CC BY
12DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/1_2016
УДК 550.361:552.578.061.32(571.16)
Исаев В.И., Лобова Г.А., Осипова Е.Н., Сунгурова О.Г.
Институт природных ресурсов Томского политехнического университета, Томск, Россия, isaevvi@tpu.ru, lobovaga@tpu.ru, osipovaen@list.ru, sungurovaog88@gmail.com
РАЙОНИРОВАНИЕ МЕГАВПАДИН ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ ПО ПЛОТНОСТИ РЕСУРСОВ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ
Принято, что основные объемы сланцевой (аккумулированной in situ) нефти локализуются там, где материнские отложения находились в главной зоне нефтеобразования и в большей степени прогреты. Продемонстрированы результаты впервые выполненного районирования баженовской свиты Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин по плотности ресурсов сланцевой нефти. В основе районирования лежит метод палеотемпературного моделирования, который позволяет по геотемпературному критерию выявлять в материнской свите и картировать очаги интенсивной генерации нефти.
Ключевые слова: сланцевая нефть, баженовская свита, главная зона нефтеобразования, палеотемпературное моделирование, плотность ресурсов, Нюрольская и Усть-Тымская мегавпадины.
Введение
По существующим оценкам ресурсы сланцевой нефти в нефтематеринских свитах России составляют 248 млрд. барр. н. э. [Морариу, Аверьянова, 2013]. По подсчетам ресурсов технически извлекаемой нефти, выполненным О.М. Прищепой, получены примерно те же ресурсы - 46 млрд. т [Аверьянова, 2015]. Но нефтематеринские формации до последнего времени, за исключением баженовской свиты Западной Сибири, не выступали в качестве объекта поисковых работ.
На сегодняшний день в Томской области две нефтедобывающие компании, получившие притоки нефти из баженовской свиты, поставили на баланс запасы углеводородного сырья по пласту Ю0: ООО «Томская нефть» (Федюшкинское нефтяное месторождение) и ООО «Норд Империал» (Снежное нефтегазоконденсатное месторождение).
Системный подход к резервуарам сланцевой нефти (аккумулированной in situ, «shale oil» [Прищепа, Аверьянова, 2013]), как к нефтегазоперспективным объектам, является трудной задачей и находится в стадии разработки [Прищепа, Суханов, Макарова, 2015]. Эта трудность вытекает как из новизны самой проблемы, так и отсутствия четких принципов прогнозного районирования нефтематеринской формации с точки зрения ранжирования зон и площадей по степени перспективности («sweet spots»). При этом существует дефицит информации об аккумуляционной доле генерированных углеводородов (УВ) в самой
нефтематеринской свите [Дахнова и др., 2015]. Следует отметить, что по расчетам специалистов ТатНИПИнефть более 2/3 объема генерированных УВ может оставаться в матрице генерирующей толщи [Хисамов, 2015].
Ключевым фактором, детализирующим характеристику и генерационные возможности сланцевой формации, являются продолжительность и температурный режим в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) [Вассоевич, 1967], нефтяном окне [Connan, 1974; Хант, 1982]. Основные объемы аккумулированной нефти локализуются там, где материнские отложения находились в ГЗН [Конторович, Парпарова, Трушков, 1967] и в большей степени прогреты.
Цель настоящей статьи - продемонстрировать исходные данные и результаты районирования баженовской свиты (bgJ3tt) Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин (рис. 1) по плотности ресурсов аккумулированной in situ нефти. Методика районирования базируется на методе палеотемпературного моделирования, который органически вписывается в методологию учения о главной фазе нефтегазообразования и пороговых температурах вхождения материнских отложений в ГЗН.
О методике районирования
Восстановление термической истории баженовских отложений выполнено на основе палеотектонических и палеотемпературных реконструкций. Применен метод палеотемпературного моделирования [Исаев и др., 2009; Лобова, Стоцкий, Исаев, 2014; Исаев, 2015], основанный на численном решении уравнения теплопроводности твердого тела с подвижной верхней границей. Метод позволяет на первом этапе по распределению «наблюденных» температур в скважине рассчитать тепловой поток через поверхность основания осадочного чехла, таким образом решить обратную задачу геотермии. На втором этапе с известным значением теплового потока решаются прямые задачи геотермии -непосредственно рассчитываются геотемпературы в любых заданных точках осадочной толщи (включая отложения материнских свит) в любые заданные моменты геологического времени.
Далее для отложений материнской свиты рассчитывается интегральный показатель плотности ресурсов генерированных нефтей (R, усл. ед.) по формуле [Лобова, Попов, Фомин,
n
2013; Осипова, Пракойо, Исаев, 2014]: R= ^(Utít■ 10~2), где Ui - расчетная геотемпература
i=i
очага генерации нефти (ГЗН), оС; ti - интервальное время действия очага - нахождения материнских отложений в ГЗН, млн. лет; количество временных интервалов n определено числом интервалов геологического времени нахождения материнских отложений в ГЗН.
Рис. 1. Положение территорий исследований на схематической карте размещения месторождений углеводородов Томской области
1 - месторождения УВ; 2 - бассейн р. Обь; 3 - административная граница Томской области; сплошная линия - контур территории Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления; пунктирная линия - контур территории Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления.
© Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т. 11. - №1.- http://www.ngtp.ru/rub/4/1_2016.pdf
Как следует из выше приведенной формулы расчетное значение плотности генерированных ресурсов (на участке скважины) напрямую зависит от времени нахождения материнской свиты в ГЗН и геотемператур ГЗН. Оценка плотности ресурсов выполняется в условных (относительных) единицах, что представляется корректным для последующего площадного районирования.
Районирование Нюрольской мегавпадины
Продуктивными комплексами территории исследования являются меловой, верхнеюрский, среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский. На территории открыто 49 месторождений УВ (рис. 2, табл. 1).
Для средне-, нижнеюрского и палеозойского нефтегазоносных комплексов (НГК) Нюрольской мегавпадины нефтематеринской является тогурская свита (J1Ü) с рассеянным органическим веществом (РОВ) гумусового и смешанного типов [Костырева, 2005]. Отложения свиты выклиниваются на положительных структурах над выступами кристаллического фундамента.
Для нижнемелового и верхнеюрского НГК основным источником УВ является РОВ сапропелевого типа баженовской свиты (J3tt), региональный генерационный потенциал которой обусловлен, наряду с другими факторами (причинами), высоким содержанием Сорг (до 12%), катагенезом середины градации МК11 и распространением по всей площади исследований при мощности свиты от 8 до 30 м [Фомин, 2011].
На рис. 3 приведена схематическая карта распределения расчетных значений плотности теплового потока в основании осадочного чехла. Карта построена путем интерполяции значений теплового потока, полученного решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла 39 представительных глубоких скважин. В качестве «наблюденных» использованы пластовые температуры, замеренные при испытании скважин, и палеотемпературы, определенные из отражательной способности витринита (ОСВ) (табл. 2). Представительные глубокие скважины выбирались по следующим критериям: 1) наличие притоков флюида при испытании пластов 1 м3/сут и более, что повышает достоверность пластовых температур, используемых в качестве «наблюденных» для палеотемпературного моделирования; 2) наличие определений максимальных геотемператур по ОСВ, используемых в качестве «наблюденных», что существенно повышает достоверность результатов палеотемпературного моделирования; 3) достаточно равномерное распределение скважин по территории исследования, что является важным условием корректности последующей интерполяции при построении прогнозных карт.
Рис. 2. Схема нефтегазоносности Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления
(на основе [Конторович, 2002])
1 - месторождения: а - нефтяное; б - конденсатное; в - газовое; 2 - граница Нюрольской мегавпадины; 3 - структура III порядка и ее номер; 4 - речная сеть; 5 - исследуемая представительная скважина и ее условный номер; 6 - условный номер месторождения (22 -Федюшкинское); 7 - граница зоны распространения тогурской свиты. Структуры III порядка: 1 -Кулан-Игайская впадина; 2 - Тамрадская впадина; 3 - Осевой прогиб; 4 - Тамянский прогиб; 5 -Фестивальный вал; 6 - Игольско-Таловое куполовидное поднятие.
Таблица 1
Характеристика месторождений углеводородов в пределах Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления
Месторождение Условный номер (см. на рис. 2) Нефтегазоносный комплекс Фазовое состояние Горизонт (пласт)
Южно-Черемшанское 1 Меловой Нефть А2-7А9, Б0, Б4-10, Б12-13
Верхнеюрский Нефть Ю:3"4
Южно-Мыльджинское 2 Меловой Нефть Б9-13
Верхнеюрский Нефть Ю11-4
Среднеюрский Нефть Ю2
Мыльджинское 3 Меловой Газоконденсат Б16-20(Ач), Б9-10, А3
Верхнеюрский Газоконденсат Ю13-4
Среднеюрский Нефть Ю21
Средненюрольское 4 Верхнеюрский Нефть Ю1М, Ю13-4
Пуглалымское 5 Верхнеюрский Нефть Ю13-4
Ключевское 6 Верхнеюрский Нефть Ю1
Западно-Ключевское 7 Верхнеюрский Нефть, газ ЮЛ3
Лонтынь-Яхское 8 Верхнеюрский Нефть Ю1
Поселковое 9 Верхнеюрский Нефть Ю13-4
Северо-Карасёвское 10 Верхнеюрский Нефть Ю13-4
Карасевское 11 Верхнеюрский Нефть Ю13-4
Западно-Карасёвское 12 Верхнеюрский Нефть Ю11-2
Чворовое 13 Верхнеюрский Нефть Ю11-2
Верхнесалатское 14 Верхнеюрский Нефть Ю11-5
Двуреченское 15 Верхнеюрский Нефть Ю1
Западно-Моисеевское 16 Верхнеюрский Нефть Ю1
Моисеевское 17 Верхнеюрский Нефть Ю13-4
Крапивинское 18 Верхнеюрский Нефть Ю12-3
Тагайское 19 Верхнеюрский Нефть Ю1
Глуховское 20 Верхнеюрский Нефть, газ Ю11
Поньжевое 21 Верхнеюрский Нефть, газ Ю11, Ю13
Федюшкинское 22 Верхнеюрский Нефть Ю„, Ю1
Западно-Карайское 23 Верхнеюрский Нефть, газ Ю11-4,
Среднеюрский Нефть, газ Ю4,6
Карайское 24 Верхнеюрский Нефть Ю12
Игольско-Таловое 25 Верхнеюрский Нефть Ю12
Тамратское 26 Верхнеюрский Нефть, газ Ю11-2
Западно-Лугинецкое 27 Верхнеюрский Нефть, газоконденсат Ю11-2
Южно-Майское 28 Верхнеюрский Нефть Ю1
Нижнеюрский Нефть Ю15
Еллейское 29 Верхнеюрский Нефть Ю11
Кулгинское 30 Верхнеюрский Нефть, газконденсат Ю11-2
Колотушное 31 Верхнеюрский Нефть, газ Ю1
Шингинское 32 Верхнеюрский Нефть Ю11
Налимье 33 Верхнеюрский Нефть Ю11
Майское 34 Верхнеюрский Нефть Ю13-4
Нижнеюрский Нефть+газ Ю16-15
Нижнетабаганское 35 Верхнеюрский Газоконденсат Ю1
Среднеюрский Нефть Ю3
Среднеюрский Газ Ю5
Палеозойский Нефть М, М1-10
Водораздельное 36 Среднеюрский Газ, конденсат Ю7
Смоляное 37 Среднеюрский Нефть Ю4
Тамбаевское 38 Палеозойский Нефть Р2
Широтное 39 Среднеюрский Нефть Ю13
Северо-Фестивальное 40 Нижнеюрский Нефть Ю16
Палеозойский Нефть, газ М
Фестивальное 41 Среднеюрский Нефть Ю13
Палеозойский Нефть М
Речное 42 Палеозойский Газоконденсат М1
Арчинское 43 Верхнеюрский Газоконденсат Ю11
Среднеюрский Нефть Ю14
Нижнеюрский Нефть Ю15
Палеозойский Нефть М1
Урманское 44 Среднеюрский Нефть Ю714
Нижнеюрский Нефть Ю15
Палеозойский Нефтегазоконденсат М, М1
Чагвинское 45 Верхнеюрский Нефть Ю1
Среднемайское 46 Нижнеюрский Нефть Ю14-15
Мыгинское 47 Верхнеюрский Нефть Ю11
Глухариное 48 Верхнеюрский Нефть Ю11
Южно-Тамбаевская 49 Палеозойский Нефть М, М1
Рис. 3. Схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза Нюрольской мегавпадины
1 - изолинии расчетных значений теплового потока, мВт/м2. Остальные условные обозначения см. на рис. 2.
На втором этапе исследований в моделях восстановлена термическая история баженовских отложений на моменты начала/завершения формирования каждой из 21-й свит, перекрывающих баженовскую и вскрытых в разрезах скважин. На эти времена, путем интерполяции геотемператур в разрезах скважин, построены схематические карты распределения геотемператур. По геотемпературному критерию выделены палеоочаги интенсивной генерации баженовских нефтей [Осипова, Пракойо, Исаев, 2014].
Учитывая, что РОВ баженовской свиты сапропелевого типа - пороговая температура [Бурштейн и др., 1997], определяющая границу очага генерации нефтей, принята равной 85 оС.
Таблица 2
Пластовые температуры, измеренные при испытаниях глубоких скважин Нюрольской мегавпадины, и палеотемпературы,
определенные по отражательной способности витринита (Я°у) в образцах керна
Скважина Условный номер скважины (см. на рис. 2) Пластовые температуры Температуры по ОСВ
Интервал (глубина), м Температура пластовая*, °С Глубина, м Я0,**, % Палеотемпература по Я%, 0С
Айсазская 1 Ай-1 862 31 2700 0,62 96
2156 67 3150 0,76 115
Арчинская 40 Ар-40 - - 2820 0,64 99
2890 0,65 100
Водораздельная 1 Во-1 2400-2406 74 2882 0,67 102
2650-2660 80 2991 0,70 106
Глухариная 1 Глу-1 2569-2574 100 2539 0,76 115
2613 0,76 115
Глуховская 2 Гл-2 2928-2950 108 - - -
2932-2948 107
2962-2967 107
Гордеевская 1 параметрическая Го-1п - - 2874 0,80 120
Двуреченская 15 Дв-15 2689-2692 83 2684 0,59 92
2682-2684 89 2686 0,58 91
Еллейская 2 Ел-2 2632-2640 84 2727 0,73 111
2650-2657 85
Западно-Моисеевская 31 ЗМ-31 2713-2718 85 2706 0,58 91
2713 0,59 92
Западно-Крапивинская 223 ЗК-223 2756-2759 92 2746 0,59 92
2748-2753 92
Западно-Лугинецкая 183 ЗЛ-183 2660-2664 95
Заячья 50 За-50 - - 2835 0,75 114
2840 0,80 120
Игольская 2 Иг-2 2750-2823 92 2800 0,70 106
2740-2773 95
Колотушная 262 параметрическая Ко-262п 2584-2593 90 - - -
Кулгинская 141 Ку-141 275-2763 84 2661 0,67 102
266-2662 82 2676 0,68 104
2791-2795 86
Лонтынь-Яхская 63 ЛЯ-63 2476-2483 95 - - -
Мыльджинская 62 Мы-62 2368-2380 84 2360 0,53 84
Налимья 3 На-3 2885-2891 98 2917 0,76 115
3282 0,80 120
Нюльгинская 1 Ню-1 2499-2527 75 2700 0,52 83
2894 0,60 94
3199 0,62 96
Пешеходная 1 параметричская П-1п 2262-2295 71 2800 0,59 92
2325-2350 73
Пуглалымская 86 Пу-86 2630-2703 90 2677 0,76 115
Речная 280 Ре-280 2156-2178 67 2911 0,68 104
2318-2323 68
Салатская 1 параметрическая Са-1п - - 2640 0,58 91
2962 0,73 111
Северо-Айсазская 1 СА-1 2840-2850 94 - - -
Северо-Фестивальная 1 СФ-1 3130-3145 118 - - -
3145-3165 123
Северо-Юлжавская 2 СЮ-2 2674-2707 78 2800 0,59 92
Таловая 1 Та-1 2798-2806 88 2760 0,59 92
2781-2787 88
Тальянская 1 Т-1 2442-2521 82 - - -
Тамбаевская 1 Там-1 2984-3008 100 2590 0,62 96
2936-2957 98
2754-2762 87
2593-2597 84
Тамрадская 1 параметрическая Т-1п 2853-2860 107 2885 0,73 111
Федюшкинская 4 Фед-4 2838-2842 92 - - -
3064-3069 99
Фестивальная 255 Фе-255 - - 2793 0,66 101
3122 0,80 120
3159 0,80 120
Чагвинская 1 Ча-1 2641-2647 88 2600 0,62 96
2645 0,67 102
Чворовая 1 Чв-1 2744-2776 97 2917 0,76 115
2765-2772 97
Шахматная 1 Ша-1 2450-2468 87 2452 0,59 92
2494-2502 89
Шингинская 296 Ши-296 2473-2483 93 2713 0,70 106
2704-2709 102
2737-2748 105
Южно-Черемшанская 337 ЮЧ-337 2686-2707 98 - - -
2812-2820 103
Южно-Фестивальная 1 параметрическая ЮФ-1п 2790-2820 90 2844 0,67 102
2917 0,72 109
3059 0,70 106
Южно-Пионерская 263 ЮП-263 - - 2663 0,76 115
2707 0,76 115
* - Данные испытаний глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин», отчетов по подсчету запасов, из отчетов оперативного анализа и обобщения геолого-геофизических материалов по Томской области (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»). ** - ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск).
Путем интерполяции расчетного показателя R (n = 20) построена схематическая карта распределения относительной плотности ресурсов генерированных баженовских нефтей (рис. 4А). Результаты районирования Нюрольской мегавпадины по плотности ресурсов сланцевой (аккумулированной in situ) баженовской нефти приведены на рис. 4Б.
Наиболее перспективными землями территории исследований на сланцевую нефть баженовской свиты являются южные части Кулан-Игайской впадины и Фестивального вала, Тамрадская впадина и обрамляющие восточную часть Нюрольской мегавпадины положительные структуры. Здесь наблюдается максимальная плотность ресурсов генерированных баженовских нефтей. В северной части территории, где разрабатывается Южно-Черемшанское месторождение нефти (см. рис. 2), отмечается повышенная плотность ресурсов баженовских нефтей.
Центральная часть депрессии, с выявленными очагами интенсивной генерации баженовских нефтей, слабо изучена глубоким бурением. Здесь северная часть Тамрадской впадины и южная часть Кулан-Игайской впадины могут быть рекомендованы для постановки геологоразведочных работ на сланцевую нефть баженовской свиты.
Районирование Усть-Тымской мегавпадины
В Усть-Тымском нефтегазоносном районе выделяются следующие НГК: палеозойский с нефтегазоносным горизонтом в верхней части палеозойского разреза, нижнеюрский (геттанг-раннетоарский, позднетоар-ааленский), среднеюрский (байос-батский), верхнеюрский (келловей-волжский) и меловой (неокомский). Залежи УВ, в основном, связаны с доюрским (палеозойским), среднеюрским, верхнеюрским и меловым комплексами (рис. 5, табл. 3).
Основной нефтегенерирующей толщей для нижнеюрского и доюрского НГК является тогурская свита с РОВ гумусово-сапропелевого типа [Фомин, 2011]. Толщины тогурской свиты достигают 50 м, концентрация С - до 5%, катагенетическая преобразованность РОВ
- на уровне градации М^ -МК2, что определяет региональный генерационный потенциал
свиты. Тогурская свита картируется [Конторович, 2002] в центральных и восточных частях мегавпадины, а также заливообразно - в северной и юго-восточной части Парабельского мегавыступа, фрагментарно - в южной части Северо-Парабельской мегамоноклинали (см. рис. 5).
Верхнеюрской нефтематеринской свитой в западной части территории выступает баженовская свита, на востоке ее временной аналог - марьяновская свита. Между границами распространения этих свит выделяется зона с переходными условиями седиментации.
Рис. 4. Схематическая карта распределения относительной плотности ресурсов, генерированных баженовских нефтей (А) и схема районирования сланцевой нефтеносности (Б) Нюрольской мегавпадины
1 - изолинии значений показателя R, усл. ед.; 2-7районы (номер ранжирования по степени перспективности, диапазон значений R): 1 - 80-100, 2 90, 3 - 70-80, 4 - 60-70, 5 - 40-60, 6 - 30-60; 8 - границы районов. Остальные условные обозначения см. на рис. 2.
80-
© Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т. 11. - №1.- http://www.ngtp.ru/rub/4/1_2016.pdf
Рис. 5. Схема нефтегазоносности| Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления
(на основе [Конторович, 2002])
1 - месторождения: а) нефтяное, б) газоконденсатное, в) газовое; границы тектонических элементов: 2 - I порядка, 3 - II порядка и условный номер структуры; 4 - речная сеть; 5 -исследуемая представительная скважина и ее условный номер; 6 - граница распространения баженовской свиты и отложений «переходной зоны»; 7 - граница распространения отложений «переходной зоны» и марьяновской свиты; 8 - граница распространения тогурских отложений; 9 -условный номер месторождения. Структуры II порядка: 1 - Неготский мезопрогиб, 2 - Пыжинский мезопрогиб, 3 - Зайкинская мезоседловина, 4 - Сампатский мезопрогиб, 5 - Караминская мезоседловина. Скважины: К-Е350 - Киев-Еганская 350, Т1п - Тымская 1 параметрическая, Б1п -Береговая 1 параметрическая, К7 - Колпашевская 7, С37п - Сенькинская 37 параметрическая, Сн133
- Снежная 133, У-Т1 - Усть-Тымская 1, То1 - Толпаровская 1, Т317 - Трассовая 317, В360 -Вертолетная 360. Месторождения: 1 - Киев-Еганское, 2 - Ясное; 3 - Двойное; 4 - Гураринское; 5 -Соболиное; 6 - Снежное; 7 - Северо-Сильгинское; 8 - Усть-Сильгинское; 9 - Средне-Сильгинское; 10
- Чкаловское; 11 - Головное; 12 - Никольское; 13 - Бурановское.
Таблица 3
Характеристика месторождений углеводородов в пределах Усть-Тымской мегавпадины
и структур ее обрамления
Условный
Месторождение номер (см. на рис. 5) НГК Фазовое состояние Горизонт (пласт)
Киев-Еганское 1 Меловой Нефть Б12, Б10
Верхнеюрский Нефть Ю1
Верхнеюрский Нефть Ю14
Ясное 2 Доюрский нефть НГГЗК (М)
Двойное 3 Верхнеюрский нефть Ю11-2
Гураринское 4 меловой Нефтегазоконденсат Б12, Б10
Соболиное 5 Меловой Нефть, газ А12, Б12, Б10
Верхнеюрский Газоконденсат Ю13-4
Снежное 6 Верхнеюрский Нефть, газоконденсат Ю0 Ю13-4 Ю11-2
Северо-Сильгинское 7 Верхнеюрский Газ свободный, конденсат Ю1
Усть-Сильгинское 8 Верхнеюрский + среднеюрский Газ свободный, конденсат Ю1+ Ю2
Средне- 9 Верхнеюрский Газ свободный, Ю1+ Ю2
Сильгинское + среднеюрский конденсат
Верхнеюрский Нефть разгазированная Ю11
Чкаловское 10 Газ, конденсат, НГГЗК
Доюрский нефть (М)
Нефть Р2
Головное 11 Верхнеюрский Нефть Ю1
Никольское 12 Верхнеюрский Нефть Ю1
Бурановское 13 Верхнеюрский Нефть Ю1
По генезису РОВ верхнеюрские нефтепроизводящие породы в пределах впадины имеют зональное строение [Конторович, 2002].
Значения Сорг варьируют от 9-12% в зоне распространения баженовской свиты в западной части мегавпадины (сапропелевое РОВ), постепенно уменьшаясь до 6-8% в переходной зоне (РОВ смешанного типа) и достигает значений 2-3% в породах марьяновской свиты в восточной части депрессии («псевдогумусовое» РОВ [Конторович, 2002]). Эти отложения являются основной нефтегенерирующей толщей для мелового и верхнеюрского НГК.
Принято, что пороговые температуры, определяющие границу очага генерации нефти (ГЗН): породы баженовской свиты - 85 °С; породы переходной зоны (по составу РОВ) -
90 °С; породы марьяновской свиты - 95 °С.
На рис. 6 приведена схема распределения расчетных значений плотности теплового потока из доюрского основания мегавпадины. Карта построена путем интерполяции значений теплового потока, полученного решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла 10 представительных глубоких скважин. В качестве «наблюденных» использованы пластовые температуры, замеренные при испытании скважин (табл. 4), и палеотемпературы, определенные из ОСВ (табл. 5).
Рис. 6. Схема распределения значений плотности теплового потока из доюрского основания
Усть-Тымской мегавпадины
1 - изолинии значений расчетной плотности теплового потока, мВт/м2; 2 - скважина палеотемпературного моделирования: в числителе условный номер скважины, в знаменателе -расчетное значение плотности теплового потока, мВт/м2. Остальные условные обозначения см. на рис. 5.
На втором этапе исследований в моделях восстановлена термическая история баженовских отложений на моменты начала/завершения формирования свит. На эти моменты геологического времени, путем интерполяции геотемператур в разрезах скважин, построены схематические карты распределения геотемператур.
Таблица 4
Пластовые температуры, измеренные при испытании глубоких скважин Усть-Тымской мегавпадины
Скважина Условный номер скважины (на рис. 5) Интервал (глубина), м Отложения (свита) Пласт, горизонт Приток, м3/сут Тип флюида Температура пластовая, °С
Береговая 1 параметрическая Б1п 2420-2409 Тюменская Ю2 6,9 Вода 83
2335-2325 Васюганская Ю: 14,6 Вода 78
Трассовая 317 Т317 2565-2569 Васюганская Ю: 2,26 Вода+ нефть 92
Сенькинская 37 параметрическая С37п 2764-2776 Тюменская Ю4 1,1 Вода 95
2629-2644 Васюганская Ю1 5,0 Вода 88
2275-2285 2292-2315 Тарская - 100 Вода 78
Толпаровская 1 То1 2631-2639 Васюганская Ю1 4,11 Вода 97
Тымская 1 параметрическая Т1п 2920-2911 2905-2900 Тюменская - 0,72 Вода 100
2690-2680 Тюменская - 1,6 Вода 89
Колпашевская 7 К7 2305-2318 2304-2312 2298-2308 Наунакская - 1,15 Вода+ пленка нефти 80
Вертолетная 360 В360 2620-2609 Васюганская Ю1 4,38 Вода 85
2605-2588 Васюганская Ю1 6,38 Вода 84
Усть-Тымская 1 У-Т1 2890-2873 2859-2835 Тюменская Ю6 1,52 Вода 107
2763-2777 Тюменская Ю6 4,9 Вода 96
2685-2701 Тюменская Ю5 8,1 Вода 90
2538-2550 Тюменская Ю2 9,8 Вода 82
Снежная 133 Сн133 2623-2642 Палеозой 0,5 Вода 119
2419-2433 Наунакская Ю1 0,24 Нефть 102
2395-2404 Наунакская Ю1 800 Газ 95
Данные испытаний глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин», отчетов по подсчету запасов, из отчетов оперативного анализа и обобщения геолого-геофизических материалов по Томской области (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»).
© Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т. 11. - №1.- http://www.ngtp.rU/rub/4/1_2016.pdf
Таблица 5
Палеотемпературы, определенные по отражательной способности витринита керна глубоких скважин Усть-Тымской мегавпадины
Скважина Глубина определения (гипсометрическая привязка), м Отложения, свита Я °уЬ, % Палеотемпература (°С) по
Береговая 1 2351 Васюганская 0,52 83
2390 Васюганская 0,64 98
2405 Тюменская 0,64 98
2410 Тюменская 0,64 98
2449 Тюменская 0,64 98
2460 Тюменская 0,59 93
2542 Тюменская 0,61 95
2560 Тюменская 0,67 103
2570 Тюменская 0,62 97
2573 Тюменская 0,65 100
Киев-Еганская 350 2610 Баженовская 0,72 109
2690 Васюганская 0,81 121
Сенькинская 37 2895 Тюменская 0,67 103
3013 Тюменская 0,67 103
Толпаровская 1 2590 Куломзинская 0,64 99
3217 Тюменская 0,73 111
Колпашевская 7 2375 Наунакская 0,62 96
2705 Тюменская 0,62 96
Вертолетная 360 2622 Наунакская 0,69 105
2656 Тюменская 0,69 105
ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск).
По геотемпературному критерию выделены палеоочаги интенсивной генерации баженовских нефтей [Лобова, 2012; 2013].
На рис. 7 приведена схема распределения относительной плотности ресурсов генерированных баженовских нефтей, построенная путем интерполяции значений расчетного показателя Я для разрезов 10 скважин.
Схема распределения плотности ресурсов Усть-Тымской мегавпадины (рис. 7), как и схематическая карта Нюрольской мегавпадины (см. рис. 4), представляют собой распределения относительной плотности ресурсов генерированной баженовской нефти. Здесь (см. рис. 7) относительная плотность ресурсов понимается так. Если на участке скв. Толпаровская 1 (То1) плотность ресурсов оценена в 60 усл. ед., а на участке скв. Сенькинская 37 (С37п) - в 30 усл. ед., то это значит, что на первом участке прогнозируемая плотность в 2 раза больше, чем плотность ресурсов на втором участке (отношение 2:1).
Из рис. 7 видно, что наиболее перспективными зонами на сланцевую нефть баженовской свиты являются северо-западная, северная и юго-западная части Усть-Тымской мегавпадины и обрамляющие здесь ее структуры.
Рис. 7. Схема распределения плотности ресурсов генерированных баженовских нефтей
в Усть-Тымской мегавпадине
Значения изолиний в величине интегрального показателя R, усл. ед. Остальные условные обозначения см. на рис. 5.
Максимальная прогнозируемая плотность ресурсов генерированных нефтей картируется в зоне сочленения Сампатского мезопрогиба, Парабельского мегавыступа и Северо-Парабельской мегамоноклинали, также в зоне сочленения Неготского мезопрогиба, Александровского свода и Караминской мезоседловины.
Заключение
На основе реконструкции геотермической истории баженовских отложений впервые
выполнено районирование Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин и выделены перспективные зоны для поисков сланцевой нефти (аккумулированной in situ) на территории Томской области.
В пределах Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления, территории основных нефтепромыслов Томской области с хорошо развитой инфраструктурой, наиболее перспективными землями на сланцевую нефть баженовской свиты являются субширотная зона, включающая южные части Кулан-Игайской впадины и Фестивального вала, Тамрадскую впадину и обрамляющие восточную часть Нюрольской мегавпадины положительные структуры (см. рис. 2, 4).
В пределах Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления, территории перехода от нефтепромыслов к слабоизученному востоку Томской области (см. рис. 1), наиболее перспективными землями на сланцевую нефть баженовской свиты являются зона тройного сочленения Сампатского мезопрогиба, Парабельского мегавыступа и Северо-Парабельской мегамоноклинали и зона тройного сочленения Неготского мезопрогиба, Александровского свода и Караминской мезоседловины (см. рис. 5, 7).
Подтверждением прогноза высоких перспектив локализованной зоны «Сампатский мезопрогиб - Парабельский мегавыступ - Северо-Парабельская мегамоноклиналь» является тот факт, что здесь в 2014 г. в пределах Снежного месторождения (см. рис. 5) компанией ООО «Норд Империал» в двух скважинах из баженоской свиты, в породах которой проницаемости нет вообще, получены притоки нефти порядка 2 т [Каратаев, 2015]. В этих двух наклонно направленных скважинах, пробуренных ранее, использована технология гидроразрыва пласта на низкопроницаемых коллекторах.
В Нюрольской мегавпадине Федюшкинское месторождение, вскрывшее нефтеносный пласт в отложениях баженовской свиты, находится, согласно схеме районирования (см. рис. 4), на границе прогнозных зон умеренных и малых перспектив на сланцевую нефть. Такой прогноз вполне согласуется с тем фактом, что на Федюшкинском месторождении запасы по пласту Ю0 оценены количественно в несколько раз меньше, чем запасы по пласту Ю0 Снежного месторождения.
Возможно, что составленные схематические карты регионально-зонального районирования (рис. 4, 7) могут быть уточнены и детализированы при учете толщин материнских отложений, концентраций и молекулярных параметров РОВ [Гончаров и др., 2014; Прищепа, Суханов, Макарова, 2015].
Благодарим д. г.-м. н. А.Н. Фомина (ИНГГ СО РАН), предоставившего данные ОСВ.
Литература
Аверьянова О.Ю. Нефтегазовые системы сланцевых материнских формаций // Автореферат дис. канд. геол.-мин. наук: 25.00.12. - Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 2015. - 24 с.
Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. - 1997. -Т. 38. - № 6. - С. 1070-1078.
Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия АН СССР. Сер. геол. - 1967. - № 11. - C. 135156.
Гончаров И.В., Фадеева С.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Бахтина Е.С. Генерационный потенцал органического вещества юго-востока Западной Сибири (Томская область) // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 11. - С. 12-16.
Дахнова М.В., Можегова С.В., Назарова Е.С., Пайзанская И.Л. Оценка запасов «сланцевой нефти» с использованием геохимических параметров // Геология нефти и газа. -2015. - № 4. - С. 55-61.
Исаев В.И. Оценка влияния толщ вечной мерзлоты позднечетвертичного климатического похолодания на геотермический режим нефтематеринских отложений Западной Сибири // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2015. - Т.10. - №2. -http://www.ngtp.ru/rub/12/21_2015.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/21 2015
Исаев В.И., Лобова Г.А., РоякМ.Э., Фомин А.Н. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода // Геофизический журнал. - 2009. - Т.31. - №2. - С. 15-46.
Каратаев А. Сегодня компания способна внедрять новые технологии своими силами // Недра и ТЭК Сибири. - 2015. - № 9. - С. 8-9.
Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофизика. - 1967. - № 2. - C. 16-29.
Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. - 183 с.
Лобова Г.А. Нефтегазоносность Усть-Тымской мегавпадины // Геофизический журнал. - 2013. - Т. 35. - № 4 - С. 28-39.
Лобова Г.А. Очаги генерации и первично-аккумулированные ресурсы баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины // Известия Томского политехнического университета. -2012. - Т. 321. - № 1. - С. 122-128.
Лобова Г.А., Попов С.А., Фомин А.Н. Локализация прогнозных ресурсов нефти юрско-меловых НГК Усть-Тымской мегавпадины // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 2. - С. 36-40.
Лобова Г.А., Стоцкий В.В., Исаев В.И. Влияние палеоклимата на геотермический режим и реализацию нефтегенерационного потенциала баженовских отложений юго-востока Западной Сибири (Новосибирская область) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2014. - Т. 9. - № 3. - http://www.ngtp.ru/rub/4m_2014.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/31 2014
Морариу Д., Аверьянова О.Ю. Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т.8. - № 1. - http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/3 2013
Осипова Е.Н., Пракойо Ф.С., Исаев В.И. Реконструкции геотермической истории нефтематеринской баженовской свиты и оценка распределения плотности ресурсов в шельфовом резервуаре неокома Нюрольской мегавпадины // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т. 9. - № 2. - http://www.ngtp.ru/rub/4/22_2014.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/22 2014
Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. К обсуждению понятийной базы нетрадиционных источников нефти и газа - сланцевых толщ // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2013. - Т.8. - №3. - http://www.ngtp.ru/rub/9/27_2013.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/27_2013
Прищепа О.М., Суханова А.А., Макарова И.Р. Методика определения зрелости сапропелевого органического вещества в доманикитах и оценка их углеводородных ресурсов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 7. - С. 4-8.
Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. - 331 с.
Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. - М.: Мир, 1982. - 704 с.
Хисамов Р.С., Базаревская В.Г., Яртиев А.Ф., Тарасова Т.И., Гибадуллина О.Г., Михайлова О.В. Нефтеносность доманиковой продуктивной толщи на территории деятельности НГДУ «Лениногорскнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 7. - С. 10-14.
Connan J. Time-temperature relation in oil genesis // AAPG Bull. - 1974. - vol. 5. - pp. 2516-2521.
Isaev V.I., Lobova G.A., Osipova E.N., Sungurova O.G.
Institute of natural resources of National Research Tomsk Polytechnic University, isaevvi@tpu.ru, lobovaga@tpu.ru, osipovaen@list.ru, sungurovaog88@gmail.com
ZONATION OF MEGADEPRESSIONS OF THE TOMSK REGION DEPENDING ON THE FREQUENTNESS OF SHALE OIL RESOURCES
It is assumed that main volume of shale oil (accumulated in situ) are localized where source rocks were in the main zone of oil generation ("oil window "). The results of zonation of Bazhenov Formation of Nyurolsk and Ust-Tymsk megadepressions by frequentness of shale oil resources performed at first time are presented. Zonation is based on the method of paleotemperature modeling, which allows to reveal and map areas of intensive oil generation in the source rocks by geotemperature criteria.
Keywords: shale oil, the Bazhenov Formation, main zone of oil generation, paleotemperature modeling, resources frequentness, Nyurolsk and Ust-Tymsk megadepressions.
References
Aver'yanova O.Yu. Neftegazovye sistemy slantsevykh materinskikh formatsiy [Petroleum systems of shale source formations]. Abstract of dissertation for the degree of candidate of geological-mineralogical sciences. St. Petersburg: VNIGRI, 2015, 24 p.
Burshteyn L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskiy V.N. Model' katageneza organicheskogo veshchestva (na primere bazhenovskoy svity) [Model of katagenesis of organic matter (on example of Bazhenov suite)]. Geologiya i geofizika, 1997, vol. 38, no. 6, p. 1070-1078.
Connan J. Time-temperature relation in oil genesis. AAPG Bull., 1974, vol. 5, p. 2516 -2521.
Dakhnova M.V., Mozhegova S.V., Nazarova E.S., Payzanskaya I.L. Otsenka zapasov «slantsevoy nefti» s ispol'zovaniem geokhimicheskikh parametrov [Evaluation of "shale oil" resources using geochemical parameters]. Geologiya nefti i gaza, 2015, no. 4, p. 55-61.
Fomin A.N. Katagenez organicheskogo veshchestva i neftegazonosnost' mezozoyskikh i paleozoyskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskogo megabasseyna [Katagenesis of organic matter and petroleum potential of the Mesozoic and Paleozoic deposits of the West Siberian megabasin]. Novosibirsk: INGG SO RAN, 2011, 331 p.
Goncharov I.V., Fadeeva S.V., Samoylenko V.V., Oblasov N.V., Bakhtina E.S. Generatsionnyy potentsal organicheskogo veshchestva yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri (Tomskaya oblast') [Generational potential of organic matter of south-east of West Siberia (Tomsk region)]. Neftyanoe khozyaystvo, 2014, no. 11, p. 12-16.
Isaev V.I. Otsenka vliyaniya tolshch vechnoy merzloty pozdnechetvertichnogo klimaticheskogo pokholodaniya na geotermicheskiy rezhim neftematerinskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri [Assessing the impact of thick permafrost Late Quaternary climatic cooling on geothermal mode of oil s ource deposits of Western Siberia]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2015, vol. 10, no. 2, available at: http://www.ngtp.ru/rub/12/21_2015.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/21 2015
Isaev V.I., Lobova G.A., Royak M.E., Fomin A.N. Neftegazonosnost' tsentral'noy chasti Yugorskogo svoda [Oil and gas potential of central part of Yugra arch]. Geofizicheskiy zhurnal, 2009, vol. 31, no. 2, p. 15-46.
Karataev A. Segodnya kompaniya sposobna vnedryat' novye tekhnologii svoimi silami [Today, the company is able to introduce new technology in the home]. Nedra i TEK Sibiri, 2015, no. 9, p. 8 -9.
Khant Dzh. Geokhimiya i geologiya nefti i gaza [Geochemistry and geology of oil and gas]. Moscow: Mir, 1982, 704 p.
Khisamov R.S., Bazarevskaya V.G., Yartiev A.F., Tarasova T.I., Gibadullina O.G., Mikhaylova O.V.
Neftenosnost' domanikovoy produktivnoy tolshchi na territorii deyatel'nosti NGDU «Leninogorskneft'» [Oil-bearing potential of Domanik productive strata in the territory of NGDU "Leninogorskneft" activity]. Neftyanoe khozyaystvo, 2015, no. 7, p. 10-14.
Kontorovich A.E., Parparova G.M., Trushkov P.A. Metamorfizm organicheskogo veshchestva i nekotorye voprosy neftegazonosnosti (na primere mezozoyskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy nizmennosti) [The metamorphism of organic matter and some oil and gas potential issues (on example of the Mesozoic deposits of the West Siberian Plain)]. Geologiya i geofizika, 1967, no. 2, p. 16 -29.
Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost' mezozoysko-kaynozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri [Tectonics and petroleum potential of the Mesozoic-Cenozoic deposits
in southeastern West Siberia]. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 2002, 253 p.
Kostyreva E.A. Geokhimiya i genezis paleozoyskikh neftey yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Geochemistry and genesis of Paleozoic oils of southeast of Western Siberia]. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, filial «Geo», 2005, 183 p.
Lobova G.A. Neftegazonosnost' Ust'-Tymskoy megavpadiny [Oil and gas of Ust-Tym megadepression]. Geofizicheskiy zhurnal, 2013, vol. 35, no. 4, p. 28 -39.
Lobova G.A. Ochagi generatsii i pervichno-akkumulirovannye resursy bazhenovskikh neftey Ust'-Tymskoy megavpadiny [Areas of generation and primary accumulated resources of Bazhenov oils of Ust-Tym megadepression]. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 2012, vol. 321, no. 1, p. 122 -128.
Lobova G.A., Popov S.A., Fomin A.N. Lokalizatsiya prognoznykh resursov nefti yursko-melovykh NGK Ust'-Tymskoy megavpadiny [Localization of inferred oil resources of Jurassic-Cretaceous oil and gas complexes of Ust-Tym megadepression]. Neftyanoe khozyaystvo, 2013, no. 2, p. 36-40.
Lobova G.A., Stotskiy V.V., Isaev V.I. Vliyanie paleoklimata na geotermicheskiy rezhim i realizatsiyu neftegeneratsionnogo potentsiala bazhenovskikh otlozheniy yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri (Novosibirskaya oblast') [Impact of paleoclimate on the geothermal mode and implementation of oil generation potential of Bazhenov depositions of the southeast of Western Siberia (Novosibirsk region)]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2014, vol. 9, no. 3, available at: http://www.ngtp.ru/rub/4731_2014.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/31 2014
Morariu D., Aver'yanova O.Yu. Nekotorye aspekty neftenosnosti slantsev: ponyatiynaya baza, vozmozhnosti otsenki i poisk tekhnologiy izvlecheniya nefti [Some aspects of oil shale: conceptual framework, possibility of evaluation and search for oil recovery technologies]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2013, vol. 8, no. 1, available at: http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/3 2013
Osipova E.N., Prakoyo F.S., Isaev V.I. Rekonstruktsii geotermicheskoy istorii neftematerinskoy bazhenovskoy svity i otsenka raspredeleniya plotnosti resursov v shel'fovom rezervuare neokoma Nyurol'skoy megavpadiny [Reconstruction of the geothermal history of a source Bazhenov Formation and evaluation of the density distribution of resources in the offshore reservoir of Neocomian Nurol megatrough]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2014, vol. 9, no. 2, available at: http://www.ngtp.ru/rub/4/22_2014.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/22 2014
Prishchepa O.M., Aver'yanova O.Yu. K obsuzhdeniyu ponyatiynoy bazy netraditsionnykh istochnikov nefti i gaza - slantsevykh tolshch [On discussion of the conceptual framework of unconventional sources of oil and gas - shale strata]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2013, vol. 8, no. 3, available at: http://www.ngtp.ru/rub/9Z27_2013.pdf. DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/27 2013
Prishchepa O.M., Sukhanova A.A., Makarova I.R. Metodika opredeleniya zrelosti sapropelevogo organicheskogo veshchestva v domanikitakh i otsenka ikh uglevodorodnykh resursov [Methods of determining the maturity of sapropelic organic matter in domanikits and evaluation of hydrocarbon resources]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2015, no. 7, p. 4 -8.
Vassoevich N.B. Teoriya osadochno-migratsionnogo proiskhozhdeniya nefti (istoricheskiy obzor i sovremennoe sostoyanie) [Sedimentary-migration theory of oil origin (historical review and current state)]. Izvestiya AN SSSR. Ser. geol., 1967, no. 11, p. 135-156.
© Исаев В.И., Лобова Г.А., Осипова Е.Н., Сунгурова О.Г., 2016
