CC BY
0УДК 550.8.056
DOI 10.24412/cl-37255-2024-1-75-80
ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ В ПРЕДЕЛАХ КОЧЕЧУМСКО-МАРХИНСКОЙ НГПЗ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП, С УЧЁТОМ СЛОЖНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА, НАСЫЩЕННОГО ПРОДУКТАМИ ИНТРУЗИВНОГО ТРАППОВОГО МАГМАТИЗМА
Патрикеев П.А.1, Ахияров А.В.1, Кирсанов А.М.1, Лаврова С.Н.1, Погодаев А.В.2 1 Федеральное Государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГБУ «ВНИГНИ»), г. Москва
2Федеральный исследовательский центр «Якутский научный центр Сибирского отделения Российской Академии наук», обособленное подразделение Институт проблем нефти и газа СО РАН, г. Якутск E-mail: Patrikeev@vnigni.ru
Аннотация. Согласно схеме тектонического районирования осадочного чехла Сибирской платформы, ареал исследуемой территории (Кочечумско-Мархинская НГПЗ с охватом сопредельного участка на востоке) расположен в зоне сочленения Курейской синеклизы с Анабарской антеклизой и Сюгджерской седловиной. Западная часть Курейской синеклизы осложнена структурой 1 -го порядка -Туринской впадиной. Объектом изучения были определены Вендский и Кембрийский перспективные нефтегазоносные комплексы (НГК). Изучение этих объектов сопряжено со значительными затруднениями, ввиду их насыщенностью продуктами траппового магматизма. В западной части изучаемой территории широко распространены выходы на дневную поверхность эффузивно-вулканогенных образований нижнего триаса, (с многочисленными подводящими дайками - секущими интрузиями). Кроме того, на всей территории и по всему разрезу широко распространены интрузивные пластовые трапповые образования (силлы), весьма изменчивые по количеству внедрённых тел, их мощности и форме. Мощность траппов, выявленных в разрезах 23 ранее пробуренных в ареале изучаемой территории скважин, (вскрывших отложения кембрия и венда), составляет от 47 до 164 м. В новой, (находящейся в бурении), параметрической скважине Канандинская-278 вскрыто 7 пластовых трапповых интрузий (силлов), толщина которых варьирует в широких интервалах - от 20-30 м до 420-520 м. По всем вышеназванным скважинам была собрана, обобщена и проанализирована первичная информация по классической геолого-геофизической «триаде» - керн-ГИС-испытание. Из результатов выполненных работ следует, что изучаемая территория является весьма перспективной в отношении нефтегазоносности: большое количество проницаемых интервалов разреза, битуминозность пород, насыщение керна нефтью и мощные флюидоупоры. Основные перспективы, в первую очередь, связаны с биогенно-карбонатными отложениями кембрийских рифов. Интрузивный трапповый магматизм отрицательно влияют на ФЕС коллекторов, но увеличивает, при этом, экранирующие свойства покрышек залежей УВ.
Ключевые слова: Кочечумско-Мархинская НГПЗ, пластовые трапповые интрузии, рифы кембрия, результаты испытаний, комплексная интерпретация данных ГИС.
Согласно нефтегазогеологическому районированию Сибирской платформы, район исследования располагается на территории пяти нефтегазоносных областей (НГО): СевероТунгусской, Анабарской, Сюгджерской, и меньшей частью, - Катангской и Непско-Ботуобинской, входящих в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). Район названных НГО изучен недостаточно детально; однако, по общегеологическим предпосылкам, (которые подробно изложены в работах [1, 2 и др.] данная территория обладает значительным ресурсным потенциалом углеводородов (УВ).
Методика исследований. Ввиду специфики работ (оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и экранирующих характеристик покрышек) использование материалов сейсморазведки не представлялось нам целесообразным. В ходе работ была обобщена и проанализирована информация по скважинам, (вскрывшим отложения кембрия и венда), которая включает в себя, (кроме данных ГИС), - испытания, отбор керна, полевые описания, определения петрофизических свойств керна, описания шлифов, химические анализы воды и газа, люминесцентно-битуминологический анализ, и др.
В основном, внимание было акцентировано на классической геолого-геофизической «триаде», - керн-ГИС-испытание. По названной методике были проанализированы данные по 23-м ранее пробуренным скважинам, вскрывшим отложения кембрия и венда, 3 из которых расположены в западной части Кочечумско-Мархинской НГПЗ: Унда-Хахсыкская-2980, Сохсолохская-706, Танхайская -708. Остальные 20 скважин расположены к востоку от названной НГПЗ, на сопредельной территории: Айхальская-703, Алымджахская-2671, Батырская-1, Мархинская-1 и 2, Мегеляхская-2441, 1151, Моркокинская-707, Онкучахская-2861, 0нхойдохская-2520, 2521, 2522, Орто-Силигирская-2621, Удачнинская-2531, Ханнинская-3220, Эйикская-3430, Кирамкинская-1, Чириндинская-271, Бысахтахская-1991, 1201, Мархинско-Андойская-3231; а также по новой параметрической, (которая находится в центральной части Кочечумско-Мархинской НГПЗ), скважине Канандинская-278, (по состоянию на 05.08.2024 находится в бурении). По трём скважинам из западной части НГПЗ, (Кочечумская-1 и 2, Корумская-1) информация не использовалась, ввиду того, что бурение названных скважин было остановлено в ордовике.
Исследуемые объекты. Осадочный чехол изучаемого района сложен породами перми, ордовика, кембрия и венда. В разрезе осадочного чехла исследуемой НГПЗ выделяется три перспективных нефтегазоносных комплекса (НГК): Рифейский, Вендский и Кембрийский [3].
Анализ результатов литолого-фациального районирования. В геологическом строении Кочечумско-Мархинской НГПЗ принимают участие метаморфизованные породы кристаллического фундамента архей-//-раннепротерозойского возраста и осадочные отложения платформенного чехла верхнего протерозоя (рифейские и вендские); кембрийской, ордовикской, силурской, девонской, каменноугольной, пермской, юрской и четвертичной систем. В пределах названной зоны рифейские отложения развиты в крайней западной части её территории. Фациальное районирование приводится по [4].
Рифейские отложения развиты в пределах Ангаро-Котуйского грабен-рифта, северовосточная бортовая часть которого расположена на западе исследуемой территории. Перспективы названных отложений в указанном ареале детально обоснованы в работе [5], однако, на исследуемой территории бурением они не вскрыты, что выводит рассмотрение этого НГК за рамки данной работы.
Вендские отложения с крупным угловым несогласием залегают на разных уровнях фундамента и рифея. Разрез вендских отложений в пределах Кочечумо-Мархинской зоны (и сопредельной территории) подразделяется на два комплекса: нижний - преимущественно терригенный и верхний - преимущественно карбонатный. Терригенный комплекс нижней части венда в полном своём проявлении вскрывается в скважинах восточнее Кочечумско-Мархинской НГПЗ. Общая мощность вендских отложений достигает почти 900 м (скв. Ханнинская-3220).
Названный комплекс вещественному составу и мощностям свит соответствует разрезу Предпатомского района: представлен бетинчинской, хоронохской, талахской, бесюряхской, ынахской и харыстанской свитами, которые в свою очередь перекрываются бюкской, успунской, кудулахской и юряхской свитами верхнего комплекса. В скважинах Танхайская-708, Унга-Хахсыкская-2980, Сохсолохская-706 бюкская свита залегает на породах фундамента. В объеме бюкской свиты выделяют две подсвиты. В основании свиты выделяют базальную толщу, представленную преимущественно сероцветными песчаниками (ботуобинский горизонт - отражающий горизонт (ОГ) «КВ»). Верхняя подсвита бюкской свиты представлена ритмичным чередованием пластов доломита и сравнительно маломощных глинисто-карбонатных пропластков.
На отложениях юряхской свиты без признаков перерыва залегают кембрийские отложения. Несмотря на преимущественно карбонатный тип разреза, отложения кембрия характеризуются значительными фациальными изменениями по простиранию, главным образом в нижне-среднекембрийском интервале. Они обусловлены развитием унаследованной барьерной рифовой системы, которая, расширяясь, в результате постепенно замедляющейся трансгрессии с майского века, проградировала в северном и северо-восточном направлении [6]. С аюсокканского века в пределах нынешних очертаний Сибирской платформы произошла
нивелировка рифового окаймления внутреннего шельфа на фоне значительного сокращения обстановок открытого моря.
Специфика литолого-фациального районирования кембрийских отложений изучаемой НГПЗ обусловлена следующим геофактором: Рассматриваемая территория относится к трём разным фациальным регионам (ФР): Турухано-Иркутско-Олекминскому ФР - на юге, Юдомо-Оленёкскому ФР - на севере, и разделяющему их в субширотном направлении относительно узкой полосой - Анабаро-Синскому ФР. Турухано-Иркутско-Олекминский ФР представлен внутририфовыми (лагунными) фациями внутреннего шельфа и включает обширную территорию эвапоритовой седиментации. Разрез сложен сульфатизированными доломитами и солями. Отложения, характерные для данного региона, вскрыты опорной скважиной Унга-Хахсыкской-2980. Юдомо-Оленёкский ФР характеризуется зарифовыми фациями внешнего шельфа с нормально-//-морской седиментацией сравнительно глубоководной части бассейна. Породы представлены темноцветными и пестроцветными глинистыми известняками. Данный тип разреза вскрыт в опорной скв. Сохсолохская-706. Анабаро-Синский ФР характеризуется крайне мелководными фациями барьерного рифа «переходного типа», отделяющими отложения солеродной лагуны от фаций открытого моря. Названный ФР представлен органогенными постройками, сложенными археоциатовыми, оолитовыми, обломочными, иногда доломитизированными известняками. Данный тип разреза вскрыт опорной скважиной Танхайской-708.
Анализ результатов испытаний. Опробования в открытом стволе в процессе бурения с применением испытателя пластов на бурильных трубах проводились по всем 23 ранее пробуренным скважинам и по новой скважине, находящейся в бурении. Испытания в колонне путём перфорации были проведены в 6-ти скважинах: Айхальская-703, Мархинская-1, Онхойдохская-2520, Онхойдохская-2522, Сохсолохская-706, Бысахтахская-1991.
На характер притока были исследованы 110 объектов, приуроченных к отложениям ордовика (5 объектов), силура (3 объекта), кембрия (39 объектов) и венда (53 объекта). Ещё 10 объектов охватывают в своих интервалах границу кембрийских и вендских систем. (Анализ результатов первых двух из вышеперечисленных выходит за рамки данной работы).
Кембрийская система охарактеризована испытаниями в гораздо большей степени, чем вышележащие отложения. Исследования проведены в 18 скважинах.
Так, притоки пластовой воды были получены из метегерской, толбочанской, оленекской и эльгянской свит, а также айхальской рифовой толщи, толщи сахаровидных доломитов и толщи пестроцветных известняков в разрезе 7 скважин. Минимальный дебит 13,92 м3/сут был получен в интервале 824-863 м метегерской свиты в скважине Батырская 1, максимальный -1448 м3/сут получен из отложений айхальской рифовой толщи и толщи сахаровидных доломитов в скважине Удачнинская 2531.
Признаки наличия газа установлены в 9 скважинах в отложениях айхальской рифовой толщи, толщи сахаровидных доломитов, толбочанской, эльгянской, бордонской, силигирской свит и толщи пестроцветных известняков. Были получены притоки пластовой воды с растворенным газом дебитом от 7,73 м3/сут в закрытом стволе 1814-1840 м силигирской свите скважины Онхойдохская 2520, до 1248,2 м3/сут из интервала опробования в открытом стволе 1552,7-1622,3 м толбочанской и эльгянской свит скважины Онхойдохская 2521.
Признаки наличия нефти были отмечены в скважине Онхойдохская 2522 в интервале 1223,7-1253,9 м в отложениях оленекской свиты нижнего кембрия, где был получен приток газированной пластовой воды с пленкой нефти дебитом 69 м3/сут.
На границе кембрийских и вендских отложений были проведены испытания в 8 скважинах в интервалах нижнеюряхской, верхнеюряхской, кудулахской, билирской свитам и толще пестроцветных известняков. В скважинах с притоком преимущественно была получена разгазированная пластовая вода. Максимальный дебит составил 7,4 м3/сут в скважине Удачнинская-2531. Признаки наличия нефти были отмечены в скважине Удачнинская-2531 на глубине 1964,6-1996,1 м в отложениях верхнеюряхской-кудулахской свит по притоку газированной пластовой воды с пленкой нефти дебитом 7,4 м3/сут.
Опробование вендских отложений происходило в 19 скважинах. На характер притока были исследованы кудулахская, успунская, бюкская, талахская, харыстанская свиты, а также ботуобинская толща.
Приток пластовой воды был отмечен по результатам опробования в открытом стволе в 10 скважинах, с минимальным дебитом 1,49 м3/сут в интервале 1803-1850 м успунской-бюкской свите скважины Бысытыхская-1991 и максимальным - 69,7 м3/сут в интервале 29942949,5 м бюкской-харыстанской свит в скважине Ханниская-3220.
Признаки наличия газа установлены в 5 скважинах: Айхальская-703, Онкучанская-2861, 0нхойдохская-2520, Онхойдохская-2521, Онхойдохская-2522 по наличию притока разгазированной пластовой воды дебитом от 0,29 м3/сут в интервале перфорации 2580-2599 м бюкской свиты - ботуобинской толщи скважины 0нхойдохская-2520 (испытание проводилось при пластовом давлении 30,9 Мпа и температуре пласта 19°С) до 296,3 м3/сут в интервале ботуобинской толщи - харыстанской свиты в скважине Онхойдохская-2520.
Признаки присутствия нефти были отмечены в 5 скважинах. В скважине Айхальская 703 из интервала 2191-2304 м успунской-бюкской свиты был получен приток разгазированной пластовой воды с водонефтяной эмульсией объемом 8 м3. В скважине Мархинская-1 в интервале 1810-1830 м успунской свиты в закрытом стволе получен приток пластовой воды с пленкой нефти. В скважине Онхойдохская-2520 на глубине 2198,4-2233,0 м из отложений кудулахской свиты получен приток пластовой воды с растворенным газом и пленкой нефти. В скважине Онхойдохская-2521 в интервале 2651,3-2706 м харыстанской свиты получен приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 16,16 м3/сут. Из интервала 3061 - 3133 м бюкской свиты скважины Танхайская-708 поднята нефть в объеме 40 л.
Анализ результатов комплексной интерпретации данных ГИС+ГТИ, петрофизических исследований керна. Из результатов испытания по скважинам с изучаемой и прилегающим территориям следует, что перспективы нетфегазоносности охватывают значительный стратиграфический интервал от венда до среднего кембрия. Для характеристики резервуаров проведено обобщение всей имеющейся геолого-геофизической информации по скважинам - керн, ГИС, испытания, ГТИ. В связи с отсутствием прямых признаков наличия коллектора и керновой базы для петрофизического определения граничных значений для выделения эффективных толщин, выделение коллекторов проводилось по косвенным качественным признакам и обобщенным количественным критериям. Основным косвенным качественным признаком являлось понижение уровня УЭС на фоне вмещающих пород при низких значениях естественной радиоактивности (ГК). В качестве косвенного количественного критерия использовалось граничное значение коэффициента открытой пористости Кп гр = 4% и коэффициента глинистости Кгл < 10%. В условиях литологически неоднородных резервуаров с низкой изученностью хорошо себя зарекомендовала методика функциональных преобразований Н.З. Заляева [7]. Анализ покрышек проводился на качественном уровне. Качество оценивалось по однородности, общей мощности и литологическому составу. По результатам комплексного анализа получены следующие данные по потенциальным резервуарам. Верхнебюкская свита относится к карбонатному комплексу венда и представлена чередованием трещиноватых доломитов и глинистых карбонатов. Трещины, в основном, залечены. Встречаемые редкие проницаемые интервалы связаны исключительно с трещинными коллекторами, обладают низкими значениями пористости (до 3%) и низкой продуктивностью по данным испытаний. Нефтегазоматеринскими толщами, питающими бюкский резервуар могут выступать внутренние глинистые интервалы, обогащённые органическим веществом. Верхнебюкская и кудалахская свиты венда разделены устьпунской свитой (средняя мощность около 70 м), представленной неравномерным чередованием серых, темно-серых, пелитоморфных глинистых доломитов (преобладают) и темно-серых, плитчатых, плотных мергелей. Проницаемых интервалов в свите практически не встречается, что позволяет рассматривать её в качестве флюидоупора между вендскими резервуарами. Выше по разрезу залегает карбонаты кудалахской свиты венда (средняя мощность свиты около 163 м). Отложения представлены доломитами и глинистыми карбонатами. Коллекторы с матричным типом
пустотного пространства с пористостью от 4,5 до 13,2 %, в среднем - 9,2%. Эффективные толщины изменяются в небольшом диапазоне от 27 до 46 м. Коэффициент песчанистости в среднем 0,21. Нефтегазоматеринской свитой служат отложения усть-пунской свиты. В качестве следующего перспективного уровня рассматривается юряхская свита венд-нижнекембрийского возраста (средняя мощность - 163 м). Свита представлена, преимущественно, чередованием доломитов разной степени глинизации и мергелей. Коллекторы с матричынм типом пустотного пространства, с пористостью от 4,5 до 13,2 %, при среднем значении - 9,2%. Эффективные толщины на изучаемой территории меняются от 26,7 до 45,9 м. Стоит отметить, что кудалахский и юряхская свита разделены маломощными (до 10 м) глинистыми карбонатами, не способными выступать в качестве региональной покрышки. В нижне-//-среднекембрийское время развивался западно-якутский барьерный риф. Непосредственно на территории работ скважинами частично охарактеризован сам риф (удачнинская свита в скважинах Танхайская-708 и Удачнинская-2531) и зарифовая зона, характеризуемая представленная куонамской свитой, толщей заполнения (фации открытого моря) и одиночными карбонатными постройками чукуской свиты (скважина Сохсолохская-706). Коллекторы удачиниской свиты в скважине Танхайская-708 (общая мощность - 991 м) представлены доломитами с пористостью от 4,4 до 20 %, в среднем - 8,1 % при эффективной мощности 312,2 м (коэффициент песчанистости 0,32). В скважине Удачнинская-2531 общая мощность удачнинской свиты 756 м. Отложения представлены неглинистыми доломитами с пористостью от 4,4 до 14,0 %, в среднем, - 7,4 % при эффективной мощности 366,5 м (коэффициент песчанистости 0,48). Коллекторы Чукукской свиты в скважине Сохсолохская-706 (общая мощность - 167 м) представлены известняками с пористостью от 8 до 20 %, в среднем - 10,8 % при эффективной мощности 41,4 м (коэффициент песчанистости 0,25). Нефтематеринской свитой для нижне-среднекембрийских резервуаров является куонамская свита. В качестве покрышки выступает мархинская свита среднекембрийского возраста, представленная неравномерным переслаиванием аргиллитов, мергелей и известняков.
Анализ влияния пластовых интрузий на ФЕС вмещающих пород - потенциальных коллекторов. Перекристаллизация является наложенным постседиментационным процессом, который является результатом дизъюнктивных тектонических проявлений, траппового магматизма и, как следствие, гидротермального и теплового воздействия. Перекристаллизация отрицательно влияет на формирование пустотного пространства: происходит значительное постседиментационное снижение конседиментационной (изначальной) пористости. В процессе перекристаллизации происходит увеличение размеров перекристаллизируемых зерен без изменения минерального состава вмещающих пород. Процесс перекрасталлизации проходит через частичное растворение, перераспределение и осаждение исходного вещества. На перекристаллизацию влияют примеси в изначальных породах, (особенно, - примеси глинистого и органического вещества, - они замедляют прекристаллизацию), структурно-текстурные особенности пород, агрессивность подземных вод к вмещающим породам, температура и давление. Стоит отметить, что рост названных параметров способствуют развитию перекристаллизации. Таким образом, можно отметить отрицательное влияние интрузивных образований на вмещающие породы - потенциальные коллекторы.
Анализ влияния интрузий на экранирующие свойства вмещающих пород -возможных покрышек для прогнозируемых залежей УВ. Один из базовых, незыблемых постулатов нефтегазовой геологии гласит о том, что существование кондиционной залежи УВ (залежь УВ = ловушка УВ + пластовый флюид) возможно только при триедином наличии следующих компонентов, формирующих (в своей совокупности) ловушку УВ: ловушка = пласт-коллектор + экранирующая покрышка + вмещающая форма для коллектора -структурная (антиклиналь) -//- либо неструктурная (литологическая или стратиграфическая ловушка, эрозионный врез в фундамент либо в подстилающие отложения и др. В работе [8], посвященной перспективам нефтегазоносности северо-запада Сибирской платформы было отмечено, что «Положительную роль в длительной сохранности скоплений нефти и газа в венд-палеозойском осадочном комплексе севера Тунгусской синеклизы могли сыграть не
только широко развитые здесь пласты девонских солей, но и сами базальтовые покровы, суммарная мощность которых превышает 1 - 2 км». В рамках развития этой перспективной гипотезы авторы данной работы полагают, что потенциальными флюидоупорами могут являться не только сами пластовые интрузии, но и постседиментационные ассоциации литотипов, - продуктов интрузивного траппового магматизма, сформировавшиеся в области нижнего экзоконтакта интрузивного тела и подстилающей карбонатной толщи. Обобщающие выводы:
- осадочный чехол Кочечумо-Мархинской зоны сформировался в венд-палеозойскую эру;
- к началу вендской эры уровень моря повысился, и осадконакопление в пределах Кочечумско-Мархинской зоны происходило в переходных условиях - от мелководно-морских до континентальных. Палеозойская эра (с кембрийского вплоть до девонского периода) характеризовалась незначительным изменением уровня моря;
- в пределах исследуемой зоны в раннем-среднем кембрии на флексурообразном перегибе палеошельфа карбонатной платформы сформировалась рифовая система. В области рифа и карбонатной платформы накопились максимальные толщины отложений в отличие от некомпенсированной депрессионной зоны бассейна. В майском веке рифовая постройка была перекрыта выравнивающей терригенно-карбонатной толщей заполнения;
- мощности отложений, залегающих ниже кровли эмяксинской свиты (нижний кембрий), выдержаны по площади и формировались в спокойной обстановке.
Таким образом, из приведенных выше сведений следует, что территория работ является весьма перспективной в отношении нефтегазоносности: большое количество проницаемых интервалов разреза, битуминозность пород, насыщение керна нефтью и мощные флюидоупоры. Основные перспективы, в первую очередь, связаны с биогенно-карбонатными отложениями кембрийских рифов.
При этом, интрузивный трапповый магматизм отрицательно влияют на ФЕС пород-коллекторов, но увеличивает экранирующие свойства покрышек прогнозируемых залежей УВ.
Список литературы
1. Ефимов А.С., Герт А.А., Смирнов М.Ю. [и др.]. Нефтегазовый потенциал России: состояние и перспективы. // АТР глазами экспертов (международная экспертиза 20052019 г.г.). Коллективная монография, (Отв. редактор Рубан Л.С.). М.: ИСПИ РАН, МГИМО МИД РФ, КНУ, Цинхуа, Изд-во Academia, 2019. 350 с.
2. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Виценовский М.Ю., Давыденко Б.И., Иутина М.М., Кравченко М.Н., Мельников П.Н., Пороскун В.И., Скворцов М.Б., Фортунатова Н.К. Состояние и пути наращивания сырьевой базы углеводородов в Российской Федерации // Геология нефти и газа. 2018. № 3. С. 5-25.
3. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции. // Геология и геофизика. 1996. Т. 37, № 8. С.196-205.
4. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления / Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. [и др.]/ Ред. Мельников Н.В. Новосибирск: Академическое издательство "Гео", 2005. 428 с.
5. Старосельцев В.С. Проблема выделения рифтогенных прогибов - перспективных тектонических элементов активного нефтегазообразования. // Геология и геофизика. 2009. Т. 50, № 4. С. 475-483.
6. Сухов С.С., Фомин А.М., Моисеев С.А. Палеогеография как инструмент реконструкции кембрийского рифообразования на востоке Северо-Тунгусской нефтегазоносной области: от истории исследований к перспективам. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т. 13. № 3. http://www.ngtp.rn/rubM/28_2018.pdf
7. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин. Минск: Университетское, 1990. 142 с.
8. Старосельцев В.С. Осадочный комплекс под базальтами Тунгусской синеклизы -перспективный объект поиска УВ // Геология нефти и газа. 1990. № 1. С.14-18.
