CC BY
65DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/6_2022 УДК 551.24.01 Бородкин В.Н.
Западно-Сибирский филиал Федерального государственного бюджетного учреждения науки
Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН; Тюменский
индустриальный университет, Тюмень, Россия
Смирнов О.А., Лукашов А.В.
ООО «ИНГЕОСЕРВИС», Тюмень, Россия
Плавник А.Г.
Западно-Сибирский филиал Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Тюмень, Россия Тепляков А.А.
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Москва, Россия
СЕДИМЕНТОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ НА БАЗЕ КОМПЛЕКСА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
На основании комплексного анализа палеогеоморфологических исследований, кернового материала, промыслово-геофизических данных восстановлены фациальные условия седиментации меловых отложений. Выделены перспективные зоны (устьевые базы, валы, гряды) для постановки сейсморазведочных работ 3D с целью прогноза различных сложно-построенных ловушек углеводородов.
Ключевые слова: фациальные условия седиментации, меловые отложения, прогноз сложно-построенных ловушек углеводородов, полуостров Ямал.
Введение
Район исследований расположен в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в границах полуострова Ямал и сопредельных территорий (рис. 1). С точки зрения нефтегеологического районирования входит в состав Ямальской нефтегазоносной области, в тектоническом отношении включает Ямальскую ступень, Южно-Ямальскую моноклизу и Ямало-Гыданскую мегаседловину [Смирнов и др., 2022]. С позиции литолого-фациального районирования расположен в Восточно-Ямальском и Западно-Ямальском литофациальных районах (ЛФР) [Характеристика геологического строения..., 2016]. В административном отношении находится в рамках Ямало-Ненецкого автономного округа.
Результаты выполненных исследований площадью 103 800 км2 включали в себя переобработку более 50 тыс. пог. км данных 2D сейсморазведки, анализы пробуренного фонда более 700 скважин, переобработку комплекса ГИС более 200 скважин, анализы кернового материала более 1000 м.
Рис. 1. Обзорная карта района исследований и сопредельных территорий
Месторождения: 1 - нефтяные, 2 - газоконденсатные, 3 - нефтегазоконденсатные, 4 - газовые; структуры: 5 - выявленные, 6 - подготовленные, 7 - введенные в бурение.
Территория исследований характеризуется доказанной высокой нефтегазоносностью, в пределах которой в настоящее время ведется промышленная добыча углеводородов (УВ) (добыча около 75-90% газа страны в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа), построен завод по сжижению газа.
Тем не менее, следует отметить, что выявленные залежи УВ в составе нефтегазоносных комплексов (НГК) связаны в основном с ловушками УВ структурного типа, фонд которых на сегодняшний день практически отсутствует.
Поэтому проведение детальных литолого-фациальных и палеогеоморфологических исследований весьма актуально при прогнозе сложнопостроенных объектов.
В работе выполнен анализ строения мелового НГК, с которым связана основная установленная нефтегазоносность.
Характеристика нефтегазоносных комплексов меловых отложений
Меловой региональный НГК объединяет отложения неокомского, аптского и альб-сеноманского комплексов.
Неокомский комплекс, согласно стратиграфической схеме меловых отложений Западной Сибири 1990 г. (МРСС-90) [Решение 5-го Межведомственного..., 1991], включает отложения берриаса, валанжина, готерива, баррема и нижнего апта.
История стратификации неокомских отложений охватывает два основных этапа, включающих представления о геологическом строении берриас-нижнеаптской части разреза: первый связан с моделью компенсированного осадконакопления, второй - с относительно глубоководной клиноформной моделью строения [Бородкин, Курчиков, 2012], разработанной в 70-х гг. прошлого столетия А.Л. Наумовым [Наумов, Онищук, Биншток, 1977].
Согласно клиноформной модели, в пределах Западно-Ямальского и Восточно-Ямальского ЛФР неокомский комплекс объединяет песчано-алевролитовые отложения только готеривского, барремского и нижнеаптского возрастов, берриасские и валанжинские образования выклиниваются восточнее района исследований. В разрезе комплекса имеют площадное распространение пласты БС1-5, АС10-12, АС7-9 и АС4-6 (рис. 2) и их аналоги, входящие в состав ахской и танопчинской свит.
В связи с клиноформным строением разреза неокома авторами [Бородкин, Курчиков, 2010] вместо свитных подразделений предложено выделять сейсмофациальные комплексы (СФК), включающие в прибрежно-мелководной зоне резервуары, в относительно глубоководной - изохронные клиноформные образования ачимовской толщи, с присвоением им своих названий по имени перекрывающих глинистых пачек (рис. 3).
Рис. 2. Схема распространения «бровок» неокомских пластов и осевой части неокомского бассейна [Характеристика геологического строения..., 2016] 1 - граница выхода палеозойских пород на поверхность; 2 - «бровки» неокомских пластов; 3 -региональные профили ОГТ; 4 - граница субъектов РФ; 5 - залежи УВ в неокомском НГК; 6 - область распространения неокомских отложений; 7 - индекс пласта; 8 - осевая часть неокомского бассейна седиментации.
Рис. 3. Принципиальная схема сейсмофациальных комплексов мела Ямало-Гыданского литофациального района [Казаненков и др., 2014]
Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловой период рассматривалась ранее в ряде опубликованных работ ([Конторович и др., 2014; Курчиков, Бородкин, 2011; Характеристика геологического строения., 2016] и др.).
С позднего валанжина до раннего готерива площадь морского бассейна существенно сократилась, по сравнению с временем накопления лабазно-самотлорского (БВ14-15-БВ8-9) и урьевско-чеускинского (БВ6-7-БС10) СФК [Характеристика геологического строения., 2016].
В период накопления приобско-кошайского СФК (АС10-12-АС1-3 - готерив-раннеаптский век) мелководно-морские условия седиментации сохранились лишь в наиболее погруженной части Карской мегасинеклизы, Южно-Карской мегаседловины и северной части Ямальского ЛФР. Второй, более крупный мелководный морской бассейн находился в западной части Западной Сибири [Курчиков, Бородкин, 2011] (рис. 4).
Схема толщин отложений между отражающими сейсмическими горизонтами (ОГ) Б (верхняя юра) и М" (кровля яронской свиты) отображает развитие территории в неокомское время (рис. 5). В целом, существовали преимущественно нормально морские условия осадконакопления. Наиболее обширная депрессионная зона отмечается на северо-западе и северо-востоке района исследований, соответствующих в тектоническом отношении Лайнадояхинскому мегапрогибу и Северо-Сеяхинской впадине. Юго-западная часть территории остается наиболее возвышенной, в ее пределах в разрезе неокома определена песчано-алевролитовая толща мощностью до 280 м, получившая название новопортовской, в разрезе которой на Новопортовском месторождении выделены пласты НШ-НП0, модель седиментации которых у различных исследователей неоднозначна.
В качестве примера, на базе электрометрического анализа [Муромцев, 1984], палеогеоморфологических исследований рассмотрена модель седиментации в составе толщи верхней группы пластов НП4 и НП1-3. Продуктивный пласт НП4 развит в условиях распространения дельты с преобладающей волновой деятельностью (рис. 6).
В западной части участка развиты отложения устьевого бара, который представлен массивным, хорошо отсортированным песчаником без признаков биотурбации. Однородность строения этого бара подтверждается и по электрофациальному анализу (см. рис. 6). Отложения трансгрессивных береговых валов распространены в восточной части Новопортовского участка и представлены двумя объектами, разделенными зоной распространения фации прибрежной лагуны (см. рис. 6).
В эпоху формирования пластов НП1-3 происходила трансгрессия моря, приведшая к смене обстановок от дельтовых к переходным до мелководно-морских.
Рис. 4. Палеогеографическая схема приобско-кошайского сейсмофациального комплекса Западной Сибири
[Характеристика геологического строения..., 2016]
1 - границы субъектов; 2 - выход палеозойских пород; 3 - региональные профили ОГТ; 4 - границы распространения свит; 5 - направление сноса обломочного материала; 6 - равнина аккумулятивная, временами заполняемая морем; 7 - равнина денудационная; 8 - относительно глубоководный морской бассейн; 9 - склон прибрежно-мелководной части бассейна; 10 - прибрежно-мелководная часть бассейна; 11, 12 - относительно глубоководное море и прибрежно-мелководная часть бассейна на конец формирования сармановского комплекса соответственно; 13-14 - залежи УВ: 13 - в ачимовской толще, 14 - в отложениях прибрежно-мелководной части бассейна; 15 - аммониты; 16 - двустворки; 17 - криноидеи; 18 - фораминиферы; 19 - белемниты; 20 - флора; 21 - споры и пыльца; 22-25 - осадки: 22 - глинистые, 23 - песчанистые, 24 - глинисто-песчанистые, 25 - песчанисто-алевритисто-глинистые.
Рис. 5. Палеогеоморфологическая и палеогеографическая карты полуострова Ямал и прилегающих территорий на готеривский век,
нижний мел
1-3 - море: 1 - мелкое глубиной менее 25 м, 2 - мелкое глубиной менее 100-200 м, 3 - глубокое глубиной менее 200-400 м; 4 - направление транспортировки материала; 5 - граница участка работ; 6-9 - море: 6 - мелкое глубиной менее 100-200 м, 7 - глубокое глубиной менее 200-400 м, 8 - мелкое глубиной менее 25 м, 9 - мелкое глубиной менее 25-200 м; 10-12 - равнина: 10 - прибрежная, временами заливающаяся морем (осадки пойменные, озерно-болотные, русловые, дельтовые, береговых баров, пляжевые), 11 - низменная, аккумулятивная (осадки русел, пойм, озер и др.), 12 - денудационно-аккумулятивная; 13 - главные направления сноса обломочного материала.
Рис. 6. Седиментологическая модель пласта НП4 новопортовской толщи, Новопортовский участок
По керновому материалу и каротажным кривым ПС выделены типичные литофации и обозначено их площадное распространение (рис. 7): сильно биотурбированный керн песчаных гряд и дистальных частей дельты; сильнобиотурбированный керн эстуарии; песчаник с полого-волнистой текстурой, характерный для дельт, подчинённых приливной и волновой активности моря.
Отложения пластов группы НП1-3 формировались в условиях наступающего моря в лагунах и эстуариях. Принесённый реками материал перерабатывался морскими течениями и приливами. Характерна обильная биотурбация в зоне развития песчаных кос и застойных эстуарии. В зоне развития внутренней дельты преобладают осадки флювиальной природы.
В целом, отложения пластов НП накапливались преимущественно в прибрежно-морских условиях осадконакопления. Условия осадконакопления оказывали влияние на сильную изменчивость фильтрационно-емкостных свойств данных коллекторов: пористость изменяется в интервале от 10 до 26%, проницаемость - от 0,1 до 550 мД.
Вышезалегающие пласты группы БЯ Новопортовского участка формировались в условиях мелководного шельфа (лагуна, сообщающаяся с морем). Для определения условий осадконакопления пластов БЯ выполнен анализ кернового материала и электрофаций. Выделены основные литофации с областями их распространения (рис. 8).
- Умеренно биотурбированный керн лагуны, представленный чередующимися участками полностью биотурбированного и полого-волнистого керна. Это свидетельствует о смене периодов слабой гидродинамической активности и приливно-отливных, штормовых воздействиях.
- Участки пересыхающей лагуны, в керне представлены темными глинами подводного генезиса и красноцветными континентальными глинами, связанные с обмелением лагуны и окислением содержащегося в глинах железа.
- Песчаник кос и гряд, представленный хорошо отсортированным массивным песчаником и слоистыми разностями, что свидетельствует о неоднородной степени его переработанности волноприбойными течениями.
Проницаемые пропластки представлены песчаниками барьерных островов и их промывов. Глинистые отложения сформировались в условиях лагуны (биотурбированные). Песчаные косы образовались под действием переноса волнами терригенного материала от источника вдоль берега. Промывы песчаных кос происходили во время шторма - песок смывался с косы в преимущественно глинистую лагуну. В лагуне преобладала нормальная соленость.
Рис. 7. Седиментологическая модель новопортовской толщи (пласт НП1-3), Новопортовский участок
Рис. 8. Седиментологическая модель ахской свиты (пласты БЯ), Новопортовский участок
Аптский комплекс представлен отложениями верхней части танопчинской свиты, включающей пласты группы Tn (ХЛыз). Как выше отмечалось, в раннем апте существовали две изолированные области мелководного моря (см. рис. 4). По результатам выполненного ранее (C.B. Ершов, 2013 г.) фациального анализа с использованием электрометрических моделей B.C. Муромцева в пределах Малыгинского месторождения, установлено, что в интервале пластов группы T^-TH^1 диагностируются фации аллювиальной равнины: фации русловых отложений, фации внешней (песчаной) и внутренней (глинистой) частей речных пойм. Для данного типа фаций характерны высокие фильтрационно-емкостные свойства: открытая пористость до 20-25%, газопроницаемость - до 2-3Д.
Уповая модель распределения фаций в линзовидном теле, образованном меандрирующей рекой, на примере пластов Tn3-Tn4 Малыгинского месторождения представлена на рис. 9.
Альб-сеноманский комплекс включает отложения яронгской и марресалинской свит, в составе которых выделяются пласты ХМ и ПК, соответственно.
Материалы геологического строения и перспектив нефтегазоносности последней в пределах сопредельной с районом работ акваторией Карского моря рассматривались авторами ранее [Смирнов и др., 2021а, 2021б]. B разрезе пластов ХМ песчаники и алевролиты имеют подчиненное значение, преобладают алевролитовые глины.
B пределах района исследований прослежен ОГ М", составлена схема толщин между ОГ М и Г, отражающие развитие территории в альб-сеноманское время (рис. 10). Условия осадконакопления на территории изменялись от прибрежных равнин до мелководного моря. Наиболее возвышенная юго-западная часть района - основной источник сноса терригенного материала (см. рис. 10), снос также наблюдается с архипелага Новая Земля и с Tаймыра. Обширная депрессионная зона северного простирания соответствует мелководно-морскому режиму осадконакопления.
Заключение
Tаким образом, на основании выполненных исследований выделены перспективные зоны для постановки сейсморазведочных работ 3D, с целью прогноза ловушек УЬ неструктурного типа и оценки их фильтрационно-емкостных характеристик. Для пласта НП4 новопортовской толщи - это устьевой бар и зона транзитных береговых валов (см. рис. 6), для пласта НП1-3 - зона песчаных гряд и дистальной части дельты (см. рис. 7). Bышезалегающие пласты группы БЯ в качестве перспективных зон включают песчаные косы и гряды, а пласты группы Tn аптского комплекса - фации русловых отложений.
Рис. 9. Типовая модель распределения фаций в линзообразном песчаном теле, образованном меандрирующей рекой, на примере пластов ТП3-ТП4 Малыгинского месторождения (С.В. Ершов, 2013 г.)
Рис. 10. Палеогеоморфологическая и палеогеграфическая карты полуострова Ямал и прилегающей территории на сеноманский век,
верхний мел
1 - равнина прибрежная, временами заливающаяся морем (осадки пойменные, озерно-болотные, русловые, дельтовые, береговых баров, тяжевые); 2-6 -море: 2 - мелкое глубиной менее 25 м, 3 - мелкое глубиной менее 100-200 м, 4 - глубокое глубиной менее 200-400 м; 5 - мелкое глубиной менее 25 м, 6 - мелкое глубиной менее 25-100 м; 7-9 - равнина: 7 - прибрежная, временами заливающаяся морем (осадки пойменные, озерно-болотные, русловые, дельтовые, береговых баров, пляжевые), 8 - низменная, аккумулятивная (осадки русел, пойм, озер и др.), 9 - денудационно-аккумулятивная; 10 - главные направления сноса обломочного материала.
Литература
Бородкин В.Н., Курников А.Р. Исторические аспекты стратификации разреза нижнемеловых отложений Западной Сибири // Европейские прикладные науки: современные подходы в научных исследованиях: материалы Международной конференции. - Штутгарт, 2012. - Т. 1. - С. 22-24.
Бородкин В.Н., Курников А.Р. Материалы к уточнению стратиграфической схемы берриас-нижнеаптских отложений с учетом клиноформного строения разреза // Геология и геофизика. - 2010. - Т. 51. - № 12. - С. 36-42.
Казаненков В.А., Ершов С.В., Рыжкова С.В., Борисов Е.В., Пономарева Е.В., Попова Н.И., Шапорина М.Н. Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз поиска в них углеводородов // Геология нефти и газа. - 2014. - № 1. - С. 29-51.
Конторовин А.Э., Ершов С.В., Казаненков В.А., Карагодин Ю.Н., Конторовин В.А., Лебедева Н.К., Никитенко Б.Л., Попова Н.И., Шурыгин Б.Н. Палеогеография ЗападноСибирского осадочного бассейна в меловой период // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55. -№ 5-6.- С. 745-776.
Курников А.Р., Бородкин В.Н. Стратиграфия и палеогеография берриас-нижнеаптских отложений Западной Сибири в связи с клиноформным строением разреза // Геология и геофизика. - 2011. - Т. 52. - № 8. - С. 1093-1106.
Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984. - 259 с.
Наумов А.Л., Онищук Т.М., Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. - 1977. - С. 39-49.
Решение 5-го Межведомственного стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. - Тюмень, 1991. - 56 с.
Смирнов О.А., Бородкин В.Н., Лукашов А.В. Плавник А.Г., Трусов А.И. Региональная модель рифтогенеза и структурно-тектонического районирования севера Западной Сибири и Южно-Карской синеклизы по комплексу геолого-геофизических исследований. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2022. - Т. 17. - № 1. -http://www.ngtp.ru/rub/2022/1_2022.html. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/1 2022
Смирнов О.А., Бородкин В.Н., Лукашов А.В., Плавник А.Г., Сушкова И.А., Погрецкий А.В. Характеристика геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности отложений марресалинской свиты акватории Карского моря на базе сейсморазведки 3Д // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2021а. - Т.16. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2021/31_2021.html. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/31 2021
Смирнов О.А., Бородкин В.Н., Лукашов А.В., Плавник А.Г., Трусов А.И., Сусанина О.М. Характеристика региональной модели строения Ямало-Карского региона на базе анализа потенциальных полей // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2021б. - Т.16. - №4. -http://www.ngtp.ru/rub/2021/37_2021.html. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/37 2021
Характеристика геологического строения и нефтегазоносности неокомского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири / А.Р. Курчиков, В.Н. Бородкин. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2016. - 201 с.
Borodkin V.N.
West Siberian Branch of the Federal State Budgetary Scientific Institution Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences; Tyumen Industrial University, Tyumen, Russia Smirnov O.A.
INGEOSERVICE LLC, Tyumen, Russia Lukashov A.V.
INGEOSERVICE LLC, Tyumen, Russia Plavnik A.G.
West Siberian Branch of the Federal State Budgetary Scientific Institution Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, Tyumen, Russia
Teplyakov A.A.
LUKOIL-Engineering, Moscow, Russia
SEDIMENTOLOGICAL MODEL OF THE CRETACEOUS STRATA OF THE YAMAL PENINSULA ON THE BASIS OF COMPOSITE GEOLOGICAL AND GEOPHYSICAL
INVESTIGATIONS
Based on a comprehensive analysis of paleogeomorphological studies, core analysis, field geophysical data, the facies conditions of sedimentation of Cretaceous sequences were restored. Prospective zones (river mouths, swells, ridges) have been identifiedfor setting up 3D seismic surveys in order to forecast intricate several hydrocarbon traps.
Keywords: facies conditions of sedimentation, Cretaceous strata, forecast intricate hydrocarbon trap, Yamal Peninsula.
References
Borodkin V.N., Kurchikov A.R. Istoricheskie aspekty stratifikatsii razreza nizhnemelovykh otlozheniy Zapadnoy Sibiri [Historical aspects of the stratification of the section of the Lower Cretaceous section of Western Siberia]. Evropeyskie prikladnye nauki: sovremennye podkhody v nauchnykh issledovaniyakh: materialy Mezhdunarodnoy konferentsii. Shtutgart, 2012, vol. 1, pp. 2224.
Borodkin V.N., Kurchikov A.R. Materialy k utochneniyu stratigraficheskoy skhemy berrias-nizhneaptskikh otlozheniy s uchetom klinoformnogo stroeniya razreza [Materials for the refinement of the stratigraphic scheme of the Berriasian-Lower Aptian sections, taking into account the clinoform structure of the section]. Geologiya i geofizika, 2010, vol. 51, no. 12, pp. 36-42.
Kazanenkov V.A., Ershov S.V., Ryzhkova S.V., Borisov E.V., Ponomareva E.V., Popova N.I., Shaporina M.N. Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost' regional'nykh rezervuarov yury i mela v Karsko-Yamal'skom regione i prognoz poiska v nikh uglevodorodov [Geological structure and oil and gas potential of Jurassic and Cretaceous regional reservoirs in the Kara-Yamal region and hydrocarbon forecast search in them]. Geologiya nefti i gaza, 2014, no. 1, pp. 29-51.
Kharakteristika geologicheskogo stroeniya i neftegazonosnosti neokomskogo neftegazonosnogo kompleksa Zapadnoy Sibiri [Characteristics of the geological structure and oil and gas potential of the Neocomian oil and gas bearing structures of Western Siberia]. A.R. Kurchikov, V.N. Borodkin Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 2016, 201 p.
Kontorovich A.E., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Karagodin Yu.N., Kontorovich V.A., Lebedeva N.K., Nikitenko B.L., Popova N.I., Shurygin B.N. Paleogeografiya Zapadno-Sibirskogo osadochnogo basseyna v melovoy period [Cretaceous paleogeography of the West Siberian Sedimentary Basin]. Geologiya i geofizika, 2014, vol. 55, no. 5-6, pp. 745-776.
Kurchikov A.R., Borodkin V.N. Stratigrafiya i paleogeografiya berrias-nizhneaptskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri v svyazi s klinoformnym stroeniem razreza [Stratigraphy and paleogeography of the Berriasian-Lower Aptian strata of Western Siberia related to the clinoform
structure]. Geologiya i geofizika, 2011, vol. 52, no. 8, pp. 1093-1106.
Muromtsev V.S. Elektrometricheskaya geologiya peschanykh tel - litologicheskikh lovushek nefti i gaza [Electrometric geology of sand bodies - lithological traps of oil and gas]. Leningrad: Nedra, 1984, 259 p.
Naumov A.L., Onishchuk T.M., Binshtok M.M. Ob osobennostyakh formirovaniya razreza neokomskikh otlozheniy Srednego Priob'ya [Features of the Neocomian formation of the Middle Pre-Ob region]. Geologiya i razvedka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy Zapadnoy Sibiri, 1977, pp. 39-49.
Reshenie 5-go Mezhvedomstvennogo stratigraficheskogo soveshchaniya po mezozoyskim otlozheniyam Zapadno-Sibirskoy ravniny [Decision of the 5th Interdepartmental Stratigraphic Conference on Mesozoic strata of the West Siberian Plain]. Tyumen', 1991, 56 p.
Smirnov O.A., Borodkin V.N., Lukashov A.V., Plavnik A.G., Sushkova I.A., Pogretskiy A.V. Kharakteristika geologicheskogo stroeniya i otsenka perspektiv neftegazonosnosti otlozheniy marresalinskoy svity akvatorii Karskogo morya na baze seysmorazvedki 3D [Characteristics of geological structure and estimation of petroleum potential of the Marresalin Formation in the Kara Sea area based on 3D seismic survey]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika, 2021, vol. 16, no. 4, available at: http://www.ngtp.ru/rub/2021/31_2021.html. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/31 2021
Smirnov O.A., Borodkin V.N., Lukashov A.V., Plavnik A.G., Trusov A.I. Regional'naya model' riftogeneza i strukturno-tektonicheskogo rayonirovaniya severa Zapadnoy Sibiri i Yuzhno-Karskoy sineklizy po kompleksu geologo-geofizicheskikh issledovaniy [Regional model of riftogenesis and structural-tectonic area of the north of Western Siberia and the South Kara syneclise on the geological-geophysical research data]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika, 2022, vol. 17, no. 1, available at: http://www.ngtp.ru/rub/2022/1_2022.html. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379A 2022
Smirnov O.A., Borodkin V.N., Lukashov A.V., Plavnik A.G., Trusov A.I., Susanina O.M. Kharakteristika regional'noy modeli stroeniya Yamalo-Karskogo regiona na baze analiza potentsial'nykhpoley [Characteristic of the regional building model Yamal-Kara region on the basis of potential fields analysis]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika, 2021, vol. 16, no. 4, available at: http://www.ngtp.ru/rub/2021/37_2021.html. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/37 2021
© Бородкин В.Н., Смирнов О.А., Лукашов А.В., Плавник А.Г., Тепляков А.А., 2022
