CC BY
105
Оригинальная статья / Original article УДК 551.263
DOI: http://dx.doi.org/10.21285/2541 -9455-2019-42-1 -7-14
Влияние траппового магматизма на нефтегазоносные горизонты (юг Сибирской платформы)
© Л.А. Рапацкая, М.Е. Тонких, Е.А. Стрижаков
Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, Российская Федерация
Резюме: Оценка перспектив нефтегазоносности древних платформ значительно затрудняется без определения закономерностей распределения углеводородов на территориях с широким развитием базальтовых комплексов. Достаточно остро эта проблема стоит перед исследователями Сибирской платформы, которая в последние десятилетия стала новой нефтегазодобывающей базой России. Длительное время, предшествующее массовому внедрению трапповой магмы, платформа испытывала интенсивное прогибание, которое компенсировалось осадконакоплением с образованием большого количества залежей углеводородов в нижних горизонтах осадочного чехла. Степень влияния траппового магматизма, столь широко проявленного в пределах Сибиркой платформы, на онтогенез месторождений нефти и газа стало целью настоящих исследований: выявление зависимости между мощностями осинского продуктивного горизонта и пластовых интрузий долеритов, зависимости фазового состояния залежей и температурного градиента на отдельных месторождениях юга Сибиркой платформы. В ходе исследования были использованы методы корреляции литолого-стратиграфических разрезов крупнейших месторождений углеводородов: Верхнечонкого, Ярак-тинского, Ковыктинкого, Среднеботуобинского и других, выполнено графическое изображение информации с помощью диаграмм. На основе анализа данных, полученных по результатам глубокого бурения на известных месторождениях юга Сибиркой платформы, построены линейные графики зависимости между мощностями продуктивного осинского горизонта, соленосного флюидоупора усолькой свиты и пластовых интрузий долеритов Усолького силла, а также зависимости фазового состояния залежей и температуры генерации флюида из расчета возможной глубины образования месторождения. Между мощностями флюидоупора и пластовыми интрузиями долеритов просматривается прямая зависимость, то есть горизонт сохраняется в том случае, если мощность флюидоупора увеличивается по мере возрастания мощности пласта долеритов. При более высоких температурах образуются газоконденсатные залежи.
Ключевые слова: трапповый магматизм, осинский горизонт, Сибирская платформа, силл, флюидоупор
Информация о статье: Дата поступления 14 февраля 2019 г.; дата принятия к печати 11 марта 2019 г.; дата онлайн-размещения 28 марта 2019 г.
Для цитирования: Рапацкая Л.А., Тонких М.Е., Стрижаков Е.А. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносные горизонты (юг Сибирской платформы). Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых. 2019. Т. 42, № 1. С. 7-14. DOI: 10.21285/2541-9455-2019-42-1-7-14.
Trap magmatism effect on oil and gas horizons (south of the Siberian platform)
© Larisa A. Rapatskaya, Marina E. Tonkikh, Evgeniy A. Strizhakov
Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, Russian Federation
Abstract: The lack of determination of the hydrocarbon distribution regularities in the areas with widely developed basalt complexes significantly complicates the estimation of the prospects for the oil and gas potential of the ancient platforms. This is a challenge for the researchers of the Siberian Platform, which has recently become a new Russian oil and gas extraction base. For a long time, preceding the mass introduction of trap magma, the platform was subjected to intense deflection compensated by sedimentation with the formation of a large number of hydrocarbon deposits in the lower horizons of the sedimentary cover. The influence degree of widely manifested within the Siberian platform trap magmatism on the ontogenesis of oil and gas deposits has become the goal of the studies, which involve identification of the dependence between the thickness of the Osa production horizon and reservoir intrusions of dolerites, dependence of the phase state of deposits and the temperature gradient in individual fields
ISSN print Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН.
2541-9455 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 42 № 1
ISSN online Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. 2541-9463 Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 42 No. 1
in the south of the Siberian platform. The study uses the correlation methods for the lithologic and stratigraphic sections of the largest hydrocarbon deposits: Verkhnechonsky, Yaraktinsky, Kovykta, Srednebotuobinsky and others. The information is represented graphically in the diagrams. Having analyzed the data obtained according to the results of deep drilling in the known fields in the south of the Siberian platform, the authors have built linear graphs of the relationship between the thicknesses of the Osa productive horizon, salt-bearing fluid seal of Usolskaya suite and reservoir intrusions of Usolsky sill dolerites. Also the graphs of deposit phase state dependence on the temperature of fluid generation are constructed on the basis of the calculation of the possible formation depth of the field. There is a direct relationship between the thicknesses of fluid seal and reservoir intrusions of dolerites. It means that the horizon is preserved in the case when the fluid seal thickness increases as dolerite reservoir thickness increases. Gas condensate deposits are formed at higher temperatures.
Keywords: trap magmatism, Osa horizon, Siberian platform, sill, fluid seal
Information about the article: Received February 14, 2019; accepted for publication March 11, 2019; available online March 28, 2019.
For citation: Rapatskaya L.A., Tonkikh M.E., Strizhakov E.A. Trap magmatism effect on oil and gas horizons (south of the Siberian platform). Izvestiya Sibirskogo otdeleniya Sektsii nauk o Zemle Rossiiskoi akademii estestvennykh nauk. Geologiya, razvedka i razrabotka mestorozhdenii poleznykh iskopaemykh = Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences of the Russian Academy of Natural Sciences. Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits, 2019, vol. 42, no. 1, pp. 7-14. (In Russ.) DOI: 10.21285/2541-9455-201942-1-7-14.
Введение
В южной части Сибирской платформы, где ведутся нефтегазоносные работы, глубокими скважинами выявлено широкое развитие пластовых трапповых тел (силлов) внутри осадочного чехла. Трапповые тела располагаются по всему разрезу отложений венда - нижнего палеозоя, на разных стратиграфических уровнях, характеризуются значительным диапазоном как по мощности, так и по площади. Силлы установлены в мотской, усольской, бельской, булайской, ангарской свитах нижнего кембрия, а также в образованиях верхнего кембрия и ордовика [1-3]. Трапповый магматизм играет определенную роль в процессах переформирования, уничтожения, сохранения залежей углеводородов и имеет важное значение при оценке нефтегазонос-ности территорий.
Материалы и методы исследования В работе использованы данные по разведочным и эксплуатационным скважинам на месторождениях нефти и газа юга Сибирской платформы. Выполнены методы корреляции литолого-стратигра-фических разрезов некоторых месторождений. Зависимости мощностей продуктивного горизонта, флюидоупора и трап-
пов, а также фазового состояния залежи от температуры показаны в виде графического изображения при помощи диаграмм.
Результаты исследования и их анализ
Сибирская платформа является обширным полем развития траппового магматизма позднепалеозойского - ранне-мезозойского возраста, занимающего ее значительную часть. Максимальные оценки объемов траппового материала показывают, что на площади около 4 млн км2 образовалось около 2 млн км3 магма-титов трапповой формации [4]. Также на территории Сибирской платформы открыты многочисленные месторождения нефти и газа, приуроченные к рифей-венд-кембрийским отложениям: Верхне-чонское, Среднеботуобинское, Ярактин-ское, Даниловское, Ковыктинское и целый ряд других [5]. Внедрение огромных объемов магмы с температурой до 10001200 °С в толщу разреза осадочных пород, проходившее в условиях воздыма-ния - растяжения земной коры, не могло не оказать влияние на раннее сформированные залежи углеводородов [6]. Роль трапповых интрузий в процессах генерации, миграции, накопления и разрушения залежей углеводородов далеко неодно-
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 42 № 1 2541-9455
Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online
Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 42 No. 1 2541-9463
значна и на сегодняшний день не теряет свою актуальность при оценке нефтега-зоносности данной территории.
В нефтегазовой литературе влияние траппового магматизма на нефтега-зоносность обсуждалось неоднократно [7-9]. Авторами данной статьи на примере продуктивного осинского горизонта отдельных месторождений Сибирской платформы сделана попытка проследить зависимость между: 1) мощностями нефтегазоносного горизонта и соленос-ного флюидоупора; 2) мощностью покрышки (кратчайшим расстоянием от подошвы траппового силла до кровли флю-идоупора) и фазового состояния залежи нефтегазоносного горизонта.
Осинский горизонт - единственный стратиграфический уровень карбонатного комплекса венда и нижнего кембрия, который характеризуется региональной нефтегазоносностью и чрезвычайно широким распространением на Сибирской платформе. Так, после проведенных испытаний с применением вторичных методов воздействия на пласт на Верхнечон-ском месторождении из горизонта были получены притоки пластовых флюидов с дебитом газа до 109,9 тыс. м3/сут. (скв. 46), нефти - 14,7 м3/сут. (скв. 113).
Известно, что одним из важнейших условий сохранения залежей продуктивного горизонта является литологический состав пород и мощность перекрывающего флюидоупора. В данном случае мощная соленосная толща нижнего кембрия, сложенная доломитами, гипсами, галитами (с преобладанием последних), является надежным региональным флю-идоупором для залежей углеводородов.
В стратиграфических разрезах месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы повсеместно присутствуют пластовые интрузии долеритов. Это месторождения рифей-вендского возраста Байкитского свода, Катангской седловины, венд-кембрийского возраста Непско-Ботуобинской антеклизы и
Ангаро-Ленской ступени [10]. Так, на площадях ряда месторождений (Аянская, Ярактинская, Большетирская, Дулись-минская и др.) скважинами вскрыт трап-повый силл среди галогенно-карбонат-ных отложений усольской и бельской свит нижнего кембрия. Мощность магма-титов в скважинах колеблется от 22 (скв. 16 Ярактинская) до 189 м (скв. 5 Ярактинская), а в среднем составляет около 64 м.
Наиболее полно трапповая интрузия, получившая название «Усольский силл», представлена на Верхнечонском нефтегазоносном месторождении. Здесь в верхней части разреза, в толще ангарской свиты, на глубинах с альтитудами от -30 до +200 м по буровым данным откар-тировано субпластовое тело долеритов мощностью от 30 до 190 м [11]. О мощности долеритового тела можно судить по стратиграфическому разрезу скважины (рис. 1).
На рис. 2 показана схема корреляции литологического состава, мощности и характера соотношения между осин-ским горизонтом, соленосным флюидо-упором и пластовыми интрузиями доле-ритов на некоторых месторождениях юга Сибирской платформы.
В таблице приведены данные по скважинам глубокого бурения, отражающие мощности продуктивного осинского горизонта, соленосного флюидоупора и пластовых интрузий. Как следует из таблицы, при увеличении мощности долери-тов незначительно увеличивается мощность осинского горизонта и мощность флюидоупора. Эта тенденция проявляется в 80 % исследуемых месторождений.
Более наглядно эта тенденция представлена на рис. 3 (кривая 1). Зависимости мощности осинского горизонта от мощности флюидоупора четко не прослеживается (рис. 3 (кривая 2)). Выделяются три различные группы месторождений с тенденциями уменьшения или увеличения мощности флюидоупора, которые требуют дальнейшего изучения.
ISSN print Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН.
2541-9455 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 42 № 1
ISSN online Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. 2541-9463 Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 42 No. 1
Рис. 1. Стратиграфический разрез скважины (выкопировка):
1 - доломиты; 2 - известняки; 3 - известняки доломитизированные; 4 - доломиты, ангидриты; 5 - аргиллиты; 6 - мергели; 7 - каменные соли; 8 - брекчии; 9 - доломиты глинистые; 10 - гипсы, ангидриты; 11 - песчаники, гравеллиты; 12 - алевролиты; 13 - кора выветривания; 14 - фундамент; 15 - каверны; 16 - траппы Fig. 1. Stratigraphic section of a well (fragment): 1 - dolomites; 2 - limestones; 3 - dolom Ае limestones; 4 - dolomites, anhydrates; 5 - argillites; 6 - marls; 7 - rock salts; 8 - breccias; 9 - clay dolomites; 10 - gypsum, anhydrites; 11 - sandstones, gravel stones; 12 - siltstones; 13 - crust of weathering; 14 - foundation; 15 - caverns; 16 - traps
Рис. 2. Корреляция разрезов по месторождениям нефти и газа (юг Сибирской платформы):
1 - траппы; 2 - гипсы, доломиты, известняки; 3 - соли с прослоями доломитов; 4 - осинский горизонт ГМ - газовое месторождение; ГКМ - газоконденсатное месторождение; НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение; НГМ - нефтегазовое месторождение;
НМ - нефтяное месторождение Fig. 2. Correlation of sections by oil and gas fields (South of the Siberian platform): 1 - traps; 2 - gypsum, dolomites, limestones; 3 - salts with dolomite interlayers; 4 - Osa horizon ГМ - gas deposit; ГКМ - gas condensate deposit; НГКМ - oil and gas condensate deposit; НГМ - oil and gas deposit; НМ - oil deposit
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 42 № 1 2541-9455
Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online
Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 42 No. 1 2541-9463
Мощности осинского горизонта, флюидоупора и долеритов Thicknesses of the Osa horizon, fluid seal and dolerites
Название месторождения Осинский горизонт Мощность долеритов, м Мощность флюидоупора, м
Отметка кровли, м Отметка подошвы, м Мощность, м
Братское ГКМ 2632 2714 82 16 248
Ковыктинское ГКМ 2582 2640 58 64 529
Большетирское НМ 1875 1926 51 142 390
Ярактинское НГКМ (скв. 41) 1753 1818 65 71 12
Ярактинское НГКМ (скв. 8) 1748 1813 65 179 188
Ярактинское НГКМ (скв. 7) 1726 1791 65 110 10
Аянское ГКМ 1719 1788 69 110 26
Даниловское НГКМ 1717 1777 60 59 335
Верхнечонское НГКМ 1350 1410 60 120 250
Среднеботуобинское НГКМ 1495 1560 65 105 225
600
82 58 51 65 69 60 62 64
Мощность осинского горизонта, м
Рис. 3. График зависимости мощности осинского горизонта от мощности долеритов (1) и мощности флюидоупора (2) Fig. 3. Diagram of the Osa horizon thickness dependence on dolerite thickness (1) and fluid seal thickness (2)
Зависимость фазового состояния залежи и температуры генерации нефти и газа из расчета возможной глубины образования залежи через температурный градиент показана на рис. 4.
Обсуждение результатов На основе анализа графика зависимости между мощностями осинского горизонта, флюидоупора и пластовыми интрузиями долеритов можно сделать следующий вывод: между мощностями флюидоупора и пластовыми интрузиями долеритов просматривается прямая
зависимость, то есть горизонт сохраняется в том случае, если мощность флюи-доупора увеличивается по мере возрастания мощности пласта долеритов (см. рис. 3).
Анализ графика зависимости фазового состояния залежи и температуры генерации нефти и газа из расчета возможной глубины образования залежи через температурный градиент показывает, что газоконденсатные залежи образуются при более высоких температурах, чем нефтяные.
ISSN print Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН.
2541-9455 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 42 № 1
ISSN online Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. 2541-9463 Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 42 No. 1
Рис. 4. График зависимости фазового состояния залежи от температуры Fig. 4. Diagram of reservoir phase state dependence on temperature
Этот факт подтверждает теорию Н.Б. Вассоевича [12] о главной фазе нефтегазообразования. Можно с определенной долей осторожности сделать и другой вывод: при снижении температуры после остывания траппового силла происходит дистилляция нефти и образование конденсата и газа.
Заключение Внедрение трапповых тел на юге Сибирской платформы, несомненно, оказывало влияние на нефтегазоносность этого региона. Повышение температуры, связанное с внедрением высокотемпературного флюида, приводило к усилению катагенетических преобразований осадочных отложений, к изменению структурного плана вмещающих пород, их коллекторских и экранирующих свойств. Выполненные исследования показали, что на месторождениях нефти и газа с
продуктивным горизонтом, расположенным в кембрийских отложениях наряду с трапповыми телами, просматривается зависимость между мощностью продуктивного горизонта, в данном случае осин-ского, и мощностью покрышки, включающей Уссольский силл. Не исключается и температурное трапповое воздействие на преобразование фазового состояния залежей. Уже сформированные нефтяные залежи могли как преобразовываться в нефтегазоконденсатные, так и образовывать отдельные газоконденсат-ные скопления.
Данные исследования можно продолжить с использованием более масштабного фактического материала, так как их результаты могут быть использованы при прогнозировании и поисках углеводородов в пределах Сибирской платформы.
Библиографический список
1. Феоктистов Г.Д. Петрология и условия формирования трапповых силлов. Новосибирск: Наука, 1978. 166 с.
2. Скрипин А.И., Алексеев Е.Б. Эволюция траппового магматизма южной части Сибирской платформы // Геология и геофизика. 1981. Т. 22, № 11. С. 12-17.
3. Тонких М.Е., Барышев А.С., Егоров К.Н., Кашкарев Д.Л. Структурная позиция траппов юга Сибирской платформы // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2011. № 12 (59). С. 65-73.
4. Васильев Ю.Р., Золотухин В.В., Феоктистов Г.Д., Прусская С.Н. Оценка объемов и
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
,|2 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 42 № 1 2541-9455
Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online
Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 42 No. 1 2541-9463
проблема генезиса пермотриасового траппового магматизма Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2000. Т. 41, № 12. С. 1696-1705.
5. Анциферов А.С., Бакин В.Е., Воробьев В.Н. [и др.]. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР. Новосибирск: Наука, 1986. 245 с.
6. Замараев С.А., Гелетий Н.К., Малых А.В. О температурном воздействии траппов на калийные соли Непского калиеносного бассейна Восточной Сибири // Геология и геофизика. 1985. Т. 26, № 4. С. 42-47.
7. Гажула С.В. Особенности траппового магматизма в связи с условиями нефтегазоносно-сти Сибирской платформы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т. 3, № 1. С. 1-8 [Электронный ресурс]. URL: http://www.ngtp. ru/ru b/4/10_2008. pdf (10.02.2019).
8. Одинцова Т.В., Дробот Д.И. Трапповый магматизм и нефтегазоносность вендского терри-генного комплекса Приленского нефтегазонос-
ного района // Геология нефти и газа. 1983. № 7. С. 6-10.
9. Старосельцев В.С. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений. М.: Недра,1989. 259 с.
10. Абросимова О.О., Кулагин С.И. Особенности строения отложений кембрийского комплекса в пределах Мирнинского выступа (Непско-Ботуобинская антеклиза) // Известия Томского политехнического университета. 2010. Т. 316, № 1. С. 48-52.
11. Лёвин Ф.Д. Объемная геолого-геофизическая модель Верхнечонского месторождения УВ // Современные аэрогеофизические методы и технологии: сб. статей / науч. ред. П.С. Бабаянц, В.А. Буш. Вып. 1. Т. 1. М.: ЗАО «ГНПП "Аэрогеофизика"», 2009. С. 195-225.
12. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-ми-грационного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия Академии наук СССР. Серия геологическая. 1967. № 11. С. 135-156.
References
1. Feoktistov G.D. Petrologiya i usloviya formirovaniya trappovykh sillov [Petrology and formation conditions of trap sills]. Novosibirsk: Nauka Publ., 1978, 166 p. (In Russ.).
2. Skripin A.I., Alekseev E.B. Evolution of trap magmatism in the southern part of the Siberian platform. Geologiya i geofizika [Russian Geology and Geophysics], 1981, vol. 22, no. 11, pp. 12-17. (In Russ.).
3. Tonkikh M.E., Baryshev A.S., Egorov K.N., Kashkarev D.L. Structural position of traps in the south of Siberian platform. Vestnik Irkutskogo gosu-darstvennogo tekhnicheskogo universiteta [Proceedings of Irkutsk State Technical University], 2011, no. 12 (59), pp. 65-73. (In Russ.).
4. Vasil'ev Yu.R., Zolotukhin V.V., Feoktistov G.D., Prusskaya S.N. Estimation of volumes and genesis of Permian-Triassic trap magmatism on the Siberian platform. Geologiya i geofizika [Russian Geology and Geophysics], 2000, vol. 41, no. 12, pp. 1696-1705. (In Russ.).
5. Antsiferov A.S., Bakin V.E., Vorob'ev V.N. Nepsko-Botuobinskaya antekliza - novaya perspek-tivnaya oblast' dobychi nefti i gaza na Vostoke SSSR [Nepa-Botuoba anteclise as a new promising field of oil and gas production in the East of the USSR]. Novosibirsk: Nauka Publ., 1986, 245 p. (In Russ.).
6. Zamaraev S.A., Geletii N.K., Malykh A.V. On the temperature effect of traps on potassium salts of the Nepa potassium-bearing basin in Eastern Siberia. Geologiya i geofizika [Russian Geology and Geophysics], 1985, vol. 26, no. 4, pp. 42-47. (In Russ.).
7. Gazhula S.V. Features of a trap magmatism in connection with the oil and gas potential of the Siberian platform. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies], 2008, vol. 3, no. 1, pp. 1-8. Available at: http://www.ngtp. ru/rub/4/10_2008. pdf (10 February 2019).
8. Odintsova T.V., Drobot D.I. Trap magma-tism and oil and gas potential of the Vendian terrigenous complex of the Lena oil and gas region. Geologiya nefti i gaza [Oil and Gas Geology], 1983, no. 7, pp. 6-10. (In Russ.).
9. Starosel'tsev V.S. Tektonika bazal'tovykh plato i neftegazonosnost' podstilayushchikh otlozhe-nii [Basaltic plateau tectonics and oil and gas potential of underlying sediments]. Moscow: Nedra Publ., 1989, 259 p. (In Russ.).
10. Abrosimova O.O., Kulagin S.I. Structural features of the deposits of the Cambrian complex within the Mirnyi protrusion (Nepa-Botuoba anteclise). Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo uni-versiteta [Bulletin of the Tomsk Polytechnic University], 2010, vol. 316, no. 1, pp. 48-52. (In Russ.).
11. Levin F.D. Ob"emnaya geologo-geofizi-cheskaya model' Verkhnechonskogo mestorozh-deniya UV [3-D geological and geophysical model of the Verkhnechonsk hydrocarbon field]. Sovremennye aerogeofizicheskie metody i tekhnologii [Modern aero geophysical methods and technologies]. Iss. 1, vol. 1. Moscow: CC "GRPE 'Aerogeofizika'" Publ., 2009, pp. 195-225. (In Russ.).
ISSN print Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН.
2541-9455 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 42 № 1
ISSN online Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. 2541-9463 Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 42 No. 1
12. Vassoevich N.B. Teoriya osadochno-mi-gratsionnogo proiskhozhdeniya nefti (istoricheskii ob-zor i sovremennoe sostoyanie) [Theory of the sedimentary-migration origin of oil (historical review and
Критерии авторства
Рапацкая Л.А., Тонких М.Е., Стрижаков Е.А. написали статью, имеют равные авторские права и несут одинаковую ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Информация об авторах
Рапацкая Лариса Александровна, кандидат геолого-минералогических наук, профессор кафедры прикладной геологии, геофизики и геоинформационных систем Института недропользования Иркутского национального исследовательского технического университета, г. Иркутск, Российская Федерация; e-mail: raplarisa@yandex.ru Тонких Марина Евгеньевна, кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры прикладной геологии, геофизики и геоинформационных систем Института недропользования Иркутского национального исследовательского технического университета, г. Иркутск, Российская Федерация; e-mail: tonkikh_me@istu.edu Стрижаков Евгений Алексеевич, студент гр. НДДб-17-1 Иркутского национального исследовательского технического университета, г. Иркутск, Российская Федерация; e-mail: strizhakov.evgenii@mail.ru
current state)]. Izvestiya Akademii nauk SSSR. Ser-iya geologicheskaya [Bulletin of the USSR Academy of Sciences. Geological series], 1967, no. 11, pp. 135-156. (In Russ.).
Authorship criteria
Larisa A. Rapatskaya, Marina E. Tonkikh, Evgeniy A. Strizhakov have written the article, have equal author's rights and bear equal responsibility for plagiarism.
Conflict of interests
The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
Information about the authors
Larisa A. Rapatskaya, Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Professor of the Department of Applied Geology, Geophysics and Geoinformation Systems of the Institute of Subsoil Use of Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, Russian Federation; e-mail: raplarisa@yandex.ru
Marina E. Tonkikh, Cand. Sci. (Geology and Mineralogy) Associate Professor of the Department of Applied Geology, Geophysics and Geoinformation Systems of the Institute of Subsoil Use of Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, Russian Federation; e-mail: tonkikh_me@istu.edu
Evgeniy A. Strizhakov, Student of Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, Russian Federation; e-mail: strizhakov.evgenii@mail.ru
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
.. Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 42 № 1 2541-9455
Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online
Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 42 No. 1 2541-9463
