородных флюидов в связи с перспективами нефтегазонсосности девонских терригенных отложений. - 2005. - С. 342.
29. Моделирование процессов катагенеза органического вещества и нефтегазообразование / Всесоюз. нефт. н.-и. геол.-развед. ин-т; под ред. Е.А. Глебовской. -Л.: Недра, 1984. - 139 с.
30. Вассоевич, Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти: (исторический обзор и современное состояние) / Н.Б. Вассоевич // Изв. АН СССР. Сер. геол. -1967. - № 11. - С. 135-156.
31. Построение вероятностно-статистических моделей для дифференциации рассеянного органического вещества пород территории Пермского края /
B.Л. Воеводкин, Д.В. Антонов, В.И. Галкин, И.А. Козлова // Нефтяное хозяйство. - 2023. - № 12. - С. 100-104. DOI: 10.24887/0028-2448-2023-12-100-104
32. Дзюбенко, А.И. Оценка достоверности геолого-промысловой информации / А.И. Дзюбенко, В.А. Мордвинов, В.Л. Воеводкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 9-10. - С. 44-48.
33. Khalafyan, A.A. STATISTICA 6 Statistical analysis of data / A.A. Khalafyan. - 3rd ed. Textbook. - M.: Binom-Press LLC, 2007. - 512 p.
34. Davis, J. Statistics and Analysis of Geological Data / J. Davis. - M.: Mir, 1977. - 353 p.
35. Geological and statistical simulation for assessment of zonal oil and gas potential formation processes in the Visimskaya monocline / V.I. Galkin, K.A. Koshkin, O.A. Melkishev, I.A. Kozlova // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science - 2021: 14, Perm, Virtual, November 09-12. - 2022. - Vol. 1021. - P. 012061. DOI: 10.1088/1755-1315/1021/1/012061
36. Козлова, И.А. О возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского края / И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, Л.Ю. Зыкова // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 5. - С. 55-59.
37. Галкин, В.И. Обоснование зональной нефтегазоносности территории Висимской моноклинали по геохимическим критериям / В.И. Галкин, К.А. Кошкин,
0.А. Мелкишев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2018. -Т. 18, № 1. - С. 4-15. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.3.1
38. Галкин, В.И. Дифференцированная вероятностная оценка генерационных процессов в отложениях доманикового типа Пермского края / В.И. Галкин, Т.В. Карасева, И.А. Козлова // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 12. - С. 103-105.
39. Houze, O. Dinamie data analjsis / O. Houze, D. Viturat, O.S. Fjaere. - Paris: Kappa Engineering, 2005.
40. Построение статистических моделей оценки коэффициента извлечения нефти для эксплуатационных объектов Пермского Прикамья / В.И. Галкин,
C.В. Галкин, В.Л. Воеводкин, В.Г. Пермяков // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 2. - С. 86-88.
41. Burnham, А.К. Global Chemical Kinetics of Fossil Fuels / А.К. Burnham // Springer International Publishing AG. - 2017.
42. К обоснованию построения моделей зонального прогноза нефтегазоносности для нижне-средневизейского комплекса Пермского края / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, О.А. Мелкишев // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 8. - С. 32-35.
43. К разработке генетической классификации рассеянного органического вещества / В.А. Успенский, Ф.Б. Инденбом, А.С. Чернышева, В.Н. Сенникова // Вопросы образования нефти. (Тр. ВНИГРИ). - 1958. - Вып. 128. - С. 221-314.
44. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) / Л.М. Бурштейн, Л.В. Жидкова, А.Э. Конторович, В.Н. Меленевский // Геология и геофизика. - 1997. - C. 1070-1078.
References
1. Stupakova A.V., Fadeeva N.P., Kalmykov G.A. Poiskovye kriterii nefti i gaza v domanikovykh otlozheniiakh Volgo-Ural'skogo basseina [Criteria for oil and gas search in domanic deposits of the Volga-Ural basin]. Georesursy2015, no. 2 (61), pp. 77-86.
2. Burshtein L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskii V.N. Model' katageneza organicheskogo veshchestva (na primere bazhenovskoi svity) [Model of catagenesis of organic matter (using the example of the Bazhenov Formation)]. Geologiia igeofizika,1997, pp. 1070-1078.
3. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system - from source to trap.AAPG memoir,2012, no. 60, 312 p. DOI: 10.1306/M60585
4. Hantschel Th., Kauerauf A.I. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling. Springer-Verlag. Berlin: Heidelberg, 2009, 482 p.
5. Merson M.E., Voevodkin V.L., Galkin V.I. K voprosu postroeniia geologo-matematicheskikh modelei sootnoshenii promyshlennykh zapasov i resursov dlia territorii Permskoi oblasti [On the issue of constructing geological and mathematical models of the relationships between industrial reserves and resources for the territory of the Perm region]. Geologiia, geofizikai razrabotka nefianykh igazovykh mestorozhdenii,200b, no. 9-10, pp. 15-18.
6. Galkin V.I., Kozlova I.A., Melkishev O.A., Shadrina M.A. Geokhimicheskie pokazateli ROV porod kak kriterii otsenki perspektiv neftegazonosnosti [Geochemical indicators of rock DOM as criteria for assessing oil and gas potential prospects]. Neftepromyslovoe delo,2013, no. 9, pp. 28-31.
7. Voevodkin V.L., Rastegaev A.V., Galkin V.I. Issledovanie sootnoshenii mezhdu resursami i zapasami nefti v predelakh iugo-vostochnogo bar'ernogo rifa Kamsko-Kinel'skoi sistemy progibov (KKSP) [Study of the relationship between resources and oil reserves within the southeastern barrier reef of the Kama-Kinel trough system]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2005, no. 9-10, pp. 9-12.
8. Galkin V.I., Kozlova I.A. Razrabotka veroiatnostno-statisticheskikh regional'no-zonal'nykh modelei prognoza neftegazonosnosti po dannym geokhimicheskikh issledovanii verkhnedevonskikh karbonatnykh otlozhenii [Development of probabilistic-statistical regional-zoning models of oil and gas potential prediction based on the data of geochemical studies of the Upper Devonian carbonate deposits]. Geologiia, geofizika irazrabotka neftianykh igazovykh mestorozhdenii, 2016, no. 6, pp. 40-45.
9. Krivoshchekov S.N., Kozlova I.A., Sannikov I.V. Otsenka perspektiv neftegazonosnosti zapadnoi chasti Solikamskoi depressii na osnove geokhimicheskikh i geodinamicheskikh dannykh [Estimate of the petroleum potential of the western Solikamsk depression based on geochemical and geodynamic data]. Neftianoe khoziaistvo,2014, no. 6, pp. 12-15.
10. Punanova S.A. Mikroelementy neftei, ikh ispol'zovanie pri geokhimicheskikh issledovaniiakh i izuchenii protsessov migratsii [Trace elements of oils, their use in geochemical research and the study of migration processes]. Moscow: Nedra, 1974, 215 p.
11. Galkin V.I., Kozlova I. A., Melkishev O.A., Shadrina M.A. Geokhimicheskie pokazateli ROV porod kak kriterii otsenki perspektiv neftegazonosnosti [Geochemical indicators of rock DOM as criteria for assessing oil and gas potential prospects]. Neftepromyslovoe delo,2013, no. 9, pp. 28-31.
12. Bickford M.E., Marsaglia K.M., Whitelaw M.J., Soegaard K. Correlation between Precambrian sequences in the Franklin Mountains Van Horn, West Texas: A progress report. Rocky Mountain Section Meeting. Abstracts with Programs,1994, vol. 26, pp. 4-5.
13. Stashkova E.K., Frik M.G. Kompleksnoe izuchenie litologo-fatsial'nykh stratigraficheskikh, geokhimicheskikh svoistv porod i osobennostei uglevodorodnykh fliuidov v sviazi s perspektivami neftegazonosnosti devonskikh terrigennykh otlozhenii [A comprehensive study of lithofacies, stratigraphic, geochemical properties of rocks and characteristics of hydrocarbon fluids in connection with the oil and gas potential of Devonian terrigenous deposits]. Perm', 2005.
14. Blount J.G. The geochemistry, petrogenesis, and geochronology of the Precambrian meta-igneous rocks of Sierra Del Cuervo and Cerro El Carrizalillo. Chihuahua, Mexico: Austin, University of Texas, 1993.
15. Formirovanie i neftegazonosnost' domanikoidnykh formatsii [Formation and oil and gas potential of domanikoid formations]. Ed. O.M. Mkrtchian. Moscow: Nauka, 1990, 87 p.
16. Frik M.G., Titova G.I., Batova I.S. Zakonomernosti rasprostraneniia neftegazomaterinskikh tolshch nizhne-verkhnedevonskikh otlozhenii Permskogo kraia [Patterns of distribution of oil and gas source strata of the Lower-Upper Devonian deposits of the Perm region]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2007, no. 4, pp. 17-29.
17. Adams D.C., Keller G.R. Precambrian basement geology of the Permian basin region of West Texas - New Mexico: A geophysical perspective. Am. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 1996, vol. 80, pp. 410-431. DOI: 10.1306/64ED87FA-1724-11D7-8645000102C1865D
18. Collen J.D., Newman R.H. Porosity development in deep sandstones, Taranak Basin. New Zealand. J. Southeast Asian. Reg. Sci., 1991, no. 5, pp. 449-452.
19. Titova G.I., Karaseva T.V., Gorbachev V.I. Novye dannye izotopno-geokhimicheskikh issledovanii gazov bol'shikh glubin [New data from isotope-geochemical studies of gases at great depths]. Geologiia, geofizika irazrabotka neftianykh igazovykh mestorozhdenii, 2005, no. 3, pp. 76-81.
20. Armstrong A.K., Wrucke C.T. Depositional environment of the carbonate members of the Middle Proterozoic Mescal Limestone, Apache Group, central and southern Arizona. New Mexico Geology,1990, vol. 12, no. 3.
21. Bruhn R.L., Picard M.D., Isby J.S. Tectonics and sedimentology of Uinta Arch, Western Uinta Mountains, and Unita Basin. Paleotectonics and Sedimentation in the Rocky Mountain Region, United States.Ed. by J.A. Petersom, 1986, vol. 41, pp. 333-352. DOI: 10.1306/M41456C16
22. Plotnikova I.N., Ostroukhov S.B., Pronin N.V. Differentsiatsiia mikroelementnogo sostava porod domanikovoi formatsii i paleofatsial'nye usloviia ee formirovaniia [Differentiation of the microelement composition of rocks of the Domanik formation and paleofacies conditions of its formation]. Pustovalovskie chteniia 2022. Materialy traditsionnoi konferentsii, posviashchennoi 120-letiiu Leonida Vasil'evicha Pustovalova, Moscow, 20-23 December 2022. Moscow: Rossiiskii gosudarstvennyi universitet nefti i gaza (natsional'nyi issledovatel'skii universitet) imeni I.M. Gubkina, 2022, pp. 107-109.
23. Petrov S.M., Lakhova A.I., Plotnikova I.N., Balitskii V.S. Geokhimicheskie aspekty preobrazovaniia neftianykh uglevodorodov v termodinamicheskikh usloviiakh sub i sverkhkriticheskikh vodnykh fliuidov [Geochemical aspects of the transformation of petroleum hydrocarbons under the thermodynamic conditions of sub- and supercritical aqueous fluids]. Novye idei v naukakh o Zemle. Materialy XVMezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii, Moscow, 01-02 April 2021. Moscow: Rossiiskii gosudarstvennyi geologorazvedochnyi universitet imeni S. Ordzhonikidze, 2021, vol. 5, pp. 168-172.
24. Plotnikova I.N., Ostroukhov S.B., Pronin N.V. Vysokouglerodistye tolshchi Volgo-Urala i ikh "generatsionnyi" potentsial (na primere Iuzhno-Tatarskogo svoda i prilegaiushchikh territorii) [High-carbon strata of the Volga-Urals and their "generation" potential (using the example of the South Tatar arch and adjacent territories)]. O novoi paradigme razvitiia neftegazovoi geologii. Materialy mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii, Kazan, 02-04 September 2020.Kazan': Ikhlas, 2020, pp. 68-71.
25. Plotnikova I.N., Shakirov A.N., Volodin S.A. Domanik Tatarstana: osobennosti stroeniia i perspektivy neftenosnosti [Domanik of Tatarstan: structural features and oil potential prospects]. Dostizheniia, problemy i perspektivy razvitiia neftegazovoi otrasli. Materialy Mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii, Al'met'evsk, 25-28 October 201ZAl'met'evsk: Al'met'evskii gosudarstvennyi neftianoi institut, 2018, vol. 2, pp. 16-22.
26. Mikhalevich I.M., Primina S.P. Primenenie matematicheskikh metodov pri analize geologicheskoi informatsii (s ispol'zovaniem komp'iuternykh tekhnologii: Statistika) [Application of mathematical methods in the analysis of geological information (using computer technology: Statistika)]. Irkutsk: Irkutskii gosudarstvennyi universitet, 2006, no. 3, 115 p.
27. Galkin V.I., Kozlova I.A., Nosov M.A., Krivoshchekov S.N. Reshenie regional'nykh zadach prognozirovaniia neftenosnosti po dannym geologo-geokhimicheskogo analiza rasseiannogo organicheskogo veshchestva porod domanikovogo tipa [Solutions to regional problems of forecasting oil bearing according to geological and geochemical analysis of dispersed organic matter of Domanic type rocks]. Neftianoe khoziaistvo,2015, no. 1, pp. 21-23.
28. Stashkova E.K., Frik M.G. Nauchnoe obosnovanie neftegazonosnosti devonskikh otlozhenii na osnove kompleksa geologicheskikh, litologo-fatsial'nykh i geokhimicheskikh issledovanii [Scientific substantiation of the oil and gas potential of Devonian deposits based on a complex of geological, lithological-facial and geochemical studies]. Kompleksnoe izuchenie litologo-fatsial'nykh, stratigraficheskikh, geokhimicheskikh svoistv porod i osobennostei ugleodorodnykh fliuidov v sviazi s perspektivamineftegazonsosnosti devonskikh terrigennykh otlozhenii,2005, 342 p.
29. Modelirovanie protsessov katageneza organicheskogo veshchestva i neftegazoobrazovanie [Modeling the processes of catagenesis of organic matter and oil and gas formation]. Ed. E.A. Glebovskaia. Luningrad: Nedra, 1984, 139 p.
30. Vassoevich N.B. Teoriia osadochno-migratsionnogo proiskhozhdeniia nefti: (istoricheskii obzor i sovremennoe sostoianie) [Theory of sedimentary-migration origin of oil: (historical review and current state)]. Izvestiia Akademiinauk SSSR. Seriia geologicheskaia,1967, no. 11, pp. 135-156.
31. Voevodkin V.L., Antonov D.V., Galkin V.I., Kozlova I.A. Postroenie veroiatnostno-statisticheskikh modelei dlia differentsiatsii rasseiannogo organicheskogo veshchestva porod territorii Permskogo kraia [Generation of the probabilistic and statistical model for total organic carbon differentiation of rocks in the Perm region]. Neftianoe khoziaistvo,2023, no. 12, pp. 100-104. DOI: 10.24887/0028-2448-2023-12-100-104
32. Dziubenko A.I., Mordvinov V.A., Voevodkin V.L. Otsenka dostovernosti geologo-promyslovoi informatsii [Assessing the reliability of geological and field information]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2005, no. 9-10, pp. 44-48.
33. Khalafyan A.A. STATISTICA 6 Statistical analysis of data. 3rd ed. Textbook. Moscow: Binom-Press LLC, 2007, 512 p.
34. Davis J. Statistics and Analysis of Geological Data. Moscow: Mir, 1977, 353 p.
35. Galkin V.I., Koshkin K.A., Melkishev O.A., Kozlova I.A. Geological and statistical simulation for assessment of zonal oil and gas potential formation processes in the Visimskaya monocline. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science - 2021: 14, Perm, Virtual, November 09-12, 2022, vol. 1021, 012061 p. DOI: 10.1088/1755-1315/1021/1/012061
36. Kozlova I.A., Krivoshchekov S.N., Zykova L.Iu. O vozmozhnosti neftegazoobrazovaniia v verkhneproterozoiskikh otlozheniiakh na territorii Permskogo kraia [Geological and geochemical assessment of oil and gas in the upper proterozoic possibility sediments of in the Perm Region]. Neftianoekhoziaistvo, 2014, no. 5, pp. 55-59.
37. Galkin V.I., Koshkin K.A., Melkishev O.A. Obosnovanie zonal'noi neftegazonosnosti territorii Visimskoi monoklinali po geokhimicheskim kriteriiam [The justification of zonal oil and gas potential of the territory of Visimskaya monocline by geochemical criteria]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia. Neftegazovoe igornoe delo, 2018, vol. 18, no. 1, pp. 4-15. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.3.1
38. Galkin V.I., Karaseva T.V., Kozlova I.A. Differentsirovannaia veroiatnostnaia otsenka generatsionnykh protsessov v otlozheniiakh domanikovogo tipa Permskogo kraia [Differentiated probabilistic assessment of the generation processes in Domanic sediments of Perm region]. Neftianoekhoziaistvo,2014, no. 12, pp. 103-105.
39. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dinamie data analjsis. Paris: Kappa Engineering, 2005.
40. Galkin V.I., Galkin S.V., Voevodkin V.L., Permiakov V.G. Postroenie statisticheskikh modelei otsenki koeffitsienta izvlecheniia nefti dlia ekspluatatsionnykh ob"ektov Permskogo Prikam'ia [Construction of statistical models for estimating the oil recovery factor for production facilities in the Perm Kama region]. Neftianoekhoziaistvo,2011, no. 2, pp. 86-88.
41. Burnham A.K. Global Chemical Kinetics of Fossil Fuels. Springer International Publishing AG,2017.
42. Galkin V.I., Kozlova I.A., Krivoshchekov S.N., Melkishev O.A. K obosnovaniiu postroeniia modelei zonal'nogo prognoza neftegazonosnosti dlia nizhne-srednevizeiskogo kompleksa Permskogo kraia [On the justification of the construction of models for oil and gas potential area forecast Visean deposits of Perm region]. Neftianoekhoziaistvo,2015, no. 8, pp. 32-35.
43. Uspenskii V.A., Indenbom F.B., Chernysheva A.S., Sennikova V.N. K razrabotke geneticheskoi klassifikatsii rasseiannogo organicheskogo veshchestva [Towards the development of a genetic classification of dispersed organic matter]. Voprosy obrazovaniia nefti. (Trudy VNIGRI),1958, iss. 128, pp. 221-314.
44. Burshtein L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskii V.N. Model' katageneza organicheskogo veshchestva (na primere bazhenovskoi svity) [Model of catagenesis of organic matter (using the example of the Bazhenov Formation)]. Geologiia igeofizika,1997, pp. 1070-1078.
Финансирование. Исследование не имело спонсорской поддержки. Конфликт интересов. Автор заявляет об отсутствии конфликта интересов. Вклад автора 100 %.
