CC BY
204
ОПИСАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ПРОЯВЛЕНИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛИНИСТОГО КОЛЛЕКТОРА ХАДУМСКОЙ СВИТЫ ПРАСКОВЕЙСКО-АЧИКУЛАКСКОГО ВАЛА ВОСТОЧНОГО
ПРЕДКАВКАЗЬЯ
Кудин Евгений Валерьевич
главный специалист компании СП "Въетсовпетро"НИПИморнефтегаз
г. Вунг Тау, Вьетнам E-mail: stavsng@rambler. ru
DESCRIPTION OF GEOLOGICAL STRUCTURE AND DISPLAYS CLAY PETROLEUM RESERVOIR FORMATION KHADUM PRASKOVEISKY-ACHIKULAK SHAFT EAST CISCAUCASIA
Kudin Evgeny
Chief specialist company "Vietsovpetro"NIPImorneftegaz city of Vung Tau, Vietnam
АННОТАЦИЯ
Статья посвящена описанию геологического строения глинистого коллектора хадумской свиты Прасковейско-Ачикулакского вала Восточного Предкавказья. Проанализированы характерные особенности корреляции разреза, литологического, тектонического строения, охарактеризованы методические приемы выделения залежей нефти и тип ловушек. Анализ нефтегазоносности и выделения границ залежей нефти показал отсутствие полноценных и достоверных методик геометризации ловушек нефти в глинистых коллекторах Восточного Предкавказья.
ABSTRACT
The paper describes the geological structure of the clay sewer Khadum suite Praskoveisky-Achikulak shaft Eastern Caucasus. Analyzed the characteristics of the correlation of the section, lithology, tectonic structure, characterized by methodical technique to identify oil and type of traps. Analysis of petroleum and border selection of oil showed the absence of comprehensive and reliable methods of geometrization traps of oil reservoirs in the clay of the Eastern Caucasus.
Ключевые слова: Хадумская свита, Прасковейско-Ачикулакский вал, глинистый коллектор, геометризация ловушек нефти, разуплотненные породы.
Keywords: Khadum Formation, Praskoveisky-Achikulak shaft, clay collector,
geometrize traps oil, decompressed rocks.
Проблемы нефтегазоносности олигоценовых отложений Восточного Предкавказья все еще остаются нерешенными, хотя и весьма актуальными. В числе основных объектов поиска в этих районах находятся малоамплитудные поднятия и ловушки сложного экранирования. Такие объекты весьма широко распространены в олигоценовых отложениях Прасковейско-Ачикулакского вала Восточного Предкавказья.
Геологическое описание разреза Прасковейско-Ачикулакской вала приводится на основе геологических и промыслово -геофизических данных по скважинам, пробуренным на изучаемой территории, и базируется на результатах палеонтологических, петрографических исследованиях керна проведенных в филиале СевКавНИПИнефть [1] и геолого-геофизических сопоставлений разрезов скважин, проведенных автором работы.
Для рассмотрения вопросов тектонического районирования рассматриваемого в работе района, принята структурно-тектоническая схема А.И. Летавина и др., 1986 г. [3, 4] (рисунок 1).
Прасковейско-Ачикулакский вал, осложняет южную часть Прикумской системы поднятий платформенной территории Восточного Предкавказья. С запада и северо-запада район исследований захватывает часть Довсунского прогиба и Петропавловского поднятия, с севера Кумской прогиб и южную часть Озек-Суатского свода. На юге участок ограничен Ногайской ступенью на востоке — границей Ставропольского края. (рисунок 1) Наиболее четко вал выражен в своей западной части, где расположены крупные Прасковейская (25x8 км) и Ачикулакская (20x5 км) структуры.
Представленный в работе район входит в состав Прасковейско -Ачикулакской зоны нефтегазонакопления Прикумского нефтегазоносного
Рисунок 1. Тектоническая схема района работ
района Восточно -Предкавказской нефтегазоносной области. Прасковейско-Ачикулакская зона нефтегазонакопления объединяет многочисленные структуры одноименного тектонического вала. Максимальная нефтеносность представленного вала связана с хадумской свитой.
Нефтегазоносные структуры, входящие в состав месторождений, в связи с разломной тектоникой складчатого основания, группируются в линейные, структурные системы субкавказского простирания. Одной из них является Прасковейско-Ачикулакская, связанная с Правокумским разломом, который установлен по материалам бурения и сейсморазведки по поверхности фундамента. Разлом проходит по северным крыльям поднятий линейной зоны, образованной Чкаловской, Прасковейской, Правокумской, Ачикулакской, Юбилейной, Андрей-Курганской, Западно -Мектебской, Мектебской антиклинальными структурами
Выполненные в различные годы сейсмические исследования горизонта " Б" сведены в единую сводную карту и охарактеризован современный структурный план отложений (рисунок 2). Современный структурный план палеогеновой толщи Прасковейско-Ачикулакского вала представляет собой моноклиналь,
Рисунок 2. А — Схема изученности территории сейсмическими исследованиями, Б — сводная структурная карта по отражающему
горизонту ’Т"
характеризующуюся общим региональным погружением слоев на восток и юго-восток. При этом в палеогеновых отложениях отражается общий структурный план меловых отложений но, по сравнению с последними, наблюдается выполаживание крупных структурных элементов и отдельных локальных поднятий [7].
В результате была построена структурно тектоническая модель Прасковейско-Ачикулакского вала (рисунок 3), данные бурения скважин были дополнены структурной картой по отражающему горизонту "Б" в качестве трендовой поверхности.
Рисунок 3. Структурно-тектоническая модель хадумской свиты
Прасковейско-Ачикулакского вала
В связи с низким качеством сейсмического материала при интерпретации данных использовался пликативный вариант строения. Утверждать или опровергать наличие дизъюнктивных нарушений, в хадумских отложениях исследуемой площади, на данном качестве материала, нет возможности.
Анализ распределения площадей с промышленной нефтеносностью в палеогеновых отложениях показал их приуроченность к определенным тектоническим зонам и осложненным участкам. Таким образом, развитие коллекторов в палеогеновых отложениях, наряду с другими факторами, контролируется тектоническими особенностями того или иного района.
Литолого-стратиграфическая характеристика олигоценовых отложений представлена сводным геологическим разрезом (рисунок 4) изучаемой территории.
Рисунок 4. Фрагмент сводного литолого-стратиграфическогоразреза с
электрокаротажной характеристикой олигоценовых отложений
Восточного Предкавказья
Хадумская свита по литологическим признакам подразделяется на три подсвиты: нижнюю — пшехскую, среднюю полбинскую (остракодовый пласт) и верхнюю — Морозкиной балки.
Пшехская подсвита представлена глинами аргиллитоподобными и частично мергелями. По содержанию карбонатного материала она разделяется на три части некарбонатные глины в подошве свиты вверх по разрезу сменяются карбонатными, в кровле подсвиты залегает толща глин некарбонатных. Для глин характерно повышенное содержание рассеянного органического вещества и присутствие сульфида железа. Мергели в разрезе подсвиты образуют прослои незначительной толщины и характеризуются темно-серой окраской, относительной крепостью, плитчатостью. Средняя мощность составляет 45 м.
Полбинская подсвита (остракодовый пласт) представлена глинистыми известняками, мергелями с прослоями глин. Мощность остракодового пласта 2—4 м.
Подсвита Морозкиной балки. Подсвита сложена глинами аргилитоподобными, тонкоплитчатыми, листоватыми, крепкими, чешуйчатым редко оскольчатым изломом. По содержанию карбонатного материала подсвита разделяется на три части: некарбонатные глины в нижней части
разрезасменяются толщей переслаивания глин карбонатных с некарбонатными. Отмечаются прослои мергелей темно-серых, крепких, плитчатых. Мощность хадумской свиты 30—50 м.
Характерной текстурной особенностью хадумских глин является массивность и линзовиднослоистость. Породы нижней и средней частей хадумской свиты характеризуются плитчатостью, а в верхней части хадумской свиты - плитчато-листоватостью и листоватостью.
В целом глинистые и глинисто -карбонатные породы хадумской свиты представляют собой переходную толщу от карбонатных отложений эоцена к
глинистым породам майкопской серии [6].
Следует дать полное литологическое описание пород, образующих собственно глинистый коллектор. Это важно потому, что залежи, встречаемые в хадумских глинах приурочены к более проницаемым прослоям, имеющим специфический литологический состав.
Глины хадумской свиты олигоценовых отложений образуют две разновидности: черную и серую. При этом в обеих разновидностях встречаются как рыхлые, так и плотные разности [5].
Черные разновидности глин представлены высокобитуминозными глинами и часто хорошо выражены на диаграммах ГК в виде увеличения интенсивности гамма-излучения. Для них характерно большое количество пирита, рыбных остатков и чешуи. Среди черных разновидностей часто развиты рыхлые разности глин, которые характеризуются микрослоистостью, листоватостью; при раскалывании их вдоль поверхностей напластования часто отмечается запах нефти, а при погружении в воду наблюдается пленка нефти. Плотные разности черных глин встречаются в разрезе гораздо реже и представлены аргиллитоподобными глинами. При погружении их воду, они обычно с трудом, а иногда вообще не рассыпаются.
Характерной чертой структуры рыхлых черных глин является их легкая разрушаемость: при размокании в воде они распадаются на мелкие (не более
1 см в поперечнике), тонкие (доли миллиметра), остроугольные обломки. Вид обломков говорит не о набухании глин, а о разрушении породы по тончайшим ослабленным зонам, в роли которых выступают межслоевые литогенетические (межслоевые) трещины. Ослабленные зоны возникают на границах неоднородностей глин как следствие различия физико -механических свойств различных по литологическому составу глин. В данном случае показателем неоднородности выступает распределение прослоев линз, в различной степени сцементированных силикатным и карбонатным цементом, однако к такому же результату приводят различия в размерах, отсортированности и упорядоченности упаковки глинистых частиц. Во всех случаях на границах
неоднородностей возникают нарушения цельности твердой фазы и развиваются литогенетические трещины (трещины напластования). Вследствие этого тонкослоистые нижнеолигоценовые глины более трещиноваты, чем однородные массивные глины среднего майкопа.
Серые глины также представлены рыхлыми и плотными разностями. Светлая окраска обусловлена, по-видимому, низким содержанием ОВ и сульфидов железа, а также присутствием большого количества алевритовых примесей, среди которых преобладает силикатный материал.
Структурные особенности рыхлых серых глин аналогичны выше отмеченным, при рассмотрении черных рыхлых глин. Однако они отличаются тем, что при погружении их в воду рассыпаются на более мелкие агрегаты, при этом часто обнажаются микропрожилки силикатного материала. Плотные разности серых глин более массивные. Видимо, в них при уплотнении более активно происходило новообразование аутигенных минералов. Здесь, как правило, менее развиты межслоевые ослабленные зоны, однако встречаются трещины тектонического происхождения.
Для детального расчленения отложений нижнего олигоцена данных КС и ПС явно недостаточно, лишь в комплексе с другими видами каротажа (ГК, НГК, КВ, АК, ГГК-П и др.) можно уверенно провести расчленение и сопоставление разрезов вскрытых скважинами пробуренных на разных площадях.
Основной комплекс ГИС (КС, ПС, БК, ИК, НГК и др.) практически не позволяет выделять продуктивные интервалы в глинистых породах олигоцена. Методами, позволяющими выделять в глинистых породах зоны разуплотнения и связанного с ними нефтенасыщения, являются: акустический каротаж (АК), плотностной каротаж (ГГК-П), гамма каротаж (ГК), кавернометрия и термометрия. Кроме того, обобщения материалов по отдельным параметрам ГИС необходимо использовать в комплексе с сейсморазведочными работами МОГТ, лабораторными исследованиями керна и др.
Корреляция и выделение целевых объектов в низах палеогеновых
отложений Прасковейской и Ачикулакской площадях выполненны по «скромному» в современных условиях комплексу ГИС (ПС, ПЗ, ГЗ-3, в отдельных скважинах по ГК, НГК и ИК).
Нижняя часть — пшехская подсвита по кривым ГК выделяется высокими показаниями (23 мкР/ч) естественной гамма-активности относительно подстилающих пород белоглинской свиты. По кривым ПС не наблюдается четкой дифференциации карбонатных и некарбонатных глин, аномалии ПС слабо выражены, что ограничивает использование ПС при корреляции разрезов скважин. В целом, отложения пшехской подсвиты, согласно залегают на отложениях белоглинской свиты. Минимальная и максимальная толщина подсвиты в пределах Прасковейского месторождения, составляет 11,8 и 31,5 м соответственно, средняя толщина — 21,б м, а в пределах Ачикулакской площади, составляет соответственно 8,7 и 22,2 м., средняя величина — 16,8 м.
Приблизительно в середине хадумской свиты залегает пласт толщиной 2— 3 м. выделяемый в полбинскую подсвиту (остракодовый пласт). Пласт характеризуется повышенными значениями сопротивления на кривых КС (резкая пика) относительно вмещающих пород, резким уменьшением интенсивности гамма-излучения на кривых ГК. Отмечается номинальным или уменьшенным диаметром скважины на кривых ДС и в ряде случаев отрицательной аномалией на кривых ПС. Остракодовый пласт прослеживается в пределах всей изучаемой территории и, следовательно, является опорным репером.
Подсвита Морозкиной балки согласно залегает на остракодовом пласте. Нижняя часть подсвиты представленная некарбонатными серыми глинами, имеет низкие сопротивления (2—3 Омм) на кривых КС, сопротивление в верхней части достигает 4—5 Омм. На кривых ГК подсвита Морозкиной балки выделяется высокими показаниями гамма-излучения на фоне перекрывающих отложений баталпашинской свиты. Кривые ПС в интервале подсвиты слабо дифференцированы. По кавернометрии наблюдается увеличение диаметра скважины относительно номинального.
Минимальная толщина подсвиты Морозкиной балки наблюдается в скважине 64 Прасковейской (7,5 м), где, вероятно, произошел незначительный размыв отложений. Максимальная толщина наблюдается в скважине 47 Прасковейской площади и составляет 19,8 м. Средняя толщина Морозкиной свиты составляет 13,3 м на Прасковейском площади и 10,4 м на Ачикулакской.
В целом, отложения хадумской свиты в пределах изучаемых территорий залегают согласно на отложениях белоглинской свиты. Средняя толщина хадумской свиты составляет — 33 м.
По строению, литологическому составу и характеру уплотнения олигоценовые отложения изучаемого региона образуют два типа разреза: западный и восточный [5].
Разрез западного типа приурочен к широкой полосе, обрамляющей с востока Ставропольский свод, и характеризуется наибольшей полнотой всех трех отделов палеогена, а следовательно, и большей толщиной хадумской и баталпашинской свит.
Состав и строение рассматриваемых отложений в районе Журавской группы поднятий в западной части региона и Озек-Суатского поднятия в восточной части могут быть рассмотрены в качестве типичных, отражающих выделенные два типа разреза.
К северо-востоку от Прасковейско-Ачикулакского вала западный тип разреза через постепенные переходы сменяется восточным. При этом происходит сокращение толщин хадумской и баталпашинской свит, постепенное исчезновение баталпашинского репера. Радиоактивные баталпашинские глины постепенно сменяются обычными, вследствие чего выделение баталпашинского горизонта здесь практически невозможно. Глины хадумской свиты становятся более массивными, в средней части четко проявляется пласт остракодового мергеля толщиной 3—5 м. В составе хадумских глин, по-видимому, резких изменений не происходит. Выделенные типы разрезов представлены на рисунке 5. Как видно из рисунка, в целом толщины нижнего майкопа сокращаются с запада на восток.
Рисунок 5. Типы разрезов нижнемайкопских отложений: а — западный (пл. Журавская), б — переходный (пл. Прасковейская, Ачикулакская), в —
восточный (пл. Озек-Суат)
В результате проведенных исследований Прасковейско-Ачикулакский вал является, по мнению автора работы, постепенным переходом, между двумя установленными типами разреза. Построенная карта мощностей показала, что Прасковейско-Ачикулакская площадь является зоной переходного типа разреза, имеющая близкие толщины хадумской свиты и видимо, литолого-фациальные условия формирования отложений.
В целом толщины хадумской свиты изменяются в пределах Восточного Ставрополья от 15 м (пл. Озек-Суат, Острогорская и др.) в восточной части, постепенно увеличиваясь к западу и юго -западу, до 80 м (пл. Журавская) (рисунок 6). Это увеличение происходит как за счет роста толщины хадумской свиты, так и за счет появления в разрезе радиоактивных баталпашинских глин. На площади Прасковейская толщина хадумской свиты составляет уже 40— 45 м. На площади Ачикулакская толщина хадумской свиты составляет 30— 35 м. Разница толщин хадумской свиты в пределах Прасковейского и Ачикулакского месторождений обусловлена в основном изменением толшины пшехской
Рисунок 6. Карта толщин хадумской свиты: А, Б, В — районы распространения типов разрезов нижнемайкопских отложений: А — западного, Б — переходного, В — восточного; 1 — изопахиты хадумской свиты, 2 — границы типов разреза, 3 — скважины, 4 — изучаемая
территория
подсвиты, именно в ней происходили более резкие смены скоростей осадко накопления отложений.
Все данные испытания скважин указывают на региональную нефтеносность отложений хадумской свиты. Отсутствие в разрезе хадумской свиты регионально выдержанных коллекторов обусловило появление небольших аномальных пластовых давлений. На площадях, представляемых в работе, градиент давления изменяется от 1,14 до 1,26. Зональность развития листовато-плитчатых коллекторов и их запечатаность, обуславливает появление небольших аномальностей гидродинамических условий разреза и упруго-замкнутый режим залежей нефти.
Состав нефти олигоценовых отложений отличается однообразием и не претерпевает существеннных изменений, как по разрезу, так и по всей
территории Восточного Предкавказья. Для нефти характерна несколько повышенная плотность (0,8—0,85 г/см ). Содержание силикагелевых смол составляет 7,3—8,8 %, асфальтенов — 1,3—1,52 %. Среднее содержание серы колеблется в пределах 0,12—0,22 %. По содержанию парафинов (6—11 %) нефти классифицируются как высоко парафиновые. Сравнительно высокая плотность нефти обусловлена наличием смолисто-асфальтеновых компонентов и твердых парафинистых веществ. Олигоценовые нефти обладают высокими товарными качествами. Выход бензиновых фракций (до 2000С) соответствует 26—28 %, выход светлых фракций (до 350С) — 63—64 %. По классификации Добрянского, нефти относятся к метано -нафтеновому типу.
Несмотря на сравнительно большой объем ГРР, пока не создано сколько -нибудь удовлетворительной концепции поисков промышленных скоплений нефти в палеогеновых отложениях. Очаговое насыщение резервуаров хадумской свиты, явилось причиной того, что в пределах установленных полей нефтеносности, часто на достаточно близком расстоянии встречаются скважины с промышленными притоками нефти (10—20 м3/сут), низкодебитные (5—7 м3/сут), слабоприточные (0,01—1,5 м3/сут) и бесприточные [2].
Выявленные нефтеносные участки, связанные с разуплотнением пород хадумской свиты, в утвержденных геологических моделях контролируются одиночными обособленными скважинами. Границы этих участков залежей, проводились в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами (500 м), принятому при разбуривании палеогеновых залежей Восточного Предкавказья. На рисунке 7 приводится фрагмент структурной карты, с выделением границ залежи и геологический профильный разрез нефтеносности хадумских отложений Ачикулакской площади.
При линейном расположении опробованных скважин (от 2 до нескольких) границы залежей определяются по касательным к окружностям. В относительно слабоприточных скважинах (до 4 м3/сут.) окружность
Рисунок 7. Фрагмент структурной карты и геологического разреза с примером выделения границ залежи хадумских глинистых отложений
Ачикулакской площади
принимается с одинарным радиусом, при большей величине притока — с удвоенным радиусом. Нужно отметить, что для изучаемого региона эмпирически устанавливается, что при дебитах нефти, не превышающих
2 м3/сут, скважины чаще характеризуются неустойчивой периодической работой. Эта величина дебита принята в качестве граничной, при отнесении скважин к залежи с промышленными запасами, либо к непродуктивной части пласта. Однако даже наличие низко дебитного притока не говорит об отсутствии залежей нефти, так как незнание особенностей и специфичности этого вида коллектора, приводит к заблуждению в представлениях о его нефтенасыщенности, что сказывается на подходе к его испытаниям и эксплуатации.
Применяемая в геологических моделях методика носит исключительно прикладной характер для геометризации ловушки УВ и свидетельствует о некоторой доле условности в определении площади залежей и является, по
сути, границей разведанности залежи, так как количества скважин недостаточно для достоверной геометризации залежи по данным опробования.
Отсутствие методик выделения коллекторов по комплексу качественных признаков ГИС, обеспечило достаточно формальный подход и к расчету средней нефтенасыщенной толщины хадумских залежей. Толщина рассчитывалась эмпирически, как 40,3 % от общей толщины согласно геолого -геофизической модели продуктивной толщи нижнего олигоцена. Что так же носит исключительно прикладной и условный характер для подсчета запасов нефти в глинистых коллекторах Восточного Предкавказья
Накопившийся материал геологических исследований позволяет сделать вывод о том, что скопления нефти хадумской свиты Прасковейско -Ачикулаского вала сосредоточены в участках пласта, емкостное пространство которого представлено разуплотненными, глинистыми породами. За счет целого ряда специфических процессов, вызванных катагенезом глинистых толщ, в первую очередь в результате дегидратации глинистых минералов, литогенетических процессов, создаются условия возникновения разуплотненных горизонтов в пределах хадумской свиты. Эти условия по мере погружения глин формируются на определенных термобарических уровнях. Учитывая, что зоны разуплотнения хадумского пласта развиты не равномерно, а это подтверждается величинами дебитов скважин, можно сказать, что ловушки, приуроченные к изучаемому району, могут определяться как капиллярно-экранированные (литологические), так как в качестве удерживающего нефтескопления экрана выступают породы литологически однотипные коллектору, но с низкими фильтрационно -емкостными свойствами. Основные выводы
Выводы и результаты проведенной работы, основанные на личном анализе фактического материала представленного района, заключаются в следующем:
• По строению, литологическому составу и характеру уплотнения олигоценовые отложения Восточного Предкавказья образуют два типа разреза: западный и восточный. Прасковейско-Ачикулакский вал является зоной
переходного типа разреза, имеющего близкие толщины, хадумской свиты и литолого-фациальные условия формирования отложений.
• Приведено литологическое описание глин, образующих глинистый коллектор хадумской свиты. Среди представленных разновидностей глин выделены рыхлые и плотные разности, имеющие индивидуальные черты и признаки строения и нефтеносности.
• Зональность развития листовато -плитчатых коллекторов и их запечатанность обуславливает появление аномально высокого пластового давления (АВПД).
• Анализ нефтегазоносности и выделения границ залежей показал отсутствие полноценных методов геометризации ловушек нефти в глинистых коллекторах.
Результаты работы над разделом позволили уточнить геологические особенности тектонического, литологического строения и специфического проявления нефтегазоносности глинистого коллектора разреза, а также позволили сделать выводы, помогающие автору определить структурные элементы последующих исследований вопросов, связанных с глинистыми коллекторами Восточного Предкавказья.
Список литературы:
1. Бурлаков И.А. Краткая литолого -геохимическая характеристика нефтеносных глинистых отложений олигоцена Восточного Предкавказья [Текст] / И.А. Бурлаков, Л.А. Келигрехашвили, Т.Б. Лещинская // Труды / СевКавНИПИнефть. — Грозный : СевКавНИПИнефть, 1986. — Вып. 45, — С. 67—70.
2. Королёв С.Н. Модель глинистых коллекторов нефти в отложениях нижнего майкопа Воробьевского нефтяного месторождения. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2008, № 6, с. 41—5.
3. Летавин А.И. Геосинклинальные формации фундамента Предкавказья и
западной части Средней Азии [Текст] / А.И. Летавин // Проблемы геологии нефти. — М., 1977. — С. 116—129.
4. Летавин А.И. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа [Текст] / А.И. Летавин, В.Е. Орел., С.М. Чернышов [и др.]. — М.: Наука, 1987. — 95 с.
5. Тараненко Е.И., Диваков В.И., Хакимов М.Ю., Чистяков В.Б., Бхупати Раджу Аппала Раджу. Катагенез органического вещества и нефтегазообразование в условиях дифференциального уплотнения глин. — М.: Изд-во РУДН, 1994. — 164 с., ил.
6. Чепак Г.Н., Бурлаков И.А., Стасенков В.В., Нарыжный П.С., Шапошников В.М. Рациональный комплекс геолого -геофизических методов поисков залежей нефти и газа в глинистых коллекторах. М.: ВНИИОЭНГ, 1987.
7. Чепак Г.Н., Шапашников В.М., Онищенко Б.А. и др. Геолого -техническое обоснование развития поисково-разведочных работ на нефть в верхнеэоценовых и нижнеолигоценовых отложениях Ставропольского края на 1981—1985 гг. Фонда ГТЭ, 1980.
