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

JPUKCM

pmi-16249

https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/16249

Геология

Geology

Assessment of the influence of lithofacies conditions on the distribution of organic carbon in the Upper Devonian “Domanik” deposits of the Timan-Pechora Province

Оценка влияния литолого-фациальных условий на распределение органического углерода в «доманиковых» верхнедевонских отложениях Тимано-Печорской провинции

Prishchepa

Oleg M.

Прищепа

О. М.

Prishchepa

Oleg M.

omp2007_61@mail.ru

0000-0001-8404-7073

Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II (Санкт-Петербург, Россия) Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University (Saint Petersburg, Russia)

Sinitsa

Nikita V.

Синица

Н. В.

Sinitsa

Nikita V.

omp2007_61@mail.ru

0009-0001-9508-0749

Ibatullin

Aidar Kh.

Ибатуллин

А. Х.

Ibatullin

Aidar Kh.

raida785@mail.ru

0000-0001-6591-2957

20 06 2024

2024

268 535 551 21 05 2023 02 05 2024 26 08 2024

2024

О. М. Прищепа, Н. В. Синица, А. Х. Ибатуллин

Oleg M. Prishchepa, Nikita V. Sinitsa, Aidar Kh. Ibatullin

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/16249

Изучение высокоуглеродистых формаций вызвано как сокращением сырьевой базы нефти в результате ее добычи, так и успехами освоения низкопроницаемых сланцевых толщ, в первую очередь в США, Австралии и Китае. Наиболее значимы формации, распространенные в традиционных районах добычи углеводородов, – в Западно-Сибирской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской, Северо-Предкавказской и Лено-Тунгусской нефтегазоносных провинциях. Особенности высокоуглеродистой формации позднедевонско-раннекаменно-угольного времени, сформировавшейся в восточной краевой части Восточно-Европейской платформы, – неоднородность разреза, обусловленная интенсивной проградацией карбонатной платформы в направлении с запада на восток; последовательная смена литолого-фациальных обстановок, определивших неравномерность первичного накопления и вторичного распределения содержания органического вещества (ОВ); возможность эмиграции или сохранения в толще генерации на этапах погружения подвижных частей битумидов, определивших перспективы нефтегазоносности. Изучались закономерности распределения текущего содержания ОВ в зависимости от литолого-фациальных условий и литологического состава пород в верхнедевонско-турнейских отложениях «доманикового типа» Тимано-Печорской провинции (ТПП), степень его преобразованности для приведения к начальному содержанию органического углерода и дальнейшей оценке доли сохраненной «подвижной нефти» в нефтегазоматеринской формации. Исследование выполнено на основе анализа массива данных содержания органического углерода образцов керна и естественных обнажений Ухтинского района доманиково-турнейской части разреза, включающего более 5000 определений, представленных в отчетах и публикациях ВНИГРИ и ВНИГНИ, дополненных проведенными пиролитическими, битуминологическими анализами, увязанными с результатами микротомографического, макро- и литологического изучения и описаниями шлифов, выполненных в Санкт-Петербургском горном университете. Для каждой тектонической зоны ТПП в пределах изученных высокоуглеродистых интервалов установлено содержание суммарных объемов органического углерода. Полученные данные позволят оценить остаточную массу подвижных битумоидов в низкопроницаемой матрице высокоуглеродистой формации.

The study of high-carbon formations was instigated both by the decreasing raw material base of oil as a result of its extraction, and by the progress in development of low-permeability shale strata, primarily in the USA, Australia, and China. The most valuable formations occur in traditional hydrocarbon production areas – the West Siberian, Volga-Ural and Timan-Pechora, North Pre-Caucasian and Lena-Tunguska oil and gas provinces. Specific features of the Late Devonian-Early Carboniferous high-carbon formation occurring in the eastern marginal part of the East European Platform are: heterogeneous section due to intense progradation of the carbonate platform from west to east; succession of lithofacies environments that determined the unevenness of the primary accumulation and secondary distribution of organic matter (OM); possible migration or preservation in the source strata during the subsidence stages of the moving parts of bitumides, which determined the prospects for oil and gas potential. The distribution pattern of the present OM content was investigated depending on lithofacies conditions and lithological composition of rocks in the “Domanik type” Upper Devonian-Tournaisian deposits in the Timan-Pechora Province (TPP), its transformation degree to bring it to the initial content of organic carbon and further estimation of the share of stored “mobile oil” in oil and gas source formation. The study was based on the analysis of the data set on organic carbon content in core samples and natural exposures in the Ukhta Region in the Domanik-Tournaisian part of the section including more than 5,000 determinations presented in reports and publications of VNIGRI and VNIGNI and supplemented by pyrolytic and bituminological analyses associated with the results of microtomographic, macro- and lithological studies and descriptions of thin sections made at the Saint Petersburg Mining University. For each tectonic zone of the TPP within the investigated high-carbon intervals, the content of total volumes of organic carbon was determined. The data obtained allow estimating the residual mass of mobile bitumoids in a low-permeability matrix of the high-carbon formation.

Ключевые слова отложения доманикового типа фация формация органическое вещество осадочный бассейн литологический тип углеводороды нефть газ

Keywords Domanik type deposits facies formation organic matter sedimentary basin lithological type hydrocarbons oil gas

Гуpаpи Ф.Г. Доманикиты и их нефтегаозоносность // Советская геология. 1980. № 11. С.3-12.

Gurari F.G. Domanikites and their oil and gas content. Sovetskaya geologiya. 1980. N 11, p. 3-12 (in Russian).

Уланов В.Л., Уланова Е.Ю. Влияние внешних факторов на национальную энергетическую безопасность // Записки Горного института. 2019. Т. 238. C. 474-480. DOI: 10.31897/PMI.2019.4.474

Ulanov V.L., Ulanova E.Yu. Impact of External Factors on National Energy Security. Journal of Mining Institute. 2019. Vol. 238, p. 474-480. DOI: 10.31897/PMI.2019.4.474

Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф. и др. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб: ВНИГРИ, 2008. 164 с.

Bazhenova T.K., Shimansky V.K., Vasilieva V.F. et al. Organic geochemistry of the Timan-Pechora basin. St. Petersburg: VNIGRI, 2008, p. 164 (in Russian).

Карпушин М.Ю., Ступакова А.В., Завьялова А.П. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доманикоидной высокоуглеродистой формации центральной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна // Георесурсы. 2022. Т. 24. № 2. С. 129-138. DOI: 10.18599/grs.2022.2.13

Karpushin M.Yu., Stoupakova A.V., Zavyalova A.P. et al. Geological structure and oil and gas potential of Domanik deposits in the central part of the Volga-Ural oil and gas basin. Georesources. 2022. Vol. 24. N 2, p. 129-138 (in Russian). DOI: 10.18599/grs.2022.2.13

Кирюхина Т.А., Большакова М.А., Ступакова А.В. и др. Литолого-геохимическая характеристика доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна // Георесурсы. 2015. № 2 (61). С. 87-100.

Kiryukhina T.A., Bolshakova M.A., Stoupakova A.V. et al. Lithological and geochemical characteristics of domanic deposits of Timan-Pechora Basin. Georesources. 2015. N 2 (61), p. 87-100 (in Russian).

Бушнев Д.А. Геохимия органического вещества аноксических бассейнов // Вестник геонаук. 2022. № 2 (326). C. 3-11. DOI: 10.19110/geov.2022.2.1

Bushnev D.A. Anoxic basins organic matter geochemistry. Vestnik of Geosciences. 2022. N 2 (326), p. 3-11 (in Russian). DOI: 10.19110/geov.2022.2.1

Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Парпарова Г.М. и др. Нефтегазообразование в отложениях доманиковского типа. Л.: Недра, 1986. 246 с.

Neruchev S.G., Rogozina E.A., Parparova G.M. et al. Oil and gas formation in Domanik type deposits. Leningrad: Nedra, 1986, p. 246 (in Russian).

Алексеев А.Д., Жуков В.В., Стрижнев К.В., Черевко С.А. Изучение трудноизвлекаемых и нетрадиционных объектов согласно принципу «фабрика коллектора в пласте» // Записки Горного института. 2017. Т. 228. С. 695-704.DOI: 10.25515/PMI.2017.6.695

Alekseev A.D., Zhukov V.V., Strizhnev K.V., Cheryavko S.A. Research of Hard-to-Recovery and Unconventional Oil-Bearing Formations According to the Principle “in-situ Reservoir Fabric”. Journal of Mining Institute. 2017. Vol. 228, p. 695-704. DOI: 10.25515/PMI.2017.6.695

Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И. и др. Методика оценки запасов нефти в отложениях доманикового типа // Геология нефти и газа. 2017. № 5. С. 51-65.

Varlamov A.I., Petersilye V.I., Poroskun V.I. et al. Technique of oil reserves estimation in domanik deposits. Oil and Gas Geology. 2017. N 5, p. 51-65 (in Russian).

Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1976. 248 с.

Kontorovich A.E. Geochemical methods of quantitative forecast of oil and gas presence. Moscow: Nedra, 1976, p. 248 (in Russian).

Каюкова Г.П., Михайлова А.Н., Косачев И.П. и др. Гидротермальные превращения органического вещества высокоуглеродистой доманиковой породы при разных температурах в углекислотной среде // Нефтехимия. 2020. Т. 60. № 3. С. 307-320. DOI: 10.31857/S0028242120030090

Kayukova G.P., Mikhailov A.N., Kosachev I.P. et al. Hydrothermal Transformations of Organic Matter of Carbon-Rich Domanik Rock in Carbon Dioxide Environment at Different Temperatures. Petroleum Chemistry. 2020. Vol. 60. N 3, p. 278-290. DOI: 10.1134/S0965544120030093

Yousef I., Morozov V.P., Kolchugin A.N., Leontev A. Impact of microfacies and diagenesis on the reservoir quality of Upper Devonian carbonates in Southeast Tatarstan, Volga-Ural Basin, Russia // Petroleum Research. 2023. Vol. 8. Iss. 3. P. 386-403. DOI: 10.1016/j.ptlrs.2022.10.006

Yousef I., Morozov V.P., Kolchugin A.N., Leontev A. Impact of microfacies and diagenesis on the reservoir quality of Upper Devonian carbonates in Southeast Tatarstan, Volga-Ural Basin, Russia. Petroleum Research. 2023. Vol. 8. Iss. 3, p. 386-403. DOI: 10.1016/j.ptlrs.2022.10.006

Romashev A., He D., Aleksandrova T., Nikolaeva N. Technological Typomorphic Associations in Caustobiolites and Methods of Their Extraction // Metals. 2021. Vol. 11. Iss. 1. № 121. DOI: 10.3390/met11010121

Romashev A., He D., Aleksandrova T., Nikolaeva N. Technological Typomorphic Associations in Caustobiolites and Methods of Their Extraction. Metals. 2021. Vol. 11. Iss. 1. N 121. DOI: 10.3390/met11010121

Санникова И.А., Большакова М.А., Ступакова А.В. и др. Моделирование масштабов генерации углеводородных флюидов доманиковой нефтематеринской толщей Тимано-Печорского бассейна с использованием различных кинетических спектров деструкции органического вещества // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 65-79. DOI: 10.18599/grs.19.8

Sannikovа I.A., Bolshakova M.A., Stoupakova A.V. et al. Modeling of hydrocarbon generation by Domanic source rock of the Timan-Pechora basin using different kinetics of kerogen decomposition. Georesources. 2017. Special issue. Part 1, p. 65-79 (in Russian). DOI: 10.18599/grs.19.8

Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Канев А.С. и др. Обоснование методики комплексного изучения отложений доманикового типа по материалам новых скважин Ухтинского района (Южный Тиман) // Геология нефти и газа. 2020. Т. 4. С. 45-64. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-4-45-64

Fortunatova N.K., Shvets-Teneta-Gurii A.G., Kanev A.S. et al. Substantiation of methodology for integrated studies of Domanik-type formations using materials from new wells (Ukhtinsky Region, Southern Timan). Russian Oil and Gas Geology. 2020. Vol. 4, p. 45-64 (in Russian). DOI: 10.31087/0016-7894-2020-4-45-64

Klimenko S.S., Anischenko L.A., Antoshkina A.I. The Timan–Pechora sedimentary basin: Palaeozoic reef formations and petroleum systems // Arctic Petroleum Geology. 2011. Vol. 35. P. 223-236. DOI: 10.1144/M35.13

Klimenko S.S., Anischenko L.A., Antoshkina A.I. The Timan–Pechora sedimentary basin: Palaeozoic reef formations and petroleum systems. Arctic Petroleum Geology. 2011. Vol. 35, p. 223-236. DOI: 10.1144/M35.13

Torba D.I., Nikiforova V.S. Oil recovery increase in kerogen of the Bazhenov formation by a thermal treatment technology / Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. London: CRC Press, 2019. Vol. 1. P. 139-144.

Torba D.I., Nikiforova V.S. Oil recovery increase in kerogen of the Bazhenov formation by a thermal treatment technology. Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. London: CRC Press, 2019. Vol. 1, p. 139-144.

Беляева Н.В., Корзун А.Л., Петрова Л.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы (в связи с формированием рифовых резервуаров). СПб: Наука, 1998. 154 с.

Belyaeva N.V., Korzun A.L., Petrova L.V. Sedimentation model of Frasnian-Tournaisian deposits in the northeast European Platform (in connection with formation of reef reservoirs). St. Petersburg: Nauka, 1998, p. 154 (in Russian).

Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт (литолого-фациональных, структурных и палеогеологических) / Под ред. Н.И.Никонова, В.И.Богацкого, А.В.Мартынова и др. Ухта: ООО «Региональный Дом печати», 2000. 67 с.

Timan-Pechora sedimentary basin. Atlas of geological maps (lithofacies, structural and paleogeological). Ed. by N.I.Nikonova, V.I.Bogatskogo, A.V.Martynova et al. Ukhta: OOO “Regionalnyi Dom pechati”, 2000, p. 67 (in Russian).

Пармузина Л.В. Верхнедевонский комплекс Тимано-Печорской провинции (строение, условия образования, закономерности размещения коллекторов и нефтегазоносность). СПб: Недра, 2007. 151 с.

Parmuzina L.V. Upper Devonian complex of Timan-Pechora Province (structure, formation conditions, distribution pattern of reservoirs and oil and gas content). St. Petersburg: Nedra, 2007, p. 151 (in Russian).

Пономаренко Е.С., Антошкина А.И., Сандула А.Н., Салдин В.А. Малое геологическое кольцо Республики Коми. Сыктывкар: Институт геологии Коми научного центра Уральского отделения РАН, 2021. 60 с.

Ponomarenko E.S., Antoshkina A.I., Sandula A.N., Saldin V.A. Small geological ring of the Komi Republic. Syktyvkar: Institut geologii Komi nauchnogo tsentra Uralskogo otdeleniya RAN, 2021, p. 60 (in Russian).

Патент № 2021622598 РФ. База данных содержания органического углерода в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / А.Х.Ибатуллин, Э.Р.Федорова, О.М.Прищепа. Опубл. 23.11.2021. Бюл. № 12.

Ibatullin A.Kh., Fedorova E.R., Prishchepa O.M. Patent N 2021622598 RF. Database of organic carbon content in the Timan-Pechora oil and gas province. Publ. 23.11.2021. Bul. N 12 (in Russian).

Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Под. ред. Е.Л.Теплова, П.К.Костыговой, О.Т.Никитиной. СПб: Реноме, 2011. 285 с.

Natural reservoirs of oil and gas complexes in the Timan-Pechora Province. Ed. by E.L.Teplova, P.K.Kostygovoi, O.T.Nikitinoi. St. Petersburg: Renome, 2011, p. 285 (in Russian).

Lindquist S.J. The Timan-Pechora Basin Province of Northwest Arctic Russia: Domanik – Paleozoic Total Petroleum System: Open-File Report 99-50-G. Reston: U.S. Department of the Interior, Geological Survey, 1999. 40 p. DOI: 10.3133/ofr9950G

Кривощеков С.Н., Боталов А.Н. Особенности строения и условия формирования раннефаменских рифогенных отложений южной части Денисовского прогиба Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2023. Т. 334. № 3. С. 173-185. DOI: 10.18799/24131830/2023/3/3863

Krivoschekov S.N., Botalov A.N. Structural features and formation conditions of early Famenian riffogenic sediments in the southern part of the Denisov depression of the Timan-Pechora oil and gas province. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering. 2023. Vol. 334. N 3, р. 173-185 (in Russian). DOI: 10.18799/24131830/2023/3/3863

Chang-Min Yu, Yue Li, Kun Liang. Devonian reef development and strata-bound ore deposits in South China // Journal of Palaeogeography. 2021. Vol. 10. Iss. 4. P. 571-583. DOI: 10.1016/j.jop.2021.11.005

Chang-Min Yu, Yue Li, Kun Liang. Devonian reef development and strata-bound ore deposits in South China. Journal of Palaeogeography. 2021. Vol. 10. Iss. 4, p. 571-583. DOI: 10.1016/j.jop.2021.11.005

Renaud E., Weissenberger J.A.W., Harris N.B. et al. A reservoir model for geothermal energy production from the Middle Devonian Slave Point Formation // Marine and Petroleum Geology. 2021. Vol. 129. № 105100. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2021.105100

Renaud E., Weissenberger J.A.W., Harris N.B. et al. A reservoir model for geothermal energy production from the Middle Devonian Slave Point Formation. Marine and Petroleum Geology. 2021. Vol. 129. N 105100. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2021.105100

Xinping Liang, Zhijun Jin, Philippov V. et al. Sedimentary characteristics and evolution of Domanik facies from the Devonian–Carboniferous regression in the southern Volga-Ural Basin // Marine and Petroleum Geology. 2020. Vol. 119. № 104438. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2020.104438

Xinping Liang, Zhijun Jin, Philippov V. et al. Sedimentary characteristics and evolution of Domanik facies from the Devonian–Carboniferous regression in the southern Volga-Ural Basin. Marine and Petroleum Geology. 2020. Vol. 119. N 104438.DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2020.104438

Ступакова А.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А. и др. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна // Георесурсы. 2015. № 2 (61). С. 77-86. DOI: 10.18599/grs.61.2.7

Stoupakova A.V., Fadeeva N.P., Kalmykov G.A. et al. Criteria for oil and gas search in domanic deposits of the Volga-Ural basin. Georesources. 2015. N 2 (61), p. 77-86 (in Russian). DOI: 10.18599/grs.61.2.7

Шибина Т.Д., Скивинская И.Р., Отмас А.А. Литологические исследования как метод фациальной диагностики карбонатных верхнедевонских рифогенных отложений Тимано-Печорской НГП / От анализа вещества – к бассейновому анализу: Материалы 13 Уральского литологического совещания, 19-23 октября 2020, Екатеринбург, Россия. Екатеринбург: Институт геологии и геохимии УрО РАН, 2020. С. 304-307.

Shibina T.D., Skivinskaya I.R., Otmas A.A. Lithological studies as a method of facies diagnostics of carbonate Upper Devonian reefogenic deposits in the Timan-Pechora OGP. Ot analiza veshchestva – k basseinovomu analizu: Materialy 13 Uralskogo litologicheskogo soveshchaniya, 19-23 oktyabrya 2020, Ekaterinburg, Rossiya. Ekaterinburg: Institut geologii i geokhimii UrO RAN, 2020, p. 304-307 (in Russian).

Ступакова А.В. Тимано-Печорский бассейн. Строение и основные этапы развития // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 56-64. DOI: 10.18599/grs.19.7

Stoupakova A.V. The Timan-Pechora basin. The structure and main stages of development. Georesources. 2017. Special issue. Part 1, p. 56-64 (in Russian). DOI: 10.18599/grs.19.7

Litvinenko V.S., Kozlov A.V., Stepanov V.A. Hydrocarbon potential of the Ural–African transcontinental oil and gas belt // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2017. Vol. 7. Iss. 1. P. 1-9. DOI: 10.1007/s13202-016-0248-4

Litvinenko V.S., Kozlov A.V., Stepanov V.A. Hydrocarbon potential of the Ural–African transcontinental oil and gas belt. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2017. Vol. 7. Iss. 1, p. 1-9. DOI: 10.1007/s13202-016-0248-4

Matveev V.P., Tarasenko A.B. The study of the Berkha Island reef massif (Novaya Zemlya), based on lithological and geochemical data // Geochemistry. 2020. Vol. 80. Iss. 3. № 125500. DOI: 10.1016/j.geoch.2019.02.003

Matveev V.P., Tarasenko A.B. The study of the Berkha Island reef massif (Novaya Zemlya), based on lithological and geochemical data. Geochemistry. 2020. Vol. 80. Iss. 3. N 125500. DOI: 10.1016/j.geoch.2019.02.003

Максимова С.В. Эколого-фациальные особенности и условия образования доманика. М.: Наука, 1970. 85 с.

Maksimova S.V. Ecological and facial features and conditions for the formation of domanik. Moscow: Nauka, 1970, p. 85 (in Russian).

Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П., Ступакова А.В. и др. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов // Геология нефти и газа. 2013. № 3. С. 76-87.

Kiryukhina T.A., Fadeyeva N.P., Stoupakova A.V. Domanik deposits of Timano-Pechora and Volga-Ural basins. Oil and Gas Geology. 2013. N 3, p. 76-87 (in Russian).

Abrams M.A., Apanel A.M., Timoshenko O.M., Kosenkova N.N. Oil Families and Their Potential Sources in the Northeastern Timan Pechora Basin, Russia // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1999. Vol. 83. № 4. P. 553-577. DOI: 10.1306/00AA9BF6-1730-11D7-8645000102C1865D

Abrams M.A., Apanel A.M., Timoshenko O.M., Kosenkova N.N. Oil Families and Their Potential Sources in the Northeastern Timan Pechora Basin, Russia. American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1999. Vol. 83. N 4, p. 553-577. DOI: 10.1306/00AA9BF6-1730-11D7-8645000102C1865D

Alsgaard P.C. Eastern Barents Sea Late Palaeozoic setting and potential source rocks / Norwegian Petroleum Society Special Publications. Amsterdam: Elsevier Science Publishers B.V., 1993. Vol. 2. P. 405-418. DOI: 10.1016/B978-0-444-88943-0.50030-7

Alsgaard P.C. Eastern Barents Sea Late Palaeozoic setting and potential source rocks. Norwegian Petroleum Society Special Publications. Amsterdam: Elsevier Science Publishers B.V., 1993. Vol. 2, p. 405-418. DOI: 10.1016/B978-0-444-88943-0.50030-7

Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Большакова М.А. Геохимия углеводородов – биомаркеров и изотопов углерода органического вещества доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна // Геохимия. 2023. Т. 68. № 2. С. 139-148. DOI: 10.31857/S0016752523020036

Bushnev D.A., Burdelnaya N.S., Bolshakova M.A. Geochemistry of Hydrocarbons-Biomarkers and Carbon Isotopes of Organic Matter in the Domanik Deposits of the Timan-Pechora Basin. Geochemistry International. 2023. Vol. 61. N 2, p. 127-136. DOI:10.1134/S0016702923020039

Ulmishek G.F. Upper Devonian-Tournaisian Facies and Oil Resources of the Russian Craton’s Eastern Margin / Devonian of the World: Proceedings of the 2nd International Symposium on the Devonian System. Calgary: Canadian Society of Petroleum Geologists, 1988. Memoir 14. Vol. 1. P. 527-549.

Ulmishek G.F. Upper Devonian-Tournaisian Facies and Oil Resources of the Russian Craton’s Eastern Margin. Devonian of the World: Proceedings of the 2nd International Symposium on the Devonian System. Calgary: Canadian Society of Petroleum Geologists, 1988. Memoir 14. Vol. 1, p. 527-549.

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. № 958315. 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. N 958315. DOI: 10.3389/feart.2022.958315

Wendt J. Middle and Late Devonian sea-level changes and synsedimentary tectonics in the eastern Anti-Atlas (Morocco) // Journal of African Earth Sciences. 2021. Vol. 182. № 104247. DOI: 10.1016/j.jafrearsci.2021.104247

Wendt J. Middle and Late Devonian sea-level changes and synsedimentary tectonics in the eastern Anti-Atlas (Morocco). Journal of African Earth Sciences. 2021. Vol. 182. N 104247. DOI: 10.1016/j.jafrearsci.2021.104247

Racki G., Königshof P., Belka Z. et al. Diverse depositional and geochemical signatures of the Frasnian-Famennian global event in western Thailand reveal palaeotethyan vs. Western Australian geotectonic affinities // Journal of Asian Earth Sciences: X. 2019. Vol. 2. № 100010. DOI: 10.1016/j.jaesx.2019.100010

Racki G., Königshof P., Belka Z. et al. Diverse depositional and geochemical signatures of the Frasnian-Famennian global event in western Thailand reveal palaeotethyan vs. Western Australian geotectonic affinities. Journal of Asian Earth Sciences: X. 2019. Vol. 2. N 100010. DOI: 10.1016/j.jaesx.2019.100010

Nasyrova Z.R., Kayukova G.P., Onishchenko Y.V. et al. Conversion of High-Carbon Domanic Shale in Sub- and Supercritical Waters // Energy & Fuels. 2020. Vol. 34. Iss. 2. P. 1329-1336. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.9b03130

Nasyrova Z.R., Kayukova G.P., Onishchenko Y.V. et al. Conversion of High-Carbon Domanic Shale in Sub- and Supercritical Waters. Energy & Fuels. 2020. Vol. 34. Iss. 2, p. 1329-1336. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.9b03130

Фортунатова Н.К., Варламов А.И., Канев А.С. и др. Строение и оценка перспектив нефтеносности углеродистых карбонатно-кремнистых отложений доманикового типа Волго-Уральской НГП // Геология и геофизика. 2021. Т. 62. № 8. С. 1132-1152. DOI: 10.15372/GiG2021131

Fortunatova N.K., Varlamov A.I., Kanev A.S. et al. Structure and Assessment of the Oil Potential of Carbonaceous Carbonate-Siliceous Domanik Deposits in the Volga–Ural Oil and Gas Province. Russian Geology and Geophysics. 2021. Vol. 62. N 8, p. 929-946. DOI: 10.2113/RGG20214351

Kabanov P., Hauck T.E., Gouwy S.A. et al. Oceanic anoxic events, photic-zone euxinia, and controversy of sea-level fluctuations during the Middle-Late Devonian // Earth-Science Reviews. 2023. Vol. 241. № 104415. DOI: 10.1016/j.earscirev.2023.104415

Kabanov P., Hauck T.E., Gouwy S.A. et al. Oceanic anoxic events, photic-zone euxinia, and controversy of sea-level fluctuations during the Middle-Late Devonian. Earth-Science Reviews. 2023. Vol. 241. N 104415. DOI: 10.1016/j.earscirev.2023.104415

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

Белозеров И.П., Губайдуллин М.Г. О концепции технологии определения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов на цифровой модели керна // Записки Горного института. 2020. Т. 244. С. 402-407. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.2

Belozerov I.P., Gubaidullin M.G. Concept of technology for determining the permeability and porosity properties of terrigenous reservoirs on a digital rock sample model. Journal of Mining Institute. 2020. Vol. 244, p. 402-407. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.2

Ibrahem Y., Morozov V.P., Kolchugin A.N. et al. Microfacies analysis and depositional environment of the Upper Devonian Dankovo-Lebedyansky sediments, Tatarstan, Volga-Ural Basin, Russia // Petroleum Research. 2023. Vol. 8. Iss. 2. P. 244-255. DOI: 10.1016/j.ptlrs.2022.07.003

Ibrahem Y., Morozov V.P., Kolchugin A.N. et al. Microfacies analysis and depositional environment of the Upper Devonian Dankovo-Lebedyansky sediments, Tatarstan, Volga-Ural Basin, Russia. Petroleum Research. 2023. Vol. 8. Iss. 2, p. 244-255. DOI: 10.1016/j.ptlrs.2022.07.003

Астахов С.М. Уточнение модели созревания витринита в дислоцированных областях // Геология нефти и газа. 2014. № 3. С. 64-74.

Astakhov S.M. The vitrinite maturation model refinement due to increased reflectance in the overstressed areas. Oil and Gas Geology. 2014. N 3, p. 64-74 (in Russian).

Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1962. 224 с.

Neruchev S.G. Oil-producing formations and oil migration. Leningrad: Gostoptekhizdat, 1962, p. 224 (in Russian).

Requejo A.G., Sassen R., Kennicutt II M.C. et al. Geochemistry of oils from the northern Timan-Pechora Basin, Russia // Organic Geochemistry. 1995. Vol. 23. Iss. 3. P. 205-222. DOI: 10.1016/0146-6380(94)00127-M

Requejo A.G., Sassen R., Kennicutt II M.C. et al. Geochemistry of oils from the northern Timan-Pechora Basin, Russia. Organic Geochemistry. 1995. Vol. 23. Iss. 3, p. 205-222. DOI: 10.1016/0146-6380(94)00127-M