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

References

1. 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.
2. 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
3. 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
4. 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.
5. Лозин Е.В. Глубинное строение и нефтегазоносность Волго-Уральской области и смежных территорий // Литосфера. 2002. № 3. С. 46-48.
6. 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.
7. Allen P.A., Allen J.R. Basin Analysis: Principles and Application to Petroleum Play Assessment. Wiley-Blackwell, 2013. 632 p.
8. 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.
9. 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.
10. 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.
11. 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
12. 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
13. 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
14. 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
15. 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
16. 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
17. 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
18. 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
19. 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
20. 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.
21. 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.
22. 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
23. 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
24. 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
25. 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
26. Кузнецов В.Г. Геохимические обстановки седиментации докембрия // Литология и полезные ископаемые. 2020. № 2. С. 117-130. DOI: 10.31857/S0024497X20010036
27. 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
28. 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
29. 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
30. 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
31. 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
32. 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
33. 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.
34. 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.
35. 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
36. 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
37. 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
38. 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
39. 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