CC BY
31
О НЕКОТОРЫХ РЕЗУЛЬТАТАХ НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО НЕФТЯНОЙ ГЕОЛОГИИ
К 20-ЛЕТИЮ АКАДЕМИИ НАУК РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН
Основой исследований ученых научного совета «Геология нефти и газа» является теория шарьяжно-надвигового строения литосферы (М.А. Камалетдинов, Т.Т. Казанцева и Ю.В. Казанцев), согласно которой Урал и все другие орогенные области, а также земная кора в целом имеют дискретное строение, состоят из множества тектонических пластин, испытывающих горизонтальные перемещения. Это вызывает основные геологические явления и процессы: складчатость, горообразование, осад-конакопление, сейсмичность, магматизм, метаморфизм, тепловые аномалии, образование полезных ископаемых: нефти и газа, руд металлов, алмазов и других минералов.
Шарьяжно-надвиговая теория признана геологическим сообществом страны, а Институт геологии Башкирского филиала АН СССР (ныне Институт геологии УНЦ РАН) в 1983 г. был объявлен головной научной организацией АН СССР по изучению аллохтонной тектоники. С тех пор разными авторами в России и за рубежом выполнено множество исследований, подтвердивших справедливость названной теории.
Содружеством стран Европы в соответствии с Международной программой в 199S г. был проложен сейсмический профиль «Ур-сейс^» через весь Южный Урал, стоимостью в сотни миллионов долларов, полностью подтвердивший шарьяжное строение Урала и верность составленных нами карт и профильных разрезов вплоть до мелких деталей. Это явилось еще одним подтверждением оптимистических прогнозов в отношении поисков полезных ископаемых, включая нефть и газ, основанных на данной теории.
КАМАЛЕТДИНОВ Мурат Абдулхакович,
академик АН РБ, председатель*
ИСМАГИЛОВ Рустем Айратович,
кандидатгеолого-минералогичесикх наук, ученый секретарь*
О шарьяжно-надвиговом строении кон- ния нефти и газа на Земле связаны с платфор-тинентальных платформ. Основные скопле- менными областями, традиционно считавши-
* Научного совета «Геология нефти и газа» Отделения наук о Земле и природных ресурсов АН РБ.
мися жесткими, не подверженными надвиго-вым нарушениям структурами с пологим залеганием на них осадочного чехла. Между тем анализ строения Восточно-Европейской, Сибирской, Североамериканской, Африканской и других древних, а также молодых платформ (Западно-Европейской, Западно-Сибирской и др.) позволил прийти к заключению, что их фундаменты представляют собой сложные тектонически скученные массы сиалических пород, имеющих шарьяжно-надвиговое строение [I]. Причем надвиги фундаментов при постумных тектонических подвижках проникают в вышележащий осадочный чехол, формируя в последнем складчатые дислокации [2]. Надвиги не разрушают нефтяные месторождения, как полагали ранее, а выступают генераторами нефти и газа.
Впервые данные о шарьяжной структуре гранито-гнейсового фундамента Восточно-Европейской платформы были приведены М.А. Камалетдиновым, а затем подтверждены сверхглубокой скважиной №100, пробуренной в Туймазах [3]. Сегодня шарьяжный стиль тектоники фундаментов всех платформ является общепризнанным и учитывается при неф-тепоисковых работах.
С шарьяжными структурами генетически связаны, как отмечалось выше, не только складчатость и горообразование, но и осад-конакопление, сейсмичность, вулканизм, метаморфизм, формирование важнейших полезных ископаемых: нефти и газа, руд металлов, алмазов и других минералов.
О происхождении нефти и газа. С начала развития нефтяной промышленности существует несколько взглядов на происхождение углеводородов.
Одни ученые утверждают, что они произошли из остатков растений и животных при их захоронении в осадках морского дна (И.М. Губкин, А.А. Бакиров, Н.Б. Вассоевич, В.В. Вебер, А.А. Трофимук и др.), другие объясняют их происхождение химическими реакциями, проходящими в глубинах земных недр (Т. Голд, В.Б. Порфирьев, Н.А. Кудрявцев, П.Н. Кропоткин и др.).
В 70-е и последующие годы башкирскими учеными: М.А. Камалетдиновым, Т.Т. Казанцевой, Ю.В. Казанцевым была разработана теория, объясняющая происхождение полезных ископаемых за счет движения аллохтонных
пластин. Эти работы убедительно показали, что углеводороды могут образовываться не только органическим, но и абиогенным путем [4,5].
Успех в деле поисков скоплений нефти в большой степени зависит от правильного понимания происхождения углеводородов. В связи с этим значительное внимание уделяется проблеме генезиса углеводородов, дискуссия по поводу которой длится более 200 лет.
Существенно новые сведения получены при изучении планет Солнечной системы. В последние годы установлено широкое распространение углеводородов в Космосе, свидетельствующее, что данное химическое соединение имеет не только земное происхождение. На спутнике Юпитера Титане зонд «Гюйгенс», спущенный в 2007 г. с американской ракеты «Кассини», обнаружил метановые моря, существующие там при температуре -180°С.
Поскольку Титан отвечает стадии развития Земли в эпоху, отдаленную от нас на 3,5 млрд лет, можно считать, что и на нашей планете некогда господствовали скопления углеводородов, являющиеся существенной составной частью планеты [6]. Подтверждением сказанному является поступление углеводородов из глубоких недр Земли по срединноокеаничес-ким разломам, в которых обнажаются мантийные серпентиниты.
Сверхглубокие скважины в Башкортостане и Татарстане, углубившиеся в породы кристаллического фундамента архей-раннепроте-розойского возраста на 2-3 км, показали присутствие здесь в милонитизированных зонах шарьяжей метана и их гомологов, что не исключает образование углеводородов и в результате органического синтеза.
Благодаря своей химической активности и широкому распространению в природе углерод постоянно участвует в круговороте молекулярных соединений, включая органическую жизнь. По этой причине синтез нефти не ограничивается каким-либо одним химическим процессом, а способен образоваться как органическим, так и абиогенным путем. Нефть может быть очень древней, соизмеримой с возрастом Земли, и очень молодой, мезозойской или кайнозойской. Она может содержаться в горных породах любого возраста и литологичес-кого состава, обладающих коллекторскими свойствами от песчаников и известняков до гранитов и серпентинитов.
Нефть и газ поступают в осадочную оболочку Земли из различных источников разными путями: при дегазации ее глубоких недр, генерируясь в осадках древних и современных морей и океанов, в толщах пород, богатых углеродом, например, в известняках и доломитах. Синтез углеводородов осуществляется с поступлением в систему механической энергии при шарьяжно-надвиговых движениях в сейсмически активных зонах.
Мигрируя по многочисленным надвиговым нарушениям и зонам трещиноватости пород, нефть и газ заполняют природные ловушки, в которые постоянно поступают по мере их разгрузки.
Приведенные сведения расширяют географию поисков рассматриваемого полезного ископаемого и, по-существу, свидетельствуют о неисчерпаемости его запасов.
О нефтегазовом потенциале венд-ри-фейских отложений. Сравнительный анализ геологии Восточной Сибири и Башкортостана показал существование большого сходства в их докембрийской геологической истории и высокую перспективность на нефть и газ отложений рифейского и вендского возраста Волго-Уральской области [7]. На Куюмбо-Юрубчено-Тайгинском месторождении Предъенисейской зоны - супергиганте, обладающем запасами углеводородов до 2 млрд т, нефть содержится в карбонатных коллекторах верхнего докембрия, аналогами которых в Башкортостане являются доломиты и известняки калтасинской свиты нижнего рифея и шиханской свиты верхнего рифея, в которых и следует искать в первую очередь скопления этого полезного ископаемого. При этом следует иметь в виду, что важная роль принадлежит процессам денудации и выщелачивания карбонатных пород в погребенных корах выветривания, создающих благоприятные коллекторы для скоплений нефти и газа [8,9]. По самым приблизительным подсчетам геологические запасы нефти в додевонских отложениях Башкортостана превышают S млрд т.
Следовательно, запасы нефти и газа в Башкортостане далеко не исчерпаны, а даже превышают количество добычи их к сегодняшнему дню.
О нефтегазовом потенциале Урала. Проблема нефтегазоносности Урала впервые возникла в начале 60-х годов прошлого столетия после установления его шарьяжно-надвигово-го строения [10].
В настоящее время поиски нефти и газа успешно ведутся в горно-складчатых областях многих стран: США, Канады, Франции, Италии. Австрии, Венесуэлы. Колумбии, Мексики, Тринидада, Кубы, Эквадора, Перу, Аргентины, Китая, Папуа-Новой Гвинеи и др. [II].
О перспективах нефтегазоносности Зи-лаирского синклинория. Зилаирский синк-линорий является хорошо изученной шарьяж-но-надвиговой структурой западного склона Южного Урала. На разрезе, пересекающем в широтном направлении весь Зилаирский син-клинорий, включая зону его сочленения с Предуральским краевым прогибом, видно, что платформенные формации краевого прогиба прослеживаются к востоку под аллохтонами на 20 км. Эта зона образует меридиональную полосу от левобережья р. Белой до южной границы Республики Башкортостан на протяжении более 120 км. Она выделена Р.А. Исмаги-ловым под названием Сакмаро-Икской [12] (см. рис. 1).
В ее пределах выявлены антиклинальные складки, по форме и размерам тождественные структурам Предуральского прогиба и перспективные на поиски нефти и газа в отложениях карбона, девона,силура и ордовика(см. рис. 2). В скважине № 2 Асташской площади при испытании ее на приток углеводородов дебит газа составил 300 000 м3/сут. В 60-е годы осваивать газовые скважины еще не умели, и лишь этим можно объяснить то, что месторождение осталось не открытым. Здесь рекомендуется комплекс геологоразведочных работ, включающий сейсморазведку и бурение поисково-разведочных скважин.
Методом изучения зеркала мелкой складчатости в зилаирской свите верхнего девона по р. Большой Ик выделена крупная Южно-Кургасская структура, располагающаяся на продолжении к югу оси древней (байкальской) Кургасской антиклинали Башкирского антикли-нория, сложенной породами докембрия. Здесь ожидается развитие отложений палеозоя платформенного (субплатформенного) типа, подобных тем, которые обнажаются в разрезах широтного течения р. Белой.
Впервые выделены положительные структурные формы, приуроченные к тектоническим полуокнам (Южно-Кракинскому, Западно-Сак-марскому, Восточно-Сакмарскому), на которых рекомендуются дальнейшие сейсморазведоч-ные и поисковые работы на нефть и газ [13].
Рис. I. Структурная карта зоны сочленения Пред-уральского прогиба с Зилаирским синклинорием и южной частью Башкирского антиклинория. Составил РА. Исмагилов:
а - верхнепермские отложения Предуральского прогиба; б - метаморфические образования хр. Урал-тау; в - нижнепермские отложения зоны передовых складок: аргиллиты, алевролиты; з - нижнепермские и верхнекаменноугольные отложения Суреньской пластины; аргиллиты, алевролиты, известняки; д - средне-верхнекаменноугольные отложения зоны передовых складок: известняки, глинистые известняки; е - сред-некаменноугольные отложения Суюшевской и Мурады-мовской пластин: аргиллиты, алевролиты, песчаники; ж - каменноугольные отложения зоны передовых складок: известняки, доломиты; з - нижнекаменноугольные и девонские отложения (в Мурадымовской пластине только С.,): аргиллиты, песчаники, известняки; и - девонские отложения: известняки; к - силурийские и девонские отложения Икской пластины: известняки, аргиллиты; л - ашинская серия венда: аргиллиты, алевролиты, песчаники; м-о - кварцевые песчаники, серия; н - средний рифей, юрматинская серия; о - нижний рифей, бурзянская серия (м-о - кварцевые песчаники
алевролиты, аргиллиты, доло-миты, известняки); О^т-С^ - не заштриховано поле развития зилаирских граувакк; п - останцы шарьяжей: Кр-Кракинский, Кз-Кзылбалыкский, Мс-Малосуреньский, Зл-Зилаир-ский, Ск-Сакмарский; р - геологические границы; с -изолинии условного отражающего горизонта; т - предполагаемые разломы; у - линии надвигов; ф - газокон-денсатные месторождения: 1 - Саратовское, 2 - Иси-мовское, 3 - Беркутовское; х - поднадвиговые антиклинали: 4 - Майковская, S - Западно-Юлдыбаевская, 6 - Восточно-Юлдыбаевская, 7 - Икская, 8 - Суран-ская, 9 - Нурская, 10 - Восточно-Зириклинская, 11 - Муслимовская, 12 - Асташ-Тамакская, 13 - Богда-новская глубинная; ц - антиклинали: 14 - Карамин-ская, ^ - Инякская, 16 - Малоикская, 17 - Асташкая, 18 - Суреньская, 19 - Чуюнчи-Чупановская, 20 - Верх-не-Бикбердинская, 21 - Богдановская, 22 - Дмитриевская, 23 - Западно-Сакмарская, 24 - Южно-Кракин-ская, 2S - Южно-Кургасская, 26- Восточно-Сакмар-ская; ч - геофизические поднятия: 27- Аль-Бакарское, 28 - Назаровское (Касмарское).
Буквы на карте: тектонические пластины: С - Су-реньская, Н - Нугушская, Сш - Суюшевская, УТ - Ува-ринская и Тассинская, А - Алатауская, И - Икская, М - Мурадымовская, Зк - Зильмердакская, Ю - Юрматинская, Зр - Зюраткульская, П - Покровская
В качестве новых объектов для поисков нефти и газа в Зилаирском синклинории предлагаются рифогенные известняки нижнего и среднего девона и прогнозируются зоны их развития под отложениями зилаирской свиты. Впервые введены в сферу интересов нефтяников мощные массивы серпентинитов зон меланжа, в трещиноватых разностях которых могут содержаться скопления углеводородов, подобные североамериканским и кубинским.
Прогнозируются возможные ареалы распространения под палеозоем рифейских пород, испытавших длительную предордовик-скую денудацию, способствующую образованию благоприятных коллекторов. Докембрий-ские образования могут быть вскрыты на глубинах от S до 7-8 км на Южно-Кургасской, Аль-Бакарской, Назаровской и других антиклиналях.
Поиски нефти и газа в карбонатных (известняки, доломиты) отложениях палеозоя. Исторически сложилось так, что после открытия «большой нефти» в терригенном девоне интерес к поискам нефти в карбонатных коллекторах существенно снизился. Последние, как правило, имеют более сложное строение, а содержащиеся в них залежи нефти и газа требуют для своего выявления более наукоемких исследований. В условиях советской действительности, когда требовалось
Рис. 2. Разрез «Асташ». Составил P.A. Исмагилов по материалам бурения глубоких скважин, сейсморазведки МОГТ и данных геологических съемок:
I-10 - автохтон: 1-3 нижняя пермь (1 - кунгурский ярус: гипсы, прослои доломитов; 2 - сакмарский и артин-ский ярусы нерасчлененные: песчаники, аргиллиты, алевролиты, прослои известняков; 3 - ассельский ярус: известняки, мергели, прослои аргиллитов и песчаников); 4 - верхний карбон: аргиллиты, мергели, доломиты; S - средний карбон: известняки, доломиты; 6-8-нижний карбон (6 - визейский ярус: известняки, доломиты; 7 - визейский ярус, тульский горизонт: известняки глинистые, аргиллиты; 8 - турнейский ярус: глинистые известняки); 9-10- верхний девон (9-фаменский ярус: известняки серые, слоистые; 10- франский ярус: темно-серые, слоистые известняки);
II-18 - аллохтон: 11 - нижняя пермь, ассельский ярус: известняки с прослоями аргиллитов; 12 - средний и верхний карбон нерасчлененные: аргиллиты, песчаники, прослои известняков; 13 - средний карбон, башкирский ярус, бухарчинская свита: темно-серые известняки; 14-16 нижний карбон (14 - визейский ярус, иткуловская свита: мергели, аргиллиты, прослои песчаников, силицитов и известняков; 1S - верхняя часть турнейского яруса, куру-ильская свита: кремнистые известняки и глинистые сланцы; 16 - нижняя часть турнейского яруса, мазитовская свита: мягкие, слюдистые аргиллиты, прослои песчаников, реже известняков); 17-18 - верхний девон (17 - фа-менский ярус, ямашлинская свита, окремнелые аргиллиты и стекловидные силициты, прослои известняков; 18 - фаменский ярус, зилаирская свита, граувакковые песчаники, алевролиты, аргиллиты); 19 - геологические границы; 20 - разрывные нарушения; 21 - залежь газа; 22 - скважины
открывать нефть ускоренными темпами, залежи углеводородов в карбонатных пластах подчас в спешке пропускались. Пропущенные нефтегазоносные пласты представляют существенный резерв, особенно если учесть, что в мировой практике терригенные и карбонатные коллекторы содержат одинаковое количество углеводородов [14,9].
О перспективности мезозойских отложений Челябинского грабена. Подробно рассмотрены геология и оценены перспективы нефтегазоносности Челябинского грабена Восточного склона Урала, южная ветвь которого продолжается на территорию Башкортостана. В Челябинском грабене, выполненном мезозойскими осадками, выявлены крупные антиклинальные складки, способные служить ловушками углеводородов, значительные нефтегазопроявления, свидетельствующие о нефтегазоносности недр. Имеются песчано-
глинистые пласты - коллекторы, где могут аккумулироваться залежи углеводородов, а также терригенные пачки пород, способные играть роль нефтегазоупоров. Даны рекомендации дальнейших поисково-разведочных работ и предложены конкретные участки для постановки бурения скважин глубиной от 3 до S - 7 км [15].
Скопления углеводородов в старых, отработанных месторождениях. Поиски нефти и газа в старых, отработанных месторождениях представляют еще один резерв наращивания запасов этих полезных ископаемых [9]. Дело в том, что на отработанных месторождениях со временем (через 30 - 40 лет) происходит пополнение запасов за счет поступления снизу и с боков новых порций углеводородов, что делает целесообразным возвращение к старым площадям и ранее ликвидированным скважинам. На Шебелинском
месторождении газа (Украина) после многих лет эксплуатации запасы газа почти полностью восстановились. Сегодня в США значительное количество нефти добывается из старых месторождений.
О коллекторах нефти и газа. Анализ площадного распространения коллекторских свойств палеозойских пород показал, что пер-вично-поровые коллекторы распространены в пределах платформенной области, где проявление герцинской (варисской) складчатости было существенно ослаблено, а трещинные коллекторы свойственны складчатому Уралу и Предуральскому краевому прогибу, испытавшим в герцинское время интенсивное тектоническое сжатие с образованием контрастных структурных форм [16].
Палеозойские песчаники, распространенные к западу от полосы раннепермских рифовых массивов, обладают высокой первичной пористостью, а аргиллиты представлены плотными и надежными нефтегазоупорами.
К востоку от названной полосы положение кардинально меняется. Здесь палеозойские песчаники, испытавшие дислокационное уплотнение, стали непроницаемыми и исполняют роль покрышек, а аргиллиты и карбонатные породы приобрели сильную трещинова-тость и стали хорошими коллекторами.
Знание характера размещения пород коллекторов и нефтегазоупоров в геологическом разрезе имеет первостепенное значение для успешного испытания скважин на приток углеводородов. Не зная характера пространственного размещения пород-коллекторов и покрышек, легко ошибиться в выборе интервалов испытания скважин, что нередко имеет место на практике.
О методике поисков нефти и газа. Важнейшим для нефтяной геологии явилось выявление генетической связи шарьяжных и над-виговых дислокаций с антиклинальными ловушками нефти и газа. Антиклинальные складки образуются во взброшенных крыльях надвигов и, словно бусы, нанизанные на нить, сопровождают их на всем протяжении, достигающем 100 - 200 км и более. До наших исследований считалось, что надвиговые нарушения являются вторичными дислокациями, подчиненными антиклинальным складкам, не связанными в неразрывную цепь: «надвиг-складка-надвиг-складка и.т.д.», что не позволяло применять эффективную методику нефтепо-
исковых работ: поиски каждой складки велись отдельно без учета причинно-следственной связи с региональными надвигами. Новая генетическая модель позволила разработать более рациональную методику поисковых работ от общего (надвиг) к частному (складка), которая во многих регионах нашла свое применение.
По такой методике были открыты Тейрук-ское, Архангельское, Воскресенское, Бакрак-ское, Рамадановское и другие месторождения нефти и газа Предуральского прогиба. С помощью такой методики прогнозируется открытие новых нефтегазоносных структур на юге Предуральского прогиба, в Юрюзано-Сылвен-ской депрессии, ряде районов Восточно-Европейской платформы и в складчатом Урале [17,18,19].
В Зилаирском синклинории выявлены две генерации герцинской складчатости. Первая связана с крупномасштабным шарьировани-ем аллохтонных масс с формированием интенсивной мелкой складчатости и кливажа в фли-шоидах зилаирской свиты верхнего девона, вторая выражена совместным смятием пород аллохтона и автохтона с образованием крупных и в целом согласованных структурных форм. Знание подобной структурной согласованности позволяет применить более эффективную и менее затратную методику поисков здесь поднадвиговых нефтегазоносных антиклиналей [19].
Одним из перспективных прямых методов поисков нефтяных месторождений является высокоточная гравиметрия, которая находится на стадии разработки.
Все вышеизложенное позволяет считать, что нефтегазовый потенциал Башкортостана далеко не исчерпан, хотя и требует для своего раскрытия более наукоемких исследований, которыми в настоящее время занимается научный совет «Геология нефти и газа» Отделения наук о Земле и природных ресурсов АН РБ.
Сегодня мы располагаем обширным фактическим материалом и современной методикой поисково-разведочных работ, позволяющей сократить затраты на поиски месторождений, а также коллективом геологов-нефтяников, способных реализовать потенциальные возможности перспективных районов нашей республики и Волго-Уральской области в целом.
Литература
1. Камалетдинов М.А. Покровные структуры Урала. - М.: Наука, 1974. - 229 с.
2. Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т., Постников Д.В. Шарьяжные и надвиго-вые структуры фундаментов платформ. - М.: Наука, 1987. - 183 с.
3. Камалетдинов М.А. К 65-летию открытия девонской нефти Волго-Урала // Георесурсы. - Казань, 2009. №1. - С. 46-48.
4. Казанцева Т.Т. Происхождение и развитие геосинклиналей. - Уфа: БФАН СССР, 1981. - 26 с.
5. Казанцева Т.Т., Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Зуфарова Н.А. Происхождение нефти. -Уфа: БФАН СССР, 1982. - 30 с.
6. Исмагилов Р.А., Фархутдинов И.М. Проблема генезиса углеводородов: поиск продолжается // Бурение и нефть. - М., 2005. № 6. - С. 6-7.
7. Трофимук А.А., Камалетдинов М.А., Казанцева Т.Т., Казанцев Ю.В., Романов В.А., Постников Д.В. Перспективы нефтегазоносности венд - ри-фейских отложений Башкортостана // Геология. Изв. Отд. наук о Земле и природных ресурсов АН РБ. -Уфа, 1997. № 1. - С. 5-14.
8. Исмагилов Р.А., Фархутдинов И.М. Сравнительный очерк Восточной Сибири и Приуралья в связи с поисками рифейской нефти // Бурение и нефть. -2007. № 2. - С. 26-28.
9. Камалетдинов М.А., Исмагилов RA. О новых перспективах нефтегазоносности Башкортостана // Экономика и управление. - 2011. № 4(102).-С. 8-12.
10. Камалетдинов М.А. К вопросу о покровной тектонике Урала в свете новых данных // Геотектоника. - 1965. №1.
11. Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т., Козлов В.И., Постников Д.В. Геология и перспективы нефтегазоносности Урала. - М.: Наука, 1988. - 240 с.
12. Исмагилов Р.А. Сакмаро-Икская зона поднад-виговых структур Зилаирского синклинория Южного Урала - новый объект для поисков нефти и газа // Бурение и нефть. - 2008. № 5. - С. 27-29.
13. Исмагилов Р.А. Перспективы нефтегазоносности Зилаирского синклинория Южного Урала // Бурение и нефть. - 2006. №7/8. - С. 12-13.
14. КинзикеевА.Р. Проблемы нефтеносности карбонатной толщи девона и палеозоя Урало-Волжской нефтеносной провинции. Т. 1. - Уфа: Гилем, 2009. - 212 с.
15. Камалетдинов М.А., Афанасьев Ю.Н., Исмагилов Р.А. Челябинский грабен - новый объект поисков нефти и газа на Южном Урале // Уральский геологический журнал. - Екатеринбург. 2009. №4(23).- С. 3-10.
16. Исмагилов Р.А. О закономерностях размещения коллекторов нефти и газа // Геология. - 2007. №11. - С. 83-85.
17. Казанцев Ю.В. Структурная геология Пред-уральского прогиба. - М.:Наука, 1984. - 185 с.
18. Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т. Происхождение складчатости. - М.: Наука, 1981. - 135 с.
19. Исмагилов Р.А. К методике поисков месторождений нефти и газа (на примере западного склона Урала) // Геология. - 2009. №14. - С. 84-90.
