Современные данные о нефтегазоносности палеозойских отложений севера ЯНАО

СОВРЕМЕННЫЕ ДАННЫЕ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЯНАО

В.Е. Киченко, И.В. Истратов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),

СМ. Карнаухов

Поверхности гео синклинального фундамента на большей части территории севера Западной Сибири соответствует преломляющий горизонт IIIn (Ф - на юге Сибири), граничные скорости по которому, как правило, составляют 6,4-7,2 км/с. Глубина поверхности фундамента изменяется от 1-2 км на западе ЯНАО до 13-16 км в центральных и северных районах ЯНАО (рис. 1). На блоках фундамента западной и центральной частей севера Западной Сибири, участвовавших в процессах герцинского рифтогенеза и складчатости, кровлю фундамента отождествляют с горизонтом А. Толщи пород, заключенные между горизонтами 111п и А, - палеозойские карбонатно-терригенные породы, А и 11в - терригенные отложения карбона-перми, 11в и 1в - вулканогенно-терригенные пермь-триасовые породы, 1в и 1а - песчано-глинистые отложения среднего-верхнего триаса (платформенные отложения). Горизонт А большинство исследователей связывают с кровлей палеозойских отложений [4]. По данному горизонту на севере Западной Сибири выделяются Пур-Гыданская синеклиза, Ямальская седловина и Южно-Карская синеклиза.

Фундамент севера Западной Сибири разбит региональными тектоническими нарушениями на разновозрастные блоки. На большей части Гыданского полуострова, восточной части полуострова Ямал и на территории к востоку от реки Пур распространен фундамент докембрийского времени консолидации - западное продолжение древней Сибирской плиты. На западном борту ЯНАО, до Медвежьего мегавала - фундамент герцинского времени консолидации. По вопросу о возрасте фундамента в центральной и северной частях полуострова Ямал среди исследователей нет единого мнения.

По данным ряда исследователей, фундамент севера Западной Сибири сформировался на территории древнего (докембрийского-раннепротерозойского) Уральского океана, образовавшегося вследствие раскола суперконтинента Родиния и располагавшегося между тиманидами Восточно-Европейского континента и байкалидами Баренции и Сибири.

С учетом вышеперечисленных аргументов можно предположить, что время консолидации коры центральной и северной частей Ямала - догерцинское, и на их территории распространены терри-генно-карбонатные палеозойские отложения. Основные особенности структурного плана фундамента определили и основные черты подошвы осадочного чехла. Структуры 1-го порядка, расположенные в пределах блоков с древним фундаментом, характеризуются изометричным строением, в то время как структуры, связанные с герцинской складчатостью, - линейно вытянутые.

Результаты интерпретации региональных сейсмопрофилей на северо-западе ЯНАО (включая акваторию Карского моря) указывают на широкое распространение палеозойских отложений (рис. 2). В частности, на территории Южно-Карской синеклизы подтверждается распространение теригенно-карбонатных отложений палеозоя мощностью более 2000 м и вулканногенно-терригенных отложений перми - нижнего триаса мощностью (во впадинах) до 1500 м [6].

Терригенно-карбонатные палеозойские (силур-девон) отложения вскрыты и описаны в обнажениях на северо-западе ЯНАО. В частности, анализ фациальной обстановки осадконакопления до-пермских отложений позволил выделить предполагаемую область распространения карбонатных отложений на территории ЯНАО (рис. 3) [4]. На их широкое распространение указывают и скоростные характеристики сейсмических волн [8].

На юго-востоке полуострова Ямал, на территории Щучинского выступа, выявлена мощная (более 800 м) толща карбонатных пород девонского (ранний) и каменноугольного (турнейский ярус) возраста [2, 11]. Карбонатные отложения девона вскрыты на Западно-Яротинской площади, скв. 301 [2, 7]. Известняково-вулканогенные отложения вскрыты и на Ярудейской площади, скв. 38, в интервале 4382-5010 м [13]. Породы интенсивно дислоцированы, в сейсмическом поле записаны как обычный акустический фундамент. Известняково-конгломератовая толща (71 м, девонские органогенные постройки) залегает под туфогенно-краснолавовой толщей (342 м). На территории Пай-Хоя открыты карбонатные отложения девона и нижнего карбона общей мощностью до 500 м. На территории островов Новой Земли распространены кремнисто-глинистые сланцы кембрия - среднего девона и

Рис. 1. Схематическая структурная карта фундамента севера ЯНАО

Условные обозначения

• известняки . кристаллические сланцы

• эффузивные породы • интрузивные породы

• кора выветривания • гранитоиды

4850 - скорость сейсмических волн в кровле доюрских отложений, м/с

предполагаемая граница распространения нижнего, палеозойского ПСЭ (Л.А. Самайлюк, Б.А. Буш, Г.С. Бурлаков, 2000); предполагаемая область распространения карбонатных отложений ' (с учетом границ распространения палеозойского ПСЭ);

предполагаемая область распространения карбонатных отложений (по данным сейсморазведки);

¡л —— мощность нижнего, палеозойского ПСЭ. в районах распространения карбонатных

отложений

Рис. 2. Распространение карбонатных отложений палеозоя на севере ЯНАО

песчаники, кремнисто-глинистые сланцы, карбонаты верхнего девона - нижней перми (Северный остров) [3].

На территории Новопортовского месторождения распространены карбонатные отложения девона - карбона, метаморфизованные песчаники ордовика-силура, зеленые сланцы кембрия, магматические породы пермь-триаса в районе скв. 215. Метапесчаниковый комплекс сложен метаморфи-зованными катагенетически сильно измененными песчаниками с уплотненной структурой и следами растворения и регенерации кварцевых зерен, встречаются прослойки аргиллитов и пелито-морфных известняков (рис. 4). Подобные терригенно-карбонатные отложения палеозоя открыты и на Бованенковском месторождении (рис. 5).

Возможно предположить развитие на севере ЯНАО рифовых органогенных построек. Так, на Салмановском (Утреннем) месторождении по отражающему сейсмическому горизонту 11в аномалию с достаточно отчетливой записью можно интерпретировать как органогенную постройку мощностью в 1,5-2 км. Аналогичная картина волновой записи наблюдается на Западно-Тамбейском поднятии. Волновую запись по сейсмопрофилю 25 в районе Уренгойского блока можно интерпретировать как протяженный биогермный массив, сформировавшийся в палеозойское время - с кембрия до карбона. Кроме того, наблюдается схожесть отрицательных гравитационных аномалий с наблюдаемыми аномалиями на Новопортовском месторождении.

Присутствие в разрезе палеозойских отложений севера ЯНАО коллекторов и признаки нефтега-зоносности были доказаны:

• на Медвежьем месторождении (скв. 1001), где они представлены сланцевыми аргиллитами, сильно известковистыми трещиноватыми с прожилками кальцита. Скважина расположена на северо-восточном погружении структуры по кровле палеозойских отложений. Были получены слабые притоки пластовой воды (4556-4566 м - Qв = 0,39 м3/сут; 4519-4525 м - Qв = 0,342 м3/сут; 4480-4497 м - Qв = 0,24-0,42 м3/сут);

• на Юбилейном месторождении (скв. 200), где был получен слабый приток воды (5386-54443 м,

0,9 м3/сут);

• на Южно-Русском месторождении, в скв. 21 из аргиллитов и брекчий получен приток пластовой воды дебитом 533 м3/сут (4198-4208 м);

• на Бованенковском месторождении, в скв. 201 из интервала 3425-3443 м получен приток пластовой воды с нефтью - дебит воды 137,5 м3/сут, нефти - 2,6 м3/сут . В скв. 203 в интервале 3460-3468 м (песчаные породы) по данным ГИС и ГДК оценивался как продуктивный, однако при опробовании в колонне был получен фонтан пластовой воды = 645,13 мЗ/сут). Из кремнистоглинистых сланцев в скв. 67 получен фонтан пластовой воды 1400 м3/сут и газа дебитом 3 т м3/сут. Из габбро-диабазов в скв. 114 получен приток воды дебитом 60 м3/сут. Результаты опробования скважин позволяют прогнозировать открытие в палеозойских отложениях Бованенковского месторождения крупной газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой, ожидаемые запасы природного газа категории С1+С2 которой могут превысить 160 млрд м3, а нефти - 55 млн т (извлекаемые запасы - 11 млн т) [14]. Характерно, что по данным сейсморазведки 2D эти скважины расположены в зоне интенсивного развития дизъюнктивных нарушений - в зоне мезотрещиновато-сти палеозойских пород;

• на Новопортовском месторождении при опробовании песчаников в скв. 107 (интервал перфорации 2661-2675 м), где дебит газа 259,9 тыс. м3/сут, конденсата - 6,4 м3/сут и в скв. 138 (интервал перфорации 2682-2698 м), где дебит нефти 1,6 м3/сут. Максимальный дебит газа в пределах нефтегазоконденсатной залежи получен в скважине, расположенной в зоне дробления пород. В скв. 211 из карбонатных отложений был получен приток газа и конденсата дебитом более 2 млн м3/сут (таблица).

Каверновые и карстовые полости сформировались не только на поверхности карбонатного массива, но и на значительном расстоянии от его поверхности (рис. 6), где прослеживаются тектонические нарушения и связанные с ними зоны дробления. На наличие каверно-карстовых полостей в карбонатных палеозойских породах указывают осложнения в процессе бурения - неоднократные поглощения глинистого раствора различной интенсивности, прихваты бурового инструмента и т.д.

Рис. 3. Литолого-фациальные особенности распространения палеозойских отложений на севере ЯНАО

V

Аргиллиты и мергели О приток газа О

Известняки и доломиты О приток газа и конденсата О

Метаморфизованные мергели, глинистые сланцы, песчаники © приток газа и воды О

Зелёные слзжаяаморфические фтаниты 0 приток газа, нефти и воды

Пред пол агаеразеомы

Габбро изогипсы сейсмического горизонта А

Покровы базальтов

приток воды «сухие»

без керна и испытаний

М

тектонические нарушения

предполагаемые газоконденсатные и нефтегазоконденсатные (скв. 138, 216) залежи

Рис. 4. Современные данные литологического состава и нефтегазоносности палеозойских отложений севера ЯНАО

Рис. б. Нефтегазоносность доюрских отложений Бованенковского месторождения

Открыты газовая и газоконденсатная залежи в сводовой зоне структуры, в метапесчаниках силурийского возраста. На восточном крыле структуры газоконденсатная и нефтегазоконденсатная залежи установлены в зонах стратиграфического несогласия - в силурийских метапесчаниках и девонских карбонатных породах, «прислонившихся» к сланцам предположительно ордовикско-силурийского возраста, «выполняющим» сводовую зону вала.

Следует отметить, что проведенный анализ возможной нефтеносности неоком-палеозойских отложений на севере ЯНАО указывает на генерацию нефтяных УВ до глубины порядка 4300 м и сохранение жидких УВ до глубины порядка 5200 м в условиях АВПД [9]. При анализе изменения катагенеза отложений с глубиной отмечается большое влияние возраста фундамента на характер изменения плотности теплового потока [1].

Рис. 6. Нефтегазоносность северо-восточного склона Новопортовского месторождения

Результаты испытаний доюрских отложений севера ЯНАО

Площадь № СКВ. Забой, м Кровля доюр., м Литологическое описание Qn м3 Q м3 о.. м3 Р, атм. т; °с кт Интервал испытания, м Интервал отбора образца Автор определения возраста

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Бованенковская 67 3426 3412 Глин-крем. сланцы 3000 1400 588 1,78 3422-3423 (з) 3426 B.C. Бочкарев

97 3478 3212 Карбон-глин, сланцы, базальты 500 1,81 расч. 3275-3296, 3313-3321, 3455-3461 3475-3477 B.C. Бочкарев

98 3448

116 3379 3357 Песч. кварцевидные, аргил. черн. сух. 3357-3368 3368-3375 B.C. Бочкарев

114 3213 3210? Габбро-диабазы 60-65 555 1,5 3210-3213 B.C. Бочкарев

133 3609 3610

201 3700 3184 Алеврол. углист., кремнист., нефтенасыщ. Ниже - обломки андезито-базальтов. Переслаив. известняков, аргил-в; углы 0,10, 90° 24500 2,6 137,5 3425-3443 3211-3213 (Р2) С.И. Пуртова

203 3490 3396 Песч. алевр. аргил, базальт 0,4 129 3396-3405

9830 645,13 584 134 1,68 3460-3468 3354,6-3355,8 эффузивная галька

Вост.-Бованен- ковская 11 4100 3997 Вверху-аргил. черн., мергели, известняки. Внизу - переслаив. терр. пород, извест-в под 45°, горизонты базальтов (Т) С.И. Пуртова

Сандибинская 6 3697 Кора выветривания

Лензитская 77 3537 3344

Зап.-Яротинская 300 2588 2483 Слюдист., кварц, сланцы сух.

301 2770 2716 Известняк 2769-2770 B.C. Бочкарев

302 2690 2515 Диабазы 2575-2690 B.C. Бочкарев

303 2764 2646 Кварц, сланц. 2757-2762 B.C. Бочкарев

306 2630 2602 Сланц.

Ярудейская 2 3200 3211 Пестроцв. конглом., гальк., грав. 9 58,8 1,28

СЛ

Оо

СОВРЕМЕННЫЕ ДАННЫЕ О НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЯНАО

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Южно-Русская 21 4208 Аргиллиты,брекчии 3000 532,8 53 1,26 4198-4208

24 4266 сух.

Надымская 7 5017 4503 Кремн. порода Газопрояв. при бурении 4467-5009

Усть-Юрибейская 30 2546 2480 Алеврол., яшма сух. 2485-2486 В.С. Бочкарев

31 3000 2553 Крист, слан.

Юбилейная 209 5154

200 5410 Тамп. сер. и метамор. извест. 0,88 88,26 148 1,63 5386-54443

Медвежье 1001 4600 3895/ 4006 Триас-песч.-алевр. породы 8000 к0,12 0,78 0,36 4397-4386

пл. к 0,5 644,1 132 1,5 4310-4316 4297-4305

сух. 3996-4006

4460/ 4457 Палеоз.-извест. Сланцев, аргил. 0,4 652,8 4556-66

0,3 647,6 136 1,43 4519-4525

0,4 4519-4525+ 4480-4497

0,24 634,8 134 1,42 4480-4497+ 4460-4468+ 4519-4525

ТСГ 6 7502 5607-6424 Тамп. сер. пееч.-алевр. Повыш. газопрояв. 5812-5906; 5958-6007

6424-7502 Вулкан.-осадоч. 260 85,5 1240 185 (6700) 1,85 6600-6655

ЕСГ 7 8250 7050-7194 Аймальская

6920-7050 Коротчаевская св. 48 6996-7157

6750-6920 Хадутинская 1200 6750-6760

6504-6750 Хадырьяхнская 1800 6539-6567

5915-6504 Пурская сух. 6365-6380

Интенс. г+в 6094-6111

5715-5915 Варенгаяхинская

5549-5715 Витютинская

Геологическая 14 5041 0,02 0,5 4910

35 5750 сух.

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

266 слаб. 5230

249 5303 слаб. 4670

282 5035 2,9 18,6 4750

336 5500 слаб. 5310

414 5500 2,1 8,8 4580

Уренгой 673 5526 750 5250

слаб. 5100

470 4850

слаб. 1,24 4650

410 5475 сух.

411 5521 сух.

Ево-Яхинская 356 5780 460 5210

Самбургская 700 5505 сух.

91 2690 2772 Доломиты 0,8 7 2690-2706 2731-2801 (D,.2) В.Ф. Асташкина

94 2990 2868 Известняки 171000 к1,9 2942-2948

98 3569 3411 Кальцит 7,7 3470-3476

99 3560 3140 3220-3294 извест. Базальт жильный 78,5 3385-3560 3285-3293 (S-D) Л.Г. Петрова

102 2720 2718- Сланец 34 2629-2820

103 2937 2811 Доломит 12 2786-2924

104 2759 2738 Известняк 1 2748-2758 2792-2800 (D-C) Миняева

107 2724 2663 Метапесчаник 215000 2661-2675

Новопортовское 108 2551 2746 Кварциты. Хлорита-карбонатные сланцы 2583-2584 2739-2746 B.C. Бочкарев

109 2542 2600 Глинист, сланцы 2542-2600 B.C. Бочкарев

124 2608 2488 2555-2665 изв. 145000 к4 15 2484-2490 2657-2665 (D) Максимов и др.

129 2558 2478 Известняк 24000 18 2485-2557 2527-2529 (D-C) О. Литина

130 2820 2779 н/к 1,7 2776-2792

134 2767 2550 Известняк 91,0 2552-2559

138 2759 2678 Песчан. 1,6 2677-2683

146 2767 2525 Аргиллит 14 2525-2769 2805-2809 (S-D) В.Ф. Асташкина

210 3781 3080 Известняк 18 3077-3095 3193 (D2.3) О.И. Богуш

сл

сл

СОВРЕМЕННЫЕ ДАННЫЕ О НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЯНАО

сл

CD

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

210 3781 3080 Известняк 2 3521-3541

211 2990 2933 Песчаник 2-4 Млн. 2984-2990

213 3038 3024 Метаморф. пор. 13 2924-3038

216 3358 2932 Доломит 213000 2 11 3113-3118

216 3358 2932 Доломит 203000 1,3 10,2 3164-3176

217 3051 2999 Известняк 200000 1,3 2994-3051

218 3357 3165 Доломит 22 2951-3351

33 3340-3400ИП

Новопортовское 219 2900 3220 Сланцы карбонатоглинистые, доломиты 2927-2929, 3218-3220 B.C. Бочкарев

300 3018 4103 Известняки 3140-3148, 3281-3287, 3766-3771 A.C. Ячменев

301 3428 4007 Базальты и известняки B.C. Бочкарев

302 3456 3901 Известняки 3837-3842 В.М. Чугуева

303 3133 3960 Доломиты известняки B.C. Бочкарев

305 3757 3243 Известняк 8,6 3060-3757

307 3568 4078 Известняк В.И. Ифраимова

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

Катагенез ОВ палеозойских отложений Новопортовского месторождения - МК3_4 [7]. По мнению А.Н. Фомина, все доюрские породы месторождения характеризуются катагенезом ОВ степени AKj- АК3 [12]. На Бованенковской площади в образце с глубины 3523 м (скв. 201) отмечены слабоизмененные битумоиды, что косвенно указывает на катагенез ОВ стадии мезокатагене-за [9]. Следует отметить, что, по данным А.Н. Фомина, катагенез доюрских (триас?) отложений на Восточно-Бованенковской площади (скв. 11) - степень катагенеза АК1 [12]. На Ярудейской площади (скв. 38), в туфогенной толще (4429 м), ОС витринита - 4,28 % (АК3) [13]. В соседних скважинах, вскрывших доюрские отложения, степень катагенеза - конец АК2 [12].

Достоверно установлено, что основная изотопная характеристика метана S13 ССН4 в основном определяется термодинамическими условиями генезиса газа и сохраняется в дальнейшем без изменений. Близкие показатели группового углеводородного состава конденсатов и газов из низов юры и палеозоя, при достаточно сильном отличии по генетическим показателям конденсатов и газов пластов Ю2_3 и низов юры, установленные по Новопортовскому месторождению, свидетельствуют о наличии самостоятельного источника генерации УВ для залежей нижней части разреза, возможно, связанного с триасовыми и палеозойскими отложениями. Следует подчеркнуть, что углеводородные газы отложений палеозоя (Новопортовское месторождение) и триаса (Тюменские сверхглубокие скважины СГ-6, СГ-7) характеризуются «тяжелым» изотопным составом углерода. Соответственно значение S13 Ссн4 в первом случае изменяется от 32,25 до 33,87 %, во втором - от 32,1 до 33,9 %, т.е. это газы высокотемпературной газовой зоны, которые резко отличаются от изотопно «легких» газов сеномана (газы низкотемпературной газовой зоны), где значения S13 Ссн4 по продуктивным горизонтам месторождений Севера Западной Сибири изменяются от 50,86 до 65,36% [1, 10]. В свою очередь значения S13 Сс4 по продуктивным горизонтам нижнемеловых отложений изменяются от 41,82 до 34,3 %; юрских отложений - от 36,56 до 33,34 % [5] . Очевидно, источником генерации и миграции газов залежей палеозойских отложений, характеризующихся «тяжелым» изотопным составом, были гипоцентры погружений.

Терригенно-карбонатные палеозойские отложения на севере ЯНАО могут стать дополнительным источником прироста запасов газа и газового конденсата. С учетом анализа истории осадкона-копления палеозойского времени и особенностей современного распространения карбонатных отложений предполагается открытие залежей в центральной и северо-восточной частях Ямала, в северной части Надым-Пур-Тазовского междуречья и на территории Гыданского полуострова.

Список литературы

1. Бочкарев B.C. Влияние возраста и характера консолидации фундамента Западно-Сибирской геосинеклизы на размещение в ней месторождений нефти и газа / В.С. Бочкарев, А.М. Брехунцов, К.Г. Лукомская // Горные ведомости. - 2007. - № 4. - С. 8-22.

2. Воронов B.H. Особенности сочленения Уральского складчатого пояса, Пай-Хоя и структур фундамента Западно-Сибирской плиты / В.Н. Воронов, В.К. Коркунов // Геология и геофизика. -2003. - №1-2 - С. 40-48.

3. Гаврилов В.П. Биостратиграфия и литофации нефтегазоносных отложений Баренцево-Карского региона / В.П. Гаврилов, Н.Б. Гибшман, С.М. Карнаухов, В.А. Холодилов, М.Л. Цемкало, Ю.В. Шамалов. - М.: ООО «ИД Недра», 2010. - 235 с.

4. Елкин Е.А. Палеозойские фациальные мегазоны в структуре фундамента Западно-Сибирской геосинеклизы / Е.А. Елкин, А.Э. Конторович, Н.К. Бахарев, СЮ. Беляев и др. // Геология и геофизика. - 2007. - Т. 48. - № 6. - С. 633-650.

5. Ермолкин В.И. Зональность нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре и раздельный проноз нефти и газа. Критерии нефтегазоносности ниже промышленного освоения глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ / В.И. Ермолкин, В.А. Пономарев / Координационное совещание 8-10 февраля 2000 г., г. Пермь // Сборн. науч. тр. Кн. 1. - Пермь: КамНИИКИГС, 2000. - С. 142-154.

6. КазанинГ. C. Предпосылки освоения нефтегазового потенциала доюрских отложений Карского моря / Г.С. Казанин, Г.А. Тарасова, Т.А. Кирилова-Покровская // Докл. Академии наук. - 2007. -Т. 417. - № 3. - С. 374-378.

7. Кирюхина Т.А. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа / Т.А. Кирюхина, Г.В. Ульянов, А. Д. Дзюбло, В.А. Холодилов, М.Л. Цемкало // Газовая промышленность. - № 7. - 2011. - С. 66-70.

8. Монастырев Б.В. Оценка скоростей распространения продольных волн для доюрских образований по комплексу геолого-геофизических данных на территории Западной Сибири / Б.В. Монастырев, В.С. Бочкарев, В.Б. Козак, А.И. Базаев и др. // Горные ведомости. - 2007. - № 11.

9. Плесковских И.А. Особенности геологического строения северной части Западно-Сибирской геосинеклизы и новые перспективные объекты для поисков углеводородного сырья / И.А. Плесковских, И.И. Нестеров (мл.), Л.А. Нечипорук, В.С. Бочкарев // Геология и геофизика. - 2009. -Т. 50. - № 9. - С. 1025-1034.

10. Титова Г.И. Особенности изотопно-геохимических исследований параметрических и сверхглубоких скважин / Г.И. Титова, М.Г. Фрик // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 11. - С. 48-50.

11. Угрюмов А.Н. Цеолитовая минерализация в фундаменте северо-западной части Западной Сибири и на Полярном Урале / А.Н. Угрюмов, В.Н. Воронов, Ю.А. Ехлаков, К.А. Мещеряков // Горные ведомости. - 2010. - № 12. - С. 48-58.

12. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна / А.Н. Фомин // Геология и геофизика. - 2004. - № 7. - С. 833-842.

13. Чувашов Б.И. Морской девон на севере Западной Сибири / Б.И. Чувашов, В.С. Бочкарев, А.М. Брехунцов // Доклады РАН. - 2009. - Т. 429. - № 2. - С. 234-237.

14. Сокол И. Д. Отчет о результатах работ МОВ ОГТ и ОГП МПВ Верхнереченской сейсмической партии 26/98-99. - ЯНАО: «Ямалгеофизика», 2000.