В соответствии с существовавшей в СССР программой параметрического бурения, утвержденной в конце 1950х гг, предусматривалось строительство по всей стране сети параметрических скважин глубиной 2-3 км.
Следствием реализации программы стало открытие месторождений, в тч крупных, в основных нефтегазоносных провинциях (НГП) России.
После выполнения этапов программы параметрического бурения на базе материалов, полученных при обработке данных пробуренных скважин, в 1960е гг Министерство геологии СССР и Академия наук СССР разработали комплексную научно-техническую программу «Изучение недр Земли и сверхглубокое бурение».
Организация, планирование и координация всех исследований по этой программе осуществлялись Межведомственным научным советом Госкомитета по науке и технике при Совете Министров СССР. Основной объем самых сложных проектов бурения осуществляло ФГУП НПЦ «Недра» [1].
Резкое снижение с начала 1990х гг объемов геологоразведочных работ (ГРР), в тч опорно-параметрического бурения, привело к замедлению темпов исследования малоизученных районов и комплексов отложений бурением и как следствие - к снижению прироста ресурсов углеводородов во многих регионах.
В связи с этим повысился интерес к результатам исследований единичных скважин, которые вскрыли малоизученные комплексы отложений.
В КамНИИКИГС создана и постоянно пополняется комплексная база данных по глубоким и сверхглубоким параметрическим скважинам (более 300) основных НГП и перспективных районов России, включающая геолого-геофизические, геохимические, гидрогеологические и другие данные.
Особо важное значение придается скважинам, вскрывшим глубокие горизонты в регионах с развитой инфраструктурой добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья, а именно в европейской части России и Западной Сибири.
В связи с тем, что уровень изученности скважин часто не удовлетворяет современным требованиям (особенно это касается скважин, пробуренных недропользователями), база постоянно пополняется результатами дополнительных исследований разрезов, пород и флюидов, выполнявшихся в КамНИИКИГС.
Комплексный анализ материалов глубокого и сверхглубокого параметрического бурения в пределах тектонических элементов разного ранга позволяет заключить, что наиболее интересные, не всегда ожидаемые результаты получены для таких крупных тектонических элементов, как Передовые складки Урала, Печоро-Колвинский и Камско-Бельский рифейские авлакогены, Астраханский свод, Нижнепурский мегапрогиб (северная часть).
Передовые складки Урала (ПСУ), протянувшиеся относительно узкой полосой вдоль западной складчатой зоны Урала, в комплексе с примыкающими районами развития надвиговых дислокаций, несомненно, представляют интерес с точки зрения нефтегазоносности, так как аллохтонные и автохтонные комплексы отложений, как правило, представлены теми же основными литолого-фациальными толщами, которые включают залежи углеводородов в пределах платформенной части.
Известен ряд залежей в складчато-надвиговых зонах в Тимано-Печорской и на севере Волго-Уральской НГП. Основные залежи (Сурсайское, Исаневское и другие месторождения) приурочены к автохтонным и паравтохтонным частям надвиговых зон.
В то же время глубоким параметрическим бурением надвиговые зоны вскрыты небольшим числом скважин в основном 8 северных районах.
Так, параметрическая скважина 1-Верхняя Сочь, пробуренная за контуром Вуктыльского газоконденсатного месторождения с целью изучения поднадвиговых отложений западного склона Урала, вскрыла мощный комплекс аллохтонных отложений и породы паравтохтона.
Из пород паравтохтона в интервале 5170-5188 м получен приток конденсатного газа.
Установлено, что породы паравтохтона в целом подверглись гораздо меньшим катагенетическим преобразованиям (МКЗ-МК4), чем породы аллохтона (МК5-АК.1).
В скважине наблюдается инверсионная зональность катагенеза с глубиной, что довольно характерно для Передовых складок Урала [3].
Менее жесткие условия катагенеза ОВ пород повышают перспективность нефтегазоносности отложений паравтохтона.
Установлено также наличие карбонатных коллекторов значительной емкости на больших глубинах (ниже 4900 м). Параметрическая скважина 1 Тудырвож, пробуренная в зоне сочленения восточного борта Верхнепечорской впадины и Западно-Уральской складчатой области, вскрыла два тектонических блока: аллохтон (0-4470 м) и вниз до забоя сакмарско-средневизейские автохтонные отложения.
По комплексу данных карбонатные отложения автохтона могут рассматриваться как потенциальный резервуар, а тектоническое нарушение играет экранирующую роль.
Большинство скважин, пробуренных в Верхнепечорской и Косью-Роговской депрессиях, остановлено в аллохтонных частях надвигов.
Автохтоны, с которыми связывают новые перспективы нефтегазоносности на глубинах ниже 4,5-.5,0 км, остались не вскрытыми.
В Волимской параметрической скважине на юге Верхнепечорской депрессии были обнаружены следы предполагаемой разрушенной залежи нефти на границе аллохтона и автохтона (по данным Ю.А. Ехлакова и АН. Угрюмова, 2002), в шовной зоне надвига.
Более благоприятные условия для сохранности залежей наблюдались в автохтонной части разреза. Для Волимской скважины также характерна инверсионная зональность катагенеза [4].
Скважины 1П-Широковская, 755-ПСУ и др., пробуренные в центральной части ПСУ в Пермской области, вскрыли зоны с многочисленными смещениями по надвигам.
В автохтонных частях надвигов предположительно могли сохраниться залежи углеводородов.
Установлено, что ПСУ являются перспективным районом для повышения ресурсной базы углеводородов, однако развитие ГРР в этом регионе требует комплексного анализа результатов, уже полученных по данным глубокого параметрического бурения.
Прежде всего, это касается вопросов геологического строения, связанных как с положением границы между Предуральским прогибом и ПСУ (если она вообще есть?!), картированием зон надвигов, так и с корректным прогнозом зон надвиговых дислокаций по данным региональных геофизических исследований.
Кроме того, процессы формирования нефтегазоносности в районах ПСУ имеют свою специфику по сравнению с платформенными условиями. Так, нефтегазогенерирующие породы из-за повышенной степени катагенеза могут быть представлены в более широком стратиграфическом диапазоне, проявление главной фазы нефтеобразования, скорее всего, имело несколько импульсов и обеспечило развитие первичных залежей только в автохтоне, тогда как в аллохтонных частях разрезов доминировали процессы переформирования залежей.
Наблюдаемая в целом более высокая катагенетическая преобразованность органического вещества нефтегазоматеринских пород одних и тех же комплексов отложений в пределах ПСУ по сравнению с западными районами обеспечивает более высокую долю газов и газоконденсатов в ресурсах углеводородов.
В зонах развития инверсии ката генетической зональности в отложениях автохтонной части могут сохраниться коллекторы с хорошими свойствами. Вероятно, для выяснения многих вопросов геологического строения и формирования нефтегазоносности необходимо провести дополнительные специальные исследования разрезов глубоких параметрических скважин современными методами, тем более что многие из них пробурены в 1970-1980е гг.
Печоро-Колвинский авлакоген - один из самых крупных тектонических подразделений Тимано-Печорской НГП - долгое время привлекал внимание как перспективный район для обнаружения залежей углеводородов на больших глубинах [5].
Колвинская глубокая параметрическая (7057 м) и Тимано-Печорская глубокая опорная (6903 м) скважины изменили представления о строении и нефтегазоносности авлакогена [6].
Оказалось, что в районе Колвинского мегавала (по верхним горизонтам), где пробурена Колвинская скважина, авлакоген имел более древнее заложение, чем предполагалось ранее.
Толщина пород нижнего девона почти в 4 раза, а верхнего силура в 2 раза больше, чем обосновывалось по данным сейсморазведки, Нефтепроявления отмечены до глубины 4,5 км, газопроявления - до 5,2 км.
Нефтегазома-теринские свиты ниже 4 км выделены только в нижнедевонских отложениях. Установлено, что ниже 4,7-5,0 км в нижнедевонских и силурийских отложениях в условиях жесткого катагенеза (МК4-5 и выше) наблюдается разрушение нефтей вследствие интенсивных термальных деструктивных процессов, активизированных в силурийских отложениях присутствием сульфатных пород.
В результате в интервале 6482-7057 м обнаружена разрушенная залежь нефти, проявившаяся по высокому содержанию термально-метаморфизованных битумов в коллекторских интервалах [7].
В связи с отсутствием газоматеринских пород в силурийских отложениях отмечаются и низкие перспективы газоносности глубоких горизонтов в районе бурения.
Тимано-Печорская скважина [5], пробуренная в районе Среднепечорского поперечного поднятия, вскрыла терригенно-карбонатный разрез палеозоя, который в нижней части области развития локховских и эйфельских отложений девона имеет значительно большую толщину, чем предполагалось. В интервале 3920-6772 м отложения интенсивно насыщены пластовыми интрузиями долеритов.
Толщина их достигает 119 м.
В проектном разрезе они не были учтены, так как часть сейсмических горизонтов, связанных с интрузиями, отождествлялась с поверхностями нижнего девона и верхнего силура, вообще не вскрытого скважиной,
Нефтегазоматеринские породы с повышенным потенциалом встречены только в живетском ярусе девона и могли на основе анализа степени катагенеза и типа ОВ быть источником нефтегазоконденсатной залежи Западно-Соплесского месторождения в вышележащих отложениях. Ниже 4,7-4,9 км в разрезе нижнего и среднего девона нефтегазоматеринские породы с повышенным потенциалом не выявлены, что связано с литолого-фациальными особенностями отложений [5].
Как следствие в глубоких горизонтах ниже 4,3 км не отмечено нефтегазопроявлений.
Приведенные результаты не подтверждают представления о высоких перспективах нефтегазоносности глубоких горизонтов Печоро-Колвинского авлакогена.
По крайней мере, в зонах бурения самых глубоких скважин такие перспективы не выявлены.
Камско-Бельский авлакоген как крупная отрицательная структура рифейского осадконакопления, по мнению ряда исследователей [8], является перспективной территорией в Волго-Уральской НГП для поисков УВ сырья.
На востоке Русской плиты Камско-Бельский авлакоген занимает доминирующее положение по площади распространения и толщине рифейских отложений, однако на большей части территории авлакогена рифейские породы полностью не вскрыты.
Лишь единичные скважины прошли рифейские толщи и вскрыли фундамент (20005-Карачевская, 183-Мензелино-Актанышская в Татарстане). Наиболее достоверные сведения о строении и нефтегазоносности рифейских отложений имеются по западным и северным территориям (Камская впадина), где отмечается неглубокое залегание фундамента и рифейские породы вскрыты относительно большим числом скважин.
7 скважин, расположенных в разных частях зоны развития древних образований, имеют глубину более 5 км (1П-Сарапульская в Удмуртии, 82, 83-Орьебаш, 62-Кабаковская, 1-Кипчакская, 4-Аслы-Куль, 1-Леузинская в Башкортостане), более 10 пробуренных скважин имеют глубину 4 - 5 км (203-Бедряжская, 92-Ножовская, 14-Очерская в Пермской области, 7000 -Арлан, 1-Восточно-Аскинская, Кушкульская в Башкортостане, 133- Азинско-Пальниковская в Удмуртии и др.)
Выделяющиеся в рифейском структурном этаже нижнерифейский и средне-верхнерифейский ярусы имеют повсеместное распространение.
Нижний рифей на востоке Русской плиты является наиболее крупным подразделением, как верхнего протерозоя, так и осадочного чехла в целом.
Относительно полные разрезы нижнерифейских отложений вскрыты скважинами в Камской впадине: на территориях Пермской области, Удмуртии, Татарстана, северо-западе Башкортостана. В Вельском прогибе скважинами вскрыта лишь верхняя часть нижнерифейских пород.
Основные области накопления средне- и верхнерифейских отложений приурочены к Вольскому прогибу (Башкортостан). В Камском прогибе породы среднего и верхнего рифея имеют ограниченное распространение и развиты соответственно на юге и северо-востоке Пермской области (Орьебаш-Чернушинская тектоническая зона, северная часть Соликамской впадины, Колвинская седловина).
Нефтегазоносность в рифейских отложениях Волго-Уральской НГП зафиксирована на всей территории Камско-Вельского авлакогена и распространяется от нижнерифейских до средне-верхнерифейских отложений.
В нижнем рифее интенсивные и незначительные нефтегазопроявления отмечены в терригенных породах прикамской (57-Соколовская, 2-Сивинская), преимущественно в карбонатных отложениях калтасинской (203-Бедряжская, 41-Черновская, 14-Очерская, 1-Восточно-Аскинская, Поломская) и терригенных породах надеждинской (82-Орьебаш) свит.
В средне-верхнерифейских образованиях, имеющих распространение и большую толщину в Вельской впадине, нефтегазоносность связана с терригенными отложениями гожанской (тукаевской) свиты среднего рифея (Таныпская, Аряжская, Игровская, Восточно-Аскинская, Леузинская, Калтасинская, Кабаковская и другие площади), леонидовской, приютовской свит верхнего рифея (Кушкульская, Шкапово, Шиханская, Сергеевская, Леузинская и др.).
В Оренбургской области в разрезе леонидовской свиты на Ольховской площади (Ольховский микроавлакоген) обнаружены промышленные скопления нефти [9]. Наибольшая концентрация прямых признаков нефтегазоносности приурочена к северным и северо-западным бортам Камско-Бельского авлакогена и Орьебаш-Чернушинской приподнятой зоне. В восточных и юго-восточных частях авлакогена нефтегазоносность несколько меньше, что связано с небольшой глубиной и меньшим числом пробуренных скважин. По характеру распределения нефтегазоносности отмечается тенденция уменьшения количества нефтепроявлений и увеличения газопроявлений с севера и северо-запада на юг и юго-восток Камско-Бельского прогиба.
Основные нефтепроявления приурочены к калтасинской свите нижнего рифея и гожанской свите среднего рифея, а газопроявления сосредоточены в леонидовской свите верхнего рифея в Вельской впадине.
Имеющиеся геолого-геофизические данные указывают на развитие нефтегазоматеринских пород в рифейских отложениях, основная часть которых связана с калтасинской свитой нижнего рифея.
Геохимическими исследованиями ОВ пород установлено развитие миграционно-аккумуляционных процессов в рифейском комплексе, указывающих на возможность формирования залежей углеводородов [10], что подтверждается обнаружением коллекторов и флюидоупоров.
По данным исследований катагенетической зональности, в рифейских отложениях в отличие от вендских, где нефти подверглись гипергенным процессам, могут быть обнаружены относительно легкие нефти с хорошими товарными свойствами и даже нефтегазоконденсаты. В пользу этого свидетельствует, в частности, невысокое содержание смолистых и асфальтеновых компонентов во многих нефтепроявлениях в нижнем рифее. В скважина 203 Бедряжской площади удалось с достаточной степенью детальности проследить по разрезу рифейских отложений соотношение процессов генерации и аккумуляции УВ. При относительно низком нефтегазоматеринском потенциале пород по разрезу непрерывно встречаются зоны микроаккумуляции УВ (в основном жидких), при этом породы с повышенным нефтематеринским потенциалом располагаются ниже зоны микроаккумуляций.
Анализ геолого-геохимических материалов по скважинам, относительно детально изученным современными методами, в комплексе с данными по моделированию формирования нефтегазоносности в рифее показал, что на севере Камско-Бельского авлакогена:
1) процессы нефте- и газообразования в рифее могли происходить в каменноугольно-пермское время, что благоприятно для сохранения залежей;
2) нижняя граница существования нефтей находится на рубеже 4,5-4,6 км, ниже нефти подвергаются деструктивным процессам и повышаются перспективы поисков газа и газоконденсата;
3) коллекторские свойства рифейских пород определяются в основном вторичными процессами образования трещиноватости и кавернозности;
4) формирование залежей связано с процессами ограниченной латеральной миграции углеводородов.
В целом приведенные данные указывают на необходимость постановки специальных работ, направленных на исследование рифейских отложений Волго-Уральской НГП, которые являются новым объектом развития ресурсной базы углеводородов в европейской части России.
Подсолевые отложения Астраханского свода в последние годы были исследованы вплоть до девонских пород рядом скважин, пробуренных МПР РФ и Газпромом.
Нефтегазопроявления отмечаются в широком интервале глубин - до б км и более. До недавнего времени оставались неясными многие вопросы формирования нефтегазоносности Астраханского свода, которые получили ряд объяснений по результатам детальных исследований разрезов.
Так, Володарская параметрическая скважина 2 (5974 м), пробуренная за контуром Астраханского газоконденсатного месторождения, вскрыла в основном карбонатные интенсивно измененные вторичными процессами отложения серпуховского, визейского итурнейского ярусов карбона и фаменского яруса девона (литолого-стратиграфический разрез -по Ю.А. Ехлакову, А,Н. Угрюмову, 2003).
Во вскрытом разрезе не было зафиксировано не только нефтегазоматеринских свит, но и соответствующих пород. Несмотря на это, ниже башкирских отложений весь разрез пронизан продуктами деструкции нефти, а именно твердыми битумами. В ряде случаев (серпуховские отложения) эти битумы составляют основную часть (более 90%) нерастворимого в соляной кислоте остатка и снижают коллекторские параметры пород.
По результатам комплексных геохимических и микропетрографических исследований в фаменских, турнейских и визейских породах идентифицированы асфальтиты и в меньшей степени кериты (альбертиты), а в серпуховских отложениях, кроме того, - оксикериты.
Твердые битумы, вероятно, являются продуктами процессов деасфалътизации разной интенсивности смолистых нефтей при вертикальной миграции потоков углеводородного газа. Остаточная нефть по повышенным концентрациям хлороформенного битумоида (Бхл) и параметру S.1 пиролиза методом Rock Eval отмечается по всему вскрытому разрезу.
В верхних горизонтах по составу и типу битумоидов она более тяжелая (асфальтены 8- 14%, смолы 49-55%), в нижних - более легкая (асфальтены менее 7%) и в целом соответствует нефти, полученной при бурении на забое 5961 м (плотность 0,86 г/см3). Параметр S2 пиролиза методом Rock Eval полностью связан с составом твердых битумов, что не позволяет использовать его для определения степени катагенеза ОВ пород по максимальной температуре (Ттах) выхода углеводородов.
Приведенные данные полностью подтвердились при исследовании разрезов скважина 2-Девонской (Д-2, забой 7003 м) и З-Девонской (Д-3, забой 6290 м), пробуренных в контуре Астраханского газоконденсатного месторождения, за исключением того, что в глубоких горизонтах не зафиксированы нефтепроявления.
В разрезе скважины Д-2 на глубине 6518 м наблюдалось газопроявление. Впервые для Астраханского свода в глубоких горизонтах выявлены нефтегазоматеринские породы и свиты (в эмсских, эйфельских, живетских и нижнефранских отложениях), что позволяет обосновать формирование залежей углеводородов за счет вертикальной миграции, не привлекая для этого не подтвержденные современными исследованиями процессы дальней миграции из сопредельных районов свода, например из Сарпинского прогиба.
В живетских отложениях ОВ представлено в основном гумусовыми компонентами, в других нефтегазоматеринских свитах - гумусово-сапропелевыми.
Свиты находятся в жестких условиях катагенеза (МК4-МК5 и выше), что привело к истощению нефтяного потенциала до 90%. По результатам изучения скважина Д-2 и Д-3 нижняя граница существования нефтей («dead line») определена на глубине 5,6-5,7 км.
Получены данные о возможности развития в верхнедевонско-турнейских отложениях природных резервуаров со сложнопостроенными трещинными и каверновыми коллекторами с повышенными фильтрационными характеристиками.
В результате подтверждены высокие перспективы нефтегазоносности отложений, залегающих ниже освоенных глубин Астраханского свода, и получены новые данные о формировании нефтегазоносности, позволяющие более целенаправленно проводить геологоразведочные работы.
Проблема перспектив нефтегазоносности доюрских отложений севера Западной Сибири становится все более актуальной по мере исчерпания запасов в верхних горизонтах и до сих пор является предметом дискуссий.
Бурение глубоких и сверхглубоких скважин, особенно Тюменской (забой 7502 м), в Уренгойском НГР в осевой части Нижнепурского мегапрогиба позволило расширить представления о геологическом строении, нефтегазоносности и составе глубинных пород.
В настоящее время Тюменская сверхглубокая скважина (СГ-6) самая глубокая среди скважин, пробуренных в осадочных бассейнах России.
Применение разработанных в КамНИИКИГС системы комплексных исследований пород и флюидов и методологии научного сопровождения бурения глубоких и сверхглубоких скважин дало возможность получить качественно новую информацию.
Выполненный широкий комплекс ГИС, большой объем отобранного глубинного керна (около 1400 м), изученного детально на микропетрографическом, молекулярном и изотопном уровнях, широкий спектр исследований газов различных форм обеспечили объективную основу для геологических реконструкций и оценки перспектив глубоких горизонтов. Главные результаты, достигнутые при бурении и исследовании Тюменской скважины, заключаются в следующем [11, 12].
Впервые для севера Западной Сибири вскрыт и детально изучен наиболее полный разрез триасовых и юрских отложений. Триасовые отложения в верхней части представлены терригенными образованиями, в нижней - базальтами, сильно измененными вторичными процессами. Опровергнуты представления о непрерывном уплотнении терригенных пород и отсутствии коллекторов на больших глубинах; установлена значительная роль процессов разуплотнения.
Коллекторы разного типа ниже 5 км зафиксированы как в осадочных отложениях, так и в магматических толщах триаса. Установлены новые тенденции и закономерности развития коллекторов на больших глубинах. Выявлены флюидоупорные толщи в юрских и триасовых отложениях.
Получены данные, указывающие на доминирование в глубокопогруженных отложениях неструктурных ловушек УВ.
Нефтегазоматеринские и особенно газоматеринские породы зафиксированы в гораздо большем интервале глубин, чем предполагалось. В триас-нижне-среднеюрских отложениях доминируют породы с повышенным газовым генерационным потенциалом.
Установлена нижняя граница обнаружения нефтяных залежей («deadline»), которая в районе бурения соответствует глубине 4,7-5,0 км.
От баженовской свиты до юрских и триасовых осадочных отложений и далее в базальтовых толщах зафиксирована периодическая пульсационная обогащенность отложений углеводородными газами с долей метана, повышающейся с глубиной.
Все эти данные подтверждены и результатами исследований находящейся в бурении Ен-Яхинской сверхглубокой параметрической скважины (забой на 01.01.2005 г. 7075 м), что указывает на региональный характер многих процессов на больших глубинах.
Впервые для севера Западной Сибири по результатам испытаний СГ-6 в условиях высоких температур (более 150°С) и аномальных давлений (Ка > 1,7) с глубины 6,6 км из толщи сильно измененных базальтов получены притоки газа, обогащенного метаном. На основе анализа структурных условий, коллекторских свойств пород и параметров испытаний можно заключить, что вскрыта относительно крупная газовая залежь [12].
Таким образом, уже первые результаты анализа данных глубокого и сверхглубокого параметрического бурения показывают, что новые направления развития ресурсной базы углеводородов России могут быть связаны с целенаправленными геологоразведочными работами, в первую очередь, в пределах Передовых складок Урала, в относительно глубоко погруженных допалеозойских, в частности, рифейских, отложениях Волго-Уральской НГП, девонских и турнейских породах Астраханского свода и триасовых комплексах пород в северных районах Западной Сибири. В 2004 г. впервые за последние 15 лет Министерство природных ресурсов РФ обратило внимание на необходимость разработки программы опорно-параметрического бурения в стране: на конкурс ГРР выставлена соответствующая тематика.
Вероятно, необходимо разрабатывать специальные подпрограммы по выделенным новым объектам работ, что связано со спецификой их геологического строения и более сложными, чем в осваиваемых горизонтах, условиями формирования нефтегазоносности.
Литература
1. Хахаев Б.Н., Певзнер Л.А. и др. Состояние и перспективы развития глубокого и сверхглубокого параметрического бурения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2001. - № 11-С. 3-7.
2. Соборнов К.О., Скрипий А.А. Покровно-надвиговая структура осадочного чехла зоны сочленения Вельской впадины и Башкирского антиклинория Южного Урала // Доклады РАН. -1993. - Т. 333. - N9 2. - С. 242-245.
3. Глубинное строение западного склона Урала в районе Сочьинской антиклинали (по данным бурения параметрической скважины 1-Верхняя Сочъ) / Под ред. В.А, Дедеева. - Сыктывкар, 1997. - 80 с.
4. Сиротенко О.И., Дурникин В.И., Матяшов СВ., Карасева Т.В. Ресурсы углеводородов верхнедевонско-турнейских отложений южной части Верхнепечорской депрессии (по данным объемно-генетического метода) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. - № 12. - С. 15-18.
5. Ехлаков Ю.А., Горбачев В.И., Белоконь Т.В. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (по результатам исследования Тимано-Печорской глубокой опорной и Колвинской параметрической скважин). - Пермь, 2000. - 330 с.
6. Максимов СП., Дикенштейн Г.Х., Лоджевская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. - М.: Недра, 1984. - С. 6-108.
7. Санфирова С.С., Белоконь Т.В. Формы нахождения твердых битумов в силурийских отложениях Колвинской глубокой скважины как отражение процессов миграции, аккумуляции и деструкции нефти / Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности: Сб. науч. тр. / КамНИИКИГС. - Пермь, 2000. - С. 81-87.
8. Белоконь Т.В., Горбачев В.П., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. - Пермь, 2001. - 108 с.
9. Жуков И.М., Макарова СП., Новицкий Ю.В. и др. Древние микроавлакогены - новые объекты поиска нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1990. - № 12. - С. 2-4.
Автор: В. Карасева, В. Горбачев, Г. Беляева, С Башкова, А. Белоконь
