CC BY
47
ГЕОЛОГИЯ
УДК: 551
Углеводородные системы краевых прогибов древних платформ
DOI 10.24411/2076-6785-2019-10012
С.А. Пунанова
д. г.-м. н., ведущий научной сотрудник punanova@mail.ru
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
Рассмотрены особенности распространения углеводородных систем в осадочном чехле краевых Предуральского и Енисейско-Хатангского прогибов на территории Волго-Уральского нефтегазоносного и Енисейско-Анабарского газонефтеносного бассейнов. Выявлены черты сходства и различия. В обоих бассейнах высокие перспективы нефтегазоносности прогнозируются в глубокопогруженных палеозойских и допалеозойских (рифей-вендских) отложениях, предположительно в ловушках неструктурного типа. Детальная сводка о возрасте и числе продуктивных комплексов, типе и количестве содержащегося в них органического вещества (далее — ОВ), степени его катагенной преобразованности, количестве месторождений и фазовом состоянии добываемых флюидов, свойствах нефтей и газов этих прогибов является обобщением, дающим общую картину условий и среды нефтегазоносности, и базируется как на справочном материале [1-6], так и на личных разработках автора [7, 8].
Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн
Исследуемая часть территории расположена во внешней зоне пассивной окраины Восточно-Европейской платформы и краевого (предорогенного) Предуральского прогиба, занимая восточную часть Волго-Уральско-го нефтегазоносного бассейна (далее — НГБ).
В осадочном чехле Волго-Уральского НГБ выделяются по литологическим признакам, а также фазовому и физико-химическому составам флюидов семь нефтегазоносных комплексов в отложениях девонского, каменноугольного и пермского возраста, сложенные терригенными, терригенно-карбонатными и карбонатными отложениями и два возможно нефтегазоносных с притоками и интенсивными нефтепроявлениями в рифейских и вендских отложениях [7-9]. Особенности нефтема-теринских отложений представлены в таб. 1.
Возраст
Артинский ярус Верейский ярус
Башкирский ярус
Мощность, м
25 15
25 40
Верхневизейский ярус
Тульский горизонт 35
Бобриковский 95
горизонт
Малиновский 120
горизонт
Турнейскийярус 65
Литология
В Предуральском прогибе расположены Соликамская, Юрюзано-Сылвенская, Бель-ская впадины и Косьвинско-Чусовская седловина. Эти структуры протягиваются в меридиональном направлении с севера на юг. В прогибе установлено 113 месторождений. Нефти Волго-Уральского НГБ разнообразны по физическим свойствам и составу. Плотность нефтей варьирует от 0,750 до 0,963 г/см3. Содержание серы колеблется от 0,03 до 4,9%, количество смолисто-асфальтено-вых соединений изменяется от 2,0 до 21,3%. С севера на юг и с запада на восток наблюдаются уменьшение плотности нефтей, количества в них серы, смолисто-асфальтеновых соединений, концентраций ванадия, никеля и металлопорфириновых комплексов и увеличение выхода легких бензиновых фракций [7]. Это явление связано с увеличением глубин залегания одновозрастных отложений
Содержание Катагенез ОВ
(среднее), %
Терригенно-карбонатный 0,7 Карбонатно-терригенный 0,5
Карбонатно-терригенный 0,5
Карбонатно-терригенный 0,8
Карбонатно-терригенный 3,0 5,0
Терригенный Терригенный
5,0
Терригенно-карбонатный 2,5
Материалы и методы Материалы исследования: данные по углеводородным (УВ) системам Предуральского и Енисейско-Хатангского прогибов древних платформ - Восточно-Европейской и ВосточноСибирской. Нефтегазоносность этих прогибов связана с Волго-Уральским нефтегазоносным и Енисейско-Анабарским газонефтеносным бассейнами.
Методы исследования: сопоставление по геохимическим данным параметров нефтегазоносности близких по тектонической терминологии структурных единиц (оба являются краевыми (передовыми, предорогенными) прогибами) с целью выявления как черт их сходства, так и различий, приведших к особенностям их углеводородных систем и типов ловушек.
Ключевые слова
нефтегазоносный бассейн, неструктурные ловушки, предорогенные прогибы, органическое вещество, древние платформы, нефтегазоносные комплексы
Фаменский ярус 65
Верхнефранский 35 яр.
Среднефранский 70 яр.
Кыновский 25
горизонт
Пашийский 5
горизонт
Живетский ярус 50
Эйфельский ярус 70
Верхний венд 50
(система)
Средний рифей 500 (эратема)
Карбонатный Карбонатный
2,5 3,0
5,0
Карбонатный
Карбонатно-терригенный 1,5
Карбонатно-терригенный 0,4
Карбонатно-терригенный 1,0
Карбонатно-терригенный 1,5
Терригенный 0,5
Терригенно-карбонатный 0,3
ПК3-МК,
ПК3-МК2
ПК3-МК2
ПК3-МК2
ПК3-МК2
ПК2-МК3
ПК2-МК3
МК
МК2-МК5
Таб. 1 — Характеристика основных нефтематеринских отложений Волго-Уральского НГБ [2] Tab. 1 — Characteristics of the main oil source deposits of the Volga-Ural OGB [2]
ПК1-МК1
ПК3-МК1
ПК3-МК1
ПК3-МК1
ПК3-МК1
ПК3-МК2
ПК3-МК2
ПК3-МК2
залежей и соответственно с увеличением па-леотемператур и степени катагенетической преобразованности ОВ и нефтей с севера на юг и с запада на восток.
Волго-Уральский НГБ платформенного типа, обладающий огромными в России ресурсами УВ, имеет длительную историю освоения крупных месторождений, приуроченных в основном к антиклинальным структурам. Поскольку наиболее перспективны в плане нефтегазоносности глубокопогруженные отложения рифея и венда Юрюзано-Сылвен-ской и Бельской впадин, а также регионы внешней зоны Предуральского прогиба, то успешный поиск новых промышленно значимых объектов добычи УВ обретает огромное экономическое и социальное значение и связан он, вероятнее всего, с ловушками неструктурного, неантиклинального типа [8-10].
Енисейско-Анабарский газонефтеносный бассейн
Енисейско-Анабарский газонефтеносный бассейн (далее — ГНБ) является частью Восточно-Сибирского регионального пояса нефтенакопления Восточно-Сибирской платформы. Бассейн охватывает Енисей-ско-Хатангский региональный прогиб, Ле-но-Анабарский мегапрогиб и Хатангскую седловину. Он сформировался в результате столкновения и деформирования пассивных окраин двух плит: Северо-Сибирской и Южно-Таймырской. Породы Северо-Сибирской пассивной окраины накапливались с рифея до середины триаса (R-T2) и были деформированы в позднем триасе-ранней юре (T3-J1) при столкновении палеоконтинентов. На смятый переходный комплекс фанерозоя был наложен Енисейско-Хатангский предо-рогенный прогиб. В последующем, в поздней юре-раннем мелу (J3-K1) на северную часть этого прогиба был надвинут Таймыр. Так сформировался Енисейско-Анабарский ГНБ. Выявленная нефтегазоносность бассейна приурочена к двум этажам: нижнему (пер-мо-триасовому, Р-Т) и верхнему (юрско-ме-ловому, J-K) (таб. 2).
Состав нефтей нижнемеловых отложений широко варьирует от тяжелых (0,900-0,920 г/см3), высокосмолистых (смол до 20%), сернистых (0,2-1,0%) на небольших глубинах до легких и средних (0,800-0,870 г/см3), малосмолистых, парафинистых (3-9%) на больших глубинах (тип Б-1м до А-1). Нефти пермских отложений представлены двумя видами: от очень тяжелых 0,985 г/см3), высокосернистых (серы 4,5%) и высокосмолистых (смол до 24%) до легких (0,760 г/см3). Нефти метано-нафтенового типа (тип Б-2).
Основные перспективы газонефтеносности в Енисейско-Анабарском бассейне связаны как с верхним структурным этажом, так и с отложениями нижнего переходного этажа. В северо-западной и северной частях бассейна перспективны различные типы ловушек в неокомской толще: структурные ловушки в средней части разреза верхней юры в пределах северо-западных склонов Рассохинского и Малохетского валов и в келловей-кимме-риджских (l2k-J3km) отложениях Агапского и Жданихинского суббассейнов, а также ловушки литологического типа волжско-берриаских
03-К1Ь) отложений в северо-западных частях Малохетского и Рассохинского валов. Нижний структурный этаж, сложенный переходным комплексом, также является высокоперспективным. Сюда относятся осадочные и вулканогенные отложения от рифея до середины триаса №-Т2), залегающие на континентальном фундаменте (А1^-Р£).
Итоги
Геолого-геохимические особенности
прогибов представлены в таб. 3. Предоро-генные прогибы отличаются геологическим строением (более сложным в Енисейско-Ха-тангском прогибе), возрастом и числом продуктивных комплексов, типом и количеством содержащегося в них ОВ, степенью его катагенеза, прогнозируемым типом ловушек.
Оценка перспектив нефтегазоносности невозможна без прогноза характера и структуры ловушек. В НГБ с длительной историей освоения ресурсов УВ низка вероятность
Месторождение, тип по флюиду*
Тип структуры
Возраст продуктивных отложений
Число залежей**
Год открытия/степень выработан-ности, %***
Внутренняя зона пассивной окраины
Танамско-Малохетский вал
Пеляткинское, ГК (95-5) Куполовидное поднятие К , К, 1а' 1v 10 К 1969/Г-2; К-3
Казанцевское, Г Антиклиналь К 4 1969/0
Северо-Соленин-ское, ГК (98,5-1,5) Куполовидное поднятие К1 6 К 1971/Г-58; К-36
Южно-Соленин-ское, ГК (98,3-1,7) То же К1 6 К 1969/Г-76; К-63
Новосоленинское, ГН (9-91) Брахиантиклиналь К1 3 2000/0
Мессояхское, Г То же К 1С 1967/63
Зимнее, Г Купол ^ J2 2 1968/0
Нижнехетское, Г Куполовидное поднятие J3 1 1965/н.д.
Ушаковское, Г То же Хатангская седловина К1 4 1988/0
Южно-Тигянское, ГН Брахиантиклиналь Р1 1 1948/н.д.
Нордвикское, ГН Куполовидное поднятие Т2 1 н.д.
Хабейское,Г Дерябинское, ГК
Нанадянское, Г Пайяхское, Н
Озерное, Г Джангодское, Г
Балахнинское, Г
^ J3
К
Внешняя зона пассивной окраины
Южно-Таймырская моноклиналь
Куполовидное К1, 12
поднятие
То же
Агапский прогиб
Куполовидное поднятие
То же
Рассохинский вал
Брахиантиклиналь
То же
Балахнинский вал
Антиклиналь
К
J,
2
4 К
1 1
1 1
2
1982/0 1982/0
1990/0 1990/0
1969/0 1967/н.д.
1975/0
Примечание. Фазовое состояние флюида: Г — газовое; ГК — газоконденсатное; Н — нефтяное; ГН — газонефтяное; Н.Д. — нет данных;
* — соотношение начальных геологических запасов нефти, газа, конденсата (категорий А+В+С1+С2), %; 1 млн т нефти приравнен 1 млрд м3 газа;
** — число структурных осложнений (поднятий, куполов (К), блоков). *** — по нефти, газу, конденсату соответственно.
Таб. 2 — Нефтегазоносность основных тектонических структур бассейна [2] Tab. 2 — Oil and gas bearing of the main basin tectonic structures [2]
Рис. 1 — Кумулятивная кривая по типу ловушек [14] Fig. 1 — Creaming curve by trap type [14]
Характеристики
Осадочный чехол (возраст)
Нефтегазоносные комплексы (количество и возраст)
Месторождения (количество) и фазовый тип залежи
Нефтегазоматерин-ские свиты (количество и состав)
Содержание Сорг на породу, %
Степень катагенного преобразования ОВ
Тип ОВ
Перспективные отложения
Ловушки нефтяных залежей
Предполагаемый
тип ловушек в
прогнозируемых
глубокопогружен-
ных отложениях
нефтегазоносных
комплексов
Предуральский прогиб PZ
Продуктивные комплексы: 7 - PZ
Енисейско-Хатангский прогиб
Верхний этаж: Т2, 1, К , Нижний этаж: 13-С
Верхний НГК: 3 - 1, К Нижний НГК: 2 - Р, Т
Н - 66; ГН - 21; Г - 14; ГК - 7; Н - 1; ГН - 1; Г - 10; ГК - 4 НГК - 5
15 (состав см. таб. 1)
0,4-5,0
Сапропелевый, реже сапропелево-гумусовый
Возможно нефтегазоносные комплексы: к, V
Комбинация ловушек различного генезиса с преобладанием структурных и литологических
Неструктурные ловушки комбинированного типа, обусловленные разломами кристаллического фундамента, аномальными зонами различного генезиса (разуплотнение пород, каверноз-ность, древние коры выветривания на границах стратиграфических несогласий); возможны биогермные тела в карбонатных толщах [11, 12]
Аргиллиты юрских и меловых толщ
1,2-2,0
Гумусовый,
реже гумусово-сапропелевый
Возможно нефтегазоносные комплексы: Р7, к, V
Преобладают ловушки структурного и литологического типа,в ряде месторождений комбинированные. Отмечено большое число структурных осложнений (поднятий, куполов, блоков — см. таб. 2)
Неструктурные ловушки комбинированного типа с преобладанием поднадвиго-вых ловушек выклинивания, литологического замещения и тектонически-экраниро-ванных; возможны ловушки в разуплотненных массивах древнего фундамента, в трещиноватых гранитных блоках
ПК1-МК3
ПК1-МК1
Таб. 3 — Сводная геолого-геохимическая характеристика Предуральского и Енисейско-
Хатангского прогибов с прогнозом возможных ловушек Tab. 3 — Consolidated geological and geochemical characteristics of the Pre-Ural and Yenisei-Khatanga deflections with a forecast of possible traps
открытия крупных месторождений нефти и газа, приуроченных к антиклинальным структурам. Эта тенденция проявляется при поисках месторождений УВ сырья на территории не только российских, но и многих зарубежных НГБ, в которых добыча нефти и газа ведется многие десятилетия, и где создана необходимая инфраструктура и сконцентрированы трудовые ресурсы. В связи с этим, необходимость изучения проблемы ловушек не вызывает сомнений. Как показывает мировая практика нефтегазопоисковых работ, на комбинированные ловушки приходятся почти в 5 раз больше залежей, чем на коллектора-вместилища УВ, контролируемые одним ведущим фактором (литологическим, стратиграфическим, тектоническим, геодинамическим, гидрогеологическим и др. [10, 13]. О значении оценки характера (типа) ловушек и их перспективности с точки зрения ресурсов свидетельствуют глубокие исследования, проведенные группой специалистов [14]. Результаты представлены на рис. 1. По оси абсцисс отложены года (с конца 1800-х годов), а по оси ординат — накопленные запасы в биллионах баррелей в нефтяном эквиваленте (BBOI). На графике даны кривые по различным типам ловушек: все существующие ловушки различного происхождения (all traps), комбинированные (combination), стратиграфические (stratigraphie), структурные (structural) и неизвестные (unknown). Ловушки этого типа вероятно пока не нашли классификационного термина, несмотря на обилие классификаций. Скорее всего, имеются в виду так называемые «ловушки» сланцевых формаций, ловушки клиноформных структур, ловушки в выступах фундамента и некоторые другие. На графике четко отмечается открытие больших североамериканских, российских и ближневосточных скоплений УВ в 2000-х годах в стратиграфических и комбинированных ловушках. С ними связано большое количество месторождений с крупными запасами. Существенно возрастание количества «неизвестных» ловушек, отмеченное в настоящее время при открытии крупных скоплений УВ; авторы объясняют это более широким применением сейсмических работ 3D. Судя по графику, они имеют большой вес и значение.
Выводы
Основное отличие продуктивности прогибов проявляется в нефтеносности Предуральского и газоносности Енисейско-Хатангского прогибов. Преобладание нефтяных залежей в Предуральском прогибе и газовых в Енисей-ско-Хатангском обусловлено разным типом ОВ и стадией его катагенеза. Преимущественно сапропелевый тип ОВ с более высокой степенью преобразования генерирует нефтяные флюиды, тогда как гумусовая органика при невысоких стадиях катагенеза способна продуцировать газовые скопления. Большое значение имеет и геодинамический фактор.
Также существенные отличия этих прогибов связаны с обнаружением и прогнозированием различного типа ловушек (см. таб. 3). Так, высокие перспективы нефтегазоносно-сти в обоих бассейнах относятся к глубокопо-груженным палеозойским и допалеозойским
(рифей-вендским) отложениям, предположительно в залежах неструктурного типа. Однако в Енисейско-Хатангском прогибе, имеющем более сложное тектоническое строение, местами надвиговый тектогенез и дислоцированный промежуточный комплекс отложений, может прогнозироваться и более сложный тип ловушек, связанный с разломами кристаллического фундамента, с его кавернозно-ячеистым строением, поровым разуплотнением и с трещиноватостью гранитных блоков.
Статья написана в рамках выполнения государственного задания по теме «Развитие научно-методических основ поисков крупных скоплений УВ в неструктурных ловушках комбинированного типа в пределах платформенных нефтегазоносных бассейнов» АААА-А19-119022890063-9.
Литература
1. Клещев К.А., Шеин В.С. Нефтяные и газовые месторождения России. Справочник. М.: ВНИГНИ, 2010. 720 с.
2. Шеин В.С. Геология и нефтегазоносность России. М.: ВНИГНИ, 2012. 848 с.
3. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник. Под ред. С.П. Максимова. М.: Недра, 1987.
4. Шеин В.С., Фортунатова Н.К., Алференок А.В., Долматова И.В., Елагина А.Е. и др. Геодинамическая эволюция и тектоническое районирование Восточно-Европейской
платформы // Геология нефти и газа. 2013. № 6. С. 3-12.
5. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Р. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 1988. 303 с.
6. Конторович А.Э., Гребенюк В.В., Кузнецов Л.Л. и др. Нефтегазоносные бассейны
и регионы Сибири. Вып. 3. Енисей-Ха-тангский бассейн. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 1994. 71 с.
7. Пунанова С.А., Добрынина С.А. Трансформация состава микроэлементов
и металлопорфириновых комплексов нефтей в зоне катагенеза // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 12. С. 32-38.
8. Грунис Е.Б., Трофимов В.А., Богданов Б.П., Чепикова И.К., Пунанова С.А. Перспективы нефтегазоносности рифей-вендского комплекса: от небольших залежей — к решению проблемы // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. № 11. С. 33-38.
9. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. Пермь: ИПК «Звезда», 2001. 108 с.
10. Громека В.И., Алексин А.Г., Андреев В.Н., Хромов В.Т., Мелик-Пашаева Н. В., Волгина А.И. Состояние поисков и разведки залежей нефти и газа в ловушках
нетрадиционного типа // Геология нефти и газа. 1994. №6. С. 33-37.
11. Никитина М.В. Особенности геологического строения и пространственного размещения промышленной нефтегазоносности основных продуктивных комплексов рифей-вендского возраста на территории Пермского края // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2014. № 10. С. 18-30.
12. Волож Ю.А., Хераскова Т.Н., Антипов М.П. Западное Приуралье: прогноз скоплений углеводородов в додевонских отложениях // Георесурсы. Геоэнергетика, Геополитика. 2010. №1. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://oilgasjournal.ru/2009-1/1-rubric/volozh.pdf
13. Поляков А.А., Колосков В.Н., Фончикова М.Н. К вопросу о классификации залежей нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т.10. №1. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http:// www.ngtp.ru/rub/6/7_2015.pdf
14. Dolson J., Zhiyong He, Horn B.W. Advances and Perspectives on Stratigraphie Trap Exploration-Making the Subtle Trap Obvious* Search and Discovery Article #60054 (2018)**Posted June 18, 2018 *Adapted from extended abstract prepared in conjunction with oral presentation given at AAPG 2017 Middle East Region Geosciences Technology Workshop, Stratigraphic Traps of the Middle East, Muscat, Oman, December 11-13, 2017.
ENGLISH
GEOLOGY
Hydrocarbon systems in foredeep troughs of ancient platforms
UDC 553.9
Author
Svetlana A. Punanova — Sc.D., chief researcher; punanova@mail.ru
'nstitute of Oil and Gas Problems, Russian Academy of Sciences, Moscow, Russian Federation
Abstract
The features of the distribution of hydrocarbon systems in the sedimentary cover in foredeep troughs Pre-Urals and Yenisei-Khatanga deflections on the territory of the Volga-Ural oil and gas and Yenisei-Anabarsky gas-oil-bearing basins are considered. Some common and different features of the basins are described. In both basins, high oil and gas potential can be expected to realize in deeply submerged Paleozoic and pre-Paleozoic (Riphean-Vendian) sediments, presumably in non-structural type traps.
Materials and methods
Research materials: data on hydrocarbon (HC) systems of the Pre-Ural and Yenisei-Khatanga deflections of ancient platforms -East European and East Siberian. The oil and gas potential of these troughs is associated
with the Volga-Ural oil and gas bearing and Yenisei-Anabara gas and oil basins. Research methods: comparison of geochemical data of petroleum parameters of structural units that are close in tectonic terminology (both are marginal (advanced, preorogenic) deflections) in order to identify both their similarities and differences that led to the characteristics of their hydrocarbon systems and types of traps.
Keywords
oil and gas basin, non-structural traps, pre-orogenic troughs, organic matter, ancient platforms, oil and gas complexes
Results
Predorogenic deflections differ in geological structure (more complex in the Yenisei-Khatanga trough), age and number of
productive complexes, the type and amount of OM contained in them, the degree of catagenesis, the predicted type of trap.
Conclusions
For the Pre-Ural downwarp, non-structural traps of the combined type are predicted, associated with abnormal zones of various genesis; possible bioherm constructions in carbonate strata. In the Yenisei-Khatanga trough, nonstructural traps are predicted with a predominance of sub-thrust traps of pinching, lithological replacement and tectonically screened. The article is written in the framework of the state assignment on the topic "Development of scientific and methodological foundations for searching large hydrocarbon accumulations in non-structural traps of the combined type within platform oil and gas basins" AAAA-A19-119022890063-9.
References
1. Kleshchev K.A., Shein V.S. Neftyanye i gazovye mestorozhdeniya Rossii [Oil and gas fields of Russia]. Reference book. Moscow: VNIGNI, 2010, 720 p.
2. Shein V.S. Geologiya i neftegazonosnost' Rossii [Geology and petroleum potential of Russia]. Moscow: VNIGNI, 2012, 848 p.
3. Neftyanye i gazovye mestorozhdeniya SSSR [Oil and gas fields of the USSR]. Reference book. Ed. S.P. Maximov. Moscow: Nedra,
1987.
4. Shein V.S., Fortunatova N.K., Alferenok A.V., Dolmatova I.V., Elagina A.E. and others. Geodinamicheskaya evolyutsiya i tektonicheskoe rayonirovanie Vostochno-Evropeyskoyplatformy [Geodynamic evolution and tectonic zoning of the East European Platform] // Geology of oil and gas, 2013, issue 6, pp. 3-12.
5. Rudkevich M.Ya., Ozeranskaya L.S., Chistyakova N.R. and others. Neftegazonosnye kompleksy Zapadno-Sibirskogo basseyna [Oil and gas complexes of the West-Siberian basin]. Moscow: Nedra,
1988, 303 p.
6. Kontorovich A.E., Grebenyuk V.V., Kuznetsov L.L. and others. Neftegazonosnye basseyny i regiony Sibiri. Vyp. 3. Enisey-Khatangskiy basseyn [Oil and gas basins and regions
of Siberia. Issue 3. Yenisei-Khatanga pool] // Edited by A.E. Kontorovich. Novosibirsk: INGG SO RAN, 1994, 71 p.
7. Punanova S.A., Dobrynina S.A. Transformatsiya sostava mikroelementov
i metalloporfirinovykh kompleksov neftey vzone katageneza [Transformation of the composition of trace elements and metal porphyrin complexes of oils in the catagenes zone] // Geology, Geophysics and the development of oil and gas fields, 2018, issue 12, pp. 32-38.
8. Grunis E.B., Trofimov V.A., Bogdanov B.P., Chepikova I.K., Punanova S.A. Perspektivy neftegazonosnosti rifey-vendskogo kompleksa: ot nebol'shikh zalezhey — k resheniyu problemy [Prospects for the oil and gas potential of the Riphean — Vendian complex: from small deposits to the solution of a problem] // Geology, geophysics and oil field development, 2001, issue 11, pp. 33-38.
9. Belokon' T.V., Gorbachev V.I., Balashova M.M. Stroenie i neftegazonosnost' rifeysko-vendskikh otlozheniy vostoka Russkoy platformy [Structure and petroleum potential of the Riphean-Vendian sediments in the east of the Russian platform]. Perm: IPK Zvezda, 2001, 108 p.
10. Gromeka V.I., Aleksin A.G., Andreev V.N., Khromov V.T., Melik-Pashaeva N. V., Volgina A.I. Sostoyanie poiskovi razvedkizalezhey nefti i gaza v lovushkakh netraditsionnogo tipa [The state of prospecting and exploration of oil and gas deposits in non-conventional type traps] // Geology of oil and gas, 1994, issue 6, pp. 33-37.
11. Nikitina M.V. Osobennosti geologicheskogo stroeniya i prostranstvennogo razmeshcheniya promyshlennoy
neftegazonosnosti osnovnykh produktivnykh kompleksov rifey-vendskogo vozrasta na territoriiPermskogo kraya [Features of the geological structure and spatial distribution of the industrial oil and gas potential of the main productive complexes of Riphean-Vendian age in the Perm region] // Bulletin of the PNRPU. Geology. Oil and gas and mining, 2014, issue 10, pp. 18-30.
12. Volozh Yu.A., Kheraskova T.N., Antipov M.P. Zapadnoe Priural'e: prognoz skopleniy uglevodorodov v dodevonskikh otlozheniyakh [Western Urals: forecast of hydrocarbon accumulations in the pre-Devonian sediments]. Georesources. Geoenergy, Geopolitics, 2010, issue 1. Available at: http://oilgasjournal.ru/2009-1/1-rubric/volozh.pdf
13. Polyakov A.A., Koloskov V.N., Fonchikova M.N. K voprosu o klassifikatsiizalezhey nefti i gaza [On the issue of classification of oil and gas deposits] // Oil and gas geology. Theory and practice, 2015, Vol.10, issue 1. Available at: http://www.ngtp.ru/rub/6Z7_2015.pdf
14. Dolson J., Zhiyong He, Horn B.W. Advances and Perspectives on Stratigraphic Trap Exploration-Making the Subtle Trap Obvious* Search and Discovery Article #60054 (2018)**Posted June 18, 2018 *Adapted from extended abstract prepared in conjunction with oral presentation given at AAPG 2017 Middle East Region Geosciences Technology Workshop, Stratigraphic Traps of the Middle East, Muscat, Oman, December 11-13, 2017
surel.ru
КАЧЕСТВО. НАДЕЖНОСТЬ. ПРОФЕССИОНАЛИЗМ
Ведущее научно-производственное предприятие в области разработки и производства полиуретановых и силоксановых эластомеров
ПОЛИУРЕТАНЫ
• Преполимеры (форполимеры) на основе простых и сложных полиэфиров для изготовления эластомеров твердостью по Шору А от 35 до 95, по Шору 0 - до 60
» Преполимеры (форполимеры) для производства пластиков серии СУРЭЛ-ПЛАСТ твердостью по Шору 0: 70,75,80
» Преполимеры (форполимеры) на основе поликапролактона для производства эластомеров с твердость по Шору А от 60 до 90
» Радиационно-термо-морозо-агрессивостойкие фторуретаны
■ Полиуретановые композиции горячего и холодного отверждения
» Защитные полиуретановые покрытия (АИП)
■ Универсальное связующее для резиновой крошки
V Литьевые изделия (листы, пластины, стержни и другие изделия нестандартной формы)
СИЛОКСАНЫ (силиконы)
силоксановые композиции, герметики для электроники,электротехнической промышленности и других областей
ООО «СУРЭЛ» 19DQ2Q. г. Санкт-Петербург. Старо-Петергофский пр., д.1 8, лит. Е, пом. 7Н Телефон/факс: (812) 786-50-39, 747-29-Б2, 747-29-72
JT
■
e-mail: surel@sp.ru www.surel.ru
