Журнал нафтогазова геологія теорія та практика. Журнали вак з розробки

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 1 УДК 563.67:551.733.13/.734.5(571.1-12) Ісаєв Г.Д. ТОВ Науково-дослідний [email protected] центр «СИБГЕОНАФТ», Новосибірськ, Росія, ЛОНИ ТАБУЛЯТ ЯК ОСНОВА РОЗЧІЛЕННЯ ТА КОРРЕЛЯЦІЇ ОРДОВІКСКО-ДЕВОНСЬКИХ НАФТОГАЗОНОСНИХ ВІДЛОГІВ Сибірської плити встановлено біостратиграфічну послідовність коралових комплексів. Виділяються 11 коралових біостратонів, що охоплюють стратиграфічний інтервал від верхнього ордовика до верхнього девону (фран) включно. На основі детального дослідження морфологічної мінливості видів та підвидів табулят вдалося встановити регіональну біостратиграфічну зональність, що відображає еволюційну етапність розвитку біоти. Послідовність табулятових лон у палеозої дозволяє чітко диференціювати палеозойський продуктивний поверх. Простеження цих лонів в інші регіони дозволить синхронізувати не тільки відомі місцескупчення вуглеводнів, але й виявити нові промислово значущі. Ключові слова: біостратон, зональність, табуляти, лона, обрій, нафтогазоносні відклади, Західно-Сибірська плита. У Томській області із 72 відомих родовищ вуглеводнів майже половина (31) має явні ознаки нафтогазоносності у палеозойських відкладах [Ісаєв, 2010]. Палеозойський продуктивний поверх представлений різними породами не лише за складом, а й за віком. При оцінці перспектив території на нафту та газ надзвичайно важливим є точне стратиграфічне становище продуктивних порід. У 1999 р. було прийнято стратиграфічну схему палеозою Західно-Сибірської плити (ЗСП) [Рішення Міжвідомчого…, 1999], що має комплексне палеонтологічне обґрунтування з виділенням біостратиграфічних зон і шарів з фауною. Частина цих підрозділів було опубліковано раніше у монографії 1990 р. [Стратиграфія…, 1990] за матеріалами палеонтологічних досліджень початку 1980-х гг. Тим часом, на початку 1990-х років. була випущена у світ серія публікацій за результатами детальних палеонтологічних робіт [Ісаєв та ін. 1992, б, 1994, 1995; Саєв та ін., 1995] із встановленням горизонтів та підгоризонтів девонской системи у тих-таки регіонах ЗСП. Проте ці палеонтологічні матеріали були використані під час створення каркаса прийнятої Стратиграфічної схеми 1999 р. Не увійшли вони у монографію Е.А. Єлкіна [Єлкін та ін., 2001]. В останній роботі акцент був зроблений лише на вивчення нових свердловин та узагальнений аналіз палеонтологічних досліджень 1980-х років. _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 2 Середина 1990-х років. характеризується різким скороченням буріння глибоких свердловин, отже, і зменшенням обсягу стратиграфічних і палеонтологічних досліджень. Більшість розрізів палеозою, вивчених у 1980-1990-х роках. досі залишаються типовими для світ та товщ палеозою південного сходу ЗСП, а палеонтологічні матеріали того періоду є базовими, до яких при біостратиграфічних роботах постійно доводиться повертатися. Справжня робота присвячена не критиці прийнятої Стратиграфічної схеми, а палеонтологічним роботам з табулятоморфних коралів, проведених автором у період з 1977 по 1994 рр. Саме вивчення морфогенезу табулят у рифогенному палеозої дозволило розчленувати монотонні карбонатні розрізи на ряд різновікових підрозділів, що, врешті-решт, і послужило основою (спільно з даними по інших групах викопних організмів), прийнятих стратиграфічних конструкцій 1999 р. ). Нижче наведено новий підхід до біостратиграфічного розчленування розрізів, що передбачає вивчення мінливості табулят, встановлення різновікових фратрій (або «філозон») та провінційної зональності [Стратиграфічний…, 2006]. Пріоритет у використанні терміна «фратрія» для табулят замість «філозони» визначається не лише часом його встановлення (1958 р.), а й чисто палеонтологічним змістом. Автор з 1983 р. розробляє методику дослідження філоморфогенетичної мінливості табулятоморфних коралів, що відображає еволюційний розвиток як окремого конкретного виду, так і групи видів загалом у межах однієї провінції [Ісаєв, 1983]. Для фратрій одного віку у статті вживається термін «лона» як синонім провінційної палеобасейну зони, седиментації латеральних меж [Стратиграфічний…, якого 2006]. Про відповідні розміри таких палеобасейнів в ордовику, силурі та девоні можна судити за поширенням табулят та геліолітид, опис яких наведено в монографії автора [Ісаєв, 2007]. Табулятоморфні корали відносяться до групи колоніальних і одиночних прикріплених бентосних організмів, що ростуть протягом усього свого життя. Для характеристики видових та внутрішньовидових категорій Ю.І. Тесаков пропонував введення у практику коефіцієнтів, які позначають ставлення абсолютної величини тієї чи іншої ознаки абсолютної величини діаметра коралітів [Тесаков, 1971]. В.Л. Лелешус виділяв і використовував у практиці два меристичні параметри: ступінь скелетизації та ступінь шипуватості [Лелешус, 1972]. Як показав американський орнітолог Еге. Майр, _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 3 використання лише кількісних ознак для організмів, що ростуть протягом усього життя безглуздо [Майр, 1971]. Доцільніше використовувати відносини розмірів, ніж абсолютні значення конкретних ознак. Термін «фратрія» було запропоновано В.Г. Гептнером у передмові до книги А. Кейна «Вигляд та його еволюція» для позначення палеонтологічного філуму, що існує певний відрізок часу [Кейн, 1958]. Цей термін було запропоновано як переклад терміна «gens», який широко використовується А. Кейном у своїй роботі. Великі філетичні ряди, за А. Кейном, складаються з певних "gens". За аналогією та зв'язку з phillum російською мовою приймається назва «фратрія», оскільки філи (у військах) в Аттиці ділилися на фратрії. Одиницею систематики за А. Кейном може бути не статичний монотипічний морфологічний вигляд, а окремий ряд або еволюційний фратрія («gens»). Таким чином, за А. Кейном та В.Г. Гептнер фратрія - це частина еволюційного філуму. Колекція коралів Західно-Сибірської провінції була зібрана автором у керносховищах нафтогазорозвідувальних експедицій Томської області щодо розрізів 55 свердловин [Ісаєв, 2007]. З 82 видів табулят та геліолітид Західного Сибіру 29 видів є новими, 19 видів відносяться до космополітів, а 26 форм – до міжрегіоналів. Останні дві категорії видів дозволяють зіставляти відкладення, розкриті свердловинами глибокого буріння, із синхронними комплексами табулят Кузбасу, Сибірської платформи, Гірського Алтаю, Туви та Таймиру; синхронізувати встановлені біостратиграфічні кордони із планетарними у типових місцевостях Західної Європи. З 55 вивчених розрізів палеозою південного сходу Західно-Сибірської плити виявилося лише 11 свердловин, у яких спостерігалася безперервна послідовність коралових видових комплексів (КВК). Причому основний каркас її утворюється послідовністю фратрій табулят, вивчених у карбонатних розрізах. У схему на рис. 1, крім того, вміщено кілька стратиграфічно важливих видів, що знаходяться поза «полем» КВК перерахованих свердловин. До них належать: Lyopora sp. з керна вкв. Мильджинська-56; Parastriatopora ostaninskayaensis apta Isaev-скв. Останинська417; Favosites fedotovi Tchern. - Вкв. Малоїчська – 4; Tiverina subcrassa sua Isaev - вкв. Казанська-8, Південно-Табаганська-133; Oculipora sibirica Isaev - вкв. Еллей-Ігайська-3 та Cladopora (?) aff. gracilis (Salee) – Малоїчна-7. _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 4 Мал. 1. Біостратиграфічна зональність ордовиксько-девонських відкладів південного сходу Західно-Сибірської плити за табулятоморфними коралами * тимчасові назви. 1 - поширення видів та фратрій по керну свердловин; 2 - межі: а - у безперервних розрізах усередині біофацій, б - у безперервних розрізах з несприятливими фаціями, у - розрізах з наявністю діастем та перерв; 3 – зони сполучених фратрій; 4 - діастема у поширенні фратрій, видів; 5 - відсутність у розрізі фратрій; 6- видовий комплекс табулят із керну свердловин. Свердловини: С-О-10 – Північно-Останинська-10; П-1 - Пологая1; С-44 – Солоновська-44; С-41 – Солоновська-41; М-22 – Малоїчна-22; З-О-443 – Західно-Останинська-443; С-О-9 – Північно-Останинська-9; Ю-Т-75 Південно-Тамбаєвська-75; Г-9 – Герасимівська-9; Е-К-1 – Елле-Кагальська-1; Ар.-41 – Арчинська-41. _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 5 У цій схемі автором передбачено і різний статус кордонів: 1 - по зміні фратрій видів, підвидів та видових комплексів усередині єдиної біофаціальної послідовності; 2 - по зміні в одному розрізі видів та форм, контрольованих несприятливими літофаціями; тобто приурочених до меж пластів, верств, пачок, літологічних різниць; 3 - по зміні комплексів видів, присвячених серії діастем і перерв у фаціально неоднорідній літологічній послідовності. Значимість, точність та обґрунтованість синхронізації коралових асоціацій зменшується від першої групи кордонів до останньої. Якщо біостратон встановлений у межах першого типу на основі послідовності фратрій коралів з елементами «змикання» (контакту) у біоценозах (без перерв та діастем), то такий біостратон має найвищі ознаки біостратиграфічної самостійності. У схемі (див. рис. 1) пропонується чотири види стратонів: шари з фауною, шари з географічною назвою, лони та горизонти. До першого виду стратонів віднесено допоміжні біостратиграфічні підрозділи, що характеризуються фаціальним типом кордонів. Тобто, «шари з фауною» це асоціація видів, обсяг та стратиграфічне становище яких визначається за суміжними регіонами операцією на кшталт «вид у вигляд». Шари з географічною назвою – це регіональний підрозділ, але з фенозональним типом кордонів. Такі верстви можуть містити одного виду – індексу, а мати різні за складом коралові видові комплекси. Їх синхронізація можлива з урахуванням переважання чи навіть присутності тієї чи іншої морфологічного ознаки («фена»). Горизонт розуміється відповідно до Стратиграфічного кодексу Росії [Стратиграфічний кодекс, 2006]. Прикладом крайньої невизначеності кордонів є перший і ранній біостратон коралової зональності Нюрольської СФЗ - шари з Lyopora sp. Вони встановлені всередині розрізу павлівської почту ордовика по вкв. Мильджинська-56. Представники Lyopora sp. виявлено на глибинах 2738 м і 2608 м. Незважаючи на суттєвий біостратиграфічний об'єм (ярус ордовика) встановлених «шарів з Lyopora sp.», погану безпеку коралів (уламки поліпняків в аллохтонних похованнях), можна говорити про біостратиграфічну самостійність першого біострат стратиграфічне становище цих верств підтверджено й іншими групами викопних організмів: мшанок, конодонтів і строматопороідей Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 6 (Ісаєв, 2007). У Томській області на Назинській площі встановлено продуктивні відкладення цього рівня (верхній ордовик) із промисловим покладом нафти (рис. 2, 3). Мал. 2. Схема розчленування та кореляції продуктивних ордовико-девонських відкладень Томської області * тимчасові назви. 1-3 – промислові поклади: 1 – нафтові, 2 – нафтогазові, 3 – газові та газоконденсатні; 4 – непромислові поклади, нафтові. Цифри на схемі – номер покладу на рис. 3. _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 7 Мал. 3. Схема розміщення покладів вуглеводнів та біостратиграфічна модель палеозойського продуктивного поверху (Томська область) 1 – юрські поклади вуглеводнів; 2 - юрсько-крейдові поклади вуглеводнів; 3 – палеозойські поклади вуглеводнів (1-17); 4 - контури позитивних структур (за горизонтом Б); 5 – контури негативних структур; 6 – ізохрони палеозойського продуктивного поверху; 7 - ізопахіти георгіївської почту; 8 – кордон Томської області. _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 8 Ларинські шари добре охарактеризовані в керні вкв. Полога-1 та ПівнічноОстанинська-10. Багатий комплекс коралів вивчений у монографії 2007р. (Ісаєв, 2007). Видом-індексом шарів є Catenipora gothlandica (Yabe), встановлена у двох свердловинах: С-Останинська-10 та Медведівська-110. Цей вид дозволяє припустити ранньосилурійський вік ларинських верств, причому, без коронових комплексів, що підстилають і перекривають, і зіставити їх з відомими нижньосилурійськими стратонами Сибірської платформи і Північної Європи. Вивчення мінливості нового виду Parastriatopora ostaninskayaensis Isaev показало, що в кораловому видовому комплексі (КВК) вкв. Пологою-1 зустрінутий найбільш ранній представник: фратрія – opulenta. Пізніші (пізньосилурійські) представники фратрії apta відсутні у вивчених розрізах, але вони є в керні вкв. Північно-Останинська-7 та Останинська-417. До ларинських верств віднесено відкладення нижнього силуру, розкриті на Кондаківській та Уралівській площах з промисловими дебітами нафти та газу. Останинські шари мають такий самий статус, як і ларинські шари (шари з географічною назвою). Присутність на глибині 3055 м вкв. Водороздільний-2 представників Catenipora sp., близьких Catenipora cara Isaev та Cat. gothlandica (Yabе) доводить, що у нижній частині розрізу свердловини в инт. 3100-3040 м оголюються аналоги ларинських шарів, а у верхній - останінських шарів. Невизначеність біостратиграфічного обсягу останінських верств обумовлена тим, що основна фратрія apta виду-індексу Parastriatopora ostaninskayaensis Isaev ніде, крім вкв. Останинська-417 поки що не виявлена і з силурійським виглядом Caliapora atra Isaev не пов'язана. Тому у схему коралової зональності (див. Мал. 1) ці дві форми вміщені ізольовано одна від одної. Більш високе становище Caliapora atra Isaev пояснюється тим, що в розрізі вкв. Солоновській-44 відкладення, що містять цей вид (вапняки кремові, масивні, біогермні), перекриваються уламковими біо-інтракластовими вапняками та калькаренітами з Favosites socialis Sok. et Tes. Газоносні відкладення Північно-Останинської площі та нафтоносні породи Пінджинської площі є одновіковими, оскільки входять до складу останінських верств (рис. 2, 3). Більшість біостратонів девонської системи виділяється у статусі лони, крім ейфельського ярусу послідовність та франа. Коралів Незважаючи на свердловинах, безперервні деякі біостратиграфічні кордони контролюються несприятливими літофаціями. До таких кордонів відносяться підошва лохкова та покрівля _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 9 живе. Невизначеною є і верхня межа лугинецького горизонту, яка фіксує присутність у безперервних карбонатних літофаціях найпізніша поява у розрізах франського ярусу (Арчинська-41, Єлле-Кагальська-1 та Малоїцька-7) видів коралів. Найнадійнішими біостратиграфічними межами є межі лон, засновані на зміні сполучених фратрій усередині біофаціально-однорідних видових комплексів. До таких кордонів відносяться рубежі, встановлені в підошві та покрівлі нижнього емса, а також в основі лони «rapida» живети. Таким чином, лона "calidasevera-dulcis" за статусом в ієрархії біостратонів займає найвище становище. Лона «amabilis» трасується свердловинами південного сходу Західного Сибіру за видом індексу Favosites socialis Sok. et Tes. Таких свердловин відомо дев'ять: Солоновська-41, Дідівська-1, Перкатська-9, Верхньо-Васюганська-2, Малоїчська-4 та 22, Західно-Останинська-443, Зарічна-2, Кільсінська-381 (табл. 1). У вкв. Західно-Останинська-443 і Малоїчська-22 встановлена пізніша фратрія цього виду: F. socialis ab. mollis. Головним таксоном КВК Лони є фратрія amabilis виду Favosites socialis Sok. et Tes. У типовому розрізі горизонту - вкв. Солоновській-41 його виявили в інт. 2971,3-2963,0м. У Томській області в лоні «amabilis» відсутні продуктивні відкладення, але такі можуть бути виявлені в Новосибірській області, наприклад, на Дідівській, Касманській, Малоїчській, Верхтарській площах. Лона «mollis-amanta» виділяється в безперервних розрізах, розкритих вкв. Солонівській-41, Малоїчській-22 та Західно-Останинській-443. Його нижня межа розкрита на глибині 2963 м у вкв. Солоновській-41, а верхня - у вкв. З-Останинської-443 на глибині 2995 м. Основний склад КВК утворений видами із цих трьох свердловин. Це досить різноманітний таксономічно і багатий у кількісному відношенні КВК. Монографічно з цієї лони вивчено 29 видів із керну 10 свердловин [Ісаєв, 2007]. Розріз вкв. Солоновська-41 оригінальний тим, що в одних і тих же літофаціях (карбонатних, калькаренітових, енкринітових) усередині єдиної біофації (табуляти, брахіоподи, мшанки, остракоди та криноїди) спостерігається таксономічна диференціація КВК. На глибині 2963 м фіксується зміна коралових комплексів: з лохківської на празьку. Вище за глибину 2963 м виявлено Crassialveolites tomskoensis Dubat. (На глибині 2958,3 м). Крім того, цей розріз цікавий тим, що в одній і тій же послідовності шарів спостерігається прогресивна зміна морфології виду Thamnopora kamyshensis Miron. Рубіж на глибині 2963 м фіксує суттєві морфологічні зміни: в інт. 2960,7 - _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 10 2958,3 м з'являється нова форма Th. kamyshensis ab. celler, що різко відрізняється від лохківської фратрії Th. kamyshensis cavus поруч ознак [Ісаєв, 1991, 2007]. Таблиця 1 Мінливість виду Favosites Socialis Sok. et Tes. (14 прим.) D - діаметр поліпняку; d кор. - Діаметр коралітів; m ст. - Товщина стінок; d пір. - Діаметр пір; l септ. - Довжина шипів; s дн. - Відстань між днищами. Вигляд Gracilopora(?) savinae Isaev, 2007 є новим видом [Ісаєв, 2007]. Великі колекції цього таксону дозволили встановити «вікову» мінливість, присвячену до того ж рубежі (гл. 2963 м), лише на відміну Th. kamyshensis Miron., Фратрії виду Gr. savinae Isaev зустрічаються у різних розрізах. Висновок про синхронність морфологічних змін трьох видів (включаючи F. socialis Sok. et Tes.) базується на спільній зустрічальності фратрій amanta, celler і mollis в одних і тих же свердловинах: Західно-Останинській-443 і Малоїчській-22, а фратрій amabilis, cavus - У розрізі вкв. Солонівській-41. Верхня частина прагієну знаменується суттєвим оновленням у біоті. Цей рубіж спостерігається в безперервному карбонатному розрізі вкв. Західно-Останинської-443 на гол. 2995 м. Саме тут спостерігалися морфологічні зміни у видах Cladopora cylindrocellulata Dubat., Coenites salairicus Dubat. та Tiverina subcrassa Dubat. еt Isaev. Для _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 11 останнього виду в керні однієї свердловини спостерігалася послідовна зміна фратрій T. sua празького віку на T. subcrassa ab. severa емського. До празькій лоні «mollis-amanta» автором віднесено відкладення, що містять промислові концентрації нафти на Південно-Табаганській площі. Основними розрізами, що становлять весь обсяг нижнього емса, є дві свердловини: Західно-Останинська-443 та Північно-Останинська-9. У таксономічному складі лони calida-severa-dulcis 8 нових видів. Присутність таких видів-полірегіоналів, як Striatopora jejuna Dubat., Crassialveolites pellicularis Dubat. (скв. З-Останинська-443) та Alveolitella karmakensis Tchern. (космополіт), дозволяє надійно синхронізувати відкладення нижнього емса Салаїра, Гірського Алтаю, Мінуси та Західного Сибіру. На відміну від складу лони «mollis-amanta», у складі ранньоемського КВК спостерігається різке збіднення біоти. У ній доживають представники пологів: Tiverina (фратрія severa виду T. subcrassa Dubat. et Isaev), Emmonsia (фратрія calida виду E. vera Isaev) та Gracilopora (фратрія amanta виду Gr. savinae Isaev), зате з'являються види пологів Alveolitella і . Загальним виглядом КВК нижнього емса вкв. Північно-Останинської-9 та Західно-Останинської443 є Cladopora cylindrocellulata Dubat., причому, з новими, набутими морфологічними змінами, вираженими у фратрії festa [Ісаєв, 2007]. У розрізі вкв. Північно-Останинській-9, крім виду Cladopora cylindrocellulata Dubat., виявлено відкосмополіт Alveolitella karmakensis Tchern. Вивчення морфологічних ознак (табл. 2) цього виду дозволило виділити в одному розрізі дві самостійні фратрії, «сполучені» (контактують) один з одним: фратрію dulcis ранньоемського віку (інт. 2967,1-2945,0 м) та фратрію notus поз (Інт. 2944,9-2885,9 м). Це найважливіша біостратиграфічна межа, яка фіксує оновлення біоти всередині емса. Детальні біостатиграфічні роботи дозволили диференціювати продуктивні відкладення, розкриті на Солонівській, Північно-Юлжавській та Верхньо-Комбарській площах. Нафтогазові поклади з промисловими дебітами присвячені як лоні «calida-severadulcis» (Солонівська пл.), так і лоні «notus» (Північно-Юлжавська та Верхньо-Комбарська поклади). Лона "notus" встановлена за зміною фратрій "сполучених" коралів, виявлених у свердловинах С-Останинська-9 та Південно-Тамбаєвська-75. Загальним виглядом для них є Alveolitella karmakensis (Tchern.) (Фратрія notus), виявлена в нижній частині розрізу вкв. Ю-Тамбаєвській-75 (глибина 3035 м). Разом з нею виявлено Adetopora ampla Isaev, зустрінуту і в лохківському, і в празькому ярусах. У верхній частині розрізу вкв. Ю_______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 12 Тамбаєвській-75 (в інт. 3036,4-3030 м) виявлено види лони «notus», які змінюються КВК іншого віку. У складі останнього визначено: Placocoenites aff. orientalis (Eichw.) (Гл. 2995 м) та Helioltes sp. Як межа між лоною «notus» і шарами з Placocoenites orientalis прийнята межа всередині доломітового комплексу опадів, на глибині 3006 м. Цей кордон спостерігається і в зміні різниць карбонатних порід: біолітокластичних (для емса) на біогермні літофації аналогів ейфелю. Таким чином, у видовому складі лони «notus», з неясною верхньою фаціальною межею переважають, в основному, нові види коралів і тільки один вид Alveolitella karmakensis (Tchern.) є поліпровінційним, що дозволяє порівняти цей видовий комплекс з одновіковими відкладеннями Салаїра, Туви, Мінуси та Гірського Алтаю. Таблиця 2 Мінливість виду Alveolitella karmakensis (Tchern.) – 12 прим. Умовні позначення див. 1. Таксономічний склад ейфельського ярусу чи верств з Placocoenites orientalis ще бідніший, ніж КВК пізнього емса. Мабуть, на початку середньодевонського етапу оновлення біоти відбувалося у несприятливих фаціальних ситуаціях. Такі розрізи _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru встановлені на Малоїчській, Північно-Тарській (скв. 17), Калганакській (скв. 13 31), Новомикільській площах. Окрім Калганакської, на більшості площ спостерігається безперервна послідовність карбонатних опадів. Великі швидкості карбонатонакопичення, висока щільність поселення водоростей, строматопорат були основними перешкодами розселення коралів у період. Крім вкв. ЮТамбаєвській-75, вид Placocoenites orientallis (Eichw.) виявлений у керні вкв. Лимжинська-1 на гол. 2984,8 м, стратиграфічно вище за вид Alveolitella сf. karmakensis (Tchern.), Разом з видами поганої безпеки: Tyrganolites sp., Alveolites sp. Те, що вкв. Лимжинській-1 розкрито біостратиграфічну послідовність від лони «notus» до шарів з Placocoenites orientalis, що доводить наявність на вибої свердловини іншого за віком КВК. В інт. 3100-3090 м виявлено види: Adetopora ampla Isaev, Stiatopora ex gr. jejuna Dubat., Favosites goldtussi Orb. Виходячи з біостратиграфічного обсягу останніх трьох видів (за схемою коралової зональності) можна зробити висновок, що на вибої діагностується ранньоемський рівень, а «безкоралова» частина розрізу потужністю в 105 м повинна заповнити об'єм фратрії notus виду Alveolitella karmakensis Tchern. точці цей вид таки присутній. Наявність представників роду Tyrganolites (у вкв. Ю-Тамбаєвській-75) спільно із зональною формою Pl. оrientalis (Eichw.) дуже важливо і знаменно тим, що види цих пологів набули широкого поширення саме в середньому девоні. Вигляд Placocoenites orientalis (Eichw.) відноситься до поліпровінційних космополітів. Це дає можливість корелювати ці верстви з одновіковими стратонами Рудного Алтаю, Кузбасу та Арденн. У Томській області на рівні ейфелю відсутні продуктивні відкладення, але такі можуть бути встановлені в Новосибірській області, наприклад, на Прикордонній та Північно-Тарській площах. Лони живецького ярусу: "lucunda" і "rapida" досить добре розкриті свердловинами і насичені органічними залишками. Типовими розрізами для коралової послідовності (табл. 3) живіт є вкв. Герасимівська-9, Єлле-Кагальська-1 та Арчинська-41. Ці три свердловини розкрили коралові біофації у безперервній послідовності. Кордон між лонами "lucunda" і "rapida" проводиться на глибині 2942 м у вкв. Герасимівській-9, на підставі морфологічної мінливості нового виду Scoliopora novosibirica Isaev. По керну вкв. Герасимівській-9 у лоні lucunda зустрілий комплекс видів табулят: Aulocystis (?) varius Isaev, Thamnopora cervicornis (Blainv.), Th. nicholsoni (Frech), Caliapora taltiensis Yanet, Scoliopora denticulata (M.-Edw. et Haime), _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 14 Coenites tomensis Dubat. Вище цього рубежу разом із фратрії rapida зустрінуті Syringopora digna Isaev, Favosites goldtussi (Orb.). Таблиця 3 Мінливість виду Scoliopora novosibirica Isaev (20 екз.) Умовні позначення див. 1. Розріз вкв. Елле-Кагальської-1 повторює частково коралову послідовність Герасимівської-9 і, водночас, нарощує її пізнішими КВК ранньофранського віку. В інт. 3304-3232 м вона розкрила всю послідовність лон живета з невизначеним нижнім кордоном. На глибині 3270 м Елле-Кагальська-1 розкрила кордон лон "lucunda" та "rapida". Нижче цього рубежу (лона lucunda) визначено види табулят: Favosites goldtussi Orb., Caliapora taltiensis Yanet, Scoliopora denticulata (M.-Edw.et Haime). Ці форми зустрінуті і в вкв. Герасимівській-9. Проте, у керні вкв. Елле-Кагальською-1 представників Sc. novosibirica ab. lucunda немає. Фратрія rapida присутня у КВК вище межі 3270 м на глибині 3252,3 м. Тут же визначені: Caliapora battersbyi (M.-Edw.et _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. – 2011. -Т.6. - №4. http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Natalophyllum cf. rarus Tchud. Види цього КВК: Scoliopora conferta Ermak. та Sc. novosibirica ab. rapida Isaev зустрінуті в нижній частині розрізу вкв. Арчинська-41. Вище цього КВК з глибини 3100 м-коду з'являється вже інший комплекс видів табулят ранньофранського віку. Живітський ярус у межах південного сходу Західно-Сибірської плити розкритий не одним десятком свердловин і не скрізь він розчленовується на дві лони через несприятливі умови фаціальної або біофаціальної природи. Вивчені види табулят дозволяють зіставляти розрізи живецького ярусу не тільки із суміжними регіонами Кузбасу, Уралу, а й зі стратотипами в Європі. Детальна біостратиграфія у продуктивних комплексах середнього – верхнього девону дозволяє чітко синхронізувати поклади за віком опадів. Наприклад, нафтова поклад із промисловими концентраціями УВ на Середньо-Юлжавській площі відноситься до лоні «lucunda», а продуктивні відкладення Нижньо-Табаганської та Північно-Калинової площ (що містять нафтогазові поклади) мають ширший стратиграфічний обсяг через різновикових вміщуючих опадів. Останні зіставляються як із відкладеннями лони «rapida», і з утвореннями франських верств з Mesolites squamatus і Alveolitella grata. У колекції автора є корали пізнього девону з керна вкв. Елле-Кагальської1, Малоїцької-7 та Арчинської-41, але вони утворюють лише частину безперервної коралової послідовності. Нижня межа франського ярусу визначена в вкв. Елле-Кагальській-1 за зміною видів усередині єдиного КВК, а верхня межа фіксується лише з останнього виявлення табулят у розрізах, що обумовлено лише фаціальними причинами. Таким чином, за коралами через нестійкість складу та невизначеність верхнього кордону встановлення підрозділу в ранзі лони передчасно. На цьому й ґрунтується виділення шарів із фауною – шарів із Mesolites squamatus, Alveolitella grata. Обсяг цього стратону, звісно, відповідає обсягу франського ярусу. Видовий склад його вкрай бідний. По керну вкв. Еллі-Кагальської-1 в інт. 3232-3220 м виявлені види табулят: Mesolites squamatus (Dubat.), Caliapora battersbyi (M.-Edw.et Haime) (цей вид є і живете), Alveolitella grata Isaev, Coenites tomensis Dubat. (Зустрічається і в ранньому живете). Вид Alveolitella grata Isaev був виявлений у вассинському горизонті на околицях Кузбасу, поблизу д. Вассіно під час виїзної сесії девонської підкомісії МСК у 1991 році [Краснов, Ржонсніцька, Гутак, 1992]. Цей вид виявився досить поширеним у нижньофранських відкладах Західного Сибіру, наприклад, по керну вкв. Еллі-Кагальської-1 в інт. 3232-3231,5 м і в вкв. Арчинська-41 на гол. 3078 м. Зустрійність цього виду з _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. 16 іншим ранньофранським видом Салаїра, Кузбасу та Західного Сибіру (Mesolites sguamatus Dubat.) демонструє синхронізацію розрізів цих регіонів. А більш високе стратиграфічне становище стосовно живецького комплексу коралів доводить молодший французький вік цих верств з фауною, що й підтверджується рештою всіх груп викопних організмів [Ісаєв, 2007]. Франський продуктивний комплекс широко представлений у Томській області покладами газу, газоконденсату та нафти. Наприклад, до шарів з Mesolites squamatus та Alveolitella grata автором віднесено відкладення, розкриті на Річковій, Єллей-Ігайській, Арчинській, Калиновій та Урманській площах. Дослідження мінливості табулят дозволяє встановити морфологічно і, можливо, генетично самостійні різновікові одиниці - фратрії за В.Г. Гептнер, А. Кейну. Біостратиграфічна модель ордовико-девонських нафтогазоносних відкладень південного сходу Західно-Сибірської плити представлена послідовною зміною фратрій табулят і складається з 11 біостратонів різного статусу. Простеження цих лон в інші регіони Західно-Сибірської плити дозволить не тільки синхронізувати вже відомі в палеозої скупчення вуглеводнів, а й виявити нові промислово значущі. Література Єлкін Є.А., Краснов В.І., Бахарєв Н.К., Бєлова Є.В., Дубатолов В.М., Ізох Н.Г., Клець А.Г., Конторович А.Е., Перегоєдов Л.Г., Сенніков Н.В., Тимохіна І.Г., Кульгавих В.Г. Стратиграфія нафтогазоносних басейнів Сибіру. Палеозою Західного Сибіру. Новосибірськ: Вид-во З РАН, філія «Гео», 2001. - 163 с. Ісаєв Г.Д. Кореляція скелетних елементів та меристична мінливість табулят із топчуганської почту середнього девону Гірського Алтаю // Морфологія та систематика безхребетних фанерозою. - М: Наука, 1983. - С. 71-80. Ісаєв Г.Д. Фратрії коралів: діагностика та біостратиграфічне значення // Стратиграфія та найголовніші події в геологічній історії Сибіру. - Новосибірськ: СНИИГГиМС, 1991. - З. 67-97. Ісаєв Г.Д, Саєв В.І., Краснов В.І., Макаренко С.М., Савіна Н.І., Аксьонова Л.М., Асташкіна В.Ф., Мірецька Н.М., Перегоєдов Л. Г., Родигін С.А. Герасимівський обрій середнього девону південного сходу Західно-Сибірської плити // Геологія пізнього докембрія та палеозою Сибіру: Актуальні проблеми регіональної геології Сибіру. - Тез. доп. наук.практ. конф. - Новосибірськ, 1992а. – С. 50-51. Ісаєв Г.Д, Саєв В.І., Краснов В.І., Макаренко С.М., Савіна Н.І., Аксьонова Л.М., Асташкіна В.Ф., Мірецька Н.М., Перегоєдов Л. Г., Родигін С.А. Киштівський та армічевський горизонти нижнього девону південного сходу Західно-Сибірської плити // Актуальні проблеми регіональної геології Сибіру. Тез. доп. наук-практ. совіщ. 16-18 груд. 1992 р. - Новосибірськ, 1992б. - С. 48-49. _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. http://www.ngtp.ru 17 Ісаєв Г.Д., Саєв В.І., Савіна Н.І. Краснов В.І., Мірецька Н.М. Біостратиграфія нижньодевонських відкладів (лохківський та празький яруси) південного сходу ЗахідноСибірської плити // Питання геології Сибіру. - Томськ: ТГУ, 1994. - С. 74-94 Ісаєв Г.Д., Саєв В.І., Савіна Н.І., Макаренко С.М. Регіональні стратиграфічні підрозділи девонських відкладів Західно-Сибірської плити// Природокомплекс Томської області. - Геологія та екологія. - Т.1 - Томськ: ТГУ, 1995. - С. 41-47. Ісаєв Г.Д. Корали, біостратиграфія та геологічні моделі палеозою Західного Сибіру. - Новосибірськ: Гео, 2007. - 248 с. Ісаєв Г.Д. Вплив зон флюїдоміграції у стратиграфічних розрізах на перерозподіл вуглеводнів // Нафтове господарство, 2010. – №1. – С. 30-33. Кейн А. Вид та її еволюція. - М: ІЛ, 1958. - 210 с. Краснов В.І., Ржонсніцька М.А., Гутак Я.М. Типові розрізи прикордонних відкладень середнього та верхнього девону франського та фаменського ярусів околиць Кузнецького басейну. - Матеріали V виїзної сесії комісії МСК з девонской системі Кузбасу, 16-19 липня 1991 р. - Новосибірськ: СНИИГГиМС, 1992. - 136 з. Лелешус В.Л. Табуляти палеозою Таджикистану. Автореф. дисертація. доктора г-хв. наук. – Душанбе, 1972. – 33 с. Майр Еге. Принципи зоологічної систематики. - М: Мир, 1971. - 250 с. Рішення Міжвідомчої наради щодо розгляду та прийняття регіональної стратиграфічної схеми палеозойських утворень Західно-Сибірської рівнини. Новосибірськ: СНИИГГиМС, 1999. - 79 з. Саєв В.І., Макаренко С.М., Савіна Н.І., Ісаєв Г.Д. Особливості стратиграфічної моделі нафтогазоносних відкладень девону південного сходу Західно-Сибірської плити// Природокомплекс Томської області. - Т.1. – Томськ: ТГУ, 1995. – С. 34-40. Стратиграфічний кодекс Росії. - СПб.: ВСЕГЕЇ, 2006. - 96 с. Стратиграфія палеозойських відкладів південного сходу Західно-Сибірської плити/Відп. ред. Ю.І. Тесаків. - Новосибірськ: Наука, 1990. - 216 с. Тесаков Ю.І. До методики визначення видових критеріїв у табулят // Табуляти та геліолітоїди палеозою СРСР. - Тр. II Всесоюзного симпу. з вивчення копалин. коралів СРСР. - Вип. 1. – М.: Наука, 1971. – С. 103-108. Рецензент: Гутак Ярослав Михайлович, доктор геолого-мінералогічних наук. _______________________________________________________________________________________ Нафтогазова геологія. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru 18 Isaev G.D. Ltd Research Center «SIBGEONAFT», Novosibirsk, Russia, [email protected] TABULATA LONES AS BASE OF SEPARATION AND CORRELATION OF ORDOVICIAN – DEVONIAN OIL-GAS BEARING STRATA OF SOUTHEAST PART OF WEST-SIBIRIAN PLATE Coralls biostratigraphic succession determined the basis of monographics Tabulata's 11 coral biostratons є описані, які покривають stratigraphic range з Угору Ordovician вгору в Упер Devonian (Frasnian). Релігійна biostratigraphical зональності, яка покликана еволюційні статки biota development, була встановлена на основі глибокого обчислення morphological variability of Tabulata's species and subspecies. Успіх tabulata lones в Paleozoic дозволяє нам відрізняти Paleozoic producing strata. Перехід цих лондонів в інших регіонах дозволяє нам скористатись не тільки скинутими олією і gas аркушами, але також ідентифікувати нові промислово значні поля. Key words: zonality, Tabulata, lone, strata, oil and gas deposits, West Siberian plate. References Elkin E.A., Krasnov V.I., Baharev N.K., Belova E.V., Dubatolov V.N., Izoh N.G., Klec A.G., Kontorovič A.È., Peregoedov L.G., Sennikov N.V., Timohina I.G., Hromyh V. Stratigrafiâ neftegazonosnych bassejnov Sibiri. Paleozoj Zapadnoj Sibiri. - Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, filial "Geo", 2001. - 163 s. Isaev G.D. Корреляція скелетних елементів і мерістіческая ізометичність" tabulat з topčuganskej svity sredneho devona Gornogo Altaa // Morfologiâ і систематика bespozvonočnych fanerozoâ. - M.: Nauka, 1983. igrafićee značення // Stratigrafiâ i glavnejšie sobytiâ в geologičeskoj istorii Sibiri. - Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1991. - S. 67-97. ov L.G., Rodygin С.А. . 50-51. Isaev G.D. stoka Zapadno-Sibirsky plity // Aktual "Ні проблеми регіональної" нової geології Sibiri. Tez. dokl. nauč-prakt. soveŝ. 16-18 dek. 1992 g. - Novosibirsk, 1992b. - S. 48-49. Isaev G.D., Saev V.I., Savina N.I. Krasnov V.I., Mireckaâ N.M. Biostratigrafiev nižнедевонських відкладень (lohkovskij i pražskij rusy) ûgo-vostoka Zapadno-Sibirsky plity // Voprosy geologii Sibiri. - Tomsk: TGU, 1994. - S. 74-94 Isaev G.D., Saev V.I., Savina N.I., Makarenko S.N. Regional"ние stratigrafičeski podrazdeleniâ devonskich otloženíj Західно-Sibirskej plity // Prirodokompleks Tomskoj області. Geologiâ і ecologiâ. - T.1 - Tomsk: TGU, 1995. - S. 41-47. noj Sibiri .Nov. .. - Nov. â. .: IL, 1958. - 210 с. Краснов В.І., Ржонницька М.А., Гутак Â.M. Теорія та практика – 2011 .-Т.6. - №4. .ru 19 виїзної сессиі komissii MSK по девонской системі Kuzbassa, 16-19 iûlâ 1991 g. - Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1992. - 136 с. Lelešus V.L. Tabulâty paleozoâ Tadžikistana. Avtoref. dissert. доктора g-min. nauk. Душанбе, 1972. - 33 с. Majr È. Принципи зоологічної системитики. – M.: Mir, 1971. – 250 s. Решеніе Межvedomственного совєтства по rassmotreniû i prinâtiû regional"noj stratigrafičeskej shemy paleozojskih obrazovanni Zapadno-Sibirskoy ravniny. - Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1999. - С. . ev G.D. Zapadno-Sibirskej plity // Природокомплекси Томської області. - Т.1. vostoka Zapadno-Sibirskoj plity / Otv. II Vsesoûznogo simp. po izučeniû iskor. SSSR. Теорія та практика. - 2011. -Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/47_2011.pdf

УДК 553.98.04(265.51/.54)

Маргуліс Л.С.

ФГУП "Всеросійський нафтовий науково-дослідний геологорозвідувальний інститут" (ВНІГРІ), Санкт-Петербург, Росія [email protected]

НАФТОГЕОЛОГІЧНЕ РАЙОНУВАННЯ І ОЦІНКА НАФТОГАЗОВИХ РЕСУРСІВ ДАЛЕВОСХІДНИХ МОРЕЙ

У статті розглядаються принципи нафтогеологічного районування та проведено районування територій та акваторій Далекого Сходу на нафтогазоносні області, в межах яких родовища нафти та газу характеризуються подібними умовами формування та приурочені до єдиних нафтогазоносних комплексів. За вуглеводневим багатством виділяється 6 нафтогазоносних областей, де зосереджено 75% ресурсів. Проведено оцінку достовірності ресурсних прогнозів та визначено основні ризики нафтогазопошуків.

Ключові слова: Далекий Схід Росії, нафту, газ, ефективність геологорозвідувальних робіт, ризики нафтогазопошуків.

Існує два основні завдання нафтогазогеологічного районування [Прогноз

родовищ …, 1981]. Перша полягає у виділенні великих об'єктів, в межах

яких процеси генерації та акумуляції нафти та газу протікали автономно. Вт раю

завдання спрямовано виділення великих об'єктів, межах яких родовища

нафти та газу характеризуються подібними умовами формування та приурочені до єдиних

нафтогазоносним	комплексів. Якщо			значною
теоретичний аспект, то друга націлена безпосередньо на пошуки родовищ нафти
та газу. Зазвичай перше завдання вирішується при осадово-басейновому районуванні, друге –
при так званому «провінційному»		районуванні з	виділенням	нафтогазоносних

провінцій (НГП), нафтогазоносних областей (НГО) та нафтогазоносних районів (НГР).

Протиставляти зазначені завдання та способи нафтогеологічного районування не можна.

НУО та НГР. Виділення останніх регламентується методичними рекомендаціями щодо

прогнозу вуглеводневих ресурсів регіонів [Методичне керівництво ..., 2000].

нами, як і раніше [ Паливно-енергетичнасировинна ..., 1999; Белонін, Маргуліс, 2005], на

«провінційної» основі, оскільки основною метою було поділ перспективних

земель за спостережуваним та прогнозним розподілом родовищ нафти та газу та

визначення методів нафтогазопошукових робіт.

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/

Базовою для нафтогазогеологічного районування стала складена нами тектонічна карта далекосхідних акваторій та прилеглої (суширис. 1). Не зупиняючись на її характеристиці, слід звернути увагу на такі основні положення, які безпосередньо стосуються перспектив нафтогазоносності регіону.

1. Далекосхідні акваторії відносяться до активної островодужної околиці, яку Л.І. Червоний вдало назвав транзиталлю [Червоний, 1977]. У далекосхідній транзиталі чітко виділяється тилова (пасивна) та зовнішня (фронтальна) частини. Найбільшими перспективами нафтогазоносності має тилова (пасивна) частина.

2. Найбільшими тектонічними елементами пасивної частини транзиталі є:

підводна околиця континенту; внутрішньотранзитальні кайнозойські плити; глибоководні западини; кайнозойські акреційно-колізійні області

3. Переважна частина ресурсів УВ прогнозується у крайових западинах околиці.

Євразіатського континенту та кайнозойських акреційно-колізійних систем. Ці западини зазвичай мають двоповерхову будову. Нижній (палеогеновий, зазвичай доолігоценовий)

поверх – рифтовий, верхній (олігоцен-неогеновий) – западинного заповнення. Найбільш чітко рифтовий поверх виражений на околиці континенту, в Західно-Сахалінському та Охотсько-Західно-

Камчатському прогинах. Грабен-рифти виконані граувакками, часто вугленосними. Верхній

(Олігоцен-неогеновий) поверх	практично	повсюдно	представивши
різноманітними теригенними та вулканогенно-осадовими відкладами, що складають
основний нефтегазоперспективний чохол далекосхідних акваторій Загальна потужність
кайнозойських відкладень сягає 12-13 км.
4. Фази дислокацій осадового чохла	відзначаються	на рубежах крейди	кайнозою,

нижнього та середнього міоцену, а також у пліоцені-квартері. Найчастіше весь осадовий чохол пізньокайнозойськими подіями деформований спільно.

5. Основною відмінністю олигоцен-неогенового чохла потужністю до

9-10 км є поєднання найбільш значних його прогинів з глибоководними западинами з утворенням єдиних седиментаційних систем. Це обумовлює не тільки структурні, але, що дуже важливо наголосити, і седиментаційні асиметрії осадових басейнів та їхню різку диференціацію за факторами нафтогазононакопичення.

Кайнозойський чохол практично повністю покриває акваторіальний простір і часом важко провести кордон осадових басейнів. Їх виділення показано з прикладу найбагатшого вуглеводнями Охотоморського регіону (рис. 2).

_______________________________________________________________________________________

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/

Умовні позначення:

Євразійський континент: 1 – мезозойські акреційно-

колізійні

системи (мезозоїди), 2

східно-

азіатський вулканічний пояс, 3 – міжгірські западини.

переходу

континенту

(Транзиталь).

Тилова (пасивна) частина транзиталі

4-5 підводна

околиця континенту: 4 – підняття, 5 –

рифтогенні прогини та кайнозойські плити; 6-8

внутрішньотранзитальні кайнозойські плити: 6 – вихід

на дно моря докайнозойської основи, 7 – підняття, 8

- рифтогенні

прогини; 9 – глибоководні

транзиталі;

кайнозойські

акреційно-

колізійні

поверхню та дно моря докайнозойських утворень, 11

– міжбасейнові підняття та борти западин, 12

кайнозойські міжгірські западини та прогини; 13 –

кайнозойські крайові басейни.

Зовнішня (фронтальна) частина транзиталі. Східно-

Камчатсько-Олюторська

пізно-кайнозойська

акреційно-колізійна

поверхня

докайнозойських

утворень

східних

півострівів

Камчатки, 15

міжвпадинні підняття, 16 – грабен-рифти та западини,

17 – крайові басейни.

Фронтальна

транзитальна

тріада: 18

глибоководні

вулканічні

(Надсубдукційні)

острівних

острівні

підводні

височини глибоководних западин Берингового моря,

притихоокеанський

острівних

острівний

Курило-Камчатського

глибоководного жолоба, 22 – глибоководний жолоб

23 – межі структурних елементів: а) найбільших; б)

великих; в) середніх; 24 – а) шовні зони та великі

б) інші розломи; 25ізогіпси; 26 - ізобати

Найменування прогинів та западин

Міжгірські западини материка (цифри без гуртків): 1

– Верхнезейська, 2 – Удська, 3 – Східно-Тугурська, 4 –

Удильська, 5 – Ушумунська, 6 – Зеї-Буреїнська, 7 –

Верхньобуреїнська, 8 – Середньоамурська, 9 – Ханкайська,

10 – Суйфунська, 11 – Сучанська, 12 – Кавіноко-

Тауйська

Осадові басейни транзиталі (цифри у гуртках). 1-

окраїнно-континентальні

басейни:

Гіжигінська западина, 2 – Північно-Охотський басейн, 3 –

Кухтуйсько-Лисянський басейн, 4 – Шантарський басейн;

5 - Хоккайдо-Сахалінська

кайнозойська

акреційно-

колізійна

Північно-Корякська

кайнозойська

акреційно-колізійна

область; 7

Західно-Камчатська

кайнозойська

акреційно-

колізійна

Східно-Камчатсько-

Олюторська

пізньокайнозойська

акреційно-

колізійна система.

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/

Умовні позначення:

1 - докайнозойські аккреційноколізійні області: мезозойські Верхоянсько-Колимська (I), МонголоОхотська (II), Сихоте-Алинська (III) та мел-раннепалеогенова Корякська (IV); 2 – серединні масиви (мікроконтиненти): Омл – Омолонський, Тг – Тайгоноський, Ом – Омулевський, Ох – Охотський; 3-4 - вулканічні пояси: 3 - крейдяні Охотсько-Чукотський (а) та Сихоте-Алінський (б), палеогеновий Коряцко-Західно-Камчатський (в); 4 - олігоцен-четвертинний КурилоКамчатський вулканічний пояс; 5 – докайнозойські утворення кайнозойських акреційно-колізійних областей: а – палеозо-мезозойські (у Серединно-Камчатському виступі та докембрійські) метаморфічні та вулканогенно-кремнисті утворення; б - верхньокремові теригенні утворення; 6 – глибини підошви кайнозойського чохла менше 2 км (а), виходи на дно моря акустичного фундаменту (б); 7 – глибини підошви чохла 2-6 км; 8 – глибини підошви чохла більше б км; 9 – ізогіпси підошви кайнозойського чохла (в км); 10 - зона відсутності сейсмічного матеріалу (зона флюїдопереносу на схилі западини Дерюгіна); 11 - кордон Охотської провінції; 12 - межі основних кайнозойських осадових басейнів та прогинів; 13 - дрібні кайнозойські постколізійні западини обрамлення Охотської провінції; 14 -розлами; 15 - глибоководні жолоби.

Основні осадові басейни та прогини (цифри в гуртках):

1. Охотсько-Західно-Камчатський басейн 1.1. Західно-Камчатський прогин

1.2. Воямполівський прогин 1.3. Шеліховський прогин 1.4. Поворотний прогин 2. П'ягінський прогин

3. Пусторецький (Кінкільський) прогин

4. басейн Тінро

5. Північно-Охотський басейн 5.1. Зав'яловський прогин 5.2. Мотиклейський прогин 6. Гіжигінський прогин

7. Лисянсько-Кухтуйський басейн 7.1. Лисянський прогин 7.2. Кухтуйський прогин

8. грабени Шантарського шельфу

9. Північно-Сахалінський прогин 9.1. Північно-Сахалінський басейн 9.2. Північний прогин 9.3. Прикордонний прогин 10. Дерюгінський басейн

10.1. східно-Сахалінський прогин 10.2. западина Дерюгіна 11. Южно-Сахалінський басейн 11.1. прогин Аніва 11.2. Макарівський прогин

11.3. Володимирівський прогин 12. Южно-Охотський басейн; 13. Голигінський прогин

14. Західно-Сахалінський басейн

Мал. 2. Осадові басейни Охотоморського регіону

(Склали Л.С. Маргуліс і Т.А. Андієва)

_______________________________________________________________________________________

ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/

Умовні позначення:

1-8 - щільність геологічних НСР УВ (тис.т/км2): 1 -

>100, 2 – 75-100, 3 – 50-75, 4 – 30-50, 5 – 10-30, 6 – 5-10,

7 – 3-5, 8 - <3: 9 – осадочные

глибоководних

акваторій;

- Безперспективні землі: а) виходи

комплексу

основи

поверхня

морське дно; б) з малопотужним осадовим чохлом; 11 –

Охотсько-Чукотський крейдяний вулканічний пояс; 12 –

неоген-сучасний Курило-Камчатський вулканічний

місце народження

газоконденсатні, 14 – нафтогазоконденсатні; 15 –

межі нафтогазоносних провінцій (римські цифри);

нафтогазоносних

перспективно

нафтогазоносних областей (цифри у гуртках); 17-19

межі структур: 17 – найбільших, 18 – великих, 19 –

середніх; 20 - розломи; 21 - ізобати

I Охотська НГП: 1 – Гіжигінська ПНГО, 2 – Західно-

Камчатська

НУО, 3 – Північно-Охотська

Тінрівська

ПНГО (впадина)

Кухтуйська

ПНГО, 6 – Шантарська ПНГО, 7 – Північно-Сахалінська

Південно-Сахалінська НУО, 9

- Західно-

Сахалінська НУО, 10 – Центрально-Охотська ПНГО,

11 - Південно-Охотська ПНГО;

Притихоокеанська

– Хатирська

(Хатирський

прогин), 13 – Олюторська

Східно-Камчатська

Серединнокурильська

ПНГР (Средінокурильський

провінцій:

Анадирсько-

Наварінська

Пенжинська

(Пенжинський

– Центрально-Камчатська

1-12 западини материка: 1 – Верхнезейська, 2 – Удська,

3 – Східнотугурська, 4 – Удильська, 5 – Ушумунська, 6 – Зеї-Буреїнська, 7 – Верхньобуреїнська, 8 – Середньоамурська, 9 – Ханкайська, 10 – Суйфунська, 11 – Сучанська, 12 – Кавінсько-Тауйська

кільцем. Системою розломів і виступів воно поділяється на окремі басейни, які за будовою земної кори та характером кайнозойського виконання утворюють тектонічний.

ряд від прогинів околиці континенту та приорогенних депресій кайнозойс

колізійних областей до задугових глибоководних западин. Межі пріорогенних прогинів з глибоководними западинами зазвичай збігаються із серією розломів і часто супроводжуються широкими зонами флюїдопереносу. Геотермічний режим надр різко

диференційований

[ Пояснювальна

записка…,

Тектонічне

районування…,

2006]. Особливо високими значеннями теплового потоку (112 мВт/м2)

характеризуються

розриви, що поділяють сахалінську та дерюгінську системи прогинів.

Важливою рисою Охотоморського регіону є формування в олігоцен-неогені

острівні околиці з єдиним кінцевим водоймою стоку. Ця обставина, незважаючи

на відмінності в структурно-морфологічному образі суші, що обрамляє, і диференціації

тектонічних рухів, визначило такі важливі особливості осадового чохла:

концентрацію

осадового

матеріалу

периферії

охотоморського

занурення;

· значну спільність і безперервність осадового чохла в суміжних, часом

різнорідних

геологічної

природі прогинах, що робить в

значною

умовними межі виділених басейнів;

· Проградаційний тип заповнення водойми серією секвенсів, що просуваються з

диференціацією зовнішніх (уламкових) та внутрішніх (глинистих та кремністо-глинистих)

формацій.

На рис. 3 представлений макет карти перспектив нафтогазоносності Далекого Сходу,

здебільшого,

станом

вивченості

Вихідним

елементом

нафтогеологічного районування є НГО частина нафтогазоперспективних земель,

приурочена до одного або кількох суміжних геоструктурних елементів із загальними

регіональними нафтогазоносними комплексами

Розміри НУО Далекого Сходу коливаються від 27 тис. км2 (Хатирська НУО) до 118

тис. км2 (Північно-Сахалінська НУО). Всього на далекосхідних акваторіях виділено18

Значна частина

по тектонічному

ознакою об'єднано, в ноНГП

деякі

них (Анадирсько-Наварінська,

Пенжинська,

Центрально-Камчатська)

виділяються як самостійні галузі. Традиційно на Далекому Сході виділяються

Охотська та Притихоокеанська НГП.

Виділення провінцій достатньо

дискусійно, так

_______________________________________________________________________________________

раціональності та зручності. Як правило, регіони, що за геологічними критеріями відповідають НГП, але не мають значних ресурсів (понад 2 млрд. т н.е.) не рекомендується виділяти в самостійні НГП [ Прогноз родовищ…, 1981].

Вуглеводнева ресурсна база далекосхідного шельфу оцінюється (до ізобати 500

м) у 18,9 млрд. т н.е.* Це оцінка ВНІГРІ, офіційна оцінка приблизно на 1,5 млрд. т

нижче [Бєлонін, Маргуліс, 2005]. Але розбіжність незначна й у межах точності прогнозу.

За вуглеводневим багатством виділяються шість НУО: Північно-Сахалінська, Західно-

Камчатська, Північно-Охотська, Анадирсько-Наваринська та Хатирська. У них зосереджено

75% ресурсів, у тому числі 35% усіх ресурсів сконцентровано у Північно-Сахалінській НУО

Мал. 4. Ресурси УВ далекосхідних акваторій (розподіл НСР УВ НГО)

Північно-Сахалінська НУО є еталоном і водночас гранично високим ресурсним показником для інших областей Далекого Сходу. Тому достовірність визначення ресурсів цієї галузі значною мірою визначає точність ресурсних прогнозів в інших НУО Далекого Сходу. Щільність ресурсів у Північно-Сахалінській НУО становить близько 70 тис. т/км2. Це дуже висока щільність, якщо врахувати, що щільність ресурсів багатих НДБ західного сектора Тихоокеанського, поясаних як Саравак,

_______________________________________________________________________________________

Мал. 5. Початкові ресурси УВ Північно-Сахалінської НУО

В даний час вивченість Північно-Сахалінської НУО така, що дозволяє провести оцінку достовірності ресурсних прогнозів. Як відомо, максимальна ефективність нафтогазопошуків більшості басейнів Світу досягається приблизно за

20% розвіданості ресурсів.

Максимальна ефективність геологорозвідувальних робіт на північно-сахалінському шельфі (6,3 тис. т/м) була досягнута в період 1977-1992 рр., коли були відкриті найбільші родовища (Одопту-море, Пільтун-Астохське, Чайво-море, Аркутун-

Дагінське, Лунське). Після 1992 р. спостерігається різке зниження ефективності ГРР

(«Сухі свердловини»: Астрахановська, Ведмідь, Тойська, Савицька; відкриття лише дрібних родовищ: Пела-Лейч, Вдале, Південно-Васюканське). Розвідані геологічні запаси на 01.01.2000 р. становили 1,3 млрд. т н.е. (на 01.01.2007 р.

розвідані запаси цих родовищ1,8 млрд. т н.е.). Якщо прийняти, що ці запаси становили 20% від ресурсів, то сумарні ресурси шельфу Північного Сахаліну можна оцінити за цим показником приблизно 6,5-7 млрд. т н.е.

Подібний обсяг ресурсів УВ прогнозується і за величиною найбільшого в НУО родовища, де зазвичай концентрується порядка 10% ресурсів всього НУО. У Північно-

Сахалінської НУО найбільше Чайвінське родовище (рис. 6) містить близько 700 млн.

_______________________________________________________________________________________

Таким чином, як показують результати ГРР, початкові сумарні ресурси УВ шельфу Північного Сахаліну обсягом 6,6 млрд. т н.е. було визначено досить достовірно. Станом на 01.01.2007 р. розвіданість ресурсів (1,8 млрд. т) шельфу становить 27%, освоєність ресурсів (3 млрд. т) – 45%, а неосвоєна частина (Д+С3)

прогнозується обсягом 3,6 млрд. т н.е. (Мал. 7).

Мал. 7. Структура НСР УВ шельфу Північно-Сахалінської НУО (на 01.01.2008)

Тим часом, ресурси Північно-Сахалінської НУО потребують уточнення і насамперед

в їх диференціації за площею та за фазовим складом. Згідно з прийнятою офіційною оцінкою у складі ресурсів шельфу переважає вільний газ (52%), а нафта становить

всього близько 38%. Судячи з фазового складу родовищ				як суші, так і акваторії
(Мал. 8) ці показники слід поміняти місцями. Швидше за все, в ресурсах шельфу хоч і
незначно, переважає нафту (52%).
Таким чином об'єм та щільність			ресурсів УВ північно-сахалінського зразка
підтверджуються	результатами	ГРР. Ресурсні	показники		є
відправними в оцінці ресурсів інших НУО. Переважна більшість земель акваторій
має щільність ресурсів менше 30 тис. т/км2. Величезними щільностями характеризуються
западини Північно-Сахалінської, Західно-Камчатської, Північно-Охотської та Хатирської НУО.
Причому район із густиною ресурсів понад 50 тис.т/км2 виділяються

_______________________________________________________________________________________

Bjorlykke, K., J. Jahren, N.H. Mondol, O. Marcussen, D. Croize, C. Peltonen, і B. Thyberg, 2009, Sediment Compaction and Rock. Properties: S&D Article #50192. Web accessed 27 October 2010. http://www.searchanddiscovery.net/documents/2009/50192bjorlykke/index.htm .
Bridge JS, and R.V. Demicco, 2008, Earth surface processes, landforms and sediment deposits: New York, Cambridge University Press, 830 p.
Bucher K. and M. Frey, 2002. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. Springer-Verlag; Berlin, Heidelberg; pp. 341.
Chalmers G., RM. Bustin та I. Powers, 2009. До речі, будь-яка інша назва повинна бути малою: важливість meso- і мікропорості в shale gas capacity (abs.): AAPG Search and Discovery article 90090, 1 p.: http://www.searchanddiscovery.com /abstracts/html/2009/annual/abstracts/chalmers.htm (accessed March 14, 2011).
Day-Stirrat, RJ, A. McDonnell, і LJ. Wood, 2010, Diagenetic and seismic concerns associated with interpretation of deeply buried “mobile schales”, L. Wood, ed., Schale tectonics: AAPG Memoir 93, p. 5-27.
Glasmacher U.A, Bauer W., Clauer N., Puchkov V.N., 2004. Neoproterozoic metamorpishm і деформація на південно-західному margin of East European Craton Uralides, Russia. International Journal of Earth Sciences (Geol Rundsch) (2004) November 2004, Volume 93, Issue 5, pp. 921-944. DOI: https://doi.org/10.1007/s00531-004-0426-3
Jacob G., HJ. Kisch, and B.A. van der Pluijm, 2000. Відношення phyllosilicate orientation, X-ray diffraction intensity ratios, і c/b fisility ratios of Helvetic zone of Swiss Alps and Caledonides of Jamtland, центральна природа Швеції: Journal of Structural Geology, 2 ( p. 245-258.
Katsube TJ., 2000. Shale permeability and pore-structure evolution characteristics, Geological Survey of Canada. Report 2000, E15, 9 p.
Katsube TJ, M.A. Williamson, 1998. Shale petrophysical characteristics: permeability history of subsiding shales; в Shales і Mudstones II: Петрографії, Петропсихіки, Геометричної та економічної geology, (ed.) J. Schieber, W. Zimmerle, і P.S. Sethi; E. Schweizerbart Science Publishers, Stuttgart, Germany, p. 69-91.
Kisch HJ., 1990. Calibration of anchizone: Critical comparison of illite 'crystallinity' scales used for definition, Journal of Metamorphic Geology, 8: 31–46. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1990.tb00455.x
Kisch, HJ., 1991. Розвиток slaty cleavage and degree of low grade metamorphism: a review. Journal of Metamorphic Geology, 9, pp. 735-750. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1991.tb00562.x
Kubler B., 1967. La cristallinite de l'illite et les zones tout a fait superieures du metamorphisme, in: Colloque sur les etages tectoniques, 1966, Neuchatel, Ed. La Braconniere, 105-122.
Loucks R.G., M.R. Reed, S.C. Ruppel and U. Hammes, 2012. Spectrum pore types and networks in mudrocks and descriptive classification for matrix-related mudrock pores, AAPG Bulletin, v. 96, no. 6 (June 2012), pp. 1071-1098. DOI: https://doi.org/10.1306/08171111061
Mastalerz, M., A. Schimmelmann, A. Drobniak, і Y. Chen, 2013, Porosity of Devonian і Mississippian New Albany Shale поширюється на відступ gradient: Insights from organic petrology, gas adsorption, and mercury intrusion, AAPG Bulletin, v. 97, no. 10 (Жовтень 2013), pp. 1621-1643. DOI: https://doi.org/10.1306/04011312194
Merriman, RJ, Peacor, DR., 1999. Великі low-grade metapelites: mineralogy, microfabrics and measuring reaction progress. У: Frey, M., Robinson, D. (Eds.), Low-grade metamorphism. Blackwell Science, Oxford, pp. 10-60.
Мікробудинок добре відбитих sediments: від mud to shale, 1991. Editors: Bennett, RH, Bryant, WR, Hulbert, MH, Associated Editors: Chiou, W.A., Faas, RW, Kasprowicz, J., Li, H., , T., O`Brien, N.R., Pamukcu, S., Smart, P., Weaver, C.E., Yamamoto, T. Springer New York. 1991, 566 p. DOI: https://doi.org/10.1007/978-1-4612-4428-8
Mondol, NH, K. Bjorlykke, J. Jahren, і K. Hoeg, 2007, Experimental mechanickа compaction of clay mineral aggregates - Зміни в фізичних властивостях mudstones during burial: Marine and Petroleum Geology, v. 24, p. 289-311. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2007.03.006
Nelson, H.P., 2009. Pore throat sizes in sandstones, tight sandstones and shale: AAPG, V. 93, no 3, 329-340 p. DOI: https://doi.org/10.1306/10240808059
Neuzel, C.E., 1994, How permeable є clays and shales? Water Resources Research, vol. 30, no. 2 (February 1994), p. 145-150.
Park A.F., 2009. Cleavages розроблений в мудстоні під час діагенів і деформації: an example from the Carboniferous (Tournaisian), Southeastern New Brunswick, Canada: Atlantic Geology 45 (2009), pp. 204-216. DOI: https://doi.org/10.4138/atlgeol.2009.010
Passchier, C.W., Trouw, R.A.J., 2005. Microtectonics. Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 366 p. DOI: https://doi.org/10.1007/3-540-29359-0
Rouquerol, J., D. Avnir, C.W. Fairbridge, D.H. Everett, J.H. Haynes, N. Pernicone, J.D. F. Sing та K.K. Unger, 1994. Recommendations for characterization of porous solids: Pure and Applied Chemistry, v. 66, p. 1739-1758. DOI: https://doi.org/10.1351/pac199466081739
Rushing, J.A., 2014. Petrophysics of Shale Reservoirs: Під скелями, порів, fluids і їх interactions. AMU PETE 631 Lecture College Station, TX (USA) - 07 April 2014. 102 p. http://www.pe.tamu.edu/blasingame/data/z_zCourse_Archive/P631_14A/P631_14A_Lectures/P631_14A_Lec_xx_...
Schieber, J., 2011. Shale microfabrics and pore development - An overview with emphasis on importance of depositional processes, Recovery – 2011 CSPG CSEG CWLS Convention, 4 p.
Schmoker JW., 1995. Метод для розслідування незмінних типів (неконвенційних) гідрокарбонних накопичень, в Gautier D.L., Dolton G.L., Takahashi K.I, і Varens K.L. supporting data: U.S. Geological Survey Bulletin Data Series DDS-30, 1 CD-ROM.
Syed A.A., Clark W.J., Moore W.R., Dribus J.R., 2010. Diagenesis and reservoir quality // Oilfield Review Summer 2010:22, no.2. - 14-27 p.
TXCO Resources, 2009, The emerging resource company, TXCO Resources: Howard Weil 37th Annual Energy Conference, New Orleans, March 22–29, 2009, 35. (accessed March 25, 2011)
Van der Pluijm, В.А. & Kaars-Sijpesteijn, C.H., 1983. Chlorite-mica aggregates: morphology, orientation, development and bearing on cleavage formation in very low-grade rocks. Journal of Structural Geology, V.6, pp. 399-407.
Van Sickel, W.A., Kominz, M.A., Miller, K.G., & Browning, J.V.(2004). Останній Cretaceous і Cenozoic морські рівні помітки: Backstripping analysis of borehole data, onhore New Jersey. Basin Research, 16 (4), 451-465. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1365-2117.2004.00242.x
Vazquez M., L. Asebriy, A. Azdimousa, A. Jabaloy, G. Booth-Rea, L. Barbero, M. Mellini, F. Gonzalez-Lodeiro, 2013. Видання extension metamorphism associated to Cretaceous rifting of North-Maghrebian massive margin: Tanger-Ketama Unit (External Rif, Northern Marocco): Geologica Acta, Vol. 11, N3, September 2013, pp. 277-293. DOI: https://doi.org/10.1344/105.000001843
Weaver C.E., 1984. Shale-Slate Metamorphism in Southern Appalachians Developments in Petrology. V. 10, 239 p.
Winkler, HGF., 1974. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. English editor E. Froese. Springer Study Edition, 3rd edition, Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York. 320 p.

Згідно з правилами, щоб захистити кандидатську, потрібно не менше трьох публікацій у журналах, включених до переліку ВАК. Свого часу прошерстив по всіх можливих журналах, тому поділюся своєю думкою про них та досвідом публікації. Для зручності складу у вигляді умовного рейтингу від найкрутіших до найбідніших.

1. Нафтове господарство
oil-industry.ru
Безперечно, найбільш ходовий, читаний, цитований і так далі журнал, де дійсно є працююча процедура незалежного рецензування. Направлено лише на нафтові родовища, рубрик багато. Однак раніше в мене постало питання, чому в деяких статтях буває так багато води. І тут якось наважився надіслати статтю сам. Потрібно віддати належне, рецензія прийшла досить швидко, та й зауваження були загалом у справі. Однак, якщо усунути всі зауваження рецензента, то вийде не вузько спеціалізована стаття, а як мінімум друга кандидатська. Великий плюс журналу – він включений до міжнародної бази SCOPUS. Припустимо, у ТюмДНГУ за статтю у такому журналі готові заохочувати сумою у 30 тир, це дуже суттєво, враховуючи, що оклад доцента – 10 тир.

2. Газова промисловість
gas-journal.ru
Сюди приймають статті, що стосуються переважно газових та газоконденсатних та інших родовищ. Зіткнутися не доводилося особисто. Але це свого роду "Нафтове господарство" для газовиків. Дуже шанований журнал.

3. Нафтопромислова справа
Геологія, геофізика та розробка нафтових та газових родовищ
Будівництво нафтових та газових свердловин на суші та на морі
Обладнання та технології для нафтогазового комплексу
Автоматизація, телемеханізація та зв'язок у нафтовій промисловості
vniioeng.mcn.ru
На третьому місці одразу п'ять журналів, хоча з них, до нашої теми належать лише перші два. Однак якщо надішліть статтю з розробки в якусь іншу, то не виключено, що опублікують. Припустимо, статтю про гідродинамічні дослідження свого часу публікували в "Автоматизації, телемеханізації...". Ці журнали об'єднує те, що всі вони під крилом ВНДІОЕНГ, тому і редакція, як я розумію, практично та сама. Опублікувати цілком реально. Поки щойно відправив туди статті, відповіді ще не було. Але якщо серед авторів немає аспірантів, то можуть вимагати 3 тири за публікацію. Хочуть потрапити до бази SCOPUS, що дуже похвально.

4. Територія НАФТОГАЗ
www.neftegas.info
Журнал про все і ні про що. Тематика статей дуже широка, проте хтось все одно читає. Опублікувати дуже реально, якщо заздалегідь підготувати рецензію. Публікувався там двічі, жодних правок не вносили взагалі.

5. Нафтогазова справа
http://www.ogbus.ru/
Головна особливість журналу - він електронний, але є і друкована версія з такою самою назвою. У ньому, мабуть, найбільше бюрократичних процедур. Для публікації статті аспіранта потрібна навіть виписка із засідання кафедри. Журнал, на відміну від вище розглянутих, базується в Уфі. Думаю, опублікуватися цілком реально, але може затягтися, чомусь зв'язуватися не став.

6. Вісті вищих навчальних закладів. Нафта і газ
http://www.tsogu.ru/1720/1028/folder-2005-06-10-5748944590/oilgas/
Кажуть, колись це був дуже престижний журнал, куди мріяли потрапити все і вся. Тепер служить в основному для публікацій претендентів на ТюмДНГУ, і випускає його власне теж ТюмДНГУ. Там завжди велика черга, потрібно зібрати купу папірців. Проте хто його читає, крім самих авторів, мені невідомо. Виходить у чорно-білому вигляді, раз на 2 місяці. Єдиний плюс для претендентів на ТюмДНГУ можуть прискорити вихід статті, якщо близько захист.

7. Технології нафти та газу.
http://www.nitu.ru/tng.htm
Теж виходить раз на два місяці у чорно-білому вигляді, але вже в РГУ. Може він журнал і хороший, але дуже маловідомий. Навіть тодішній, нині покійний, секретар ради дуже здивувався, що у списку ВАК є і такий журнал. Публікував там одну статтю, правити довелося мінімум і у справі. На моє прохання навіть прискорили публікацію, за що дякую головному редактору Борису Петровичу. Читають його, мабуть, лише у РГУ.

8. Інженер-нафтовик
http://www.ids-corp.ru/index.php?pid=39
Цей журнал може і не заслуговує на 8 місця, але я не можу пригадати, щоб хоч раз тримав його в руках. Хоча розвідка показала, що опублікуватись там цілком реально і без істотних правок. Документів теж потрібен мінімум.

9. Природні та технічні науки
[email protected]
Теж дуже реально опублікуватися, дізнавався особисто, але незрозуміло навіщо. Хоча ні, знаю. Якщо хочете, щоб вашу статтю ніхто не побачив, можна туди.

10. Вісник університету Тамбовського. Серія: Природні та технічні науки
[email protected]
Вісті вищих навчальних закладів. Північно-Кавказький регіон. Природні науки
[email protected]"
Вісті вищих навчальних закладів. Північно-Кавказький регіон. Технічні науки
[email protected]
Наукові відомості Білгородського державного університету. Серія Природничі науки
[email protected]
Вчені записки Казанського університету. Серія Природничі науки
[email protected]
Все це теж ваковські журнали, і в них також можна опублікуватися, дізнавався особисто. Знову ж таки постає питання навіщо.

Суміжні журнали:
Буріння та нафта
Вісник Асоціації бурових підрядників
Геологія нафти та газу
Журнал Сибірського федерального університету. Серія: Техніка та технології
Нафтогазова геологія. Теорія та практика (електронний журнал)
Нафта Росії
Про них нічого не дізнавався. Однак у тому ж "Буріння та нафта" бувають тематичні номери, пов'язані з розробкою.

Гідні журнали:
Гірські відомості
http://www.sibsac.ru/gornye-vedomості
Скромний, але цілком якісний журнал, який випускає ВАТ "СибНАЦ". Не ваковський, проте гідний цього, ніж багато ваківських. Принаймні впевнений, що у СибНАЦі його читають.

Наука та ПЕК
miptek.ru
Тюменський журнал теж зав'язаний з ТюмДНГУ, але через окремих людей, тож від вузу незалежний. У зв'язку з цим набагато простіша процедура публікації. Журнал новий, тому маловідомий, проте зроблений якісно, виходить щомісяця. Претендує на те, щоби стати ваковським. Ходили чутки, що журналу не вистачає наповнення, тому закликаю всіх надіслати по статейці на адресу журналу!

Новатор
Був у ТНК такий корпоративний журнал, коли публікували щось цікаво. Нині не знаю, що з ним стало.

Роснефть - Науково-технічний вісник
http://www.rosneft.ru/news/media/stb/
Зате цей корпоративний журнал "Роснефти" продовжує виходити. Теж буває дещо цікаве.

P.S. Якщо знаєте про якісь журнали, а також якщо є посилання на номери Нафтового господарства за 2013 рік, залишайте в коментах