CC BY
109
УДК:553.98.048(470.13+470.111) DOI 10.19110/1994-5655-2018-4-68-80
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ
H.Н. ТИМОНИНА, Т.В. МАЙДЛЬ, Н.Н. РЯБИНКИНА, И.С. КОТИК, О.С. КОТИК, И.И. ДАНЬЩИКОВА
Институт геологии ФИЦ Коми НЦ УрО РАН, г. Сыктывкар nntimonina@geo.komisc.ru
В статье рассматривается история развития нефтегазового комплекса, приводится оценка текущего состояния сырьевой базы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Обобщены геологические и геофизические материалы по различным площадям. С использованием современных аналитических методов получены новые данные о текстурно-структурных особенностях и коллекторских свойствах карбонатных и терригенных пород, их фильтрационно-емкостных особенностях, составе органического вещества, условиях формирования и нефтега-зогенерационном потенциале осадочных толщ.
Ключевые слова: Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, запасы и ресурсы, углеводороды, породы-коллекторы нефти и газа, нефтегазоносный комплекс, органическое вещество, пустотное пространство, фильтрационные и емкостные свойства
N.N. TIMONINA, T.V. MAIDL, N.N. RYABINKINA, I.S. KOTIK, O.S. KOTIK,
I.I. DANSHIKOVA. PROSPECTS FOR THE RESOURCE BASE DEVELOPMENT OF THE OIL AND GAS INDUSTRY OF THE TIMAN-PECHORA PROVINCE
The history of the oil and gas complex development is considered, and the current state of the resource base of the Timan-Pechora oil and gas province is estimated. The relevance of the chosen topic is determined by the fact that at present the main direction of maintenance and development of oil production in the Timan-Pechora oil and gas province is the development of new fields and the introduction of oil deposits in the already developed fields. In the course of the work, a set of studies aimed at identifying new objects for the search for hydrocarbon deposits, establishing the regularities of the formation of the void space of the complex reservoirs of the lower Paleozoic and Mesozoic, clarifying the catagenetic zoning of the main oil and gas complexes, was carried out.
Particular attention was paid to the establishment of regularities in the structure of carbonate and terrigenous oil and gas complexes containing hydrocarbon deposits; the study of the formation of carbonate reservoirs of the early Paleozoic and terrigenous Mesozoic, as well as the identification of factors determining the formation of capacitive and filtration properties of these deposits.
The results of geological and geophysical surveys in various areas are summarized. New data on the texture-structural features and reservoir properties of carbonate and terrigenous rocks, their filtration-capacitive features, the composition of organic matter, the conditions of formation and oil and gas generating potential of sedimentary strata are obtained using modern analytical methods.
Keywords: the Timan-Pechora oil and gas province, reserves and resources, hydrocarbons, reservoir rocks of oil and gas, oil and gas complex, organic matter, void space, filtration and capacitive properties
Введение
В настоящее время по уровню добычи нефти Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПП), охватывающая значительную территорию Республики Коми и Ненецкий автономный округ, занимает четвертое место и составляет 4% от общей добычи в России. Разрабатываемые месторождения характеризуются высокой выработанностью
и ростом доли трудноизвлекаемых запасов. Ресурсная база углеводородного сырья Тимано-Печорской провинции имеет сложную структуру как по категорийности, так и по соотношению активных и трудноизвлекаемых запасов.
В остаточных активных запасах доля нефти составляет 26% в Республике Коми, по свободному газу - 68,6% [1]. В настоящее время в активное освоение вовлечены запасы только пяти нефтегазо-
носных комплексов (НГК) осадочного чехла Тима-но-Печорской провинции. При этом выработанность начальных извлекаемых запасов (НИЗ) как нефти, так и свободного газа по каждому из этих комплексов различная: по нефти в наибольшей степени вовлечен в освоение D2-D3f терригенный НГК, из которого добыто более 43% [2], в наименьшей -02^1 карбонатный НГК - выработано 14,4 % от НИЗ (рис.1).
Изучение особенностей седиментации, накопления и захоронения органического вещества, моделирование его преобразования при катагенезе является важным фактором в исследованиях по выявлению закономерностей протекания процессов генерации и миграции углеводородов в осадочных толщах. Особенно актуально проведение таких исследований в северных, в том числе арктических (материковых) территориях Тимано-Печорской провинции, к которым в последнее время проявляется повышенный интерес.
Вклад академической науки в изучение нефтегазоносности региона
В 2019 г. Республика Коми будет отмечать 90-летие нефтяной отрасли. Освоение подземных богатств началось Ухтинской экспедицией, прибывшей на р. Ухта в 1929 г. К промышленной разработке в республике приступили в 1930 г. на Чибьюском нефтяном месторождении. Вслед за этим шло освоение месторождений Ухта-Ижемского и Омра-Сойвинского районов (Нижнеомринское, Ярегское, Верхнеомринское, Нибельское и Войвож-ское). К 1973 г. на территории республики был достигнут такой суммарный уровень добычи нефти и газа, как в старейшем нефтегазоносном районе -Азербайджанской ССР. В середине 1970-х гг. образовались новые центры нефте- и газодобычи на севере нашей республики, завершено сооружение трубопроводной системы. Объемы разведочного бурения в этот период были колоссальными, в начале 1970-х превысили 100 тыс. м, а в 1988 г. достигли максимума - 315 тыс. м. За 15 лет (1961-1975 гг.) пробурено 1675 тыс. пог. м поисково-разведочных скважин и открыто 29 месторождений.
В это время объем новой геологической информации был настолько велик, что ТПО ВНИГРИ, геологическая служба Ухтанефтегазгеологии и др. едва справлялись с первичной обработкой полученного материала, на какие-либо серьезные научные обобщения и прогнозы просто не хватало ни времени, ни человеческих сил. Именно тогда решили создать в Институте геологии Коми филиала
АН СССР новое подразделение - отдел геологии горючих ископаемых - и вменить ему в обязанность сбор, обобщение и высоконаучное академическое изучение нефтегазоносности Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и прогноз новых перспективных зон нефтегазонакопления. Проблемами геологии горючих ископаемых в Коми филиале АН СССР занимались всегда. Работы А.А. Чернова явились основополагающими в открытии Печорского угольного бассейна, в обосновании перспектив нефтегазоносности Печорского Урала и Больше-земельской тундры. В начале 1960-х гг. в институте была создана довольно мощная лабораторная база, которая вела исследования на современном уровне, работали высококвалифицированные, широко мыслящие геологи, хорошо знающие территорию республики. В 1975 г. в Институте геологии Коми филиала АН СССР организован отдел геологии горючих ископаемых (ОГГИ), на должность заведующего отделом приглашен доктор геолого-минералогических наук В.А.Дедеев. В отделе были созданы два подразделения: лаборатория нефтегазоносных формаций и лаборатория тектоники. К концу 1970-х гг. отдел по численности стал одним из наиболее крупных и плодотворно работающих подразделений института. Залогом успешной работы отдела была добротная база региональных геологических исследований, получивших развитие в институте.
Как оказалось, создание ОГГИ было своевременным. В течение 1976-1980 гг. значительно расширена территория поисковых работ, особенно в слабо изученных северных и северо-восточных районах провинции - на Печоро-Кожвин-ском мега-вале, Шапкина-Юрьяхинском вале, Хорейверской,
Рис. 1. Вовлеченность запасов нефти в освоение по нефтегазоносным комплексам. Fig. 1. Involvement of oil reserves in the development of oil and gas complex.
Косью-Роговской и Коротаихинской впадинах, Варандей-Адзьвинской структурной зоне, северной части Колвинского мегава-ла (рис. 2). Всего за этот период пробурено 1228 тыс. пог. м скважин, открыто 17 месторождений.
Именно в эти годы геологи столкнулись с проблемой усложнения объектов поиска, значительная часть которых оказалась приуроченной к неоднородным карбонатным резервуарам, находящимся вне крупнейших линейных поднятий, что и повлекло за собой увеличение затрат на подготовку объектов к бурению, их опоискова-ние и разведку, впоследствии произо-шло резкое снижение эффективности поисково-разведочных работ.
В этой ситуации необходимо было выйти на новый уровень обобщения имеющихся материалов. Институт геологии принимал участие в обосновании перспектив промышленной нефтегазоносности северной части Предуральского краевого прогиба, Западного Притиманья, Мезенской впадины и Большеземельской тундры. Были разработаны теоретические основы эволюционной модели онтогенеза горючих ископаемых в зависимости от крупных циклов седиментации, а также критерии оценки перспектив ресурсов горючих ископаемых, комплексная автоматизированная система обработки нефтегазогеологических, геохимических данных. Результаты исследований опубликованы в работах В.А.Де-деева, Л.З.Аминова, В.П. Якуцени, Н.И.Ти-монина, Н.А. Малышева, Е.О.Малышевой, Н.В.Беляевой, Т.В.Майдль, Н.Н.Тимониной и многих других сотрудников отдела. Изданы фундаментальные монографии, получившие признание и широкую известность.
На это же время пришелся и пик развития нефтегазовой промышленности в республике: в 1983 г. было добыто рекордное количество нефти за всю историю нефтяной промышленности республики -19,2 млн. т (накопленная добыча превысила 195 млн. т), введены в разработку Усин-ское и Возейское месторождения.
С 1991 г. началось сокращение геологоразведочных работ. Резкое снижение объемов финансирования и, соответственно, объемов глубокого бурения в 19911992 гг. привело к снижению показателей прироста запасов УВ сырья. Начиная с 1992 г., в связи с принятием Закона «О недрах», кардинально изменились условия проведения геологоразведочных работ. Принятый закон предусматривал проведение поисковых и разведочных работ на лицензионной основе. Резко изменилась система финансирования, вместо центра-
Рис. 2. Схема тектонического и нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (по [1]).
Границы структур: 1 - крупнейших, надпорядковых; 2 -крупных, первого порядка; 3 - средних, второго порядка;
4 - границы нефтегазоносных районов; 5 - административная граница; 6 - железная дорога; 7 - месторождения. Элементы нефтегазогеологического районирования: 1 - Тиман-ская НГО, 2 - Ижма-Печорская НГО, 3 - Печоро-Колвин-ская НГО, 3-3 - Шапкина-Юрьяхинский НГР, 4 - Хорей-верская НГО, 5 - Варандей-Адзьвинская НГО, 6 - Северо-Предуральская НГО, 7 - Малоземельско-Колгуевская НГО. Элементы тектонического районирования: I - поднятие Чернова, II - гряда Чернышева.
Fig. 2. Scheme of tectonic and oil and gas geological zoning of the Timan-Pechora oil and gas province (according to [1]). The boundaries of the structures: 1 - the largest, over ordinal; 2 -large, first-order; 3 - medium, second-order; 4 - the boundaries of oil and gas regions; 5 - administrative boundary; 6 -railway; 7 - deposits. Elements of oil and gas geological zoning: 1 - Timan oil and gas area, 2 - Izhma-Pechora oil and gas area, 3 - Pechora-Kolva oil and gas area, 3-3 - Shapkin-Yuryakhin oil and gas region, 4 - Khoreyver oil and gas area,
5 - Varandey-Adzvin oil and gas area, 6 - North-Pre-Ural oil and gas area, 7 - Malozemelsk-Kolguev oil and gas area. Elements of tectonic zoning: 1 - Chernov Rise, 2 - Chernyshev Ridge.
лизованного бюджетного финансирования пришло смешанное: как бюджетное, так и за счет собственных средств компаний. Дефицит средств у предприятий в результате резкого снижения мировых цен на нефть явился причиной свертывания производственных программ, таких как бурение новых скважин, капитальные ремонты скважин и промыслового оборудования, обустройство месторождений, что отразилось на объемах добычи нефти.
В последнее время геологические службы крупных добывающих компаний, сервисные компании решают очень конкретные задачи в рамках одной или нескольких лицензионных площадей. Как правило, они не располагают ни временем, ни специалистами для серьезных региональных обобщений. В этих условиях повышается роль действующих академических институтов в вопросах сохранения, обобщения и осмысления геологического материала, который собран многими поколениями геологов. В первую очередь это относится к керну глубоких скважин, материалам ГИС, результатам анализов и опробований, сейсмическим материалам и пр. Поэтому актуализация, поддержка и развитие базы данных о геологоразведочных работах, ресурсах углеводородов, геологическом строении Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции можно отнести к чрезвычайно важному направлению работ.
Выбор направлений геологоразведочных работ, определение и подбор участков для лицензирования во многом зависят от перспектив территории. Поэтому продолжаются работы, связанные с прогнозом нефтегазоносности. На современном этапе перед наукой встают новые задачи - выявление закономерностей формирования залежей углеводородов, уточнение их геологического строения с целью создания моделей строения и более обоснованного выбора способа разработки. Учитывая то, что запасы не беспредельны, необходимо задуматься о том, как восполнить сырьевую базу, обеспечить рост эффективности нефтедобычи за счет применения методов увеличения нефтеотдачи.
Карбонатные природные резервуары
В последние годы уделяется большое внимание районам сложного геологического строения, к числу которых относятся складчато-надвиговые зоны. Одним из таких объектов является гряда Чернышева, перспективы карбонатного нижнепалеозойского нефтегазоносного комплекса (НГК) которой до сих пор неясны.
Нефтеносность ордовикско-нижнедевонских отложений северных и южных территорий гряды Чернышева установлена открытием залежей на Усино-Кушшорской, Южно-Степковожской, Заост-ренской и Хоседаю-Неруюской площадях, а также результатами бурения поисково-оценочных скважин 1-, 2-Адакские, 1-Харутамылькская. На долю этого комплекса (О^) приходится 31,3% извлекаемых запасов нефти. Причем они сконцентрированы в 18 месторождениях, среди которых Салю-кинское, Среднемакарихинское и ряд других [3].
Исследования Института геологии касались фациальной природы силурийско-нижнедевонских отложений территории гряды Чернышева. В работе была использована фациальная модель, наиболее полно отражающая особенности процессов накопления карбонатных осадков в мелководных шель-фовых (перикратонных) бассейнах.
Седиментация в таких бассейнах, вследствие их мелководности, сильно зависит от расчлененности рельефа дна на поднятия - платформы и компенсированные осадками депрессии, вследствие различной скорости погружения дна бассейна, обусловленной «жесткостью» или «пластичностью» вовлекаемых в погружение подстилающих блоков фундамента.
В ходе работы было доказано, что при моделировании резервуаров складчато-надвиговых зон необходимо учитывать фактор тектонического стресса, так как карбонатные породы весьма подвержены изменениям гидродинамических обстановок и связанных с ним гидрохимических условий залегания толщ. Формирование залежей углеводородов в осадочных бассейнах в значительной степени обусловлено процессами эпигенеза, а переформирование залежей и формирование сложных резервуаров - преимущественно тектогенезом и эпигенезом наложеного типа. В связи с этим основное внимание уделялось исследованию эпигенетических стадиальных и наложенных изменений пород по керну скважин, вскрывших надвиговые зоны. В ходе данных исследований был выделен ряд диагностических признаков, позволяющих судить о преобладающем характере тектонических режимов (сжатия или растяжения), характере эпигенетических процессов (тип эпигенеза) и их влиянии на коллек-торские свойства пород [4-5].
Как известно, различия в морфологии, структуре и характере соотношения, слагающих породы слоевых единиц, в конечном счете, проявляются в структуре пустотного пространства и фильтрацион-но-емкостных свойствах коллекторов. Помимо текстурно-структурных особенностей, закладывающих основу первичной пористости осадков, условия осадконакопления и особенности бассейна седиментации - его типа и характера развития - определяли трансформации этого первичного пустотного пространства на разных стадиях литогенеза. Особенности силурийско-раннедевонского бассейна, помимо описанного фациального облика осадков, проявились также в значимом влиянии факторов и процессов, в целом, негативно влияющих на формирование и сохранение их коллекторских свойств. К факторам, действующим уже на ранних стадиях диагенеза, относятся: повышенное содержание глинистой составляющей, значительное количество карбонатного ила (микрита), высокое содержание в осадке микроорганизмов, приводящих к микритизации карбонатных зерен, изменение структуры осадка, в том числе и биотурбация, ранняя цементация зернистых прослоев. Были выявлены также и другие негативные факторы, до настоящего времени мало исследованные, однако существенно
понижающие пористость и проницаемость коллекторов. К ним можно отнести процессы глинизации палеокарстовых пустот и трещин в районах, подверженных воздействию предфранского размыва и разрушения коллекторов вследствие дилатансии.
Для выбора эффективного метода разработки месторождений территорий сложного тектонического строения весьма актуальной является разработка адекватной фильтрационной модели,которая невозможна без исследования геометрии пустотного пространства коллекторов. С этой целью было проведено рентгено-томографическое и электронно-микроскопическое изучение пустотного пространства трех литотипов, два из которых характеризуют коллекторы из надвиговых зон (Адакская площадь), и один - более стабильные территории (Среднемакарихинская площадь) [5]. Все литотипы
относятся к низкоемким сложным коллекторам, в которых пустотное пространство представлено, главным образом, порами капиллярного и субкапиллярного размеров. Основной объем пустотного пространства в них формируют поры с объемом менее одной тысячной кубического миллиметра. Однако каждый из них характеризуется определен-
ной геометрией пустотного пространства, различным сочетанием и морфологией слагающих его микротрещин и пустот различного генезиса. В лито-типе, получившем наибольшее распространение, пустотное пространство на микроуровне образовано порами доломитизации-выщелачивания, а также плоскостными и сигмоидальными микротрещинами. Большинство пустот относится к порам выщелачивания, которые, как правило, имеют низкую связность и не обеспечивают формирование открытой пористости. Проницаемость пород в значительной степени обусловлена наличием субвертикальных и наклонных микротрещин, обеспечивающих связь отдельных пор выщелачивания (рис. 3).
Было установлено, что фациальный аспект определяется зависимостью характера первичной пористости и проницаемости породы от количества и характера слагающих ее компонентов осадка. Отмечено, что наилучшими коллек-торскими свойствами обладают породы с высокой долей граноморфных (форменных) компонентов и структурой грейсто-унов-пакстоунов. Породы с преобладанием микробиального и пелито-морфного компонентов и структурой вакстоунов и мадстоунов, как правило, характеризуются низкой пористостью.
Выявлены вторичные процессы, оказавшие наиболее сильное влияние на формирование емкостных и фильтрационных свойств. К ним относятся перекристаллизация с увеличением размера зерен, доломитизация, выщелачивание, сти-лолито- и трещинообразование, пиритизация, реже сульфатизация, окременение и кальцитизация. Большинство из них приводят к уплотнению пород и потере первичной пористости.
Исследования структуры пустотного пространства были дополнены методом изучения рентгеновской микротомографии. Формирование пустотного пространства пород обусловлено различным сочетанием процессов выщелачивания и доломитизации, а часто и трещиноватости. На микроуровне пустотное пространство сформировано порами выщелачивания (преимущественно результат процессов доломитизации), а также трещинами прямолинейной (скола) и извилистой (отрыва) форм. Поры выщелачивания имеют низкую связность и не обеспечивают формирование открытой пористости. Проницаемость пород в значительной степени обусловлена наличием субвертикальных и наклонных микротрещин, обеспечивающих связь отдельных пор выщелачивания.
Терригенные природные резервуары
Природные резервуары, приуроченные к тер-ригенным коллекторам, исследовались на примере нижневизейских и нижнетриасовых отложений;
Рис. 3. Характер пустотного пространства образца второго литотипа: а - фотография керна, прямоугольником обозначен участок томографического изучения; б - трехмерная модель пустотного пространства; в - фотографии шлифов; г - горизонтальное томографическое сечение с порами выщелачивания и открытыми трещинами (отмечены стрелками). Fig.3. The void space of the second lithotype sample: a - a photo of the core, a rectangle indicates the area of tomographic study; б - three-dimensional model of the void space; в - photos of thin sections, г - horizontal tomographic section with leaching pores and open cracks (marked with arrows).
первые сформировались в прибрежно-морских условиях, вторые - в условиях аллювиальной равнины. Нефтегазоносные нижневизейские отложения приурочены к районам регионального или зонального развития бобриковского горизонта. Коллек-торские свойства песчаников комплекса высокие: Кп= 25%, а Кпр= 2510-15. Залежи нефти и газа в отложениях комплекса выявлены на юге Печоро-Кожвин-ского мегавала, в северной части Варан-дейского вала, Вуктыльской зоне, Большесынин-ской впадине и на Омра-Лузской седловине. Нефти выявленных залежей преимущественно тяжелые, сернистые, малопарафинистые, с глубиной устанавливается уменьшение плотности нефтей в залежах. Свободные газы характеризуются повышенным содержанием метана.
Мощность комплекса на севере и северо-востоке ТПП изменяется в диапазоне от 10 до 100 м, максимальная мощность зафиксирована на территории Косью-Роговской впадины - около 400 м. Максимальная глубина залегания комплекса - до 6300 м - отмечена в Предуральском прогибе. На остальной территории глубина залегания кровли комплекса изменяется от 400 до 3200 м. Пласты коллекторов связаны с терригенной песчано-алев-ритовой толщей радаевского, бобриковского горизонтов нижневизейского подъяруса и с нижней тер-ригенной частью разреза тульского горизонта верх-невизейского подъяруса. Тип коллектора - гранулярный, в районах с большими глубинами залегания - трещинно-поровый (Верхнепечорская впадина). Значения открытой пористости и проницаемости изменяются в зависимости от условий седиментации коллекторов и степени катагенеза. Пористость варьирует от 5-10 до 30%, проницаемость -от первых миллидарси до 1,7*10-12 м2. Доля коллекторов в разрезе изменяется от 5-10 до 50%. «Под-угленосная толща» радаевского возраста залегает в основании комплекса и представлена алевропес-чаной и песчаной пачками. Коллекторами являются песчаники олигомиктовые, преимущественно кварцевые с редкой примесью обломков полевых шпатов. Значения пористости изменяются от 8 до 25%, проницаемость - 220*10-15 м2.
Хорошими коллекторскими свойствами обладают также песчаники бобриковского горизонта («угленосная толща»), преимущественно с ними связаны вся установленная промышленная нефте-газоносность НГК и дальнейшие перспективы. На территории ТПП они имеют ограниченное распространение: отсутствуют на значительной части Ма-лоземельско-Колгуевской моноклинали и Печоро-Колвинского авлакогена, большей части Ижма-Печорской и Хорейверской впадин, в южной части вала Сорокина. Тульские терригенные отложения характеризуются малыми мощностями, отсутствием или низким качеством коллекторов, поисковый интерес представляют лишь в комплексе с бобри-ковскими отложениями. Флюидоупором является верхневизейская (тульский и алексинский горизонты) региональная покрышка, существуют также внутриформационные флюидоупоры.
Так, в ранневизейское время территории современных месторождений (Югидское, Печоро-Кожвинское, Печоргородское и др.) развивались в пределах аккумулятивной равнины, что привело к формированию природных резервуаров пластового типа, где коллектором служат, как правило, визей-ские кварцевые песчаники руслового генезиса, а покрышкой - глинистые и глинисто-карбонатные отложения тульского и алексинского горизонтов позднего визе. К юго-востоку от этих месторождений наблюдается смена аллювиальных фаций дельтовыми. В раннем визе, на стадиях седименто-генеза и диагенеза из отложений дельтового комплекса сформировалось линзовидное песчаное тело, послужившее ловушкой для углеводородов, которая заполнилась, очевидно, в среднем-позднем карбоне с образованием нефтяного месторождения (Войское). Песчаное тело (мощность песчаников более 40 м) с высокой пористостью (до 25%) и латеральной изменчивостью сформировало природный резервуар массивного типа. На границе позднего карбона и ранней перми при формировании Воя-Соплясской антиклинали произошло разрушение залежи и её вывод на дневную поверхность, что привело к окислению нефти и формированию Войского месторождения твердых битумов. Содержание битума (асфальты и асфальтиты) в песчаниках достигает от 0,6 до 8-10 мас. %, обычно 1,02,0% [6]. По плоскостям наслоения пород и трещинам в них также идет заполнение битумом, в отдельных случаях толщина почти вертикальных трещин (угол падения до 70°) составляет 1,5-2 см.
В ранневизейское время накапливалось по-лимацеральное органическое вещество, в состав которого входили остатки гумусовой и водорослевой органики, бактериальной массы и спор. Наличие сапропелевой органики значительно повышает генерационный потенциал комплекса в целом и благоприятно для формирования автохтонных залежей углеводородов. Даже при приблизительном подсчете, при условии катагенеза до градаций МК1-2, эти породы могли генерировать значительное количество жидких углеводородов, которые имели все условия для захоронения в виде залежей как в ловушках одновозрастных отложений, так и мигрировать в более молодые. Так, при благоприятных условиях вертикального перераспределения углеводородов на последнем этапе развития бассейна могли сформировать комбинированные, седиментогенные и экзогенные ловушки с аллох-тонными залежами нефти (Нитчемью-Сынинская ступень), нефти и газа (Югид-Печоргородская зона) и газа (юг Верхнепечорской впадины)[7].
Наряду с нижневизейскими отложениями большой интерес представляют отложения нижнего триаса, с которыми связан ряд крупных месторождений, среди них Варандейское, Торавейское, Коровинское, Кумжинское (рис. 1).
В результате исследования нижнетриасового комплекса обосновано аллювиальное происхождение природных резервуаров, детализировано строение песчаных тел, проанализирован вещественный
состав песчаников. Показано, что высокая изменчивость состава и структуры минералов цемента пород коллекторов связана с локальными фаци-ально-палеогеографическими обстановками осад-конакопления в условиях речной системы.
В ходе работы была предложена концептуальная модель формирования природного резервуара, приуроченного к отложениям чаркабожской свиты на территории одного из месторождений Шапкино-Юрьяхинского вала. Построение рабочих моделей выполнялось с использованием результатов комплексной обработки всей имеющейся информации, включающей ГИС и исследование кер-нового материала. Выбранное месторождение изучается еще с середины 1970-х гг., тем не менее в настоящее время не до конца решенным остается ряд важных геологических задач, среди которых можно назвать следующие. Детальные структурные построения, а также карты прогнозных параметров продуктивных пластов выполнены только в центральной и южной частях месторождения. Северная зона остается освещенной лишь данными поисково-разведочного бурения, а также редкими профилями сейсморазведки 2D низкого качества. Относительно небольшое количество скважин на изучаемой площади снижает точность прогноза эффективных толщин, что является особенно актуальным в условиях резкой литолого-фациальной изменчивости нижне-триасовых отложений, характеризующихся сложным строением. Кроме того, охаракте-ризованность керном залежей по площади является неравномерной, поскольку большинство скважин пробурено в осевой зоне структуры, что также сказывается на достоверности определения параметров и требует дальнейшего доизучения.
На первом этапе создания геологической модели терригенного резервуара осуществлялась корреляция отдельных пластов. Выделение и прослеживание пластов проводились по каротажным диаграммам. В качестве основных реперов принимались локальные поверхности, связанные с однородными породами, более или менее выдержанными по площади; в пределах отдельных участков использовались дополнительные реперы, характеризующиеся устойчивыми геофизическими характеристиками. К нижнетриасовым отложениям приурочено два продуктивных пласта. Для максимального учета особенностей строения продуктивных пластов на первом этапе моделирования проведено изучение макронеоднородностей продуктивных отложений на основе литолого-фациальных и се-диментационных моделей.
Основная причина неоднородности природных резервуаров по свойствам слагающих их коллекторов и покрышек - условия их образования. Поэтому разработка седиментационных моделей резервуаров является одной из первоочередных задач, от решения которой зависит качество и достоверность технологических проектов разработки. В этой связи был выполнен детальный литолого-фациальный анализ нижнетриасовых отложений, базирующийся на комплексе методик, разработанных как отечественными [8-9], так и зарубежными
исследователями [10-11]. Анализ геолого-геофизической информации, изучение керна скважин, интерпретация данных геофизических исследований скважин позволили провести реконструкцию условий образования нижнетриасовых природных резервуаров.
Установлено, что формирование этих отложений происходило в континентальных условиях, наибольшее распространение получили обстановки аллювиальной равнины. Нижний базальный пласт сформировался в условиях меандрирующей речной системы. Доказательством этого служат следующие критерии. В подошве толщи залегает слой конгломератов, состоящих из гравия и гальки, выше залегают песчаники крупно- и среднезернистые, с косослоистой текстурой [12]. Вверх по разрезу происходит снижение гранулометрического состава обломочной части до мелкозернистых песчаников и алевролитов, их перекрывают отложения поймы.
На основе анализа имеющихся материалов в интервале базального пласта чаркабожской свиты установлены следующие фации: пристрежневая зона русла, отложения прирусловой отмели, осадки внешней (песчаной) части поймы и внутренней (алевроглинистой), фация прирусловых (береговых) валов, отложения фации песков разливов. При создании геологических моделей природных резервуаров был использован весь имеющийся арсенал качественных и количественных показателей, позволяющих наиболее точно описать геологическое строение пласта.
Кроме геологической структуры, в статической рабочей модели отражается, в соответствии с требованиями Регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей [13], количественная неоднородность пластов. Эту информацию можно получить при детальном изучении кернового материала, всестороннем исследовании песчаных пластов, слагающих природный резервуар. Особенно большое влияние на формирование емкостных и фильтрационных свойств оказывают состав и характер распределения минералов цемента песчаников.
Минералы цемента песчаников представлены кальцитом, каолинитом, смектитом, иллитом, хлоритом. Распределение и количество глинистых минералов в цементе песчаников определяются как условиями седиментации, так и постседиментацион-ными преобразованиями. В результате действия комплекса факторов распределение емкостных и фильтрационных свойств отличается значительной неоднородностью. Наибольшее распространение получили коллекторы классов по классификации А.А. Ханина [14]. Коллекторы VI класса характерны для пойменных образований и представлены алевролитами и мелкозернистыми песчаниками, в которых практически отсутствуют крупные поровые каналы. Коллекторы V класса представлены мелкозернистыми песчаниками с поровым цементом преимущественно смектитового состава, низкие значения емкостных и фильтрационных свойств обусловлены незначительным содержанием крупных поро-вых каналов (менее 5%) и увеличением количества
нефильтрующих пор. Эти образования формировались в пойменных условиях.
К коллекторам IV класса отнесены мелко- и среднезернистые песчаники с полиминеральным цементом: глинистым поровым и карбонатным сгу-стково-порового типа. Коллекторы II-III классов представлены крупно- и среднезернистыми, плохо отсортированными песчаниками с цементом порового типа, сформировавшимися в обстановке с относительно спокойным гидродинамическим режимом.
Результатом проведенных исследований явилось создание моделей природных резервуаров, сформировавшихся в условиях меандрирующей реки, и реки, ограниченно меандрирующего типа. В качестве первой модели можно в целом рассматривать базальный пласт (T1cb1), примером второй модели является второй пласт (T1cb2).
Как отмечают многие исследователи, недостатки геологических и фильтрационных моделей, используемых в отечественной практике, связаны с несовершенством методики их построения и малым объемом исходной информации. Стремясь непременно построить геологическую модель при недостатке первичной информации, прибегают к произвольным допущениям, необоснованным аналогиям, домыслам и догадкам. Построенные геологические модели не адекватны реальным условиям. Фильтрационные модели строятся на осредненных, огрубленных геологических моделях, поэтому расчеты, выполненные на таких моделях, не отражают реальные режимы течения [15,16].
Следует обратить внимание, что дифферен-цированность состава и типа цемента требует индивидуального подхода, взвешенного выбора технологий при определении стратегии разработки месторождений и тщательного подбора комплекса методов, направленных на увеличение нефтеотдачи для различных участков месторождений.
Нефтематеринские породы
Для формирования месторождений углеводородов необходимо наличие не только высокопроницаемых коллекторов, но и флюида, который мог бы заполнить пустотное пространство и сформировать залежь. Поэтому в настоящее время одним из важнейших направлений исследований остается геохимическое изучение органического вещества палеозойских образований. Причем особое внимание уделяется исследованию органического вещества (ОВ) отложений северных впадин Пред-уральского краевого прогиба, а также гряды Чернова и Чернышева.
В пределах гряды Чернышева одним из основных объектов для поиска залежей нефти и газа являются силурийские отложения в составе средне-ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса. Проведенные ранее геологоразведочные работы позволяют положительно оценить перспективы нефтегазоносности центральной части гряды [17,18]. По результатам бурения по всему разрезу силурийских отложений отмечаются нефтенасы-щенные интервалы, в керне по трещинам и кавернам наблюдаются выпоты нефти, а при опробовании
в скв. 2-Адакская из верхнесилурийско-нижнедевон-ского интервала получен приток легкой нефти.
На гряде Чернышева литолого-геохимичес-кие исследования проводились по скважинам 1-Вор-гамусюрская, 1-Харутамылькская, 1 и 2 - Адакская и др., в которых с различной полнотой вскрываются силурийские отложения в автохтонном и аллохтон-ном залеганиях.
Содержание ОВ, его генетический тип и степень катагенетической преобразованности являются важными показателями нефтегазогенерацион-ных свойств пород. На основании химико-битуми-нологических и пиролитических исследований в разрезе силурийских отложений выделяются различные классы нефтегазоматеринских пород (НГМП) - бедные, средние и богатые. Бедные НГМП выделены в основном в отложениях нижнего силура. Наиболее низкие концентрации органического углерода (Сорг, %) < 0,1-0,3 % установлены в известняках и доломитах. Значения водородного индекса в этих породах составляют 4-173 мг УВ / г Сорг, генерационный потенциал < 1 мг УВ / г породы. Средние и богатые НГМП приурочены к глинисто-карбонатным разностям пород, которые слагают верхнесилурийскую часть разреза. В мергелях, глинистых известняках и доломитах содержание Сорг составляет 0,5-6 %. Генерационный потенциал Ов пород повышается до 2-6, достигая 33 мг УВ / г породы, значения Н1 составляют 224-580 мг УВ / г Сорг [19]. Степень катагенетической преоб-разованности ОВ и время начала генерации УВ в силурийских отложениях оценивались по результатам моделирования истории нефтегазообразования на примере скважины 1-Воргамусюрская (рис.4).
Углеводородный потенциал нефтематерин-ских пород нижнего палеозоя изучался также по разрезам поднятия Чернова. В результате нами установлено, что большую часть силурийско-ниж-недевонского разреза слагают нефтегазоматерин-ские образования с субдоманикоидными концентрациями Сорг (0,1-0,5 %). Породы с более высоким содержанием ОВ (> 0,5 %) тяготеют к глинисто-карбонатным разностям, слагающим около 20 % разреза в силурийской части и отдельными слоями битуминозных доломитов в нижнедевонской.
Изучение углеводородного состава биту-моидов, выделенных из пород, выявило несколько типов молекулярно-массового распределения н-алканов и изопреноидов, отражающих различный состав исходного ОВ. Характер распределения насыщенных УВ в целом отражает морское сапропелевое ОВ, но отличающееся генетической основой - планктоногенной и фитобентосной. Определение биоценотического состава ОВ, как источника различных типов битумоидов, требует дальнейших палинологических и геохимических исследований.
Уровень катагенетической преобразованности оценивался по индексам окраски конодонтов (ИОК), используемых в качестве меры прогрева вмещающих толщ [20]. Значения ИОК изменяются в пределах 1,5-2 и увеличиваются вниз по разрезу, составляя в основном 1,5 в нижнедевонских отло-
Рис. 4. Модель катагенетической преобразованности ОВ по скважине 1-Воргамусюрская. Fig. 4. Model of catagenetic transformation of chemical agent in borehole 1-Vorgamusyur.
жениях и 1,5-2 в силурийских. По полученным значениям ИОК интенсивность прогрева вмещающих толщ достигала 90-140 С°, что отвечает градациям катагенеза на уровне МК1-2. Наличие процессов нефтегенерации и миграции подтверждается биту-монасыщенностью различного характера по всему изученному разрезу силурийско-нижнедевонских отложений.
Проведенные исследования позволили получить новые сведения о нефтегазоматеринских толщах поднятия Чернова и предположить наличие нефтегазоматеринских свойств у глубокопогружен-ных одновозрастных толщ западного борта Коро-таихинской впадины, которая с геохимической точки зрения является одной из наименее изученных структур на северо-востоке Тимано-Печорской провинции. Геохимическая характеристика ОВ, его неф-тегазогенерационного потенциала в осадочных комплексах впадины приводится в ряде работ [2123]. В последние годы в Институте геологии проводились детальные исследования по оценке газо-и нефтегенерационного потенциала пермских отложений [20,24]. Углепетрографическими и геохимическими исследованиями установлен повышенный УВ потенциал (> 350 мг УВ / г Сорг) НГМП пермских отложений Коротаихинской впадины и других структур севера Предуральского прогиба, обусловленный наличием в составе ОВ компонентов групп-пы липтинита. Выделены районы, где пермские отложения могли генерировать как газообразные, так и нефтяные УВ. Эти территории расположены на западном борту и северо-востоке Косью-Роговской впадины и юго-восточной части Коротаихинской впадины (рис.5).
Франские депрессионные отложения являются основной нефтегазоматеринской толщей Тима-но-Печорского нефтегазоносного бассейна [24]. Детальные углепетрографические исследования ОВ франских отложений позволили установить различия в компонентном составе ОВ, что в значитель-
ной степени влияет на изменение его УВ потенциала. Изменчивость литолого-фациального сос-тава доманиково-саргаевских отложений отражается на концентрации в них ОВ и хорошо коррелируется с показаниями гамма-активности пород. Такая зависимость позволила закартировать локальные зоны с высоким и аномально высоким УВ потенциалом. Для наиболее продуктивных доманиково-саргаевских отложений проведены расчеты плотностей эмиграции нефти и газа. Проведенные расчеты показали, что плотности эмиграции УВ максимальны в пределах западного борта Косью-Роговской впадины, где они достигают 1909-2291 тыс.т/км2 для нефти и 609-750 млн. м3/км2 для газа.
Выводы
В результате проведенных исследований установлено, что при моделировании резервуаров складчато-надвиговых зон необходимо учитывать фактор тектонического стресса, так как карбонатные породы весьма подвержены как локальным механическим разрушениям, так и более масштабным изменениям гидродинамических обстановок, приводящим к переформатированию пустотного пространства пород-коллекторов.
При разработке моделей резервуаров в тер-ригенных отложениях необходимо учитывать особенности условий осадконакопления, в которых шло формирование осадка, вторичные преобразования пород, а также состав и характер распределения глинистых минералов цемента.
Как показывают проведенные исследования, перспективы на региональном уровне связаны с отложениями ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса, в частности, это относится к гряде Чернышева и поднятию Чернова. Эти территории в административном отношении относятся к Интинскому району республики. Для уточнения перспектив и выбора направлений выполнения поисково-разведочных работ необходимо провести допол-
Рис. 5. Схема зон генерационной продуктивности в казанско-татарских отложениях Косью-Роговской впадины и прилегающих территорий.
1-3 - зоны генерационной продуктивности: 1 - низкой, 2 - средней, 3 - высокой; подзоны УВ различного фазового состава: а - генерации газа и газоконденсата, b - газа и автохтонных нефтяных УВ; c - аллох-тонных нефтяных УВ; 4 - контур повышенных содержаний липтинита; 5 - контур повышенных значений водородного индекса (HI); 6 - изореспленды Ro; 7 - притоки и нефтепроявления: а - притоки тяжелой нефти, b - проявления тяжелой нефти по керну; 8 - проявления по керну: а - легкого битума, b - смолистого битума, c - тяжелого битума; 9 - тектонические элементы (1 - Косью-Роговская впадина, 2 - гряда Чернышева, 3 - гряда Чернова, 4 - Коротаихинская впадина, 5 - Хорейверская впадина, 6 - Варандей-Адзьвинская структурная зона, 7 - Большесынинская впадина).
Fig. 5. Scheme of zones of generational productivity in the Kazan-Tatar deposits of the Kosyu-Rogov depression and adjacent territories. 1-3 - zones of generational productivity: 1 - low, 2 - medium, 3 - high; subzone of hydrocarbons of different phase composition: a - gas and gas condensate generation, b - gas and autochthonous oil hydrocarbons; c - allochthonous oil hydrocarbons; 4 - contour of elevated contents of lipti-nite; 5 - contour of elevated values of hydrogen index (HI); 6 - izoresplenda Ro; 7 - inflows and oil shows: a - heavy oil inflows, b - heavy oil manifestations by core; 8 - core manifestations, a - light bitumen, b -resinous bitumen, c - heavy bitumen; 9 - tectonic elements (1 - Kosyu-Rogovskaya depression, 2 - Cherny-shev ridge, 3 - Chernov ridge, 4 - Korotaikha depression, 5 - Khoreyver depression, 6 - Varandey-Adzvino structural zone, 7 - Bolshesyninsk depression).
нительно сейсморазведочные работы и поисковое бурение, что потребует значительных инвестиций. Учитывая довольно высокие риски, связанные с большими глубинами и сложным геологическим строением, необходимо разработать определенные преференции (налоговые льготы) для инвесторов, которые выйдут с геологоразведочными работами на эти участки.
Помимо увеличения объемов геологоразведочных работ в новых перспективных районах, на разрабатываемых месторождениях следует инициировать мероприятия, направленные на рациональное извлечение их запасов. Прежде всего, необходимо провести работу по уточнению кондиционных значений пород-коллекторов, применить новые методы интерпретации геофизических иссле-
дований скважин, учитывающих свойства пластов, обусловленные условиями осадконакопления и последующих преобразований пород.
Дальнейшим резервом увеличения извлекаемых запасов на разрабатываемых месторождениях являются остаточные запасы нефти. Это запасы выработанных участков, которые остаются в недрах после достижения утвержденного коэффициента извлечения нефти. Это запасы в благоприятных условиях - в основном маловязкие нефти в высокопроницаемых коллекторах.
Работа выполнена при частичной поддержке проекта Комплексной программы фундаментальных исследований УрО РАН № 18-5-5-13 «Модели геологического строения, условия формирования и прогноз нефтегазоносности фанерозой-ских отложений арктических районов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции».
Литература
1. Сырьевая база нефти и газа Тимано-Печор-ской провинции и перспективы их освоения/ О.М.Прищепа, А.А. Отмас, В.Н. Макаревич, Е.В. Теплов, Н.И. Никонов, А.В. Куранов, Г.А. Григорьев// Проблемы воспроизводства запасов нефти и газа в современных условиях. СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. С. 32-38.
2. Результаты оценки начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья Республики Коми/А.В.Куранов, А.А.Кутлинский, М.С.Же-лудова, С.Ю.Матвеева, Н.А.Зегер // Горный журнал. 2013. № 9. С. 57-61.
3. Государственный доклад: «О состоянии окружающей природной среды Республики Коми в 2016 году» / Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Коми. Сыктывкар, 2017. 179 с.
4. Майдль Т.В., Даньщикова И.И. Роль текто-генеза в формировании коллекторов нижнепалеозойских карбонатных отложений в центральной части поднятия Чернышева // Вестник Института геологии Коми НЦ УрО РАН. 2015. № 10. С. 3-10.
5. Микроморфология пустотного пространства в карбонатных коллекторах на севере Тима-но-Печорской провинции/ И.И.Даньщикова, Т.В.Майдль, А.В.Журавлев, Е.О.Стеценко, В.Н.Филиппов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2017. Т.12. № 1. [Электронный ресурс]. URL: - http://www.ngtp. ru/rub/2/5 2017.pdf
6. Марковский Н.И. Окисленная нефть в отложениях палеодельты // Природа. 1966. №10. С. 106-109.
7. Рябинкина Н.Н., Валяева О.В. Состав и органическое вещество аргиллитов нижнего карбона Печорского бассейна // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2017. Т.12. №1. [Электронный ресурс]. URL: http:// www.ngtp.ru/rub/1/2 2017.pdf
8. Бружес Л.Н., Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Литолого-фациальные условия формирования горизонта Ю1 Тевлинско-Русскинского месторождения Западно-Сибирской нефтега-
зоносной провинции // Георесурсы. 2010. № 2 (34). С. 6-9.
9. Морозов В.П., Шмырина ВА. Влияние вторичных изменений пород-коллекторов на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов БСц1 и ЮС^ Кустового месторождения // Ученые записки Казанского университета. Казань, 2013. Т.155. Кн.1. С. 95-98.
10. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. М.: Недра, 1989. 294 с.
11. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М.: Мир, 1983. 328 с.
12. Тимонина Н.Н., Мочалова ИЛ. Литологичес-кие особенности продуктивных отложений нижнего триаса Шапкина-Юрьяхинского вала (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2017. Т.12. №3. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/2/9 2016.pdf.
13. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. М.: Изд-во Минтопэнерго РФ, 2000.
14. Ханин АА Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: Недра, 1976. 259 с.
15. Муслимов Р.Х. Проблемы инновационного проектирования особенно сложных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. 2012. № 10. С. 92-97.
16. Халимов Э.М. Детальные геологические модели и трехмерное моделирование // Геология нефти и газа. 2012. № 6. С. 79-83.
17. Богданов Б.П. Тектонические и геохимические предпосылки нефтегазоносности гряды Чернышева // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 2. [Электронный ресурс]. URL: http:/ /www.ngtp. ru / rub/4/18 2016.pdf
18. Данилов В.Н. Основные результаты изучения органического вещества и УВ-флюидов Адакской площади // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 2. [Электронный ресурс]. URL: http://www. ngtp.ru/rub/1 /22 2011.pdf
19. Литолого-геохимическая характеристика силурийских отложений Тальбейского блока гряды Чернышева/ И.С.Котик, И.И.Даньщикова, О.С.Котик, О.В.Валяева, С.В.Може-гова, Л.В.Соколова // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 2016. № 11. С. 15-22.
20. Epstein A.G., Epstein J.B., Harris L.D. Con-odont color alteration - an index organic me-tamorphism // U. S. Geological Survey Professional Paper 995. 1977. P. 27.
21. Органическая геохимия и нефтегазонос-ность пермских отложений севера пред-уральского прогиба: монография/ Л.А.Ани-щенко, С.С.Клименко, Н.Н.Рябинкина, С.В.Ря-бинкин, Н.А.Малышев, Л.И.Куплевич, А.А.Захаров и др. СПб.: Наука, 2004.214 с.
22. Баженова Т.К., Богословский СА., Шапиро А.И. Геохимия палеозоя юго-западного скло-
на Пай-Хоя и генерация углеводородов в Коротаихинской впадине // Разведка и охрана недр. 2010. №6. С.21-26.
23. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна / Т.К Баженова, В.К.Шиманский, В.Ф.Васильева, А.И.Шапиро, Л.А.Яковлева (Гембицкая), Л.И.Климова. СПб.: ВНИГРИ, 2008. 164 с.
24. Котик О.С. Типы органического вещества и генерационный потенциал пермских угленосных отложений Косью-Роговской впадины: Автореф. канд. дис. Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2017. 24 с.
References
1. Syryevaya baza nefti i gaza Timano-Pechor-skoi provincii i perspektivy ih osvoeniya [The raw oil and gas base of the Timan-Pechora province and prospects for their development]/ O.M.Prishchepa, A.A.Otmas, V.N.Ma-karevich, E.V.Teplov, N.I.Nikonov, A.V.Ku-ranov, G.A.Grigoryev// Problems of reproduction of oil reserves and gas in modern conditions. St.Petersburg: All-Union oil research geological prospecting Inst., 2014. P. 32-38.
2. Rezultaty otsenki nachalnykh summarnykh resursov uglevodorodnogo sirya Respubliki Komi [Results of estimating the initial total hydrocarbon resources of the Republic of Komi] / A.V.Kuranov, A.A.Kutlinsky, M.S.Zhe-ludova, S.Yu.Matveeva, N.A.Zeger // Mining J. 2013. No. 9. P. 57-61.
3. Gosudarstvennyi doklad "O sostoyanyi prirod-noi sredyi Respubliki Komi v 2016" [State report "On the state of the environment of the Komi Republic in 2016"] / Ministry of Natural Resources and Environmental Protection of the Republic of Komi. Syktyvkar. 2017. 179 p.
4. Maidl T.V., Danshikova I.I. Rol tectogeneza v formirovanii kollektorov niyjnepaleozoiskich karbonatnych otlojeniy v centralnoy tchastiy podnatya Chernysheva [The role of tectogene-sis in the formation of the reservoirs of the Lower Paleozoic carbonate deposits in the central part of the Chernyshev ridge] // Bull.of the Inst. of Geology, Komi Sci. Centre, Ural Branch, RAS. 2015. No. 10. P. 3-10.
5. Micromorpholoy pustotnogo prostranstva v carbonatnych kollektorach na severe Timano-Pechorskoy provintsee [Micromorphology of the void space in carbonate reservoirs in the north of the Timan-Pechora province] / I.I.Danshikova, T.V.Maidl, A.V.Zhuravlev, E.O.Stetsenko, V.N.Filippov // Oil and gas geology. Theory and practice. 2017. Vol.12. №1. URL: http://www.ngtp.ru/rub/275 2017.pdf
6. Markovsky N.I. Okislennaya neft v otloje-nyach paleodelta [Oxidized oil in sediments of the paleodelta] // Nature. 1966. No. 10. P. 106-109.
7. Ryabinkina N.N., Valyaeva O.V. Sostav I orga-nicheskoe veshestvo argillitov nijnego carbona Pechorskogo basseina [Composition and organ-
ic matter of the argillites of the Lower Carboniferous of the Pechora Basin] // Oil and gas geology. Theory and practice. 2017. Vol.12. №1. URL: http://www.ngtp.ru/rub/!/2 2017.pdf
8. Bruzhes L.N., Izotov V.G., Sitdikova L.M. Lito-logo-facial usloviya formirovaniya gorizonta J1 Tevlinsko-Russkinskogo mestorojdeniya Za-padno-Sibirskoy provintsii [Lithofacies conditions of J1 horizon formation within the Tev-linsko-Russkinskoe deposit of the Western Siberia oil and gas province] / Georesources. 2010. № 2 (34). P. 6-9.
9. Morozov V.P., Shmyrina VA. Vliyanye vtoritc-nych izmeneniy porod-kollektorov na filtrat-sionno-emkostnye svoystva productivnych plastov Kustovogo mestorojdenya [Effects of secondary alteration of reservoirs on porosity and permeability of productive layers BS111 and US11 at the Kustovoye field] / Sci. notes of Kazan Univ. Kazan, 2013. Vol. 155. Book 1. P. 95-98.
10. Selley R.Ch. Drevnie obstanovki osadkonakop-leniya [Ancient sedimentary environments]. Moscow: Nedra. 1989. 294 p.
11. Hallam A. Facies interpretation and the stra-tigraphic record. Moscow: Mir. 1983. 328 p.
12. Timonina N.N., Mochalova I.L. Litologicheskie osobennosti prodyuktivnykh otlojenyi nijnego triasa Shapkino-Yuryakhinskogo vala (Tima-no-Pechorskaya provincial) [Lithological features of the productive deposits of the Lower Triassic Shapkin-Yuryakhin swell (Timan-Pechora oil and gas province)] // Oil and gas geology. Theory and practice. 2017. Vol.12. No.3. http://www.ngtp.ru/rub/2Z9 2016.pdf.
13. Reglament po sozdaniyu postoyannodeystvuy-shich geologo-technologycheskich modeley neftyanych I gasoneftyanych mestorojdeniy [Rules for creation of constant geological and technological models of oil and gas deposits]. RD 153-53-39.0-047-00. Moscow: Mintopener-gy RF Publ. 2000.
14. Khanin AA. Petrofizica neftyanych i gazovych plastov [Petrophisics of oil and gas reservoirs] Moscow: Nedra, 1976. 259 p.
15. Muslimov R.Kh. Problemy innovatsionnogo proktirovaniya osobo slognych mestorojdeniy s trudnoizvlekaemymi zapasami nefti [Problems of innovative projects of complex fields with hard-to-recover oil reserves] // Oil industry. 2012. № 10. P. 92-97.
16. Khalimov E.M. Detalnye geologitcheskie mod-eli i triychmernoye modelirovanye [Detailed geological models and 3D modeling] //Geology of oil and gas. 2012. №6. P. 79-83.
17. Bogdanov. B.P. Tectonicheskie i geokhimi-cheskye predposilki neftegasonosnosti gryadyu Chernychova [Tectonic and geochemical preconditions for the oil and gas potential of the Chernyshev ridge] // Geology of oil and gas. Theory and practice. 2016. Vol. 11. No. 2. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/18 2016.pdf
18. Danilov V.N. Osnovnye rezultatyu izyichenia organicheskogo veshestva i uglevodorodnych fluidov Adakskoy ploshadi [The main results
22. Bazhenova T.K., Bogoslovsky SA., Shapiro A.L. Geochimia paleozoya yugo-zapadnogo sklona Pay-Khoya i generatsia uglevodorodov v Ko-rotaichinskoy vpadine [Geochemistry of the Paleozoic of the southwestern slope of Pai-Khoi and the generation of hydrocarbons in the Korotaikha depression] // Exploration and Conservation of Subsurface. 2010. No.6. P. 21-26.
23. Organicheskaya geochemistry Timanopechors-kogo basseina [Organic Geochemistry of the Timan-Pechora Basin]/T.K.Bazhenova, V.K.Shi-mansky, V.F.Vasilyeva, A.I.Shapiro, L.A.Yakov-leva (Gembitskaya), L.I.Klimova. St.Peter-sburg: All-Union Oil Res. Geol. Prospecting Inst., 2008. 164 p.
24. Kotik O.S. Tipy organicheskogo veshchestva i generatsionnyy potentsial permskikh uglenos-nykh otlozheniy Kos'yu-Rogovskoy vpadiny [Types of organic matter and generation potential of Permian coal-bearing deposits of the Kosyu-Rogovskaya depression]: Abstract of Diss... Cand. Sci. Syktyvkar: Inst. of Geology, Komi Sci.Centre, Ural Branch, RAS, 2017. 24 p.
St.Petersburg: Nauka, 2004. 214 p.
of the study of organic matter and hydrocarbon fluids in the Adakskaya area] // Geology of oil and gas. Theory and practice. 2011. Vol. 6. № 2. URL: http://www.ngtp.ru/rub/1722 2011.pdf
19. Litologo-geokhimicheskaya kharakteristika si-luriyskikh otlozheniy Tal'beyskogo bloka gryady Chernysheva [Lithological and geo-chemical characterization of Silurian deposits in the Talbey block of Chernyshev ridge] / I.S.Kotik, I.I.Danshchikova, O.S.Kotik, O.V.Va-lyayeva, S.V.Mozhegova, L.V.Sokolova. // Bull. of Inst. of Geology, Komi Sci. Centre, Ural Branch, RAS. 2016. № 11. P. 15-22.
20. Epstein A.G., Epstein J.B., Harris L.D. Con-odont color alteration - an index organic me-tamorphism// U.S. Geological Survey Professional Paper 995. 1977. P. 27.
21. Organicheskaya geokhimiya i neftegasonosnost permskych otlojeniy severnoy tchasti Predu-ralskogo progiba [Organic geochemistry and oil and gas content of the Permian deposits of the north of the Pre-Ural trough]: monograph / L.A. Anishchenko, S.S. Klimenko, N.N.Ryabinkina, S.V.Ryabinkin, N.A.Maly-shev, L.I.Kuplevich, A.A. Zakharov et al.
