Deep-buried Lower Paleozoic oil and gas systems in eastern Siberian Platform: geological and geophysical characteristics,estimation of hydrocarbon resources

References

1. Schoenherr J., Littke R., Urai J.L. et al. Polyphase thermal evolution in the Infra-Cambrian Ara Group (South Oman Salt Basin) as deduced by maturity of solid reservoir bitumen // Organic Geochemistry. 2007. Vol. 38. Iss. 8. P. 1293-1318. DOI: 10.1016/j.orggeochem.2007.03.010
2. Chunfang Cai, Kaikai Li, Ma Anlai et al. Distinguishing Cambrian from Upper Ordovician source rocks: Evidence from sulfur isotopes and biomarkers in the Tarim Basin // Organic Geochemistry. 2009. Vol. 40. Iss. 7. P. 755-768. DOI: 10.1016/j.orggeochem.2009.04.008
3. Se Gong, George S.C., Volk H. et al. Petroleum charge history in the Lunnan Low Uplift, Tarim Basin, China – Evidence from oil-bearing fluid inclusions // Organic Geochemistry. 2007. Vol. 38. Iss. 8. P. 1341-1355. DOI: 10.1016/j.orggeochem.2007.02.014
4. Jinliang Huang, Caineng Zou, Jianzhong Li et al. Shale gas generation and potential of the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in the Southern Sichuan Basin, China // Petroleum Exploration and Development. 2012. Vol. 39. Iss. 1. P. 75-81. DOI: 10.1016/S1876-3804(12)60017-2
5. Guoqi Wei, Zengye Xie, Jiarong Song et al. Features and origin of natural gas in the Sinian–Cambrian of central Sichuan paleo-uplift, Sichuan Basin, SW China // Petroleum Exploration and Development. 2015. Vol. 42. Iss. 6. P. 768-777. DOI: 10.1016/S1876-3804(15)30073-2
6. Chunhua Shi, Jian Cao, Xiucheng Tan et al. Hydrocarbon generation capability of Sinian–Lower Cambrian shale, mudstone, and carbonate rocks in the Sichuan Basin, southwestern China: Implications for contributions to the giant Sinian Dengying natural gas accumulation // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 2018. Vol. 102. № 5. P. 817-853. DOI: 10.1306/0711171417417019
7. Guangyou Zhu, Feiran Chen, Meng Wang et al. Discovery of the lower Cambrian high-quality source rocks and deep oil and gas exploration potential in the Tarim Basin, China // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 2018. Vol. 102. № 10. P. 2123-2151. DOI: 10.1306/03141817183
8. Guangyou Zhu, Milkov A.V., Jingfei Li et al. Deepest oil in Asia: Characteristics of petroleum system in the Tarim basin, China // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 199. № 108246. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108246
9. Guangyou Zhu, Milkov A.V., Zhiyao Zhang et al. Formation and preservation of a giant petroleum accumulation in superdeep carbonate reservoirs in the southern Halahatang oil field area, Tarim Basin, China // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 2019. Vol. 103. № 7. P. 1703-1743. DOI: 10.1306/11211817132
10. Guangyou Zhu, Zhiyao Zhang, Xiaoxiao Zhou et al. Preservation of Ultradeep Liquid Oil and Its Exploration Limit // Energy & Fuels. 2018. Vol. 32. Iss. 11. P. 11165-11176. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.8b01949
11. Bin Cheng, Hua Liu, Zicheng Cao et al. Origin of deep oil accumulations in carbonate reservoirs within the north Tarim Basin: Insights from molecular and isotopic compositions // Organic Geochemistry. 2020. Vol. 139. № 103931. DOI: 10.1016/j.orggeochem.2019.103931
12. Погодаев А.В. Влияние режима аномально высокого пластового давления на условия формирования и сохранения залежей газа в верхнепермских отложениях Хапчагайского мегавала // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т. 13. № 4. 19 с. DOI: 10.17353/2070-5379/39_2018
13. Погодаев А.В., Ситников В.С., Буйдылло И.В. Перспективы нефтегазоносности и приоритетные направления дальнейших поисковых работ в Вилюйской нефтегазоносной области (Сибирская платформа) // Геология нефти и газа. 2015. № 2. С. 6-16.
14. Погодаев А.В., Ситников В.С., Лысов Б.А. Литологические и гидродинамические особенности газоносности верхнепермских и нижнетриасовых отложений Хапчагайского района Вилюйской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа. 2012. № 4. С. 2-12.
15. 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.
16. № 5-6. С. 953-961.
17. Коровников И.В., Вараксина И.В., Конторович А.Э., Парфенова Т.М. Биостратиграфия, литология и геохимия пород нижнего и среднего кембрия в бассейне реки Кюленке (первые результаты исследования керна скважин) // Геология и геофизика. 2024. Т. 65. № 1. С. 151-163. DOI: 10.15372/GiG2023153
18. Парфенова Т.М. Новые сведения о геохимии органического вещества пород куонамского комплекса нижнего и среднего кембрия Лено-Амгинского междуречья (юго-восток Сибирской платформы) // Геохимия. 2018. № 5. С. 448-460. DOI: 10.7868/S0016752518050035
19. Баженова Т.К., Дахнова М.В., Жеглова Т.П. и др. Нефтематеринские формации, нефти и газы докембрия и нижнего – среднего кембрия Сибирской платформы. М.: Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт, 2014. 128 с.
20. Губин И.А., Конторович А.Э., Коровников И.В., Парфенова Т.М. Строение кембрийских отложений Вилюйской гемисинеклизы по результатам комплексного анализа данных бурения и сейсморазведки // Геология и геофизика. 2021. Т. 62. № 8. С. 1115-1131. DOI: 10.15372/GiG2021117
21. Старосельцев В.С., Ефимов А.С., Соболев П.Н. Углеводородное сырье битуминозных пород Сибирской платформы // Геология нефти и газа. 2013. № 5. С. 73-80.
22. Горлов Д.А., Левшунова С.П., Роот Д.В., Мигурский С.Ф. Нефтегазогеологическое районирование куонамской формации отложений нижне-среднекембрийского возраста Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа. 2023. № 6. С. 67-79. DOI: 10.47148/0016-7894-2023-6-67-79
23. Парфенова Т.М., Мельник Д.С., Коровников И.В. Геохимические предпосылки нефтеносности пород иниканской свиты нижнего и среднего кембрия на юго-востоке Сибирской платформы // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2022. № 11с. С. 64-71. DOI: 10.20403/2078-0575-2022-11с-64-71
24. Ситников В.С., Кушмар И.А., Прищепа О.М., Погадаев А.В. О возможном открытии на юге Вилюйской синеклизы нового нефтеносного района (Сибирская платформа) // Геология нефти и газа. 2013. № 4. С. 2-12.
25. Варламов А.И., Мельников П.Н., Ефимов А.С. и др. Методология, результаты работ и перспективы открытия месторождений нефти и газа в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа. 2023. № 4. С. 21-67. DOI: 10.41748/0016-7894-2023-4-21-67
26. Кравченко А.А., Пашевин А.М., Лаврентьева А.Е. Перспективы нефтегазоносности рифовых отложений на юге Вилюйской синеклизы по геофизическим данным // Науки о Земле и недропользование. 2020. Т. 43. № 2. С. 209-219. DOI: 10.21285/2686-9993-2020-43-2-209-219
27. Масленников М.А., Сухов С.С., Соболев П.Н. и др. Перспективы нефтегазоносности кембрийских барьерных рифовых систем Сибирской платформы в свете новых геолого-геофизических данных // Геология нефти и газа. 2021. № 4. С. 29-50. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-4-29-50
28. Губин И.А. Уточнение строения Вилюйской гемисинеклизы по результатам переинтерпретации сейсморазведочных работ // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2020. № 4. С. 40-52. DOI: 10.20403/2078-0575-2020-4-40-52
29. Киселев А.И., Ярмолюк В.В., Егоров К.Н. и др. Среднепалеозойский базитовый магматизм северо-западной части Вилюйского рифта: состав, источники, геодинамика // Петрология. 2006. Т. 14. № 6. С. 626-648.
30. Киселев А.И., Константинов К.М., Ярмолюк В.В., Иванов А.В. Чаро-Синский дайковый рой в структуре среднепалеозойской Вилюйской рифтовой системы (Сибирский кратон) // Доклады Академии наук. 2016. Т. 471. № 2. С. 209-213. DOI: 10.7868/S0869565216320220
31. Полянский О.П., Прокопьев А.В., Бабичев А.В. и др. Рифтогенная природа формирования Вилюйского бассейна (Восточная Сибирь) на основе реконструкций осадконакопления и механико-математических моделей // Геология и геофизика. 2013. Т. 54. № 2. С. 163-83.
32. Губин И.А., Конторович А.Э., Фомин А.М. Сейсмогеологическая характеристика и перспективы нефтегазоносности кембрийских отложений Вилюйской гемисинеклизы / Интерэкспо ГЕО-Сибирь: Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Экономика. Геоэкология: Материалы XVI Международной научной конференции, 20-24 апреля 2020, Новосибирск, Россия. Новосибирск: Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А.Трофимука СО РАН, 2020. С. 74-84. DOI: 10.18303/B978-5-4262-0102-6-2020-007
33. Prosser S. Rift-related linked depositional systems and their seismic expression // Geological Society, London, Special Publications. 1993. Vol. 71. P. 35-66. DOI: 10.1144/GSL.SP.1993.071.01.03
34. Chandler V.W., McSwiggen P.L., Morey G.B. et al. Interpretation of Seismic Reflection, Gravity, and Magnetic Data Across Middle Proterozoic Mid-Continent Rift System, Northwestern Wisconsin, Eastern Minnesota, and Central Iowa // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1989. Vol. 73. № 3. P. 261-275. DOI: 10.1306/703C9B68-1707-11D7-8645000102C1865D
35. Соболев П.Н. О перспективах добычи сланцевой нефти в куонамской битуминозной формации в Восточной Сибири // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2020. № 4. С. 14-19. DOI: 10.20403/2078-0575-2020-4-14-19
36. Сафронов П.И., Бурштейн Л.М., Губин И.А. и др. История нефтегазообразования в кембрийском комплексе Вилюйской гемисинеклизы / Успехи органической геохимии: Материалы 2-й Всероссийской научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 120-летию со дня рождения члена-корреспондента АН СССР Н.Б.Вассоевича и 95-летию со дня рождения заслуженного геолога РСФСР, профессора С.Г.Неручева, 5-6 апреля 2022, Новосибирск, Россия. Новосибирск: Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 2022. С. 242-244. DOI: 10.25205/978-5-4437-1312-0-242-244
37. Zhiqian Gao, Tailiang Fan. Carbonate platform-margin architecture and its influence on Cambrian-Ordovician reef-shoal development, Tarim Basin, NW China // Marine and Petroleum Geology. 2015. Vol. 68. P. 291-306. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2015.08.033
38. Haiping Huang, Shuichang Zhang, Jin Su. Palaeozoic oil–source correlation in the Tarim Basin, NW China: A review // Organic Geochemistry. 2016. Vol. 94. P. 32-46. DOI: j.orggeochem.2016.01.008
39. Кожанов Д.Д., Большакова М.А. Оценка вклада докембрийских отложений в формировании нефтеносности восточной части Волго-Уральского бассейна по результатам моделирования // Записки Горного института. 2024. Т. 266. С. 199-217.
40. Прищепа О.М., Боровиков И.С., Грохотов Е.И. Нефтегазоносность малоизученной части северо-запада Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по результатам бассейнового моделирования // Записки Горного института. 2021. Т. 247. С. 66-81. DOI: 10.31897/PMI.2021.1.8
41. Прищепа О.М., Синица Н.В., Ибатуллин А.Х. Оценка влияния литолого-фациальных условий на распределение органического углерода в «доманиковых» верхнедевонских отложениях Тимано-Печорской провинции // Записки Горного института. 2024. Т. 268. С. 535-551.