Ключевые слова

2411-3336

2541-9404

Записки Горного института

Journal of Mining Institute

Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины ΙΙ

Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University

OCPXEH

pmi-16171

https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/16171

Геология

Geology

Assessment of the contribution of Precambrian deposits in forming the petroleum potential of the eastern part of the Volga-Urals basin using results of modeling

Оценка вклада докембрийских отложений в формировании нефтеносности восточной части Волго-Уральского бассейна по результатам моделирования

Kozhanov

Dmitrii D.

Кожанов

Д. Д.

Kozhanov

Dmitrii D.

dmitriikozhanov@yandex.ru

0000-0002-2641-918X

Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова (Москва, Россия) Lomonosov State University (Moscow, Russia)

Bolshakova

Mariya

Большакова

М. А.

Bolshakova

Mariya

m.bolshakova@oilmsu.ru

0000-0001-9240-291X

Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова (Москва, Россия) Lomonosov State University (Moscow, Russia)

08 04 2024

2024

266 199 217 28 02 2023 05 03 2024 25 04 2024

2024

Д. Д. Кожанов, М. А. Большакова

Dmitrii D. Kozhanov, Mariya Bolshakova

Эта статья доступна по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0)

This article is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License (CC BY 4.0)

https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/16171

Рассмотрены результаты геохимического анализа органического вещества и нефтей протерозоя (RF-V комплекс) и палеозоя (продуктивные интервалы D2, D3, C1-2) восточной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. Полученные данные подкреплены результатами 2D-бассейнового моделирования по четырем региональным профилям, два из которых расположены в Камской и два в Бельской частях Камско-Бельского авлакогена. Скорректированы ранее полученные данные о степени катагенетической преобразованности нефтегазоматеринских толщ рифей-вендского нефтегазоносного комплекса, построены карты катагенеза. Приводятся новые доказательства наличия докембрийских нефтей в продуктивных комплексах палеозоя. Изучаемые нефти являются смешанными – образованными за счет продуктов генерации нефтегазоматеринских толщ рифея, венда и палеозоя (девонского и раннекаменноугольного возраста). По результатам моделирования выявлено, что основными нефтегазоматеринскими толщами в RF-V комплексе Камской части Камско-Бельского авлакогена являются отложения калтасинской свиты нижнего рифея и верещагинской свиты верхнего венда, в Бельской – толщи калтасинской, кабаковской, ольховской, приютовской, шиханской и леузинской свит рифея и старопетровские отложения в венде. Установлено, что увеличение интервала главной зоны нефтеобразования и газообразования происходит в юго-восточном направлении. В обеих впадинах Камско-Бельского авлакогена выделяется единая нефтяная система, функционирующая в отложениях стратиграфического интервала от рифея до нижнего карбона. В ее составе в качестве основных нефтегазоматеринских толщ рассматриваются толщи рифея-венда, коллектора приурочены к карбонатному комплексу рифея, терригенным отложениям верхнего венда и среднего девона, а покрышкой служат породы верхнего девона-турне.

Consideration is given to results of geochemical analysis of organic matter and oils of the Proterozoic (the RF-V complex) and the Paleozoic (the pay intervals D2, D3, C1-2) of the eastern part of the Volga-Urals petroleum basin. The obtained data is corroborated by results of 2D basin modeling along four regional profiles two of which are situated in the Kama and two in the Belaya parts of the Kama-Belaya aulacogen. An update is given to earlier data on degree of catagenetic alteration of oil/gas source rocks of the Riphean-Vendian play, maps of catagenesis are constructed. New evidence is provided concerning presence of Precambrian oils in the Paleozoic plays. The oils under investigation are mixed – those formed from generation products of the Precambrian (Riphean, Vendian) and Paleozoic (Devonian and Early Carboniferous) source rock intervals. The results of modeling have shown that the principal source rock intervals in the RF-V play of the Kama part of the Kama-Belaya aulacogen are deposits of the Kaltasy formation of the Lower Riphean and the Vereshchagino formation of the Upper Vendian, while in the Belaya part these are rocks of the Kaltasy, Kabakov, Olkhovo, Priyutovo, Shikhan and Leuza formations of the Riphean and the Staropetrovo formation of the Vendian. It is found that the interval of the main oil and gas window increases in the southeastward direction. In both depressions of the Kama-Belaya aulacogen, a single oil play is distinguished that functions within the stratigraphic interval from the Riphean to the Lower Carboniferous. As the principal petroleum source rock intervals within this play, Riphean-Vendian deposits are considered, reservoirs are confined to the Riphean carbonate complex, Upper Vendian and Middle Devonian clastic deposits, while the Upper Devonian – Tournaisian deposits serve as the upper seal.

Ключевые слова Волго-Уральский бассейн бассейновое моделирование геохимия органическое вещество докембрий нефтяная система

Keywords Volga-Urals basin basin modeling geochemistry organic matter Precambrian oil play

Сергеева Н.Д., Пучков В.Н. Стратиграфическая схема рифея и венда Волго-Уральской области (изменения и дополнения) // Геологический сборник № 12. Информационные материалы. СПб., 2015. С. 3-22.

Sergeeva N.D., Puchkov V.N. The stratigraphic scheme of the Riphean and Vendian of the Volga-Ural province (changes and additions). Geological collected volume N 12. Newsletter. 2015, p. 3-22 (in Russian).

Гиниятова Л.Ф., Башкова С.Е., Карасева Т.В. Анализ развития рифей-вендских отложений северо-восточной части Волго-Уральской НГП в связи с их нефтегазоносностью // Вестник Пермского университета. Геология. 2017. Т. 16. № 3. С. 275-282. DOI: 10.17072/psu.geol.16.3.275

Giniyatova L.F., Bashkova S.E., Karaseva T.V. The Analysis of Oil and Gas Potential of the Riphean-Vendian Deposits of the Northeast Part of the Volga-Ural Oil and Gas Province. Bulletin of Perm University. Geology. 2017. Vol. 16. N 3, p. 275-282 (in Russian). DOI: 10.17072/psu.geol.16.3.275

Кожанов Д.Д., Большакова М.А., Хопта И.С. и др. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности рифей-вендских отложений северной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна // Георесурсы. 2021. Т. 23. № 2. С. 73-86. DOI: 10.18599/grs.2021.2.7

Kozhanov D.D., Bolshakova M.A., Khopta I.S. et al. Geology and geochemistry of Riphean-Vendian petroleum system (the Northern part of the Volga-Ural Basin). Georesources. 2021. Vol. 23. N 2, p. 73-86 (in Russian). DOI: 10.18599/grs.2021.2.7

Проворов В.М., Неганов В.М., Передреева Г.Л. и др. Перспективы нефтегазоносности рифейвендских отложений Бедряжской площади и сопредельных районов Калтасинского авлакогена // Вестник Пермского университета. Геология. 2007. Вып. 4 (9). С. 32-45.

Provorov V.M., Neganov V.M., Peredreeva G.L. et al. Prospects on oil and gaz of Ripherian-Vendian deposits of Bedriazhskaia and adjoining areas of Kaltasinsky aulacogen. Bulletin of Perm University. Geology. 2007. Iss. 4 (9), p. 32-45 (in Russian).

Лозин Е.В. Глубинное строение и нефтегазоносность Волго-Уральской области и смежных территорий // Литосфера. 2002. № 3. С. 46-48.

Lozin Ye.V. Abyssal structure and oil and gas content of the Volga-Ural area and adjoining territories. Lithosphere. 2002. N 3, p. 45-68 (in Russian).

Постников Д.В., Удовиченко Э.М. Анатектиты и метасоматиты в составе отложений докембрия северных районов Русской платформы // Доклады Академии наук СССР. 1969. Т. 184. № 3. С. 672-675.

Postnikov D.V., Udovichenko E.M. Anatectites and metasomatitic rocks in the composition of Precambrian deposits in the northern parts of the Russian Platform. Reports of the USSR Academy of Sciences. 1969. Vol. 184. N 3, p. 672-675 (in Russian).

Allen P.A., Allen J.R. Basin Analysis: Principles and Application to Petroleum Play Assessment. Wiley-Blackwell, 2013. 632 p.

Канев А.С., Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Перспективы нефтеносности отложений доманикового типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ. Сборник научных статей, 24-26 ноября 2017, Пермь, Россия. Пермь: Пермский государственный национальный исследовательский университет, 2017. С. 139-148.

Kanev A.S., Fortunatova N.K., Shvets-Teneta-Gury A.G. Оil potential of the domanic type sediments of Volgo-Ural oil-and-gas province. New Directions of Oil and Gas Geology and Geochemistry. Development of Geological Exploration Works. Collection of refereed article, 24-26 November 2017, Perm, Russia. Perm: Perm State National Research University, 2017, p. 139-148 (in Russian).

Масагутов Р.Х., Минкаев В.Н., Илеменова О.Д. Комплексное геолого-геохимическое изучение доманиковых отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (на примере Башкортостана) // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. Сборник докладов научно-практических конференций журнала «Нефтяное хозяйство» 2017 г. М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2018. С. 65-78.

Masagutov R.Kh., Minkaev V.N., Ilemenova O.D. Integrated study of geology and geochemistry of the Domanik formation. in the Volga-Urals petroleum province (a case study from the Republic of Bashkortostan). Actual Problems of Oil Industry. The Collection of Reports of Scientific and Practical Conferences held by Oil Industry Journal in 2017. Moscow: Neftyanoye Khozyaistvo publishers, 2018, p. 65-78 (in Russian).

Конторович А.Э., Трофимук А.А., Башарин А.К. и др. Глобальные закономерности нефтегазоносности докембрия Земли // Геология и геофизика. 1996. Т. 37. № 8. С. 6-42.

Kontorovich А.Е., Trofimuk А.А., Basharin А.К. et al. Global regularities of the Earth’s Precambrian petroleum potential. Russian Geology and Geophysics. 1996. Vol. 37. N 8, p. 6-42 (in Russian).

Ситар К.А., Георгиевский Б.В., Большакова М.А., Сауткин Р.С. Комплексная оценка условий формирования нефтегазоматеринского потенциала отложений неопротерозоя // Георесурсы. 2022. Т. 24. № 2. С. 47-59. DOI: 10.18599/grs.2022.2.8

Sitar K.A., Georgievskiy B.V., Bolshakova M.A., Sautkin R.S. Comprehensive evaluation of Neoproterozoic source rocks formation. Georesources. 2022. Vol. 24. N 2, p. 47-59 (in Russian). DOI: 10.18599/grs.2022.2.8

Young G.M. Aspects of the Archean-Proterozoic transition: How the great Huronian Glacial Event was initiated by rift-related uplift and terminated at the rift-drift transition during break-up of Lauroscandia // Earth-Science Reviews. 2019. Vol. 190. P. 171-189. DOI: 10.1016/j.earscirev.2018.12.013

Young G.M. Aspects of the Archean-Proterozoic transition: How the great Huronian Glacial Event was initiated by rift-related uplift and terminated at the rift-drift transition during break-up of Lauroscandia. Earth-Science Reviews. 2019. Vol. 190, p. 171-189. DOI: 10.1016/j.earscirev.2018.12.013

Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. Cambridge: Cambridge University Press, 2004. Vol. 2. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History. 1155 p. DOI: 10.1017/CBO9781107326040

McKirdy D.M., Hahn J.H. Composition of Kerogen and Hydrocarbons in Precambrian Rocks // Mineral Deposits and the Evolution of the Biosphere. Dahlem Workshop Report. Berlin: Springer, 1982. Vol. 3. P. 123-154. DOI: 10.1007/978-3-642-68463-0_8

McKirdy D.M., Hahn J.H. Composition of Kerogen and Hydrocarbons in Precambrian Rocks. Mineral Deposits and the Evolution of the Biosphere. Dahlem Workshop Report. Berlin: Springer, 1982. Vol. 3, p. 123-154. DOI: 10.1007/978-3-642-68463-0_8

Agrawal V., Sharma S. Testing Utility of Organogeochemical Proxies to Assess Sources of Organic Matter, Paleoredox Conditions, and Thermal Maturity in Mature Marcellus Shale // Frontiers in Energy Research. 2018. Vol. 6. № 42. DOI: 10.3389/fenrg.2018.00042

Agrawal V., Sharma S. Testing Utility of Organogeochemical Proxies to Assess Sources of Organic Matter, Paleoredox Conditions, and Thermal Maturity in Mature Marcellus Shale. Frontiers in Energy Research. 2018. Vol. 6. N 42. DOI: 10.3389/fenrg.2018.00042

Woltz C.R., Porter S.M., Agić H. Total organic carbon and the preservation of organic-walled microfossils in Precambrian shale // Geology. 2021. Vol. 49. № 5. vP. 556-560. DOI: 10.1130/G48116.1

Woltz C.R., Porter S.M., Agić H. Total organic carbon and the preservation of organic-walled microfossils in Precambrian shale. Geology. 2021. Vol. 49. N 5, p. 556-560. DOI: 10.1130/G48116.1

Melnik D.S., Parfenova T.M. Aromatic Hydrocarbons and Dibenzothiophenes from the Late Neoproterozoic Khatyspyt Formation (Siberian Platrofm) // 30th International Meeting on Organic Geochemistry, 12-17 September 2021, Montpellier, France. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. Vol. 2021. 2 p. DOI: 10.3997/2214-4609.202134203

Melnik D.S., Parfenova T.M. Aromatic Hydrocarbons and Dibenzothiophenes from the Late Neoproterozoic Khatyspyt Formation (Siberian Platrofm). 30th International Meeting on Organic Geochemistry, 12-17 September 2021, Montpellier, France. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. Vol. 2021, p. 2. DOI: 10.3997/2214-4609.202134203

Parfenova T.M., Melnik D.S. First insights into organic geochemistry of the Late Neoproterozoic Kharayutekh formation, Northeastern Siberia // 30th International Meeting on Organic Geochemistry, 12-17 September 2021, Montpellier, France. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. 2 p. DOI: 10.3997/2214-4609.202134024

Parfenova T.M., Melnik D.S. First insights into organic geochemistry of the Late Neoproterozoic Kharayutekh formation, Northeastern Siberia. 30th International Meeting on Organic Geochemistry, 12-17 September 2021, Montpellier, France. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021, p. 2. DOI: 10.3997/2214-4609.202134024

Spaak G., Weijers J., Akbas F. et al. Significance of long chain alkylated aromatic compounds for Neoproterozoic-Cambrian petroleum systems // Third EAGE Geochemistry Workshop. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. 6 p. DOI: 10.3997/2214-4609.2021623003

Spaak G., Weijers J., Akbas F. et al. Significance of long chain alkylated aromatic compounds for Neoproterozoic-Cambrian petroleum systems. Third EAGE Geochemistry Workshop. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021, p. 6. DOI: 10.3997/2214-4609.2021623003

Дахнова М.В., Жеглова Т.П., Можегова С.В. Генерационные характеристики ОВ и распределение биомаркеров в битумоидах нефтематеринских пород рифея, венда и кембрия Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5-6. С. 953-961.

Dakhnova M.V., Zheglova T.P., Mozhegova S.V. Generation characteristics of organic matter and distribution of biomarkers in bitumens of the Riphean, Vendian, and Cambrian source rocks of the Siberian Platform. Russian Geology and Geophysics. 2014. Vol. 55. N 5-6, p. 755-762. DOI: 10.1016/j.rgg.2014.05.018

Каширцев В.А., Советов Ю.К., Костырева Е.А. и др. Новый гомологический ряд молекул-биометок из вендских отложений Бирюсинского Присаянья // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 6. С. 698-702.

Kashirtsev V.A., Sovetov Y.K., Kostyreva E.A. et al. New homologous series of biomarker molecules from Vendian deposits of the Sayan-adjacent Biryusa area. Russian Geology and Geophysics. 2009. Vol. 50. N 6, p. 541-545. DOI: 10.1016/j.rgg.2008.12.001

Craig J., Biffi U., Galimberti R.F. et al. The palaeobiology and geochemistry of Precambrian hydrocarbon source rocks // Marine and Petroleum Geology. 2013. Vol. 40. P. 1-47. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2012.09.011

Craig J., Biffi U., Galimberti R.F. et al. The palaeobiology and geochemistry of Precambrian hydrocarbon source rocks. Marine and Petroleum Geology. 2013. Vol. 40, p. 1-47. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2012.09.011

Swanner E.D., Maisch M., Wu W., Kappler A. Oxic Fe(III) reduction could have generated Fe(II) in the photic zone of Precambrian seawater // Scientific Reports. 2018. Vol. 8. № 4238. DOI: 10.1038/s41598-018-22694-y

Swanner E.D., Maisch M., Wu W., Kappler A. Oxic Fe(III) reduction could have generated Fe(II) in the photic zone of Precambrian seawater. Scientific Reports. 2018. Vol. 8. N 4238. DOI: 10.1038/s41598-018-22694-y

Tosca N.J., Jiang C.Z., Rasmussen B., Muhling J. Products of the iron cycle on the early Earth // Free Radical Biology and Medicine. 2019. Vol. 140. P. 138-153. DOI: 10.1016/j.freeradbiomed.2019.05.005

Tosca N.J., Jiang C.Z., Rasmussen B., Muhling J. Products of the iron cycle on the early Earth. Free Radical Biology and Medicine. 2019. Vol. 140, p. 138-153. DOI: 10.1016/j.freeradbiomed.2019.05.005

Dongya Zhu, Quanyou Liu, Jingbin Wang et al. Transition of seawater conditions favorable for development of microbial hydrocarbon source – Reservoir assemblage system in the Precambrian // Precambrian Research. 2022. Vol. 374. № 106649. DOI: 10.1016/j.precamres.2022.106649

Dongya Zhu, Quanyou Liu, Jingbin Wang et al. Transition of seawater conditions favorable for development of microbial hydrocarbon source – Reservoir assemblage system in the Precambrian. Precambrian Research. 2022. Vol. 374. N 106649. DOI: 10.1016/j.precamres.2022.106649

Кузнецов В.Г. Геохимические обстановки седиментации докембрия // Литология и полезные ископаемые. 2020. № 2. С. 117-130. DOI: 10.31857/S0024497X20010036

Kuznetsov V.G. Geochemical Environments of Precambrian Sedimentation. Lithology and Mineral Resources. 2020. Vol. 55. Iss. 2, p. 99-110. DOI: 10.1134/S0024490220010034

Peng Liu, Yonggang Liu, Yiran Peng et al. Large influence of dust on the Precambrian climate // Nature Communications. 2020. Vol. 11. № 4427. DOI: 10.1038/s41467-020-18258-2

Peng Liu, Yonggang Liu, Yiran Peng et al. Large influence of dust on the Precambrian climate. Nature Communications. 2020. Vol. 11. N 4427. DOI: 10.1038/s41467-020-18258-2

Орлова А.Ю., Хисамов Р.С., Базаревская В.Г. и др. Геохимия органического вещества отложений карбонатного девона Южно-Татарского свода // Георесурсы. 2021. Т. 23. № 2. С. 87-98. DOI: 10.18599/grs.2021.2.8

Orlova A.Yu., Khisamov R.S., Bazarevskaya V.G. et al. Geochemistry of organic matter in carbonate Devonian sediments of the South Tatar arch. Georesources. 2021. Vol. 23. N 2, p. 87-98. DOI: 10.18599/grs.2021.2.8

Bazhenova O.K., Bazhenova T.K., Fadeeva N.P. Upper Proterozoic Formations of Russian Plate-Independent Petroleum Systems // 67th EAGE Conference & Exhibition, 13-16 June 2005, Madrid, Spain. European Association of Geoscientists & Engineers, 2005. DOI: 10.3997/2214-4609-pdb.1.P143

Bazhenova O.K., Bazhenova T.K., Fadeeva N.P. Upper Proterozoic Formations of Russian Plate-Independent Petroleum Systems. 67th EAGE Conference & Exhibition, 13-16 June 2005, Madrid, Spain. European Association of Geoscientists & Engineers, 2005. DOI: 10.3997/2214-4609-pdb.1.P143

Бушнев Д.А., Смирнов М.Б., Бурдельная Н.С., Валяева О.В. Молекулярные и структурно-групповые особенности нефтей верхнего девона Тимано-Печорской провинции // Геохимия. 2017. № 9. С. 811-823. DOI: 10.7868/S0016752517080027

Bushnev D.A., Smirnov M.B., Burdel’naya N.S., Valyaeva O.V. Molecular and structural-group characteristics of hydrocarbons in Late Devonian oils of the Timan–Pechora Province. Geochemistry International. 2017. Vol. 55. Iss. 9, p. 802-813. DOI: 10.1134/S001670291708002X

Radke M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils // Marine and Petroleum Geology. 1988. Vol. 5. Iss. 3. P. 224-236. DOI: 10.1016/0264-8172(88)90003-7

Radke M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils. Marine and Petroleum Geology. 1988. Vol. 5. Iss. 3, p. 224-236. DOI: 10.1016/0264-8172(88)90003-7

Abay T.B., Fossum K., Karlsen D.A. et al. Petroleum geochemical aspects of the Mandawa Basin, coastal Tanzania: the origin of migrated oil occurring today as partly biodegraded bitumen // Petroleum Geosience. 2021. Vol. 27. Iss. 1. № petgeo2019-050. DOI: 10.1144/petgeo2019-050

Abay T.B., Fossum K., Karlsen D.A. et al. Petroleum geochemical aspects of the Mandawa Basin, coastal Tanzania: the origin of migrated oil occurring today as partly biodegraded bitumen. Petroleum Geoscience. 2021. Vol. 27. Iss. 1. N petgeo2019-050. DOI: 10.1144/petgeo2019-050

Галимов Э.М., Винниковский С.А., Пьянков Н.А., Кузнецова Н.Г. Генетические типы нефтей Пермского Прикамья по изотопному составу углерода // Геология нефти и газа. 1972. № 1. С. 33-39.

Galimov E.M., Vinnikovskii S.A., Pyankov N.A., Kuznetsova N.G. Genetic types of oils of the Permian Near Kama region by isotopic composition of carbon. Oil and Gas Geology. 1972. N 1, p. 33-39 (in Russian).

Козлова И.А., Шадрина М.А. Геолого-геохимическая оценка возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. 2013. Т. 12. № 8. С.18-27.

Kozlova I.A., Shadrina M.A. Geological and geochemical assessment of oil and gas in the upper proterozoic possibility sediments in the Perm region. Bulletin of Perm National Research Polytechnic University. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining. 2013. Vol. 12. N 8, p. 18-27 (in Russian).

Баженова Т.К. Нефтегазоматеринские формации древних платформ России и нефтегазоносность // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 4. 29 с. DOI: 10.17353/2070-5379/45_2016

Bazhenova T.K. Petroleum source formations of the Russian ancient platforms and their petroleum potential. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya i Praktika. 2016. Vol. 11. N 4, p. 29 (in Russian). DOI: 10.17353/2070-5379/45_2016

Кузнецов Н.Б., Керимов В.Ю., Осипов А.В. и др. Эволюция, геодинамика поднадвиговых зон Предуральского краевого прогиба и геомеханическое моделирование формирования скоплений углеводородов // Геотектоника. 2018. № 3. С. 3-20. DOI: 10.7868/S0016853X18030013

Kuznetsov N.B., Kerimov V.Y., Osipov A.V. et al. Geodynamics of the Ural Foredeep and Geomechanical Modeling of the Origin of Hydrocarbon Accumulations. Geotectonics. 2018. Vol. 52. N 3, p. 297-311. DOI: 10.1134/S0016852118030044

Prischepa O., Nefedov Y., Nikiforova V., Ruiming X. Raw material base of Russia’s unconventional oil and gas reserves (hydrocarbons shale strata) // Frontiers in Earth Science. 2022. Vol. 10. 22 p. DOI: 10.3389/feart.2022.958315

Prischepa O., Nefedov Y., Nikiforova V., Ruiming X. Raw material base of Russia’s unconventional oil and gas reserves (hydrocarbons shale strata). Frontiers in Earth Science. 2022. Vol. 10, p 22. DOI: 10.3389/feart.2022.958315

Корякин С.Ю., Львовская Я.Л. Прогноз нефтегазоносности слабоизученной территории восточной части Ракшинской седловины, Висимской моноклинали и южного окончания Камского свода на основе седиментационного и бассейнового моделирования // Геология нефти и газа. 2022. № 5. С. 31-38. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-5-31-38

Koryakin S.Yu., L’vovskaya Ya.L. Underexplored territory of eastern part of Rakshinsky Saddle, Visimsky Monocline, and southern end of Kamsky Arch: prediction of oil and gas occurrence using depositional and basin modelling. Russian Oil and Gas Geology. 2022. № 5, p. 31-38 (in Russian). DOI: 10.31087/0016-7894-2022-5-31-38

Koryakin S.Yu., Lvovskaya Ya.L., Vinokurova E.E. et al. Forecast of Oil and Gas Potential of the Devonian Terrigenous Complex in Central Part of the Perm Region Based on the Results of Sedimentation and Basin Modeling // Geomodel, 6-10 September 2021, Gelendzhik, Russia. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. Vol. 2021. 6 p. DOI: 10.3997/2214-4609.202157028

Koryakin S.Yu., Lvovskaya Ya.L., Vinokurova E.E. et al. Forecast of Oil and Gas Potential of the Devonian Terrigenous Complex in Central Part of the Perm Region Based on the Results of Sedimentation and Basin Modeling. Geomodel, 6-10 September 2021, Gelendzhik, Russia. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. Vol. 2021, p. 6. DOI: 10.3997/2214-4609.202157028