Волго-Уральская НГП, Ромашкинский НГР, Ямашинско-Шешминская НГЗ (Альметьевская вершина Татарского свода)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ГОУ ВПО

Уральский государственный горный университет факультет геологии и геофизики

Кафедра: Литологии и геологии горючих ископаемых

Курсовая работа по дисциплине:

Геология и геохимия нефти и газа

Волго-Уральская НГП, Ромашкинский НГР, Ямашинско-Шешминская НГЗ (Альметьевская вершина Татарского свода)

Выполнила: Бараней Д.С.

Преподаватель: Ворожев Е.С.

Екатеринбург 2014

Введение

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция расположена в восточной части Восточно-Европейской платформы и занимает территорию республик: Татарстан, Башкортостан, Удмуртской, Марий-Эл, Мордовии, Чувашской, а также Пермской, Свердловской, Волгоградской, Кировской, Пензенской и Нижегородской областей. Общая площадь провинции 670 тыс. км 2 (рис. 1).

В тектоническом отношении провинция охватывает краевую систему Восточно-Европейской платформы; ее ограничениями на севере и востоке являются складчатые сооружения Тимана и Урала, на юге - Прикаспийская синеклиза, на западе - Сысольский и Токмовский своды, Воронежская антеклиза. Волго-Уральская НГП вытянута в субмеридиональном направлении.

Освоение Волго-Уральской НГП произошло благодаря академику И.М. Губкину. Его прогноз блестяще подтвердился открытием первого нефтяного месторождения в 1929 г. в районе Верхнечусовских Городков и Ишимбайского месторождения в 1932 г., что стимулировало широкий разворот поисково-разведочных работ по всей территории провинции, в результате которого здесь была создана мощная база нефтегазодобывющей промышленности.

К настоящему времени в провинции открыто около 1050 месторождений, из которых разрабатываются 650 нефтяных и 115 газовых и газоконденсатных. Среди них такие крупные, как Ромашкинское, Туймазинское, Оренбургское, Арланское, Шкаповское, Мухановское, Коробковское, Бавлинское и др.

С начала разработки в провинции добыто около 6 млрд. т нефти и 352,2 млрд. м 3 свободного газа.



Рис. 1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Границы тектонических элементов: 1 - крупнейших, 2 - крупных и средних; границы нефтегазоносных территорий: 3 - провинции, 4 - области, 5 - районы неглубокого залегания и выходов фундамента на поверхность; месторождения: 6 - нефтяное, 7 - нефтегазовое и газонефтяное, 8 - газовое и газоконденсатное.

Крупнейшие тектонические обрамления: I --Воронежская антеклиза, II - Прикаспийская синеклиза. III --Уральская складчатая система, IV - Токмовский свод.

Нефтегазоносные области: А - Татарская, Б - Пермско-Башкирская, В - Прикамская, Г - Верхнекамская, Д - Мелекесская, Е - Уфимская, Ж - Оренбургская, 3 - Жигулевско-Пугачевская, И - Бузулукская, К - Нижневолжская, Л - Среднепредуральская, М - Южно-Предуральская.

Месторождения: 1 - Ромашкинское, 2 - Арланское, 3 - Оренбургское

Характеристика Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Стратиграфия и литология

Фундамент наиболее изучен бурением в центральной и юго-западной частях провинции. Параметрические скважины на Туймазинском и Ромашкинском месторождениях прошли по фундаменту около 2 тыс. м.

На породах фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегают рифеско-нижневендские отложения, которые отличаются преимущественно крупнообломочным составом, повышенным магнетизмом и дислоцированностью, то есть признаками, характерными для формаций промежуточного этажа. Они заполняют в основном отрицательные формы рельефа фундамента.

Общий объем осадочного выполнения провинции 1 млн. км 3, на долю морских отложений приходится 90% (на карбонатные образования - 60%, на соленосные - 10%).

Платформенный чехол, включающий отложения от вендского до четвертичного возраста, развит практически повсеместно и характеризуется в целом более спокойным, по сравнению с предыдущим этажом, залеганием слоев. Чехол расчленен на систему крупных сводов, впадин, прогибов, которые лишь частично наследуют структурный план фундамента и промежуточного структурно-фациального этажа.

Крупными структурными элементами платформенного чехла являются Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулевско-Пугачевский, Соль-Илецкий своды, занимающие преобладающую часть площади провинции. Основные из них наиболее четко фиксируются в девонских и каменноугольных отложениях, а в пермских слоях они в значительной степени выполаживаются.

Крупные впадины (Верхнекамская, Бузулукская, Мелекеская) имеют унаследованные структурные формы, на различных участках осложнены грабенообразными прогибами, системой разнонаправленных разломов. Наряду с ними важную роль в строении чехла играют внутриплатформенные некомпенсированные прогибы и впадины. Наиболее крупная из них Камско-Кинельская - прослеживается в узком стратиграфическом интервале (верхний девон - нижний карбон) и характеризуется резким несоответствием структурных планов с ниже- и вышележащими породами.

На границах Предуральского прогиба, Прикаспийской синеклизы значительное развитие имеют рифогенные постройки на различных стратиграфических уровнях от верхнего девона до нижней перми.

Рис. 2. Геологический профиль Волго-Уральской НГП

Комплексы: 1 - карбонатный, 2 - терригенный. 3 - эвапоритовый, 4 - фундамент, 5 - региональные несогласия, 6 - разрывные нарушения, 7 - нефтяные залежи.

Тектоника

Татарский свод является крупной приподнятой зоной и занимает центральную часть Волго-Уральской антеклизы; вытянут в субмеридиональном направлении более чем на 600 км при ширине 120 - 250 км и ограничен на северо-востоке Верхнекамской впадиной, на юге Серноводско-Абдулинским прогибом, а на юго-западе Мелекесской впадиной.

Пермско-Башкирский мегасвод включает в себя два свода: Пермский и Башкирский. Пермский свод протяженностью 200 км при ширине 90 км имеет северо-восточное простирание и наклонен на северо-восток, где уступом отделен от Косьвинско-Чусовской седловины Предуральского прогиба.

Башкирский свод протяженностью 170 км при ширине 130 км имеет северо-западное простирание. Вершина его с округлыми очертаниями смещена к юго-востоку; юго-западный склон осложнен крупным разломом и более узкий. Эти склоны свода расположены над областями глубокого залегания поверхности фундамента.

Соль-Илецкий свод длиной 150 км при ширине 90 км занимает крайний юго-восточный угол антеклизы и характеризуется горстовидным строением. В центральной части он осложнен Оренбургским валом.

Жигулевско-Пугачевский свод размерами 350х 200 км асимметричен, на севере ограничен крупноамплитудным разломом, отделяющим его от Ставропольского прогиба.

Бузулукская впадина представляет собой крупную (260х 240 км) структуру, разделяющую Жигулевско-Пугачевский и Татарский своды, Восточно-Оренбургский структурный выступ. Впадина погружается на юго-восток от Сокской седловины и уступовидно раскрывается в Прикаспийскую мегасинеклизу.

Верхнекамская впадина протягивается на 350 км шириной 150 км в северо-западном направлении и граничит со склонами Камского, Пермского, Башкирского и Северо-Татарского сводов. На юге она замыкается Бирской седловиной, а на северо-западе примыкает к Казанско-Кажинскому авлакогену.

Мелекесская впади на протяженностью 280 и шириной 140 км является западной частью Мелекесско-Абдулинского авлакогена, граничит с Токмовским и Южно-Татарским сводами, на северо-западе замыкается Казанской седловиной, на юго-западе переходит в Ставропольский прогиб.

Абдулинский прогиб является восточной частью Мелекесско-Абдулинского авлвкогена и отделен на западе от Мелекесской впадины Сокско-Шемшинскими дислокациями на 230 км при ширине от 35 км до 150 км.

Камско-Кинельская система состоит из 12 некомпенсированных прогибов, симметричных и узких (от 15-50 до 90-120 км), протяженностью 200 - 250 км и глкбиной 250 - 400 км.

В Нижнем Поволжье выделяются юго-восточное окончание Пачелмского авлакогена и юго-восточный склон Воронежской антеклизы. Здесь развита система региональных поднятий и прогибов и высокоамплитудных глубинных разломов, в основном северо-западного простирания.

Нефтегазоносность

Нефтяные месторождения Волго-Уральской НГП связаны преимущественно с антиклинальными поднятиями и эрозионными массивами; во впадинах, прогибах и на погружениях сводов возрастает роль неструктурных ловушек. На месторождениях количество продуктивных залежей варьируется в широких пределах; так на ряде месторождений Татарского свода и в Бирской седловине (Ромашкинское, Ново-Елховское, Туймазинское, Шкаповское, Арланское) оно колеблется от 100 до 220.

Нефтегазоносные комплексы

На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции промышленные залежи нефти и газа приурочены к додевонским, девонским, каменногульным и пермским отложениям. В них выделяется до восьми основных, продуктивных комплексов: терригенный среднего и верхнего девона, карбонатный верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона, терригенный нижнего карбона, карбонатный и терригенно-карбонатный нижнего и среднего карбона, карбонтаный верхнего карбона и нижней перми, карбонтано-терригенный верхней перми.

Девонский терригенный НГК, мощность 30 - 530 м представлен песчаниками алевролитами, аргиллитами с прослоями и пластами известняков. Продуктивные пласты песчаников кыновского, пашийского, горизонтов, живетского яруса, разделенные пачками аргиллитов.

Верхнедевонско-нижнекаменноугольный НГК мощностью 275-810 м сложен известняками и доломитами. Продуктивные пласты - коллекторы установлены в турнейском ярусе, в данково-лебедянском, задонско-елецком, евлановско-ливенском, мендымском и семилукском горизонтах.

Нижнекаменноугольный НГК мощностью 245-530 м представлен песчаниками, аргиллитами, алевролитами, в нижней части - известняками и доломитами. Продуктивны песчано-глинистые породы яснополянского надгоризонта, тульского, бобриковского, малиновского горизонтов, известняки намюрского яруса.

Среднекаменноугольный НГК мощностью 140 - 420 м представлен известняками, доломитами, песчаниками, алевролитами, брекчиями. К югу возрастает процент терригенных отложений. В этом комплексе выделяются продуктивные пласты: мячковского, подольского, верейского горизонтов, башкирского яруса.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский НГК мощность 1000 м выражен известняками и доломитами с прослоями мергелей. Промышленно нефтегазоносен в юго-восточной части провинции. Это связано с развитием галогенной толщи кунгурского яруса, являющейся надежной покрышкой.

Верхнепермский НГК мощностью 400 - 900 м. Представлен доломитами, известняками и ангидритами казанского и алевролитами и песчаниками уфимского ярусов. Промышленно нефтегазоносен в пределах Жигулевско-Пугачевской НГО, где в разрезе выделяют 4 нефтегазонасыщенных пласта.

Нефтегазогеологическое районирование

На основании данных геофизических исследований и бурения проведено нефтегазогеологическое районирование территории Волго-Уральской НГП, в составе которой выделено 10 нефтегазоносных областей (НГО): Татарская, Пермско-Башкирская, Прикамская, Верхнекамская, Мелекес-Абдулинская, Уфимская, Соль-Илецкая (Оренбургская), Жигулевско-Пугачевская, Бузулукская, Нижне-Воложская. Огромное количество разведанных и эксплуатируемых месторождений расположено в пределах этих областей. тектонический литология геофизический

Татарская НО приурочена к одноименному своду, включающему Кукоморскую, Альметьевскую и Белебеевско-Шкаповскую вершины. Ее площадь составляет 112 тыс. км 2. Это вожнейшая область нефтегазонакопления, содержащая более 35% ресурсов нефти Урало-Поволжья. Нефтегазоносны отложения от эльфийского до московского ярусов. Промышленная нефтегазоносность связана с комплексами в среднем девоне - среднем карбоне. К ним приурочены крупные по запасам нефти залежи Ромашкинского, Ново-Елховского, Туймазинского, Бавлинского, Шкаповского, Бурейкинского (мест. 53 на рис. 3) и др. месторождений.

Рис. 3.

Ямашинское месторождение - в административном отношении находится на землях Альметьевского района Татарстана, с pазвитой инфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения.

Ямашинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу семь продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пластыколлекторы девона (Н=1680-1710 м), нижнего карбона (Н=1112-1130 м) и карбонатные породы девона (H=1135 м) и среднего карбона (H=880-960 м).

На ямашинском месторождении выявлено 95 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев обьединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В.Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещиннопоровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруговодонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М=234,1-272,8 г/л) хлоркальциевого типа по В.А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменноугольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.

По количеству запасов Ямашинское месторождение относится к классу средних. Месторождение было открыто в 1958 году и введено в промышленную разработку в 1975 году. На Ямашинском месторождении выделено шесть эксплуатационных обьектов, в т.ч. основных три (отложения верейского, тульско-бобриковского и турнейского возрастов) и возвратных три (отложения каширского, башкирско-серпуховского и алексинского возрастов).

Ново-Шешминское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу шесть продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего карбона (Н=1070 м) и карбонатные породы нижнего (H=1070 м) и среднего (H=810-820 м) карбона.

На Ново-Шешминском месторождении выявлено 54+19 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В.Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно-поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М=191,8-237, 5 г/л) хлоркальциевого типа по В.А. Сулину. Нефти каменноугольных отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.

По количеству запасов Ново-Шешминское месторождение относится к классу мелких.

Так же выделяют следующие месторождения:

· Ромашкинское нефтяное месторождение, открыто в 1948 г., продуктивные горизонты C1-2, D2-3, 227 залежей;

· Новоелховское нефтяное месторождение, открыто в 1950 г., продуктивные горизонты C1-2, D3, 213 залежей;

· Бавлинское нефтяное месторождение, открыто в 1945 г., продуктивные горизонты C1, D2-3, 12 залежей;

· Шкаповское нефтяное месторождение, открыто в 1953 г., продуктивные горизонты C1, D2-3, 97 залежей;

· Туймазинское нефтяное месторождение, открыто в 1937 г., продуктивные горизонты C1-2, D3, 122 залежи;

Верхнекамская НО (Верхнекамская впадина)

· Мишкинское нефтяное, 1966 г., (С 1-2) 9 залежей

· Ножовское нефтяное, 1966 г., (С 1-2) 26 залежей

· Чутырско-Киенгопское газонефтяное, 1962 г., (С 1-2) 7 залежей

· Южно-Киенгопское нефтяное, 1971 г., (С 1-2) 6 залежей

Пермско-Башкирская НО (Камский свод Пермско-Башкирский свод)

· Краснокамское нефтяное, 1954г., (С 2, D3) 3 залежи

· Ярино-Каменноложское нефтяное, 1954г., (С 1-2) 3 залежи

· Игровское нефтяное, 1961г., (С 1-2) 52 залежи

· Татышлинское нефтяное, 1960г., (С 1-2, D2-3) 38 залежей

· Четырманское нефтяное, 1959г., (С 1-2, D2-3) 64 залежи

Южно-Предуральская НГО (Соликамская впадина, Юрюзано - Сылвенская впадина, Косьвинско-Чусовская седловина, Вельская впадина)

· Чусовские городки (Верхнечусовское) нефтяное, открыто в 1929 г. - первое месторождение в провинции, (С 1) 2 залежи

· Ишимбайское нефтяное, открыто в 1932 г., (Р 1) 1 залежь, риф

· Кинзебулатовское нефтяное, 1943г., (Р 1) 1 залежь, риф

МелекесскоАбдулинская НГО (Токмовский свод, Мелекесская впадина, Абдулинский прогиб)

· Казанлинское нефтегазовое, 1947г., (С 1)1 залежь

· Дерюжевское нефтяное 1943г., (С 1-2, Р 1, D3) 11 залежей

· Сосновское нефтяное, 1943г., (С 1-2, Р 2, D3) 8 залежей

· Радаевское нефтяное, 1948г., (С 1, D3) 4 залежи

Средневолжская НГО (Жигулёвско-Оренбургский свод, Бузулукская впадина)

· Мухановское нефтяное, 1945г., (D 2-3, Р 1, С 1) 14 залежей

· Яблоновый Овраг нефтяное, 1937г., (С 1, D3) 4 залежи

· Покровское нефтяное, 1949г., (С 1-2, D3) 10 залежей

· Кулешовское нефтяное, 1958г., (D2, Р 1, С 1-2) 15 залежей

· Сорочинско-Никольское нефтяное, 1954г., (Р 1-2 С 1) 23 залежи

Нижневолжская НГО (Жирновско-Уметовский вал, Степновский вал, Елшано-Сергиевский вал, Юго-восточная часть Пачелмского прогиба, юго-восточный склон Воронежской антеклизы)

· Жирновское нефтяное, 1949г., (D3, С 1-2) 22 залежи

· Коробковское НГК, 1951г., (J2, С 1-2-3) 11 залежей

· Песчано-уметское НГК, 1945г., (D2-3, С 1-2) 4 залежи

· Соколовогорское нефтяное, 1945г., (D2-3, С 1-2) 13 залежей

· Арчединское газонефтяное, 1946г., (D3, С 1-2) 18 залежей

· Зимовское газонефтяное, 1957г., (D3, С 1-2) 11 залежей

Уфимско-Оренбургская ГНО (юго-восточный склон платформы, Соль - Илецкий выступ)

· Сергеевское нефтяное, 1961г., (С 1, D2-3) 32 залежи

· Оренбургское газоконденсатное, 1966г., (С 2-3, Р 1) 3 залежи

· Уршакское нефтяное, 1971г., (С 1, D2-3) 11 залежей

Бузулукская НГО (Бузулукская впадина).

· Зайкинское нефтегазоконденсатное

· Бобровское газонефтяное

· Вишнёвское

Историко-генетические построения

Палеотектонические профиля

Палеотектонические профили отражают глубину погружения отложений в определенные этапы геологического развития территории или акватории. Такие профили позволяют прогнозировать степень прогревания различных частей разреза и, таким образом, предположить время вхождения и длительность пребывания НГМ-отложений в определенных зонах генерации УВ. Построение палеотектонических профилей позволяет также оценить палеогидрогеологические условия, определяющие условия миграции образующихся в ГЗН углеводородов. Их отрисовка является составной частью палеотектонического анализа, проводимого с целью оценки влияния кон- и постседиментационных тектонических процессов на формирование резервуаров УВ и нефтегазовых залежей на основе изменения толщин стратиграфических пачек пород.

Методика палеотектонических реконструкций, основанная на анализе мощностей, базируется на утверждении, что толщины стратиграфических пачек в осадочных бассейнах зависят от амплитуды тектонических движений. Погружение земной коры постепенно компенсируется накопление осадков, а различие в мощностях на разных участках является следствием неравномерного погружения земной коры: на тех участках, где погружение происходит медленно, накапливаются осадки малой мощности, а где погружение происходит быстрыми темпами, там накапливаются осадки большей мощности. Отсутствие осадков объясняется тем, что участок находился в области размыва. Такая интерпретация мощностей позволяет использовать профили и карты толщин для восстановление истории тектонических движений как регионального, так и локального уровней. По разности мощностей одновозрастных толщ, отложившихся на соседних участках, можно судит об амплитудах вертикальных движений блоков относительно друг друга: чем больше разность мощностей, тем интенсивней были блоковые тектонические перемещения.

На практике построение палеотектонических профилей часто начинают сверху и при этом последовательно наращивают мощности отложений вниз по разрезу, т. е. практически производят последовательное складывание профилей компенсации.

Изопахический треугольник

Изопахические треугольники обычно составляются для анализа формирования отдельных локальных поднятий, но в отдельных случаях и более крупных структурных элементов (валов, сводов и т.д.). Они позволяют одновременно проводить анализ формирования различных структурных поверхностей, выбранных в стратиграфическом разрезе, и наглядно показывают изменения современных структурных планов по разрезу.

Изопахический треугольник представляет собой комплекс карт мощностей, группируемых в треугольник.

В настоящее время применяется несколько вариантов расположения карт в изопахическом треугольнике, существенно не отличающихся между собой. Один из вариантов: крайний правый вертикальный ряд карт представляет собой серию современных структурных карт по нескольким выбранным опорным горизонтам, которые позволяют проследить изменение современного строения по стратиграфическому разрезу. Каждый вертикальный ряд, располагающийся параллельно ряду современных структурных карт, представляет собой разрез палеоструктурных поверхностей сверху вниз, т.е. серию палеоструктурных карт по нескольким опорным горизонтам, построенных для отдельных этапов геологического времени.

Горизонтальные ряды карт изопахического треугольника являются сериями палеоструктурных карт, которые дают возможность проследить изменения во времени структурных планов по одному из выбранных опорных горизонтов для различных этапов времени - от самого древнего до современного тектонического строения. По гипотенузе располагаются простейшие палеоструктурные карты (карты мощностей, анализируемых комплексов).

Таким образом, изопахический треугольник позволяет анализировать геологическое развитие по нескольким опорным поверхностям, что необходимо для определения возраста структур и особенностей их развития. Кроме того, он дает представление и о современном строении изучаемой площади, об изменении структурных планов по стратиграфическому разрезу.

Модель прогрева

Метод модели прогрева дает возможность не только прогнозировать положение части осадочного разреза, находящейся в зоне ГФН, но и определять временной интервал нахождения нефтематеринской свиты в условиях, оптимальных для интенсивного нефтеобразования. Метод модели прогрева, используемый в комплексе с геохимико-литологическими и палеотемпературными исследованиями, достаточно успешно позволяет выяснить историю нефтеобразования на фоне общей истории формирования нефтегазоносного бассейна.

В основу метода модели прогрева положены представления о зависимости нефтегазообразования от температуры недр, закономерно увеличивающейся с глубиной.

Для построения модели прогрева используется конкретный разрез скважины, образующий ось ординат. По оси абсцисс откладывается абсолютное время в млн. лет, отвечающее геологическому возрасту пород, слагающих разрез. Затем на диаграмме строятся кривые погружения отдельных стратиграфических подразделений. Эти кривые начинаются от нулевых мощностей, когда толща только появляется. По мере погружения, в зависимости от мощности более молодых отложений, более древние слои постепенно попадают на современные глубины, фиксируемые скважинами. При построении необходимо учитывать значение перерывов и хотя бы приблизительно оценивать изменение мощности за счет разрыва или уплотнения.

Заключение

В ходе изучения Волго-Уральской НГП мы изучили ее литологию, стратиграфию, тектонику, нефтегазоносность и нефтегазогеологической районирование.

Нам удалось изучить историю развития Бурейкинского месторождения. Мы попытались спрогнозировать время вхождения и длительность пребывания отложений в катагенезе.

В настоящее время залежи приурочены к каменноугольным и девонским отложениям.

Список литературы

1. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хайн В.Е. "Геология и геохимия нефти и газа" Издательство Московского университета. Издательский центр "Академия" 2004г.

2. Бакиров А.А., Рябухин Г.Е. "Нефтегазоносные провинции и области СССР" Издательство "Недра" Москва 1969 г.

3. Максимов С.П. "Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции" Издательство "Недра" Москва 1970 г.

4. Русский В.И. Историко-генетические построения при поисках нефти и газа. Уч.-мет. Пособие. Издательствово УГГУ, 2012

Размещено на Allbest.ru