Маргулис нефтегазогеологическое районирование. Маргулис нефтегазогеологическое районирование Нефтегазовая геология теория и практика электронный журнал

УДК 553.98.04(265.51/.54)

Маргулис Л.С.

ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ВНИГРИ), Санкт-Петербург, Россия [email protected]

НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫХ МОРЕЙ

В статье рассматриваются принципы нефтегеологического районирования и проведено районирование территорий и акваторий Дальнего Востока на нефтегазоносные области, в пределах которых месторождения нефти и газа характеризуются сходными условиями формирования и приурочены к единым нефтегазоносным комплексам. По углеводородному богатству выделяется6 нефтегазоносных областей, где сосредоточено 75% ресурсов. Проведена оценка достоверности ресурсных прогнозов и определены главные риски нефтегазопоисков.

Ключевые слова : Дальний Восток России, нефть, газ, эффективность геологоразведочных работ, риски нефтегазопоисков.

Существует две основные задачи нефтегазогеологического районирования[Прогноз

месторождений …, 1981]. Первая заключается в выделении крупных объектов, в пределах

которых процессы генерации и аккумуляции нефти и газа протекали автономно. Вт рая

задача направлена на выделение крупных объектов, пределах которых месторождения

нефти и газа характеризуются сходными условиями формирования и приурочены к единым

нефтегазоносным	комплексам. Если			значительной
теоретический аспект, то вторая нацелена непосредственно на поиски месторождений нефти
и газа. Обычно первая задача решается при осадочно-бассейновом районировании, вторая –
при так называемом«провинциальном»		районировании с	выделением	нефтегазоносных

провинций (НГП), нефтегазоносных областей (НГО) и нефтегазоносных районов(НГР).

Противопоставлять указанные задачи и способы нефтегеологического районирования нельзя.

НГО и НГР. Выделение последних регламентируется методическими рекомендациями по

прогнозу углеводородных ресурсов регионов [Методическое руководство…, 2000].

нами, как и ранее [Топливно-энергетическая сырьевая…, 1999; Белонин, Маргулис, 2005], на

«провинциальной» основе, так как основной целью являлось разделение перспективных

земель по наблюдаемому и прогнозному распределению месторождений нефти и газа и

определению методов нефтегазопоисковых работ.

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/

Базовой для нефтегазогеологического районирования явилась составленная нами тектоническая карта дальневосточных акваторий и прилегающей (суширис. 1). Не останавливаясь на ее характеристике, следует обратить внимание на следующие основные положения, непосредственно касающиеся перспектив нефтегазоносности региона.

1. Дальневосточные акватории относятся к активной островодужной окраине, которую Л.И. Красный удачно назвал транзиталью[Красный, 1977]. В дальневосточной транзитали отчетливо выделяется тыловая(пассивная) и внешняя (фронтальная) части. Наибольшими перспективами нефтегазоносности обладает тыловая (пассивная) часть.

2. Крупнейшими тектоническими элементами пассивной части транзитали являются:

подводная окраина континента; внутритранзитальные кайнозойские плиты; глубоководные впадины; кайнозойские аккреционно-коллизионные области.

3. Подавляющая часть ресурсов УВ прогнозируется в краевых впадинах окраины

Евразиатского континента и кайнозойских аккреционно-коллизионных систем. Эти впадины обычно имеют двухэтажное строение. Нижний (палеогеновый, обычно доолигоценовый)

этаж – рифтовый, верхний (олигоцен-неогеновый) – впадинного заполнения. Наиболее четко рифтовый этаж выражен на окраине континента, в Западно-Сахалинском и Охотско-Западно-

Камчатском прогибах. Грабен-рифты выполнены граувакками, часто угленосными. Верхний

(олигоцен-неогеновый) этаж	практически	повсеместно	представ
разнообразными терригенными и вулканогенно-осадочными отложениями, слагающими
основной нефтегазоперспективный чехол дальневосточных акваторий. Общая мощность
кайнозойских отложений достигает 12-13 км.
4. Фазы дислокаций осадочного чехла	отмечаются	на рубежах мела	кайнозоя,

нижнего и среднего миоцена, а также в плиоцене-квартере. В большинстве случаев весь осадочный чехол позднекайнозойскими событиями деформирован совместно.

5. Основной отличительной особенностью олигоцен-неогенового чехла мощностью до

9-10 км является сопряжение наиболее значительных его прогибов с глубоководными впадинами с образованием единых седиментационных систем. Это обусловливает не только структурные, но, что очень важно подчеркнуть, и седиментационные асимметрии осадочных бассейнов и их резкую дифференциацию по факторам нефтегазонакопления.

Кайнозойский чехол практически полностью покрывает акваториальное пространство и подчас трудно провести границу осадочных бассейнов. Их выделение показано на примере наиболее богатого углеводородами Охотоморского региона (рис. 2).

_______________________________________________________________________________________

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/

Условные обозначения:

Евразийский континент: 1 – мезозойские аккреционно-

коллизионные

системы (мезозоиды), 2

восточно-

азиатский вулканический пояс, 3 – межгорные впадины.

перехода

континента

(транзиталь).

Тыловая (пассивная) часть транзитали

4-5 подводная

окраина континента: 4 – поднятия, 5 –

рифтогенные прогибы и кайнозойские плиты; 6-8

внутритранзитальные кайнозойские плиты: 6 – выход

на дно моря докайнозойского основания, 7 – поднятия, 8

– рифтогенные

прогибы; 9 – глубоководные

транзитали;

кайнозойские

аккреционно-

коллизионные

поверхность и дно моря докайнозойских образований, 11

– межбассейновые поднятия и борта впадин, 12

кайнозойские межгорные впадины и прогибы; 13 –

кайнозойские краевые бассейны.

Внешняя (фронтальная) часть транзитали. Восточно-

Камчатско-Олюторская

поздне-кайнозойская

акреционно-коллизионная

поверхность

докайнозойских

образований

восточных

полуостровов

Камчатки, 15

межвпадинные поднятия, 16 – грабен-рифты и впадины,

17 – краевые бассейны.

Фронтальная

транзитальная

триада: 18

глубоководные

вулканические

(надсубдукционные)

островных

островные

подводные

возвышенности глубоководных впадин Берингова моря,

притихоокеанский

островных

островодужный

Курило-Камчатского

глубоководного жёлоба, 22 – глубоководный жёлоб

23 – границы структурных элементов: а) крупнейших, б)

крупных, в) средних; 24 – а) шовные зоны и крупные

разломы, б) прочие разломы; 25изогипсы; 26 – изобаты

Наименование прогибов и впадин

Межгорные впадины материка (цифры без кружков): 1

– Верхнезейская, 2 – Удская, 3 – Восточно-Тугурская, 4 –

Удыльская, 5 – Ушумунская, 6 – Зее-Буреинская, 7 –

Верхнебуреинская, 8 – Среднеамурская, 9 – Ханкайская,

10 – Суйфунская, 11 – Сучанская, 12 – Кавиноко-

Тауйская

Осадочные бассейны транзитали (цифры в кружках). 1-

окраинно-континентальные

бассейны:

Гижигинская впадина, 2 – Северо-Охотский бассейн, 3 –

Кухтуйско-Лисянский бассейн, 4 – Шантарский бассейн;

5 - Хоккайдо-Сахалинская

кайнозойская

аккреционно-

коллизионная

Северо-Корякская

кайнозойская

аккреционно-коллизионная

область; 7

Западно-Камчатская

кайнозойская

аккреционно-

коллизионная

Восточно-Камчатско-

Олюторская

позднекайнозойская

аккреционно-

коллизионная система.

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/

Условные обозначения:

1 - докайнозойские аккреционноколлизионные области: мезозойские Верхоянско-Колымская (I), МонголоОхотская (II), Сихотэ-Алинъская (III) и мел-раннепалеогеновая Корякская (IV); 2 - срединные массивы (микроконтиненты): Омл - Омолонский, Тг - Тайгоносский, Ом - Омулевский, Ох - Охотский; 3-4 - вулканические пояса: 3 - меловые Охотско-Чукотский (а) и Сихотэ-Алиньский (б), палеогеновый Корякско-Западно-Камчатский (в); 4 - олигоцен-четвертичный КурилоКамчатский вулканический пояс; 5 - докайнозойские образования кайнозойских аккреционно-коллизионных областей: а - палеозой-мезозойские (в Срединно-Камчатском выступе и докембрийские) метаморфические и вулканогенно-кремнистые образования; б - верхнемеловые терригенные образования; 6 - глубины подошвы кайнозойского чехла менее 2 км (а), выходы на дно моря акустического фундамента (б); 7 - глубины подошвы чехла 2-6 км; 8 - глубины подошвы чехла более б км; 9 - изогипсы подошвы кайнозойского чехла (в км); 10 - зона отсутствия сейсмического материала (зона флюидопереноса на склоне впадины Дерюгина); 11 - граница Охотской провинции; 12 - границы основных кайнозойских осадочных бассейнов и прогибов; 13 - мелкие кайнозойские постколлизионные впадины обрамления Охотской провинции; 14 -разломы; 15 - глубоководные желоба.

Основные осадочные бассейны и прогибы (цифры в кружках):

1. Охотско-Западно-Камчатский бассейн 1.1. Западно-Камчатский прогиб

1.2. Воямполъский прогиб 1.3. Шелиховский прогиб 1.4. Поворотный прогиб 2. Пьягинский прогиб

3. Пусторецкий (Кинкилъский) прогиб

4. бассейн Тинро

5. Северо-Охотский бассейн 5.1. Завьяловский прогиб 5.2. Мотыклейский прогиб 6. Гижигинский прогиб

7. Лисянско-Кухтуйский бассейн 7.1. Лисянский прогиб 7.2. Кухтуйский прогиб

8. грабены Шантарского шельфа

9. Северо-Сахалинский прогиб 9.1. Северо-Сахалинский бассейн 9.2. Северный прогиб 9.3. Пограничный прогиб 10. Дерюгинский бассейн

10.1. восточно-Сахалинский прогиб 10.2. впадина Дерюгина 11. Южно-Сахалинский бассейн 11.1. прогиб Анива 11.2. Макаровский прогиб

11.3. Владимировский прогиб 12. Южно-Охотский бассейн; 13. Голыгинский прогиб

14. Западно-Сахалинский бассейн

Рис. 2. Осадочные бассейны Охотоморского региона

(составили Л.С. Маргулис и Т.А. Андиева)

_______________________________________________________________________________________

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/

Условные обозначения:

1-8 – плотность геологических НСР УВ (тыс.т/км2 ): 1 -

>100, 2 – 75-100, 3 – 50-75, 4 – 30-50, 5 – 10-30, 6 – 5-10,

7 – 3-5, 8 - <3: 9 – осадочные

глубоководных

акваторий;

– бесперспективные земли: а) выходы

комплекса

основания

поверхность

морское дно, б) с маломощным осадочным чехлом; 11 –

Охотско-Чукотский меловой вулканический пояс; 12 –

неоген-современный Курило-Камчатский вулканический

месторождения

газоконденсатные, 14 – нефтегазоконденсатные; 15 –

границы нефтегазоносных провинций (римские цифры);

нефтегазоносных

перспективно

нефтегазоносных областей (цифры в кружках); 17-19

границы структур: 17 – крупнейших, 18 – крупных, 19 –

средних; 20 – разломы; 21 – изобаты

I Охотская НГП: 1 – Гижигинская ПНГО, 2 – Западно-

Камчатская

НГО, 3 – Северо-Охотская

Тинровская

ПНГО (впадина

Кухтуйская

ПНГО, 6 – Шантарская ПНГО, 7 – Северо-Сахалинская

Южно-Сахалинская НГО, 9

– Западно-

Сахалинская НГО, 10 – Центрально-Охотская ПНГО,

11 – Южно-Охотская ПНГО;

Притихоокеанская

– Хатырская

(Хатырский

прогиб), 13 – Олюторская

Восточно-Камчатская

Срединнокурильский

ПНГР (Срединнокурильский

провинций:

Анадырско-

Наваринская

Пенжинская

(Пенжинский

– Центрально-Камчатская

1-12 впадины материка: 1 – Верхнезейская, 2 – Удская,

3 – Восточнотугурская, 4 – Удыльская, 5 – Ушумунская, 6 – Зее-Буреинская, 7 – Верхнебуреинская, 8 – Среднеамурская, 9 – Ханкайская, 10 – Суйфунская, 11 – Сучанская, 12 – Кавинско-Тауйская

кольцом. Системой разломов и выступов оно разделяется на отдельные бассейны, которые по строению земной коры и характеру кайнозойского выполнения образуют тектонический

ряд от прогибов окраины континента и приорогенных депрессий кайнозойс

коллизионных областей до задуговых глубоководных впадин. Границы приорогенных прогибов с глубоководными впадинами обычно совпадают с серией разломов и часто сопровождаются широкими зонами флюидопереноса. Геотермический режим недр резко

дифференцирован

[ Объяснительная

записка…,

Тектоническое

районирование…,

2006]. Особенно высокими значениями теплового потока(112 мВт/м2 )

характеризуются

разрывы, разделяющие сахалинскую и дерюгинскую системы прогибов.

Важной чертой Охотоморского региона является формирование в олигоцен-неогене

островодужной окраины с единым конечным водоемом стока. Это обстоятельство, несмотря

на различия в структурно-морфологическом облике обрамляющей суши и дифференциации

тектонических движений, определило следующие важные особенности осадочного чехла:

концентрацию

осадочного

материала

периферии

охотоморского

погружения;

· значительную общность и непрерывность осадочного чехла в смежных, подчас

разнородных

геологической

природе прогибах, что делает в

значительной

условными границы выделенных бассейнов;

· проградационный тип заполнения водоема серией продвигающихся секвенсов с

дифференциацией внешних (обломочных) и внутренних (глинистых и кремнисто-глинистых)

формаций.

На рис. 3 представлен макет карты перспектив нефтегазоносности Дальнего Востока, в

основном,

состоянию

изученности

Исходным

элементом

нефтегеологического районирования является НГОчасть нефтегазоперспективных земель,

приуроченная к одному или нескольким смежным геоструктурным элементам с общими

региональными нефтегазоносными комплексами.

Размеры НГО Дальнего Востока колеблются от 27 тыс. км2 (Хатырская НГО) до 118

тыс. км2 (Северо-Сахалинская НГО). Всего на дальневосточных акваториях выделено18

Значительная часть

по тектоническому

признаку объединено,в ноНГП

некоторые

них(Анадырско-Наваринская,

Пенжинская,

Центрально-Камчатская)

выделяются как самостоятельные области. Традиционно на Дальнем Востоке выделяются

Охотская и Притихоокеанская НГП.

Выделение провинций достаточно

дискуссионно, так

_______________________________________________________________________________________

рациональности и удобства. Как правило, регионы, по геологическим критериям отвечающие НГП, но не обладающие значительными ресурсами(более 2 млрд. т н.э.) не рекомендуется выделять в самостоятельные НГП [Прогноз месторождений …, 1981].

Углеводородная ресурсная база дальневосточного шельфа оценивается (до изобаты 500

м) в 18,9 млрд. т н.э.* Это оценка ВНИГРИ, официальная оценка примерно на 1,5 млрд. т

ниже [Белонин, Маргулис, 2005]. Но расхождение незначительно и находится в пределах точности прогноза.

По углеводородному богатству выделяются шесть НГО: Северо-Сахалинская, Западно-

Камчатская, Северо-Охотская, Анадырско-Наваринская и Хатырская. В них сосредоточено

75% ресурсов, в том числе 35% всех ресурсов сконцентрировано в Северо-Сахалинской НГО

Рис. 4. Ресурсы УВ дальневосточных акваторий (распределение НСР УВ по НГО)

Северо-Сахалинская НГО является эталоном и одновременно предельно высоким ресурсным показателем для других областей Дальнего Востока. Поэтому достоверность определения ресурсов этой области в значительной степени определяет точность ресурсных прогнозов в других НГО Дальнего Востока. Плотность ресурсов в Северо-Сахалинской НГО составляет около 70 тыс. т/км2 . Это очень высокая плотность, если учесть что плотность ресурсов богатых НГБ западного сектора Тихоокеанского, поясатаких как Саравак,

_______________________________________________________________________________________

Рис. 5. Начальные ресурсы УВ Северо-Сахалинской НГО

В настоящее время изученность Северо-Сахалинской НГО такова, что позволяет провести оценку достоверности ресурсных прогнозов. Как известно, максимальная эффективность нефтегазопоисков большинства бассейнов Мира достигается примерно при

20% разведанности ресурсов.

Максимальная эффективность геологоразведочных работ на северо-сахалинском шельфе (6,3 тыс. т/м) была достигнута в период1977-1992 гг., когда были открыты крупнейшие месторождения (Одопту-море, Пильтун-Астохское, Чайво-море, Аркутун-

Дагинское, Лунское). После 1992 г. наблюдается резкое снижение эффективности ГРР

(«сухие скважины»: Астрахановская, Медведь, Тойская, Савицкая; открытие лишь мелких месторождений: Пела-Лейч, Удачное, Южно-Васюканское). Разведанные геологические запасы по состоянию на01.01.2000 г. составляли 1,3 млрд. т н.э. (на 01.01.2007 г.

разведанные запасы этих месторождений1,8 млрд. т н.э.). Если принять, что эти запасы составляли 20% от ресурсов, то суммарные ресурсы шельфа Северного Сахалина можно оценить по этому показателю примерно в 6,5-7 млрд. т н.э.

Сходный объем ресурсов УВ прогнозируется и по величине самого крупного в НГО месторождения, где концентрируется обычно порядка10% ресурсов всего НГО. В Северо-

Сахалинской НГО крупнейшее Чайвинское месторождение (рис. 6) содержит около 700 млн.

_______________________________________________________________________________________

Таким образом, как показывают результаты ГРР, начальные суммарные ресурсы УВ шельфа Северного Сахалина в объеме6,6 млрд. т н.э. были определены достаточно достоверно. По состоянию на01.01.2007 г. разведанность ресурсов (1,8 млрд. т) шельфа составляет 27%, освоенность ресурсов (3 млрд. т) – 45%, а неосвоенная часть(Д+С3 )

прогнозируется в объеме 3,6 млрд. т н.э. (рис. 7).

Рис. 7. Структура НСР УВ шельфа Северо-Сахалинской НГО (на 01.01.2008)

Между тем, ресурсы Северо-Сахалинской НГО нуждаются в уточнении и прежде всего

в их дифференциации по площади и по фазовому составу. Согласно принятой официальной оценке в составе ресурсов шельфа преобладает свободный газ(52%), а нефть составляет

всего порядка 38%. Судя по фазовому составу месторождений				как суши, так и акватории
(рис. 8) эти показатели следует поменять местами. Скорее всего, в ресурсах шельфа хотя и
незначительно, преобладает нефть (52%).
Таким образом объём и плотность			ресурсов УВ северо-сахалинского эталона
подтверждаются	результатами	ГРР. Ресурсные	показатели		являются
отправными при оценке ресурсов других НГО. Подавляющее большинство земель акваторий
обладает плотностью ресурсов менее 30 тыс. т/км2 . Большими плотностями характеризуются
впадины Северо-Сахалинской, Западно-Камчатской, Северо-Охотской и Хатырской НГО.
Причем район с плотностями ресурсов более 50 тыс.т/км2 выделяются

_______________________________________________________________________________________

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 1 УДК 563.67:551.733.13/.734.5(571.1-12) Исаев Г.Д. ООО Научно-исследовательский [email protected] центр «СИБГЕОНАФТ», Новосибирск, Россия, ЛОНЫ ТАБУЛЯТ КАК ОСНОВА РАСЧЛЕНЕНИЯ И КОРРЕЛЯЦИИ ОРДОВИКСКО-ДЕВОНСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ На основе монографического описания табулят палеозоя юго-востока ЗападноСибирской плиты установлена биостратиграфическая последовательность коралловых комплексов. Выделяются 11 коралловых биостратонов, охватывающих стратиграфический интервал от верхнего ордовика по верхний девон (фран) включительно. На базе детального исследования морфологической изменчивости видов и подвидов табулят удалось установить региональную биостратиграфическую зональность, отражающую эволюционную этапность развития биоты. Последовательность табулятовых лон в палеозое позволяет четко дифференцировать палеозойский продуктивный этаж. Прослеживание этих лон в другие регионы позволит синхронизировать не только известные местоскопления углеводородов, но и выявить новые – промышленно значимые. Ключевые слова: биостратон, зональность, табуляты, лона, горизонт, нефтегазоносные отложения, Западно-Сибирская плита. В Томской области из 72 известных месторождений углеводородов почти половина (31) имеет явные признаки нефтегазоносности в палеозойских отложениях [Исаев, 2010]. Палеозойский продуктивный этаж представлен разными породами не только по составу, но и по возрасту. При оценке перспектив территории на нефть и газ чрезвычайно важным является точное стратиграфическое положение продуктивных пород. В 1999 г. была принята стратиграфическая схема палеозоя Западно-Сибирской плиты (ЗСП) [Решения Межведомственного…, 1999], имеющая комплексное палеонтологическое обоснование с выделением биостратиграфических зон и слоев с фауной. Часть этих подразделений была опубликована ранее в монографии 1990 г. [Стратиграфия…, 1990] по материалам палеонтологических исследований начала 1980-х гг. Между тем, в начале 1990-х гг. была выпущена в свет серия публикаций по результатам детальных палеонтологических работ [Исаев и др. 1992а, б, 1994, 1995; Саев и др., 1995] с установлением горизонтов и подгоризонтов девонской системы в тех же регионах ЗСП. Однако эти палеонтологические материалы не были использованы при создании каркаса принятой Стратиграфической схемы 1999 г. Не вошли они и в монографию Е.А. Елкина [Елкин и др., 2001]. В последней работе акцент был сделан лишь на изучение новых скважин и обобщенный анализ палеонтологических исследований 1980-х гг. _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 2 Середина 1990-х гг. характеризуется резким сокращением бурения глубоких скважин, а значит и уменьшением объема стратиграфических и палеонтологических исследований. Большинство разрезов палеозоя, изученных в 1980-1990-х гг. до сих пор остаются типовыми для свит и толщ палеозоя юго-востока ЗСП, а палеонтологические материалы того периода являются базовыми, к которым при биостратиграфических работах постоянно приходится возвращаться. Настоящая работа посвящена не критике принятой Стратиграфической схемы, а палеонтологическим работам по табулятоморфным кораллам, проведенных автором в период с 1977 по 1994 гг. Именно изучение морфогенеза табулят в рифогенном палеозое позволило расчленить монотонные карбонатные разрезы на ряд разновозрастных подразделений, что, в конце концов, и послужило основой (совместно с данными по другим группам ископаемых организмов), принятых стратиграфических конструкций 1999 г. (по разным структурно-фациальным зонам). Ниже представлен новый подход к биостратиграфическому расчленению разрезов, предполагающий изучение изменчивости табулят, установление разновозрастных фратрий (или «филозон») и провинциальной зональности [Стратиграфический…, 2006]. Приоритет в использовании термина «фратрия» для табулят вместо «филозоны» определяется не только временем его установления (1958 г.), но и чисто палеонтологическим его содержанием. Автор с 1983 г. разрабатывает методику исследования филоморфогенетической изменчивости табулятоморфных кораллов, отражающей эволюционное развитие как отдельного конкретного вида, так и группы видов в целом в пределах одной провинции [Исаев, 1983]. Для фратрий одного возраста в статье употребляется термин «лона» как синоним провинциальной палеобассейну зоны, седиментации латеральные границы [Стратиграфический…, которого 2006]. О соответствуют размерах таких палеобассейнов в ордовике, силуре и девоне можно судить по распространению табулят и гелиолитид, описание которых приведено в монографии автора [Исаев, 2007]. Табулятоморфные кораллы относятся к группе колониальных и одиночных бентосных прикрепленных организмов, растущих в течение всей своей жизни. Для характеристики видовых и внутривидовых категорий Ю.И. Тесаков предлагал введение в практику коэффициентов, которые обозначают отношение абсолютной величины того или иного признака к абсолютной величине диаметра кораллитов [Тесаков, 1971]. В.Л. Лелешус выделял и использовал в практике два меристических параметра: степень скелетизации и степень шиповатости [Лелешус, 1972]. Как показал американский орнитолог Э. Майр, _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 3 использование только количественных признаков для организмов, растущих в течение всей жизни бессмысленно [Майр, 1971]. Целесообразнее использовать отношения размеров, чем абсолютные значения конкретных признаков. Термин «фратрия» был предложен В.Г. Гептнером в предисловии к книге А. Кэйна «Вид и его эволюция» для обозначения палеонтологического филума, существующего определенный отрезок времени [Кейн, 1958]. Этот термин был предложен как перевод термина «gens», широко используемого А. Кэйном в своей работе. Крупные филетические ряды, по А. Кэйну, состоят из определенных «gens». По аналогии и связи с phillum на русском языке принимается название «фратрия», так как филы (в войсках) в Аттике делились на фратрии. Единицей систематики по А. Кэйну может быть не статический монотипический морфологический вид, а отдельный эволюционный ряд или фратрия («gens»). Таким образом, по А. Кэйну и В.Г. Гептнеру фратрия - это часть эволюционного филума. Коллекция кораллов Западно-Сибирской провинции была собрана автором в кернохранилищах нефтегазоразведочных экспедиций Томской области при изучении разрезов 55 скважин [Исаев, 2007]. Из 82 видов табулят и гелиолитид Западной Сибири 29 видов являются новыми, 19 видов относятся к космополитам, а 26 форм - к межрегионалам. Последние две категории видов позволяют сопоставлять отложения, вскрытые скважинами глубокого бурения, с синхронными комплексами табулят Кузбасса, Сибирской платформы, Горного Алтая, Тувы и Таймыра; синхронизировать установленные биостратиграфические границы с планетарными в типовых местностях Западной Европы. Из 55 изученных разрезов палеозоя юго-востока Западно-Сибирской плиты оказалось только 11 скважин, в которых наблюдалась непрерывная последовательность коралловых видовых комплексов (КВК). Причем, основной каркас её образуется последовательностью фратрий табулят, изученных в карбонатных разрезах. В схему на рис. 1, кроме того, помещено несколько стратиграфически важных видов, которые находятся вне «поля» КВК перечисленных скважин. К ним относятся: Lyopora sp. из керна скв. Мыльджинская-56; Parastriatopora ostaninskayaensis apta Isaev- скв. Останинская417; Favosites fedotovi Tchern. – скв. Малоичская - 4; Tiverina subcrassa sua Isaev - скв. Казанская-8, Южно-Табаганская-133; Oculipora sibirica Isaev - скв. Еллей-Игайская-3 и Cladopora (?) aff. gracilis (Salee) - Малоичская-7. _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 4 Рис. 1. Биостратиграфическая зональность ордовикско-девонских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты по табулятоморфным кораллам * временные названия. 1 - распространение видов и фратрий по керну скважин; 2 - границы: а - в непрерывных разрезах внутри биофаций, б - в непрерывных разрезах с неблагоприятными фациями, в - разрезах с наличием диастем и перерывов; 3 – зоны сопряженных фратрий; 4 - диастема в распространении фратрий, видов; 5 - отсутствие в разрезе фратрий; 6- видовой комплекс табулят из керна скважин. Скважины: С-О-10 - Северо-Останинская-10; П-1 - Пологая1; С-44 - Солоновская-44; С-41 - Солоновская-41; М-22 - Малоичская-22; З-О-443 - Западно-Останинская-443; С-О-9 - Северо-Останинская-9; Ю-Т-75 Южно-Тамбаевская-75; Г-9 - Герасимовская-9; Е-К-1 - Елле-Кагальская-1; Ар.-41 - Арчинская-41. _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 5 В этой схеме автором предусмотрен и различный статус границ: 1 - по смене фратрий видов, подвидов и видовых комплексов внутри единой биофациальной последовательности; 2 - по смене в одном разрезе видов и форм, контролируемых неблагоприятными литофациями; то есть приуроченных к границам пластов, слоев, пачек, литологических разностей; 3 - по смене комплексов видов, приуроченных к серии диастем и перерывов в фациально неоднородной литологической последовательности. Значимость, точность и обоснованность синхронизации коралловых ассоциаций убывает от первой группы границ к последней. Если биостратон установлен в границах первого типа на основе последовательности фратрий кораллов с элементами «смыкания» (контакта) в биоценозах (без перерывов и диастем), то такой биостратон обладает наивысшими признаками биостратиграфической самостоятельности. В схеме (см. рис. 1) предлагается четыре вида стратонов: слои с фауной, слои с географическим названием, лоны и горизонты. К первому виду стратонов отнесены вспомогательные биостратиграфические подразделения, характеризующиеся фациальным типом границ. То есть, «слои с фауной» это ассоциация видов, объем и стратиграфическое положение которых определяется по смежным регионам операцией типа «вид в вид». Слои с географическим названием – это региональное подразделение, но с фенозональным типом границ. Такие слои могут не содержать одного вида – индекса, а иметь разные по составу коралловые видовые комплексы. Их синхронизация возможна на основе преобладания или просто присутствия того либо иного морфологического признака («фена»). Горизонт понимается в соответствии со Стратиграфическим кодексом России [Стратиграфический кодекс…, 2006]. Примером крайней неопределенности границ является первый и самый ранний биостратон коралловой зональности Нюрольской СФЗ - слои с Lyopora sp. Они установлены внутри разреза павловской свиты ордовика по скв. Мыльджинская-56. Представители Lyopora sp. выявлены на глубинах 2738 м и 2608 м. Несмотря на существенный биостратиграфический объем (ярус ордовика) установленных «слоев с Lyopora sp.», плохую сохранность кораллов (обломки полипняков в аллохтонных захоронениях), можно говорить о биостратиграфической самостоятельности первого биостратона коралловой последовательности, так как стратиграфическое положение этих слоев подтверждено и другими группами ископаемых организмов: мшанок, конодонтов и строматопороидей _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 6 (Исаев, 2007). В Томской области на Назинской площади установлены продуктивные отложения этого уровня (верхний ордовик) с промышленной залежью нефти (рис. 2, 3). Рис. 2. Схема расчленения и корреляции продуктивных ордовикско-девонских отложений Томской области * временные названия. 1-3 – промышленные залежи: 1 – нефтяные, 2 – нефтегазовые, 3 – газовые и газоконденсатные; 4 – непромышленные залежи, нефтяные. Цифры на схеме - номер залежи на рис. 3. _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 7 Рис. 3. Схема размещения залежей углеводородов и биостратиграфическая модель палеозойского продуктивного этажа (Томская область) 1 - юрские залежи углеводородов; 2 - юрско-меловые залежи углеводородов; 3 - палеозойские залежи углеводородов (1-17); 4 - контуры положительных структур (по горизонту Б); 5 - контуры отрицательных структур; 6 - изохроны палеозойского продуктивного этажа; 7 - изопахиты георгиевской свиты; 8 - граница Томской области. _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 8 Ларинские слои хорошо охарактеризованы в керне скв. Пологая-1 и СевероОстанинская-10. Богатый комплекс кораллов изучен в монографии 2007г. (Исаев, 2007). Видом-индексом слоев является Catenipora gothlandica (Yabe), установленная в двух скважинах: С-Останинская-10 и Медведевская-110. Этот вид позволяет предположить раннесилурийский возраст ларинских слоев, причем, в отсутствии подстилающих и перекрывающих коралловых комплексов и сопоставить их с известными нижнесилурийскими стратонами Сибирской платформы и Северной Европы. Изучение изменчивости нового вида Parastriatopora ostaninskayaensis Isaev показало, что в коралловом видовом комплексе (КВК) скв. Пологой-1 встречен наиболее ранний представитель: фратрия - opulenta. Более поздние (позднесилурийские) представители фратрии apta отсутствуют в изученных разрезах, но они имеются в керне скв. СевероОстанинская-7 и Останинская-417. К ларинским слоям отнесены отложения нижнего силура, вскрытые на Кондаковской и Ураловской площадях с промышленными дебитами нефти и газа. Останинские слои имеют точно такой же статус, как и ларинские слои (слои с географическим названием). Присутствие на глубине 3055 м скв. Водораздельной-2 представителей Catenipora sp., близких Catenipora cara Isaev и Cat. gothlandica (Yabе) доказывает, что в нижней части разреза скважины в инт. 3100-3040 м обнажаются аналоги ларинских слоев, а в верхней– останинских слоев. Неопределенность биостратиграфического объёма останинских слоев обусловлена тeм, что основная фратрия apta вида-индекса Parastriatopora ostaninskayaensis Isaev нигде, кроме скв. Останинская-417 пока не обнаружена и с силурийским видом Caliapora atra Isaev не связана. Поэтому в схему коралловой зональности (см. рис. 1) эти две формы помещены изолировано друг от друга. Более высокое положение Caliapora atra Isaev объясняется тем, что в разрезе скв. Солоновской-44 отложения, содержащие этот вид (известняки кремовые, массивные, биогермные), перекрываются обломочными био-интракластовыми известняками и калькаренитами с Favosites socialis Sok. et Tes. Газоносные отложения Северо-Останинской площади и нефтеносные породы Пинджинской площади являются одновозрастными, так как входят в состав останинских слоев (см. рис. 2, 3). Большинство биостратонов девонской системы выделяется в статусе лоны, кроме эйфельского яруса последовательность и франа. кораллов Несмотря в на скважинах, непрерывную некоторые биостратиграфическую границы контролируются неблагоприятными литофациями. К таким границам относятся подошва лохкова и кровля _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 9 живета. Неопределенной является и верхняя граница лугинецкого горизонта, которая фиксирует присутствие в непрерывных карбонатных литофациях самое позднее появление в разрезах франского яруса (Арчинская-41, Елле-Кагальская-1 и Малоичская-7) видов кораллов. Самыми надежными биостратиграфическими границами являются границы лон, основанные на смене сопряженных фратрий внутри биофациально-однородных видовых комплексов. К таким границам относятся рубежи, установленные в подошве и кровле нижнего эмса, а также в основании лоны «rapida» живета. Таким образом, лона «calidasevera-dulcis» по статусу в иерархии биостратонов занимает самое высокое положение. Лона «amabilis» трассируется по скважинам юго-востока Западной Сибири по видуиндексу Favosites socialis Sok. et Tes. Таких скважин известно девять: Солоновская-41, Дедовская-1, Перкатская-9, Верхне-Васюганская-2, Малоичская-4 и 22, Западно- Останинская-443, Заречная-2, Кильсинская-381 (табл. 1). В скв. Западно-Останинская-443 и Малоичская-22 установлена более поздняя фратрия этого вида: F. socialis ab. mollis. Главным таксоном КВК лоны является фратрия amabilis вида Favosites socialis Sok. et Tes. В типовом разрезе горизонта - скв. Солоновской-41 он обнаружен в инт. 2971,3-2963,0м. В Томской области в лоне «amabilis» отсутствуют продуктивные отложения, но таковые могут быть выявлены в Новосибирской области, например, на Дедовской, Касманской, Малоичской, Верхтарской площадях. Лона «mollis-amanta» выделяется в непрерывных разрезах, вскрытых скв. Солоновской-41, Малоичской-22 и Западно-Останинской-443. Его нижняя граница вскрыта на глубине 2963 м в скв. Солоновской-41, а верхняя - в скв. З-Останинской-443 на глубине 2995 м. Основной состав КВК образован видами из этих трех скважин. Это достаточно разнообразный таксономически и обильный в количественном отношении КВК. Монографически из этой лоны изучено 29 видов из керна 10 скважин [Исаев, 2007]. Разрез скв. Солоновская-41 оригинален тем, что в одних и тех же литофациях (карбонатных, калькаренитовых, энкринитовых) внутри единой биофации (табуляты, брахиоподы, мшанки, остракоды и криноидеи) наблюдается таксономическая дифференциация КВК. На глубине 2963 м фиксируется смена коралловых комплексов: с лохковского на пражский. Выше глубины 2963 м обнаружен Crassialveolites tomskoensis Dubat. (на глубине 2958,3 м). Кроме того, этот разрез интересен тем, что в одной и той же последовательности слоев наблюдается прогрессивное изменение в морфологии вида Thamnopora kamyshensis Miron. Рубеж на глубине 2963 м фиксирует существенные морфологические изменения: в инт. 2960,7- _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 10 2958,3 м появляется новая форма Th. kamyshensis ab. celler, резко отличающаяся от лохковской фратрии Th. kamyshensis cavus рядом признаков [Исаев, 1991, 2007]. Таблица 1 Изменчивость вида Favosites socialis Sok. et Tes. (14 экз.) D - поперечник полипняка; d кор. - диаметр кораллитов; m ст. - толщина стенок; d пор. - диаметр пор; l септ. - длина шипов; s дн. - расстояние между днищами. Вид Gracilopora(?) savinae Isaev, 2007 является новым видом [Исаев, 2007]. Большие коллекции этого таксона позволили установить «возрастную» изменчивость, приуроченную к тому же рубежу (гл. 2963 м), только в отличие от Th. kamyshensis Miron., фратрии вида Gr. savinae Isaev встречаются в разных разрезах. Вывод о синхронности морфологических изменений трех видов (включая F. socialis Sok. et Tes.) базируется на совместной встречаемости фратрий amanta, celler и mollis в одних и тех же скважинах: ЗападноОстанинской-443 и Малоичской-22, а фратрий amabilis, cavus, justa - в разрезе скв. Солоновской-41. Верхняя часть прагиена знаменуется существенным обновлением в биоте. Этот рубеж наблюдается в непрерывном карбонатном разрезе скв. Западно-Останинской-443 на гл. 2995 м. Именно здесь наблюдались морфологические изменения в видах Cladopora cylindrocellulata Dubat., Coenites salairicus Dubat. и Tiverina subcrassa Dubat. еt Isaev. Для _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 11 последнего вида в керне одной скважины наблюдалась последовательная смена фратрий T. subcrassa ab. sua пражского века на T. subcrassa ab. severa эмсского. К пражской лоне «mollis-amanta» автором отнесены отложения, содержащие промышленные концентрации нефти на Южно-Табаганской площади. Основными разрезами, представляющими весь объем нижнего эмса, являются две скважины: Западно-Останинская-443 и Северо-Останинская-9. В таксономическом составе лоны «calida-severa-dulcis» 8 новых видов. Присутствие таких видов-полирегионалов, как Striatopora jejuna Dubat., Crassialveolites pellicularis Dubat. (скв. З-Останинская-443) и Alveolitella karmakensis Tchern. (космополит), позволяет надежно синхронизировать отложения нижнего эмса Салаира, Горного Алтая, Минусы и Западной Сибири. В отличие от состава лоны «mollis-amanta», в составе раннеэмсского КВК наблюдается резкое обеднение биоты. В ней доживают представители родов: Tiverina (фратрия severa вида T. subcrassa Dubat. et Isaev), Emmonsia (фратрия calida вида E. vera Isaev) и Gracilopora (фратрия amanta вида Gr. savinae Isaev), но зато появляются виды родов Alveolitella и Syringopora. Общим видом КВК нижнего эмса скв. Северо-Останинской-9 и Западно-Останинской443 является Cladopora cylindrocellulata Dubat., причем, с новыми, приобретенными морфологическими изменениями, выраженными у фратрии festa [Исаев, 2007]. В разрезе скв. Северо-Останинской-9, кроме вида Cladopora cylindrocellulata Dubat., обнаружен видкосмополит Alveolitella karmakensis Tchern. Изучение морфологических признаков (табл. 2) этого вида позволило выделить в одном разрезе две самостоятельные фратрии, «сопряженные» (контактирующие) друг с другом: фратрию dulcis раннеэмсского возраста (инт. 2967,1-2945,0 м) и фратрию notus позднеэмсского возраста (инт. 2944,9-2885,9 м). Это важнейшая биостратиграфическая граница, фиксирующая обновление биоты внутри эмса. Детальные биостатиграфические работы позволили дифференцировать продуктивные отложения, вскрытые на Солоновской, Северо-Юлжавской и Верхне-Комбарской площадях. Нефтегазовые залежи с промышленными дебитами приурочены как к лоне «calida-severadulcis» (Солоновская пл.), так и к лоне «notus» (Северо-Юлжавская и Верхне-Комбарская залежи). Лона «notus» установлена по смене фратрий «сопряженных» кораллов, обнаруженных в скважинах С-Останинская-9 и Южно-Тамбаевская-75. Общим видом для них является Alveolitella karmakensis (Tchern.) (фратрия notus), обнаруженная в нижней части разреза скв. Ю-Тамбаевской-75 (глубина 3035 м). Вместе с ней обнаружена Adetopora ampla Isaev, встреченная и в лохковском, и в пражском ярусах. В верхней части разреза скв. Ю_______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 12 Тамбаевской-75 (в инт. 3036,4-3030 м) обнаружены виды лоны «notus», которые сменяются КВК другого возраста. В составе последнего определены: Placocoenites aff. orientalis (Eichw.) (гл. 2995 м) и Helioltes sp. В качестве рубежа между лоной «notus» и слоями с Placocoenites orientalis принята граница внутри доломитового комплекса осадков, на глубине 3006 м. Эта граница наблюдается и в смене разностей карбонатных пород: биолитокластических (для эмса) на биогермные литофации аналогов эйфеля. Таким образом, в видовом составе лоны «notus», с неясной верхней фациальной границей преобладают, в основном, новые виды кораллов и только один вид Alveolitella karmakensis (Tchern.) является полипровинциальным, что позволяет сопоставить этот видовой комплекс с одновозрастными отложениями Салаира, Тувы, Минусы и Горного Алтая. Таблица 2 Изменчивость вида Alveolitella karmakensis (Tchern.) - 12 экз. Условные обозначения см. в табл. 1. Таксономический состав эйфельского яруса или слоев с Placocoenites orientalis ещё более бедный, чем КВК позднего эмса. Видимо, в начале среднедевонского этапа обновление биоты происходило в неблагоприятных фациальных обстановках. Такие разрезы _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru установлены на Малоичской, Северо-Тарской (скв. 17), Калганакской (скв. 13 31), Новоникольской площадях. Кроме Калганакской, на большинстве площадей наблюдается непрерывная последовательность карбонатных осадков. Большие скорости карбонатонакопления, высокая плотность поселения водорослей, строматопорат были основными препятствиями для расселения кораллов в этот период. Кроме скв. ЮТамбаевской-75, вид Placocoenites orientallis (Eichw.) обнаружен в керне скв. Лымжинская-1 на гл. 2984,8 м, стратиграфически выше вида Alveolitella сf. karmakensis (Tchern.), совместно с видами плохой сохранности: Tyrganolites sp., Alveolites sp. То, что скв. Лымжинской-1 вскрыта биостратиграфическая последовательность от лоны «notus» до слоев с Placocoenites orientalis, доказывает наличие на забое скважины другого по возрасту КВК. В инт. 3100-3090 м обнаружены виды: Adetopora ampla Isaev, Stiatopora ex gr. jejuna Dubat., Favosites goldtussi Orb. Исходя из биостратиграфического объема последних трех видов (по схеме коралловой зональности) можно заключить, что на забое диагностируется раннеэмсский уровень, а «безкоралловая» часть разреза мощностью в 105 м должна заполнить объем фратрии notus вида Alveolitella karmakensis Tchern., тем более, что в одной точке этот вид все-таки присутствует. Наличие представителей рода Tyrganolites (в скв. Ю-Тамбаевской-75) совместно с зональной формой Pl. оrientalis (Eichw.) очень важно и знаменательно тем, что виды этих родов получили широкое распространение именно в среднем девоне. Вид Placocoenites orientalis (Eichw.) относится к полипровинциальным космополитам. Это дает возможность коррелировать эти слои с одновозрастными стратонами Рудного Алтая, Кузбасса и Арденн. В Томской области на уровне эйфеля отсутствуют продуктивные отложения, но таковые могут быть установлены в Новосибирской области, например, на Пограничной и Северо-Тарской площадях. Лоны живетского яруса: «lucunda» и «rapida» достаточно хорошо вскрыты скважинами и насыщены органическими остатками. Типовыми разрезами для коралловой последовательности (табл. 3) живета являются скв. Герасимовская-9, Елле-Кагальская-1 и Арчинская-41. Эти три скважины вскрыли коралловые биофации в непрерывной последовательности. Граница между лонами «lucunda» и «rapida» проводится на глубине 2942 м в скв. Герасимовской-9, на основании морфологической изменчивости нового вида Scoliopora novosibirica Isaev. По керну скв. Герасимовской-9 в лоне lucunda встречен комплекс видов табулят: Aulocystis (?) varius Isaev, Thamnopora cervicornis (Blainv.), Th. nicholsoni (Frech), Caliapora taltiensis Yanet, Scoliopora denticulata (M.-Edw. et Haime), _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 14 Coenites tomensis Dubat. Выше этого рубежа вместе с фратрией rapida встречены Syringopora digna Isaev, Favosites goldtussi (Orb.). Таблица 3 Изменчивость вида Scoliopora novosibirica Isaev (20 экз.) Условные обозначения см. в табл. 1. Разрез скв. Елле-Кагальской-1 повторяет частично коралловую последовательность Герасимовской-9 и, вместе с тем, наращивает её более поздними КВК раннефранского возраста. В инт. 3304-3232 м она вскрыла всю последовательность лон живета с неопределенной нижней границей. На глубине 3270 м Елле-Кагальская-1 вскрыла границу лон «lucunda» и «rapida». Ниже этого рубежа (лона lucunda) определены виды табулят: Favosites goldtussi Orb., Caliapora taltiensis Yanet, Scoliopora denticulata (M.-Edw.et Haime). Эти формы встречены и в скв. Герасимовской-9. Однако, в керне скв. Елле-Кaгальской-1 представителей Sc. novosibirica ab. lucunda нет. Фратрия rapida присутствует в КВК выше границы 3270 м на глубине 3252,3 м. Здесь же определены: Caliapora battersbyi (M.-Edw.et _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 15 Haime), Scoliopora conferta Ermak., Natalophyllum cf. rarus Tchud. Виды этого КВК: Scoliopora conferta Ermak. и Sc. novosibirica ab. rapida Isaev встречены в нижней части разреза скв. Арчинская-41. Выше этого КВК с глубины 3100 м появляется уже другой комплекс видов табулят раннефранского возраста. Живетский ярус в пределах юго-востока Западно-Сибирской плиты вскрыт не одним десятком скважин и не везде он расчленяется на две лоны из-за неблагоприятных обстановок фациальной или биофациальной природы. Изученные виды табулят позволяют сопоставлять разрезы живетского яруса не только со смежными регионами Кузбасса, Урала, но и со стратотипами в Европе. Детальная биостратиграфия в продуктивных комплексах среднего – верхнего девона позволяет четко синхронизировать залежи по возрасту вмещающих осадков. Например, нефтяная залежь с промышленными концентрациями УВ на Средне-Юлжавской площади относится к лоне «lucunda», а продуктивные отложения Нижне - Табаганской и Северо-Калиновой площадей (содержащие нефтегазовые залежи) имеют более широкий стратиграфический объем из-за разновозрастных вмещающих осадков. Последние сопоставляются как с отложениями лоны «rapida», так и с образованиями франских слоев с Mesolites squamatus и Alveolitella grata. В коллекции автора имеются кораллы позднего девона из керна скв. Елле-Кагальской1, Малоичской-7 и Арчинской-41, но они образуют только часть непрерывной коралловой последовательности. Нижняя граница франского яруса определена в скв. Елле-Кагальской-1 по смене видов внутри единого КВК, а верхняя граница фиксируется только по последнему обнаружению табулят в разрезах, что обусловлено только фациальными причинами. Таким образом, по кораллам из-за неустойчивости состава и неопределенности верхней границы установление подразделения в ранге лоны преждевременно. На этом и основывается выделение слоев с фауной – слоев с Mesolites squamatus, Alveolitella grata. Объем этого стратона, конечно, не соответствует объему франского яруса. Видовой состав его крайне бедный. По керну скв. Елле-Кагальской-1 в инт. 3232-3220 м обнаружены виды табулят: Mesolites squamatus (Dubat.), Caliapora battersbyi (M.-Edw.et Haime) (этот вид есть и в живете), Alveolitella grata Isaev, Coenites tomensis Dubat. (встречается и в раннем живете). Вид Alveolitella grata Isaev был обнаружен в вассинском горизонте в окрестностях Кузбасса, вблизи д. Вассино во время выездной сессии девонской подкомиссии МСК в 1991 году [Краснов, Ржонсницкая, Гутак, 1992]. Этот вид оказался достаточно распространенным в нижнефранских отложениях Западной Сибири, например, по керну скв. Елле-Кагальской-1 в инт. 3232- 3231,5 м и в скв. Арчинская-41 на гл. 3078 м. Совстречаемость этого вида с _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 16 другим раннефранским видом Салаира, Кузбасса и Западной Сибири (Mesolites sguamatus Dubat.) демонстрирует синхронизацию разрезов этих регионов. А более высокое стратиграфическое положение по отношению к живетскому комплексу кораллов доказывает более молодой франский возраст этих слоев с фауной, что и подтверждается всеми остальными группами ископаемых организмов [Исаев, 2007]. Франский продуктивный комплекс широко представлен в Томской области залежами газа, газоконденсата и нефти. Например, к слоям с Mesolites squamatus и Alveolitella grata автором отнесены отложения, вскрытые на Речной, Еллей-Игайской, Арчинской, Калиновой и Урманской площадях. Выводы Исследование изменчивости табулят позволяет установить морфологически и, возможно, генетически самостоятельные разновозрастные единицы - фратрии по В.Г. Гептнеру, А. Кэйну. Биостратиграфическая модель ордовикско-девонских нефтегазоносных отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты представлена последовательной сменой фратрий табулят и состоит из 11 биостратонов разного статуса. Прослеживание этих лон в другие регионы Западно-Сибирской плиты позволит не только синхронизировать уже известные в палеозое скопления углеводородов, но и выявить новые – промышленно значимые. Литература Елкин Е.А., Краснов В.И., Бахарев Н.К., Белова Е.В., Дубатолов В.Н., Изох Н.Г., Клец А.Г., Конторович А.Э., Перегоедов Л.Г., Сенников Н.В., Тимохина И.Г., Хромых В.Г. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2001. – 163 с. Исаев Г.Д. Корреляция скелетных элементов и меристическая изменчивость табулят из топчуганской свиты среднего девона Горного Алтая // Морфология и систематика беспозвоночных фанерозоя. - М.: Наука, 1983. - С. 71-80. Исаев Г.Д. Фратрии кораллов: диагностика и биостратиграфическое значение // Стратиграфия и главнейшие события в геологической истории Сибири. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991. - С. 67-97. Исаев Г.Д, Саев В.И., Краснов В.И., Макаренко С.Н., Савина Н.И., Аксенова Л.М., Асташкина В.Ф., Мирецкая Н.М., Перегоедов Л.Г., Родыгин С.А. Герасимовский горизонт среднего девона юго-востока Западно-Сибирской плиты // Геология позднего докембрия и палеозоя Сибири: Актуальные проблемы региональной геологии Сибири. - Тез. докл. науч.практ. конф. – Новосибирск, 1992а. - С. 50-51. Исаев Г.Д, Саев В.И., Краснов В.И., Макаренко С.Н., Савина Н.И., Аксенова Л.М., Асташкина В.Ф., Мирецкая Н.М., Перегоедов Л.Г., Родыгин С.А. Кыштовский и армичевский горизонты нижнего девона юго-востока Западно-Сибирской плиты // Актуальные проблемы региональной геологии Сибири. Тез. докл. науч-практ. совещ. 16-18 дек. 1992 г. – Новосибирск, 1992б. – С. 48-49. _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 17 Исаев Г.Д., Саев В.И., Савина Н.И. Краснов В.И., Мирецкая Н.М. Биостратиграфия нижнедевонских отложений (лохковский и пражский ярусы) юго-востока ЗападноСибирской плиты // Вопросы геологии Сибири. – Томск: ТГУ, 1994. – С. 74-94 Исаев Г.Д., Саев В.И., Савина Н.И., Макаренко С.Н. Региональные стратиграфические подразделения девонских отложений Западно-Сибирской плиты // Природокомплекс Томской области. - Геология и экология. - Т.1 – Томск: ТГУ, 1995. – С. 41-47. Исаев Г.Д. Кораллы, биостратиграфия и геологические модели палеозоя Западной Сибири. - Новосибирск: Гео, 2007. – 248 с. Исаев Г.Д. Влияние зон флюидомиграции в стратиграфических разрезах на перераспределение углеводородов // Нефтяное хозяйство, 2010. - №1. - С. 30-33. Кейн А. Вид и его эволюция. - М.: ИЛ, 1958. - 210 с. Краснов В.И., Ржонсницкая М.А., Гутак Я.М. Типовые разрезы пограничных отложений среднего и верхнего девона франского и фаменского ярусов окраин Кузнецкого бассейна. - Материалы V выездной сессии комиссии МСК по девонской системе Кузбасса, 16-19 июля 1991 г. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1992. - 136 с. Лелешус В.Л. Табуляты палеозоя Таджикистана. Автореф. диссерт. доктора г-мин. наук. - Душанбе, 1972. - 33 с. Майр Э. Принципы зоологической систематики. - М.: Мир, 1971. - 250 с. Решения Межведомственного совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований Западно-Сибирской равнины. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1999. – 79 с. Саев В.И., Макаренко С.Н., Савина Н.И., Исаев Г.Д. Особенности стратиграфической модели нефтегазоносных отложений девона юго-востока Западно-Сибирской плиты // Природокомплекс Томской области. - Т.1. - Томск: ТГУ, 1995. - С. 34-40. Стратиграфический кодекс России. – СПб.: ВСЕГЕИ, 2006. – 96 с. Стратиграфия палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты / Отв. ред. Ю.И. Тесаков. – Новосибирск: Наука, 1990. – 216 с. Тесаков Ю.И. К методике определения видовых критериев у табулят // Табуляты и гелиолитоидеи палеозоя СССР. - Тр. II Всесоюзного симп. по изучению ископ. кораллов СССР. - Вып. 1. - М.: Наука, 1971. - С. 103-108. Рецензент: Гутак Ярослав Михайлович, доктор геолого-минералогических наук. _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 18 Isaev G.D. Ltd Research Center «SIBGEONAFT», Novosibirsk, Russia, [email protected] TABULATA LONES AS A BASE OF SEPARATION AND CORRELATION OF ORDOVICIAN – DEVONIAN OIL-GAS BEARING STRATA OF SOUTHEAST PART OF WEST-SIBIRIAN PLATE Coralls biostratigraphic succession is determined on the basis of monographics Tabulata’s description of the Paleozoic southeast part of the West-Siberian plate. 11 coral biostratons are described, which cover a stratigraphic range from the Upper Ordovician up to the Upper Devonian (Frasnian). The regional biostratigraphical zonality, which reflects evolutionary stages of biota development, was established on the basis of detailed investigation of morphological variability of Tabulata’s species and subspecies. The succession of Tabulata lones in the Paleozoic allows us to differentiate the Paleozoic producing strata. Tracing of these lones in other regions allows us to correlate not only discovered oil and gas deposits, but also to identify new industrially significant fields. Key words: zonality, Tabulata, lone, strata, oil and gas deposits, West Siberian plate. References Elkin E.A., Krasnov V.I., Baharev N.K., Belova E.V., Dubatolov V.N., Izoh N.G., Klec A.G., Kontorovič A.È., Peregoedov L.G., Sennikov N.V., Timohina I.G., Hromyh V.G. Stratigrafiâ neftegazonosnyh bassejnov Sibiri. Paleozoj Zapadnoj Sibiri. - Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, filial «Geo», 2001. – 163 s. Isaev G.D. Korrelâciâ skeletnyh èlementov i merističeskaâ izmenčivost" tabulât iz topčuganskoj svity srednego devona Gornogo Altaâ // Morfologiâ i sistematika bespozvonočnyh fanerozoâ. - M.: Nauka, 1983. - S. 71-80. Isaev G.D. Fratrii korallov: diagnostika i biostratigrafičeskoe značenie // Stratigrafiâ i glavnejšie sobytiâ v geologičeskoj istorii Sibiri. - Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1991. - S. 67-97. Isaev G.D, Saev V.I., Krasnov V.I., Makarenko S.N., Savina N.I., Aksenova L.M., Astaškina V.F., Mireckaâ N.M., Peregoedov L.G., Rodygin S.A. Gerasimovskij gorizont srednego devona ûgo-vostoka Zapadno-Sibirskoj plity // Geologiâ pozdnego dokembriâ i paleozoâ Sibiri: Aktual"nye problemy regional"noj geologii Sibiri. - Tez. dokl. nauč.-prakt. konf. – Novosibirsk, 1992a. - S. 50-51. Isaev G.D, Saev V.I., Krasnov V.I., Makarenko S.N., Savina N.I., Aksenova L.M., Astaškina V.F., Mireckaâ N.M., Peregoedov L.G., Rodygin S.A. Kyštovskij i armičevskij gorizonty nižnego devona ûgo-vostoka Zapadno-Sibirskoj plity // Aktual"nye problemy regional"noj geologii Sibiri. Tez. dokl. nauč-prakt. soveŝ. 16-18 dek. 1992 g. – Novosibirsk, 1992b. – S. 48-49. Isaev G.D., Saev V.I., Savina N.I. Krasnov V.I., Mireckaâ N.M. Biostratigrafiâ nižnedevonskih otloženij (lohkovskij i pražskij ârusy) ûgo-vostoka Zapadno-Sibirskoj plity // Voprosy geologii Sibiri. – Tomsk: TGU, 1994. – S. 74-94 Isaev G.D., Saev V.I., Savina N.I., Makarenko S.N. Regional"nye stratigrafičeskie podrazdeleniâ devonskih otloženij Zapadno-Sibirskoj plity // Prirodokompleks Tomskoj oblasti. Geologiâ i èkologiâ. - T.1 – Tomsk: TGU, 1995. – S. 41-47. Isaev G.D. Korally, biostratigrafiâ i geologičeskie modeli paleozoâ Zapadnoj Sibiri. Novosibirsk: Geo, 2007. – 248 s. Isaev G.D. Vliânie zon flûidomigracii v stratigrafičeskih razrezah na pereraspredelenie uglevodorodov // Neftânoe hozâjstvo, 2010. - #1. - S. 30-33. Kejn A. Vid i ego èvolûciâ. - M.: IL, 1958. - 210 s. Krasnov V.I., Ržonsnickaâ M.A., Gutak Â.M. Tipovye razrezy pograničnyh otloženij srednego i verhnego devona franskogo i famenskogo ârusov okrain Kuzneckogo bassejna. - Materialy V _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 19 vyezdnoj sessii komissii MSK po devonskoj sisteme Kuzbassa, 16-19 iûlâ 1991 g. - Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1992. - 136 s. Lelešus V.L. Tabulâty paleozoâ Tadžikistana. Avtoref. dissert. doktora g-min. nauk. Dušanbe, 1972. - 33 s. Majr È. Principy zoologičeskoj sistematiki. - M.: Mir, 1971. - 250 s. Rešeniâ Mežvedomstvennogo soveŝaniâ po rassmotreniû i prinâtiû regional"noj stratigrafičeskoj shemy paleozojskih obrazovanij Zapadno-Sibirskoj ravniny. - Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1999. – 79 s. Saev V.I., Makarenko S.N., Savina N.I., Isaev G.D. Osobennosti stratigrafičeskoj modeli neftegazonosnyh otloženij devona ûgo-vostoka Zapadno-Sibirskoj plity // Prirodokompleks Tomskoj oblasti. - T.1. - Tomsk: TGU, 1995. - S. 34-40. Stratigrafičeskij kodeks Rossii. – SPb.: VSEGEI, 2006. – 96 s. Stratigrafiâ paleozojskih otloženij ûgo-vostoka Zapadno-Sibirskoj plity / Otv. red. Û.I. Tesakov. – Novosibirsk: Nauka, 1990. – 216 s. Tesakov Û.I. K metodike opredeleniâ vidovyh kriteriev u tabulât // Tabulâty i geliolitoidei paleozoâ SSSR. - Tr. II Vsesoûznogo simp. po izučeniû iskop. korallov SSSR. - Vyp. 1. - M.: Nauka, 1971. - S. 103-108. Исаев Г.Д., 2011 _______________________________________________________________________________________ Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf

Согласно правилам, чтобы защитить кандидатскую, нужны не менее трех публикаций в журналах, включенных в перечень ВАК. В свое время прошерстил по всем возможным журналам, поэтому поделюсь своим мнением о них и опытом публикации. Для удобства составлю в виде условного рейтинга от самых крутых к самым убогим.

1. Нефтяное хозяйство
oil-industry.ru
Бесспорно самый ходовой, читаемый, цитируемы и так далее журнал, где действительно есть работающая процедура независимого рецензирования. Направлен только на нефтяные месторождения, рубрик много. Однако раньше у меня вставал вопрос, почему в некоторых статьях бывает так много воды. И тут как-то решился отправить статью сам. Надо отдать должное, рецензия пришла довольно быстро, да и замечания были в общем по делу. Однако если устранить все замечания рецензента, то получится не узко специализированная статья, а как минимум вторая кандидатская. Большой плюс журнала - он включен в международную базу SCOPUS. Допустим, в ТюмГНГУ за статью в таком журнале готовы поощрать суммой в 30 тыр, это очень существенно, учитывая, что оклад доцента - 10 тыр.

2. Газовая промышленность
gas-journal.ru
Сюда принимают статьи, касающиеся в основном газовых и газоконденсатных и иже с ними месторождений. Сталкиваться не приходилось лично. Но это своего рода "Нефтяное хозяйство" для газовиков. Очень уважаемый журнал.

3. Нефтепромысловое дело
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений
Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море
Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности
vniioeng.mcn.ru
На третьем месте сразу пять журналов, хотя из них, к нашей теме относятся только первые два. Однако если отправите статью по разработке в какой-нибудь другой, то не исключено, что опубликуют. Допустим, статью про гидродинамические исследования в свое время публиковали в "Автоматизации, телемеханизации...". Эти журналы объединяет то, что все они под крылом ВНИИОЭНГ, поэтому и редакция, как я понимаю, практически одна и та же. Опубликоваться вполне реально. Пока только отправил туда статьи, ответа еще не было. Одно но, если среди авторов нет аспирантов, то могут затребовать 3 тыра за публикацию. Хотят попасть в базу SCOPUS, что очень похвально.

4. Территория НЕФТЕГАЗ
www.neftegas.info
Журнал обо всем и ни о чем. Тематика статей крайне обширна, однако кто-то все равно читает. Опубликовать очень реально, особенно если заранее подготовить рецензию. Публиковался там два раза, никаких правок не вносили вообще.

5. Нефтегазовое дело
http://www.ogbus.ru/
Главна особенность журнала - он электронный, но есть и печатная версия с таким же названием. В нем, наверное, больше всего бюрократических процедур. Для публикации статьи аспиранта требуется вроде даже выписка из заседания кафедры. Журнал в отличие от выше рассмотренных, базируется в Уфе. Думаю, опубликоваться вполне реально, но может затянуться, я почему-то связываться не стал.

6. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ
http://www.tsogu.ru/1720/1028/folder-2005-06-10-5748944590/oilgas/
Говорят когда-то это был очень престижный журнал, куда мечтали попасть все и вся. Теперь служит в основном для публикаций соискателей ТюмГНГУ, и выпускает его собственно тоже ТюмГНГУ. Там всегда большая очередь, нужно собрать кучу бумажек. Однако, кто его читает, кроме самих авторов, мне неизвестно. Выходит в черно-белом виде, раз в 2 месяца. Единственный плюс для соискателей ТюмГНГУ, могут ускорить выход статьи, если близко защита.

7. Технологии нефти и газа.
http://www.nitu.ru/tng.htm
Тоже выходит раз в два месяца в черно-белом виде, но уже в РГУ. Может он журнал и хороший, но уж очень малоизвестный. Даже тогдашний, ныне покойный, секретарь совета, очень удивился, что в списке ВАК есть и такой журнал. Публиковал там одну статью, править пришлось минимум и по делу. По моей просьбе даже ускорили публикацию, за что спасибо главному редактору Борису Петровичу. Читают его, видимо, только в РГУ.

8. Инженер-нефтяник
http://www.ids-corp.ru/index.php?pid=39
Данный журнал может и не заслуживает 8 места, но я не могу припомнить, чтобы хоть раз держал его в руках. Хотя разведка показала, что опубликоваться там вполне реально и без существенных правок. Документов тоже нужно минимум.

9. Естественные и технические науки
[email protected]
Тоже очень реально опубликоваться, узнавал лично, но непонятно зачем. Хотя нет, знаю. Если хотите, чтоб вашу статью никто не увидел, то можно туда.

10. Вестник Тамбовского университета. Серия: Естественные и технические науки
[email protected]
Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Естественные науки
[email protected]"
Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки
[email protected]
Научные ведомости Белгородского государственного университета. Серия Естественные науки
[email protected]
Ученые записки Казанского университета. Серия Естественные науки
[email protected]
Все это тоже ваковские журналы, и в них тоже возможно опубликоваться, узнавал лично. Опять же встает вопрос зачем.

Смежные журналы:
Бурение и нефть
Вестник Ассоциации буровых подрядчиков
Геология нефти и газа
Журнал Сибирского федерального университета. Серия: Техника и технологии
Нефтегазовая геология. Теория и практика (электронный журнал)
Нефть России
Про них не узнавал ничего. Однако в том же "Бурение и нефть" бывают тематические номера, связанные с разработкой.

Достойные журналы:
Горные ведомости
http://www.sibsac.ru/gornye-vedomosti
Скромный, но вполне качественный журнал, выпускаемый ОАО "СибНАЦ". Не ваковский, однако более достоин этого, чем многие ваковские. По крайней мере, уверен, что в СибНАЦе его читают.

Наука и ТЭК
miptek.ru
Тюменский журнал, тоже завязан с ТюмГНГУ, но через отдельных людей, так что от вуза независим. В связи с этим гораздо проще процедура публикации. Журнал новый, потому малоизвестный, однако сделан качественно, выходит каждый месяц. Претендует на то, чтобы стать ваковским. Ходили слухи, что журналу не хватает наполнения, поэтому призываю всех выслать по статейке в адрес журнала!

Новатор
Был у ТНК такой корпоративный журнальчик, иногда публиковали что-то интересно. Сейчас не знаю, что с ним стало.

Роснефть - Научно-технический вестник
http://www.rosneft.ru/news/media/stb/
Зато вот этот корпоративный журнал "Роснефти" продолжает выходить. Тоже бывает кое-что интересное.

P.S. Если знаете о каких-то еще журналах, а также если есть ссылки на номера Нефтяного хозяйства за 2013 год, оставляйте в комментах

Bjorlykke, K., J. Jahren, N.H. Mondol, O. Marcussen, D. Croize, C. Peltonen, and B. Thyberg , 2009, Sediment Compaction and Rock. Properties: S&D Article #50192. Web accessed 27 October 2010. http://www.searchanddiscovery.net/documents/2009/50192bjorlykke/index.htm .
Bridge J.S., and R.V. Demicco , 2008, Earth surface processes, landforms and sediment deposits: New York, Cambridge University Press, 830 p.
Bucher K. and M. Frey , 2002. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. Springer-Verlag; Berlin, Heidelberg; pp. 341.
Chalmers G., R.M. Bustin and I. Powers , 2009. A pore by any other name would be as small: The importance of meso- and microporosity in shale gas capacity (abs.): AAPG Search and Discovery article 90090, 1 p.: http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2009/annual/abstracts/chalmers.htm (accessed March 14, 2011).
Day-Stirrat, R.J., A. McDonnell, and L.J. Wood , 2010, Diagenetic and seismic concerns associated with interpretation of deeply buried “mobile schales”, in L. Wood, ed., Schale tectonics: AAPG Memoir 93, p. 5-27.
Glasmacher U.A, Bauer W., Clauer N., Puchkov V.N. , 2004. Neoproterozoic metamorpishm and deformation at the southeastern margin of the East European Craton Uralides, Russia. International Journal of Earth Sciences (Geol Rundsch) (2004) November 2004, Volume 93, Issue 5, pp. 921–944. DOI: https://doi.org/10.1007/s00531-004-0426-3
Jacob G., H.J. Kisch, and B.A. van der Pluijm , 2000. The relationship of phyllosilicate orientation, X-ray diffraction intensity ratios, and c/b fissility ratios of the Helvetic zone of the Swiss Alps and the Caledonides of Jamtland, central western Sweden: Journal of Structural Geology, 22 (2), p. 245-258.
Katsube T.J. , 2000. Shale permeability and pore-structure evolution characteristics, Geological Survey of Canada. Report 2000, E15, 9 p.
Katsube T.J., M.A. Williamson , 1998. Shale petrophysical characteristics: permeability history of subsiding shales; in Shales and Mudstones II: Petrography, Petrophysics, Geochemistry and Economic Geology, (ed.) J. Schieber, W. Zimmerle, and P.S. Sethi; E. Schweizerbart Science Publishers, Stuttgart, Germany, p. 69-91.
Kisch H.J. , 1990. Calibration of the anchizone: a critical comparison of illite ‘crystallinity’ scales used for definition, Journal of Metamorphic Geology, 8: 31–46. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1990.tb00455.x
Kisch, H.J. , 1991. Development of slaty cleavage and degree of very low grade metamorphism: a review. Journal of Metamorphic Geology, 9, pp. 735–750. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1991.tb00562.x
Kubler B. , 1967. La cristallinite de l"illite et les zones tout a fait superieures du metamorphisme, in: Colloque sur les etages tectoniques, 1966, Neuchatel, Ed. La Braconniere, 105-122.
Loucks R.G., M.R. Reed, S.C. Ruppel and U. Hammes , 2012. Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores, AAPG Bulletin, v. 96, no. 6 (June 2012), pp. 1071–1098. DOI: https://doi.org/10.1306/08171111061
Mastalerz, M., A. Schimmelmann, A. Drobniak, and Y. Chen , 2013, Porosity of Devonian and Mississippian New Albany Shale across a maturation gradient: Insights from organic petrology, gas adsorption, and mercury intrusion, AAPG Bulletin, v. 97, no. 10 (October 2013), pp. 1621–1643. DOI: https://doi.org/10.1306/04011312194
Merriman, R.J., Peacor, D.R. , 1999. Very low-grade metapelites: mineralogy, microfabrics and measuring reaction progress. In: Frey, M., Robinson, D. (Eds.), Low-grade metamorphism. Blackwell Science, Oxford, pp. 10–60.
Microstructure of fine-grained sediments: from mud to shale, 1991. Editors: Bennett, R.H., Bryant, W.R., Hulbert, M.H., Associated Editors: Chiou, W.A., Faas, R.W., Kasprowicz, J., Li, H., Lomenick, T., O`Brien, N.R., Pamukcu, S., Smart, P., Weaver, C.E., Yamamoto, T. Springer New York. 1991, 566 p. DOI: https://doi.org/10.1007/978-1-4612-4428-8
Mondol, N.H., K. Bjorlykke, J. Jahren, and K. Hoeg , 2007, Experimental mechanical compaction of clay mineral aggregates - changes in physical properties of mudstones during burial: Marine and Petroleum Geology, v. 24, p. 289–311. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2007.03.006
Nelson, H.P. , 2009. Pore throat sizes in sandstones, tight sandstones and shale: AAPG, V. 93, no 3, 329-340 p. DOI: https://doi.org/10.1306/10240808059
Neuzel, C.E. , 1994, How permeable are clays and shales? Water Resources Research, vol. 30, no. 2 (February 1994), p. 145-150.
Park A.F. , 2009. Cleavages developed in mudstone during diagenesis and deformation: an example from the Carboniferous (Tournaisian), southeastern New Brunswick, Canada: Atlantic Geology 45 (2009), pp. 204–216. DOI: https://doi.org/10.4138/atlgeol.2009.010
Passchier, C.W., Trouw, R.A.J. , 2005. Microtectonics. Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 366 p. DOI: https://doi.org/10.1007/3-540-29359-0
Rouquerol, J., D. Avnir, C.W. Fairbridge, D.H. Everett, J.H. Haynes, N. Pernicone, J.D. F. Sing and K.K. Unger , 1994. Recommendations for the characterization of porous solids: Pure and Applied Chemistry, v. 66, p. 1739–1758. DOI: https://doi.org/10.1351/pac199466081739
Rushing, J.A. , 2014. Petrophysics of Shale Reservoirs: Understanding the rocks, pores, fluids and their interactions. AMU PETE 631 Lecture College Station, TX (USA) - 07 April 2014. 102 p. http://www.pe.tamu.edu/blasingame/data/z_zCourse_Archive/P631_14A/P631_14A_Lectures/P631_14A_Lec_xx_...
Schieber, J. , 2011. Shale microfabrics and pore development - An overview with emphasis on the importance of depositional processes, Recovery – 2011 CSPG CSEG CWLS Convention, 4 p.
Schmoker J.W. , 1995. Method for assessing continuous-type (unconventional) hydrocarbon accumulations, in Gautier D.L., Dolton G.L., Takahashi K.I, and Varens K.L., eds., 1995, 1995 National assessment of United States oil and gas resources – Results, methodology, and supporting data: U.S. Geological Survey Bulletin Data Series DDS-30, 1 CD-ROM.
Syed A.A., Clark W.J., Moore W.R., Dribus J.R. , 2010. Diagenesis and reservoir quality // Oilfield Review Summer 2010:22, no.2. – 14-27 p.
TXCO Resources, 2009, The emerging resource company, TXCO Resources: Howard Weil 37th Annual Energy Conference, New Orleans, March 22–29, 2009, 35. (accessed March 25, 2011)
Van der Pluijm, B.A. & Kaars-Sijpesteijn, C.H. , 1983. Chlorite-mica aggregates: morphology, orientation, development and bearing on cleavage formation in very low-grade rocks. Journal of Structural Geology, V.6, pp. 399-407.
Van Sickel, W.A., Kominz, M.A., Miller, K.G., & Browning, J.V. (2004). Late Cretaceous and Cenozoic sea-level estimates: Backstripping analysis of borehole data, onshore New Jersey. Basin Research, 16(4), 451-465. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1365-2117.2004.00242.x
Vazquez M., L. Asebriy, A. Azdimousa, A. Jabaloy, G. Booth-Rea, L. Barbero, M. Mellini, F. Gonzalez-Lodeiro , 2013. Evidence of extensional metamorphism associated to Cretaceous rifting of the North-Maghrebian massive margin: The Tanger-Ketama Unit (External Rif, northern Morocco): Geologica Acta, Vol. 11, N3, September 2013, pp. 277-293. DOI: https://doi.org/10.1344/105.000001843
Weaver C.E. , 1984. Shale-Slate Metamorphism in Southern Appalachians Developments in Petrology. V. 10, 239 p.
Winkler, H.G.F. , 1974. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. English editor E. Froese. Springer Study Edition, 3rd edition, Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York. 320 p.

Все о тюнинге авто

Маргулис нефтегазогеологическое районирование. Маргулис нефтегазогеологическое районирование Нефтегазовая геология теория и практика электронный журнал