Остаточные нефти девонских пластов месторождений Татарстана тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ. Девонская нефть татарстана


Остаточные нефти девонских пластов месторождений Татарстана



На правах рукописи

Фосс Татьяна Робертовна

ОСТАТОЧНЫЕ НЕФТИ ДЕВОНСКИХ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА

02.00.13 - Нефтехимия

Автореферат диссертации па соискание ученой степени кандидата химических наук

Казань -1998

Работа выполнена в лаборатории химии нефти Института органической и физической химии им.А.Е.Арбузова Казанского научного центра Российской Академии наук

I кучные руководители:

Официальные оппоненты: Ведущая организация:

доктор химических наук, профессор, член-корреспондент АЕН РФ и АНТ Романов Г.В.

кандидат химических наук Петрова Л.М. д х.н., с.н.с. Измайлов Р.И. к.х.н. Нигматуллина Р.Ш. Институт химии нефти СО РАН

Защита состоится

О' '

1998

. на заседании диссертационного совета Д.063.37.Об в Казанском государственном технологическом университете по адресу. 420015, г.Казань, ул.К.Маркса, 68 (зал заседаний Ученого Совета).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Казанского государственного технологического университета.

Автореферат разослан

« »

А^г^е- 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета к.х.н.

М.В.Потапова

г.

в

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Основные месторождения девонских от-эжений Татарстана, такие как Ромашкинское, Бавлинское, Ново-лховское обеспечивают 90% объема добычи в Татарстане. В настоящее )емя месторождения вступили в четвертую, завершающую стадию размотки, характеризующуюся высокой обводненностью пластов (92-97%) достаточно высокой остаточной нефтенасьнценностью. Коэффициент гфтеотдачи на 1 января 1997 года составлял 44%.

В процессе добычи теряются легкие фракции, в результате чего ос-иощаяся в пласте нефть обогащается смолисто-асфальтеновыми компо-гнтами за счет адсорбции, а также вследствие химического и биохими-гского окисления внесенными в пласт с закачиваемой водой кислородом микроорганизмами. В результате усиливается способность нефти к груктурообразованию и, следовательно, снижается ее подвижность, зучение свойств остаточных нефтей и механизма их формирования яв-чется актуальным при решении вопросов по созданию научно-эоснованных подходов для их доизвлечения.

Работа выполнена п соответствии с планами научно-сследовательских работ Института органической и физической химии НЦ РАН по программе "Нефтехимия" (проблема 2.9.1. "Изучение хи-ического состава нефтей") по теме: "Изучение трудноизвлекаемых неф-:й, битумов Татарии и изыскание химических средств для интенсифика-ии нефтедобычи" №ГР 01.86.0 074148 от 91.04.15.

Цель работы. Установление степени влияния заводнения на состав свойства остаточных нефтей девонских отложений Татарстана. Реше-ие задачи включало:

- изучение закономерностей изменения состава и свойств нефти в результате активации пластовой микрофлоры или внесенной с закачиваемой водой;

- исследование состава нефтей, образующихся в результате выпадания твердых парафинов;

- выявление особенностей состава иефтей с высоким содержанием асфальтенов.

Научная новизна. По степени суммарного гипергенного воздействия изученные объекты разделены на 2 группы: слабоизмененные остаточные нефти, близкие по коллоидному состоянию к добываемым неф-тям, и сильнопреобразованные с различного рода нарушениями коллоидного состояния. Оценен уровень микробиальной деградации нефтей. Установлены особенности формирования Бавлинского месторождения.

Практическая значимость. Накоплен значительный объем фактического материала, характеризующий состав и свойства остаточных нефтей Татарстана.

На основании оценки состава и свойств остаточных нефтей показана перспективность их доизвлечения. Выяснена причина низкого коэффициента нефтеизвлечения участков Азнакаевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения и горизонта Д, северо-западной части Бавлинского месторождения.

Полученные результаты имеют значение для дифференциации запасов на извлекаемые и неизвлекаемые VI выбора мероприятий для интенсификации нефтедобычи.

На защиту выносятся:

- закономерности в изменении состава нефти в результате активации пластовой микрофлоры или внесенной с закачиваемой водой;

- результаты исследования состава нефтей, образующихся в результате выпадения твердых парафинов;

- особенности состава нефтей с высоким содержанием асфальтенов.

Апробации работы. Основные результаты работы докладывались на

Международных конференциях: по химии нефти (г.Томск, 1997), по нетрадиционным источникам углеводородного сырья и проблемам его освоения (г.Санкт-Петербург, 1997 г.), по науке и технологии углеводородных дисперсных систем (г.Москва, 1997 г.), по проблемам комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов

(г.Казань, 1994 г.), а также на Всероссийской конференции по термическому анализу и калориметрии (г.Казань, 1996 г.) и 14 Губкинских чтениях (г.Москва, 1996 г.).

Публикация работы. Опубликованы 5 статей, и тезисы 5 докладов.

Объем н структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка литературы из 132 библиографических наименований. Объем работы составляет 14^ страницы машинописного текста, в том числе 32 таблицы, 14 рисунков.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ В первой главе приведен литературный обзор, в котором рассмотрены современные представления о составе и свойствах остаточных неф-тей. Рассмотрены факторы, влияющие на состав и свойства нефгей в процессе заводнения, такие как адсорбционно-хроматографический, биодеградация и вымывание легких компонентов. Изучение состава и свойств свидетельствует о более высоких значениях плотности, вязкости, содержании смолисто-асфальтеновых компонентов в остаточных нефтях по сравнению с добываемыми. Рассмотрены вопросы, связанные со структурой остаточной нефти в пластовых условиях, обсуждены особенности состава и свойств.

Во второй главе даны характеристики объектов исследования, описаны физико-химические методы анализа и способы обработки результатов. Изменение состава нефти в процессе разработки методом заводнения изучали на примере остаточных и добываемых нефтей участков горизонта Д, Мнннибаевской, Зеленогорской, Азнакаевсой и Алькеев-ской площадей Ромашкипского месторождения и участка горизонта Д, Бавлинского месторождения, а также двух участков отложений карбона Миннибаевской площади Ромашкипского месторождения и Архангельского месторождения.

В заводняемых пластах деятельность микрофлоры может существенно активизироваться, если для заводнения используется пресная, аэрированная и не обработанная бактерицидная вода. Поэтому рассмот-

в

Рис. Л. Хроматограммы исходной нефти ЦПС (а), контроля (б) и опыта (в)

рсно влияние биохимического окисления на состав нефтей. Было проведено микробиальное окисление товарных нефтей двух марок ЦПС и МТП, которые в соответствии с распределением алкановых углеводородов состава Сц-Сзб можно отнести к типу А1, с использованием микробного сообщества, выделенного из пластовой воды. В ходе эксперимента установлено, что сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов способно к активному росту на нефти МТП с высоким содержанием углеводородов. Она частично трансформируется в направлении к нефти типа А2 . В нефти же ЦПС с низким содержанием углеводородов наблюдается полное уничтожение нормальных и изопреноидных алканов и нефть из типа А1 переходит в тип Б' (рис.1). По данным ПК спектроскопии иод действием микроорганизмов в нефти снижается доля парафиновых структур относительно ароматических , увеличивается их разветв-пенность, возрастает доля кислородосодержащих группировок, часть которых представлена карбоксильными группами кислот. Показано, что увеличение содержания серы в нефти из опыта по сравнению с исходной нефтью не является результатом деятельности бактерий, а происходит за

Рис. 2. Зависимость содержания групп углеводородов н(С|2-С,5) и н(С25-С27) для слабоизмененных и сильнопреобразованных добываемых (°) и остаточных (•) нефтей

В реальных условиях нефтяных залежей обстановка для жизнедеятельности микроорганизмов менее благоприятная. Исследуемые нефти Ромашкинского и Архангельского месторождений по значениям показателей углеводородного состава, определенным по данным газохромато-графического анализа, не подвергались заметному влиянию биодеграда-ционного процесса. Об этом свидетельствует их принадлежность к типу А' (значения коэффициента К, и отношений пристан/фитан. меньше единицы), а также преобладание нормальных алкановых углеводородов над изопреноидными (низкие значения коэффициента, равного отношению суммы изонрсноидных углеводородов к сумме нормальных парафинов (ЕлП/ЕнП). Поскольку нефти не являются биодеградированными, для них построена зависимость между содержанием фракций низкомолекулярных н-(С|3-С,з) и высокомолекулярных н-(С25-С27) алкановых углеводородов (рис.2). Тесная корреляционная связь свидетельствует о наличии закономерностей в распределении углеводородов. Ее нарушение позволяет оценить характер деградационных процессов и выявить их на ранних и средних стадиях проявления.

При микробиальном окислении происходит отклонение от зависимости в направлении уменьшения содержания легких, а затем и высокомолекулярных углеводородов как нормального, так и изопреноидного строения, вплоть до полного исчезновения тех и других.

В третьей главе рассмотрены особенности нефтенасьнцения продуктивного пласта Д] Бавлинского месторождения. Изучен керновый материал скважины 2587. Содержание органического вещества в образцах по разрезу пласта было определено по данным кривых термического анализа. После удаления экстракцией растворимой основной части, на породе осталась часть нерастворимого органического вещества. Его количество для образцов верхней части пласта незначительно, а для нижней составляет 30-50% от общего содержания органического вещества. Анализ образцов пород до и после экстракции по скв.2587 с использованием ЭПР-метода позволил установить, что в составе нерастворимого органи-

ческого вещества остается основная масса свободных радикалов углерода от их содержания в органическом веществе до экстракции (табл.1). Количественное распределение свободных радикалов углерода по разрезу пласта оказалось в прямой зависимости от содержания нерастворимого органического вещества.

Объединением экстрактов нефти скв.2587 по степени преобразованное™ получены объединенные экстракты для верхней части пласта 2587 (I) и для нижней его части 2587 (И). По сравнению с добываемой нефтью плотность экстракта 2587 (I) значительно выше, как это обычно наблюдается для остаточных нефтей. Плотность экстрактов подошвенной части 2587 (II) еще выше. Соответственно увеличивается вязкость экстрактов, содержание в них серы.

Таблица 1

Относительная интенсивность сигнала свободных радикалов углерода по данным ЭПР в породе скв.2587 Бавлинского месторождения

до и после экстракции

Номер образца ОВ* НОВ** НОВхЮО% ОВ

1 7 7 100

2 5 4 80,0

3 6 5 83,3

4 5 4 80,0

5 19 12 63,0

6 43 40 93,0

7 93 90 96,8

8 87 86 98,9

* ОВ - органическое вещество, * * НОВ - нерастворимое органическое вещество

Исследованные образцы отличаются также по компонентному составу (табл.2). Экстракты нефти содержат больше смол и асфальтенов по сравнению с добываемой нефтью. В состав экстракта скв.2587(1) основ-

ной вклад в смолисто-асфальтеновые компоненты (САК) вносят С1Молы Для экстракта нижней части пласта скв.2587(П) характерно низкое содержание спирто-бензольных смол и высокое асфальтенов.

По физико-химическим свойствам и по компонентному составу можно сделать заключение, что верхняя часть пласта является нсфтена-сыщенной зоной, нижняя же его часть содержит битум.

По структурно-групповому составу масла и смолы остаточной нефти и битума близки и подобны аналогичным компонентам нефтей Ро-машкинского месторождения, Асфальтены же по данным элементного состава резко отличаются от асфальтенов Ромашкинского месторождения по распределению серы и элементов, определенных по разности (рис.З). Если в составе асфальтенов нефтей Ромашкинского месторождения выше вклад элементной серы, то в рассматриваемых асфальтенах высокая доля кислорода и зольных элементов.

Таблица 2

Компонентный состав объединенных экстрактов нефти и нефти

добываемой Бавлинсконо месторождения

Номер Содержание, мас.%

скважины Масла Смолы Асфаль- Нераство-

бензоль- спирто- тены римое

ные бензольные вещество

1098* 56,5 11,1 4,9 1,9 0,0

Остаток вы- 76,0 14,9 6,5 2,5 0,0

ше 200° С

2587(1) 71,8 8,1 13,5 6,3 0,2

2587(11) 50,6 12,9 8,3 26,6 1,7

* Выход бензина 25,5 мас.%

Для выяснения природы битума было проведено сопоставление структурных параметров нефти по разрезу пласта с аналогичными параметрами для нефтей и битумов зоны водонефтяного контакта (ВПК) Ромашкинского месторождения (рис.4). Установлено, что н образцах экстрактов, отобранных в непосредственной близости к зоне подошвенных

s?

Содержание (0+Ме),мас.%

Рнс.Т Распределение элементов в асфальтенах

m

X

О +

гч г

К 5 U

*

о.

о

ч о

и

1

0,8 1,2 1,6 2,0

Содержание (SO + СО),о.е. Рис.:4. Вклад структурных групп в состав остаточных нефтей.

Бавлииское месторождение о -скв.2587, о - скв.450д: 1 - верх пласта, 2 - нижняя часть пласта; Ромашкинское месторождение: 3 - Миннибаевская и 4 -Абдрахмановская (ВНК) площади

вод, ниже содержание структурных группировок алифатической природы при одинаковой окисленности. Уменьшение же содержания парафиновых структур в битумах зоны ВПК по сравнению с нефтями Ромашкин-ского месторождения сопровождается образованием окисленных структур. Следовательно, преобразование нефти в нижней части разреза пласта Бавлинского месторождения не является результатом микробиального окисления, как это наиболее часто встречается в зонах ВНК.

Подтверждением вышесказанному являются данные углеводородного состава. Увеличения коэффициентов К, и 1лП/2нП, характерного для биодеградированных нефтей, не наблюдается. Только показатель нафтеновый фон свидетельствует о большем вкладе циклических углеводородов по сравнению с парафиновыми углеводородами.

По данным палеотемпературного анализа, битум не может быть продуктом преобразования нефти при высокой температуре. Согласно последнему из известных вариантов образования битума в нефтеносном пласте битум в зоне ВПК Бавлинского месторождения появился в результате осаждения асфальтенов из первичной тяжелой нефти при подтоке в залежь легкой нефти.

Образование нерастворимого органического вещества можно объяснить с позиций процесса коксообразования. Не исключено, что в нижней части пласта выпавшие асфальтены при относительно невысоких пластовых температурах, но большой продолжительности геологического времени перешли в белее уплотненное состояние с образованием карбонизированных структур.

Таким образом, нижняя часть пласта включает тяжелые и вязкие битумы с высоким содержанием асфальтенов. Они не могут быть извлечены с использованием технологий заводнения. Верхняя часть пласта содержит остаточную нефть с хорошими качественными параметрами.

В четвертой главе рассмотрены особенности состава и свойств нефтей, образованных в результате отложения в пласте высокомолекулярных парафинов. Образование остаточных нефтей за счет процесса па-

рафиноотложения обнаружено на участках Лзнакаевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения. Количественное содержание малоподвижной нефти в керновом материале при выпадении парафинов в 1,5-2 раза выше, чем обычно наблюдается для остаточных нефтей из аналогичных отложений. Остаточные нефти характеризуются большими зачениями плотности, вязкости. Среди исследованных остаточных нефтей образцы из скв.23436 и 23183 легкие и имеют минимальные значения вязкости. По сравнению с соответствующими добываемыми нефтями па-рафиноотложение проявляется в увеличении в остаточных нефтях содержания парафиновых структур неразветвленного строения. По Азнакаев-ской площади экстракты керна скв.4419д, 4435д, 23433 имеют обычные отличия от добываемых нефтей. По разрезу пласта в районе скв.23436 и 23183 наблюдатся отложение твердых парафинов. По данным компонентного состава (табл.3) в этих нефтях по сравнению с добываемыми

Таблица 3

Компонентный состав остаточных и добываемых нефтей

Азнакаевской и Алькеевской площадей

Номер скважины Содержание, мас.% М САК

Бензины Масла Смолы Асфаль-тены

бензольные спирто-бензольные

Добываемые

4419д 17,8 51,2 17,4 7,1 3,3 1,86

4435д 21,3 54,3 16,5 6,0 1,8 2,23

23436 18,0 45,7 22,7 8,5 3,9 1,30

23183 22,4 53,0 14,4 7,2 3,0 2,15

Остаточные

4419д - 62,2 15,9 16,3 5,6 1,65

443 5д - 62,2 18,7 13,5 5,5 1,65

23433 - 65,0 14,0 15,7 5,0 1,86

23436 - 75,5 9,2 12,2 3,3 3,05

23183 - 74,1 10,5 11,5 3,7 2,86

значения отношений масел к смолисто-асфальтеновым компонентам (М/САК) больше за счет повышенного вклада массл. Он обусловлен значительным увеличением содержания высокомолекулярных углеводородов нормального строения состава С21-С36 по сравнению с их низкомолекулярными гомологами С|2-Сго-(рис.5). Если в добываемых нефтях на тяжелые нормальные адканы приходится лишь 23-30%, то в образцах остаточной нефти скв.23436 и 23183 их вклад составляет 92-90% соответственно. По компонентному составу наглядно видно, что в результате выпадения в пласте твердых парафинов происходит диспропорционирова-ниекомпонентов между извлекаемыми и остаточными нефтями.

Таблица 4

Значения показателей углеводородного состава добываемых и остаточных нефтей Азнакаевской и Алькеевской площадей

Номер П к, В д ЕЩ 1ГЧ Пф

скважины Ф ЕнП Ч

Добываемые нефти

4419д 0,65 0,87 1,62 2,12 0,36 0,85 1,8

443 5д 0,64 0,93 1,34 1,45 0,37 0,86 1,9

23436 0,69 0,77 1,59 2,25 0,34 0,85 2,0

23183 0,68 0,85 1,52 1,70 0,35 0,83 1,0

Остаточные нефти

4419д 0,68 0,98 0,70 0,76 0,27 0,87 2,2

4435д 0,60 1,30 0,90 0,55 0,33 0,89 1,7

23433 0,60 1,12 0,60 0,37 0,17 - 2,1

23436 0,60 1,40 0,40 0,05 0,02 0,93 1,9

23183 0,60 1,30 0,20 0,08 0,03 0,95 1,8

По данным структурно-группового состава в маслах скв.23436 и 23183 высокое содержание углерода в парафиновых структурах, что подтверждается также данными термического анализа.

12 17 22 27 32

12 17 22 27 32

11 9 7 5 3

1

О

12 17 22 27 32 12 17 22 27 32

Число углеродных атомов в молекуле

Рис.5. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в

добываемой (о) и остаточной (•) нефтях Азиакаевской скв.4419д (а)^ 4435д (б), 23436 (в) и Алькеевской скв.23183 (г) площадей

г

Рассчитанные на основе данных молекулярно-массового распределения нормальных алкановых углеводородов коэффициенты Д"=Ен(С12-С2о/£н(С2гСз5) и 2лП/£нП имеют аномально низкие значения для скв.23436 и 23183 (табл.4). График на рис.2 позволил нам определить направление процесса парафиноотложения, заключающееся в снижении содержания легких при одновременном росте высокомолекулярных парафиновых углеводородов нормального строения.

Таким образом, при понижении температуры и пласте в результате закачки холодной воды происходит выпадение высокомолекулярных углеводородов (парафинов).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И.РЕЗУЛЫ АТЫ РАБОТЫ:

1. Исследование состава остаточных нефтей 1'омашкинского месторождения Зеленогорской и Миинибаевской площадей показало, что основная масса их не затронута биодефадационными процессами и является слабоизмененными нефткми. В остаточных нефтях парафиновые углеводороды нормального строения преобладают над изопреноидными, как это наблюдалось в добываемых нефтях на ранних стадиях заводнения.

2. Наряду со слабоизмененными нефтями встречаются нефти, которые можно отнести к сильнопреобразованным.Образование их связано с коагуляцией твердых парафинов или асфальтенов.

3. Отклонение от зависимости содержания менее устойчивой к биодеградации группы нормальных алканов (С13-С15) и более устойчивой высокомолекулярной группы (С25-С27) для слабоизмененных и сильно-преобразованных нефтей позволило определить направление процессов парафиноотложения и биодеградации, глубоко изменяющих углводород-ный состав.

4. Изучением образцов нефтенасыщенной породы пласта Д! Бав-линского месторождения установлено, что верхняя и средняя части разреза насыщены легкой подвижной нефтью. В нижней же части разреза

хесчаннки содержат преобразованное органическое вещество, состоящее га 30-50% из нерастворимого органического вещества - керогена, и би-ума.

5. Для битума нижней части пласта характерно на порядок более ;ысокое содержание асфальгенов по сравнению с остаточной нефтью ерхней части пласта. По физико-химическим свойствам и компонентно-iy составу тяжелые и вязкие битумы не могут быть извлечены с исполь-ованием технологий заводнения.

6. Выпадение твердых парафинов в части пластов горизонта Д) об-аружено на участках Азнакаевской и Алькеевской площадей. Добываете нефти обедняются маслами, в результате приближаясь по компо-ентному составу к нефтям из вышележащих отложений карбона. В оста-очных нефтях, наоборот, доля масел возрастает, так как высокомолеку-ярные парафиновые углеводороды неразветвленного строения являются х составной частью.

7. Проявление процесса парафиноотложения по разрезу пласта в анном случае ограничивается верхней, менее проницаемой частью, и ¡ляется результатом длительной прокачки больших объемов холодной эды по высокопроницаемым промытым слоям в средней и нижней час-IX пласта.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публи-ациях:

Петрова JI.M., Мухаметшин Р.З., Юсупова Т.Н., Семкин В.И., Фосс Т.Р., Романов Г.В. Неоднородность состава и свойств нефти по разрезу пласта в водонефтяной зоне // Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела: Тез.докл.14 Губкинских чтений.-М.,1996.- С.128-129.

Юсупова Т.Н., Романов Г.В., Петрова JI.M., Мухаметшин Р.З., Семкин В.И., Фосс Т.Р. // Термический анализ в геохимии нефтей и нефтедер-

IS

жащих пород: Тсз.докл.Всерос.конф. гю термическому анализу и кало-риметрии.-Казань, 1996.-С.50-52.

3. Петрова Л.М., Фосс Т.Р., Романов Г.В., Мухаметшин Р.З. Влияние коллоидного состояния остаточных нефтей на их подвижность// Паука и технология углеводородных дисперсных систем: Тез.докл. 1-го Межд.симп.- М., 1997.-С.24.

4. Лифанова Е.В., Петрова Л.М., Фосс Т.Р., Романов Г.В., Ибатуллин P.P., Кандаурова Г.Ф. Влияние мелассной технологии на качество извлекаемых нефтей// Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез.докл. 2-го Межд.симп.- С.-Петербург,

1997,- С. 152.

5. Лифанова Е.В., Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Фосс Т.Р., Романов Г.В. Распределение компонентов в остаточных и добываемых нефтях // Мат-лы 3-ей Межд.конф. по химии нефти.-Томск: Изд-во Ин-та оптики и атмосферы СО РАН, 1997.-С. 120-121.

6. Петрова Л.М., Романов Г.В., Юсупова Т.Н., Лифанова Е.В., Семкин В.И., Фосс Т.Р., Абрамов И.В. Сравнительная характеристика остаточных и добываемых нефтей // Проблемы комплексного освоения груд-ноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка): Мат-лы Межд.науч.конф.4-8 октября 1994 г.- Казань: ТГЖИ, 1994,- Т.2.-С.464-472.

7. Петрова Л.М.. Мухамегшин Р.З., Юсупова Т.Н., Лифанова Е.В., Фосс Т.Р., Романгов Г.В., Муслимов Р.Х. Состояние остаточных нефтей длительно разрабатываемых месторождений // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: Тр.научн,-практ.конф. - Бугульма, 25-26 ноября 1997 г.- Казань: "Новое знание",

1998.- С.336-338.

8. Косачев И.Г1., Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Фосс Т.Р., Романов Г.В. Сопоставительный анализ органического вещества осадочных мета-морфизированных пород// Мат-лы 3-ей Межд.конф. по химии нефти.-Томск: Изд-во Ин-та оптики и атмосферы, 1997.- Т.1.- С.167-169.

. Петрова JI.M., Юсупова Т.Н., Фосс Т.Р., Семкин В.И., РомановГ.В. Особенности формирования углеводородного состава остаточных неф-тей заводняемых пластов// Нефтехимия,-1998,- Т.38.-№ 3,- С.163-170.

O.Romanov G.V., Semkin V.I., Petrova L.M., Yusupova T.N., Romanova U.G., Fazlyev R.T., Foss T.R., Martynov A.A., Diyashev R.N., Khalabuda Yn.E. The investigation of Interstartum combust ion by Complex of Physical and Chemical Methods // The Future and Changing Role of Combustion in Canada - Efficiency and Environment: Ottawa, Canada.- 5-7 June 1996.

Соискатель

Формат 60x84 1/6 Тираж 100 ЛОФХ им А.Е.Арбузова К1Щ РАН 420088 Казань Арбузова,8

fizmathim.com

Лениногорск - родина татарстанской нефти, самый благоустроенный малый город России и самый зеленый город Татарстана

Пытаться разобраться, чем живет город, гуляя по паркам и читая материалы в местной и республиканской прессе, бесполезно. Во-первых, все самое интересное, кажется, происходит на кухнях, в гаражах и на репбазах, расположенных в помещениях заброшенных овощехранилищ. Во-вторых, если верить СМИ, в Лениногорске только и делают что проводят дурацкие конкурсы патриотических песен и рисунков, жестоко обращаются с коровами, изредка строят мечети или привозят мощи православных святых и неотрывно следят за делом группировки «Братва» (бывшие «Спортсмены»), которое сейчас рассматривает Верховный суд Татарстана. Чтобы лучше понимать происходящее, обратимся к самим жителям, а точнее — к их творчеству. «В глубине души каждый из нас любит Лениногорск именно за его отсталость», — читаем в анонимном эссе на независимом портале о городской жизни Len Journal. «Молодежь бежит отсюда без оглядки / Все здесь ******* [надоело] — законы и порядки», — зачитывает некто MC Агония в треке «Лениногорск».

Кстати о рэпе: на днях ютуб-канал «Социальный Лениногорск» выложил восьмой выпуск шоу «Ильич Батл». С февраля этого года MC из Лениногорска и соседней Бугульмы соревнуются в местной студии звукозаписи — победитель получает пропуск в следующий тур и сертификат в кальянную. Пока явные лидеры — DTI, Light X и SKIBA (правда, в предпоследнем поединке третий забыл слова и проиграл второму). В целом лениногорский батл вызывает тот же спектр эмоций, что и Versus, — смесь любопытства и дикого стыда за MC, которые все это произносят. Пожалуй, лучше всех происходящее прокомментировал в раунде один из лениногорских рэперов: «Если бы это увидел Доктор Дре, он бы сказал: „че за херня“».

На том же канале, что и батлы, регулярно появляются вокспопы на злободневные темы — например про культурную жизнь Лениногорска (цитата: «как тебе культура в городе? — нормально! — каких местных артистов знаешь? — никаких»). Официальная культура на социальную критику не реагирует.

Впрочем, такое видео можно снять в любом другом нестоличном российском городе, включая, разумеется, Казань. Отсутствие узнаваемых местных артистов не отнимает у Лениногорска главного: тихий благоустроенный городок с его родниками, парками и вполне обоснованной гордостью за славное прошлое — одно из лучших рекреационных мест в республике, где одинаково приятно взрослеть, стареть, лечить нервы и принимать похмельный душ.

inde.io

Диссертация на тему «Геологические аспекты поисков залежей нефти в девонском терригенном резервуаре Татарстана» автореферат по специальности ВАК 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

1. Акишев И.М. О времени формирования залежей нефти в отложениях среднего девона востока Татарии. //Тр. ТатНИИ, вып. VIII, 1965.-С.10-12.

2. Акишев И.М. и др. Геологическое строение склоновых частей Южного купола Татарского свода для целей разведки и разработки. /Отчет по теме 3/64, ТатНИПИнефть, Бугульма, 1965,- 364 с.

3. Акишев И.М. К вопросу формирования залежей нефти в терригенном девоне восточной Татарии. //Тр. ТатНИИ, вып. X, 1967.-С.45-50.

4. Аксенов A.A., Мельников С.Н., Шайхутдинов P.C., Абдуллин Н.Г., Ларочкина И.А., Шакиров Н.З. Закономерности распространения и перспективы нефтеносности локальных поднятий в Татарской АССР. М., ВНИИОЭНГ, 1981.-39 с.

5. Анисимов Б.В., Доронкин К.Н., Шамрай Ю.В. Оценка перспектив нефтеносности Казанско-Кировского прогиба по гидрогеологическим данным.//Тр. XXVI, 1974, с.54-58.

6. Антропов И.А., Батанова Г.П. Стратиграфия. Нефтеносность девона востока Татарии. //Тр. КФАН СССР, сер. Геол., вып 6, т.1, i960.- 437 с.

7. Архангельский А.Д. Схема тектоники СССР // БМОИП, отделение геологии. 1933-42, вып. 4.

8. Архангельский А.Д. Геологическое строение и геологическая история СССР. 3-е изд. Т. 1.-М.: Гостоптехиздат, 1941.-372с.

9. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений среднего Поволжья. М.: Недра, 1964. с. 172.

10. Аширов К.Б. О геологическом времени формирования месторождений Урало-Поволжья. //Геология нефти и газа, №9, 1990.- с. 16-20.

11. Бабюк С.Г. Условия формирования тектонических нефтеносных структур Южного купола Татарского свода.// Дис. на соиск. уч. ст. канд. геол,-минерал. наук, Бугульма, 1967.- с.5-305.1 4 4

12. Бадьянов В.А., Азаматов В.И. и др. Подсчет запасов нефти и растворенного в нефти газа в отложениях девона и карбона Ромашкинского месторождения./Отчет, ТатНИПИнефть, Бугульма, 1965. -277 с.

13. Байдова И.К., ДаниловаТ.Е. О формировании древних прогибов на территории Татарии. //Тр. ТатНИПИнефть, вып. XXVI, 1974.-е. 18-24.

14. Бакиров A.A. Современное состояние и ближайшие задачи исследований процессов миграции нефти в земной коре.//Сов. Геология, №7, 1955.-е. 7-9.

15. Бакиров A.A. Палеотектонические исследования научная основа прогнозирования нефтегазоносности недр.//В кн. Палеотектоника и палеогеоморфология в нефтяной геологии. М.: Наука, 1978.-c.8-12.

16. Бакиров A.A. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа.-М.: Высш.шк., 1987, -384 с.

17. Бадаев В.А., Егоров Н.П. О тектоническом развитии Уфимского плато.//ДАН СССР, т. 112, № 5, 1957.-е. 3-5

18. Батанова Г.П. Стратиграфия франских отложений в Татарской АССР.//ДАН СССР, т. 89, № 1, 1953.-е. 8-10.

19. Батанова Г.П., Шаронов JI.B. Условия образования девонских и каменноугольных отложений центральных площадей Ромашкинского месторождения. //Татарская нефть, №3, 1958.-е. 37-41.

20. Батанова Г.П. и др. Стратиграфия, литология и условия образования девонских и каменноугольных отложений Сулинской, Акташской, Ново-Елховской и Бондюжской площадей. //Отчет, ТатНИПИнефть, Бугульма, 1958. -432 с.1 4 5

21. Белоконь T.B. О глубинной нефтегазовой геологии.// В сб.: Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности.//Тр. КамНИИКИГС, Пермь, 2000.-c.5-14.

22. Белоусов В.В. Основные вопросы геотектоники. Госгеолтехиздат, М., 1962.-605 с.

23. Белоусов В.В. Основы геотектоники. М., Недра, 1975.-263 с.

24. Белоусов В.В. Основы геотектоники. М., Недра, 1989.-382 с.

25. Богданов A.A. О некоторых проблемах тектоники Европы. //Вестн. МГУ, №5, 1961.-с.23-25.

26. Бороздина З.И., Клещев А.И., Клубов В.А., Некоторые принципиальные особенности глубинной тектоники Волго-Уральской нефтеносной области. // Докл. АН СССР, т. 148, № 4, 1963.-С.900-903.

27. Воронин В.П., Степанов В.П., Голыптейн Б.Л. Геофизическое изучение кристаллического фундамента Татарии. Изд. казанского университета, 1982.-198 с.

28. Брод И.О. Об основном условии нефтегазонакопления.//ДАН СССР, 1947, т. 57, №6.- с. 54-57.

29. Валеев Р.Н. Связь тектонического развития востока Русской платформы с явлениями миграции прогибов и поднятий.//Тр. ов-ва естеств. при Казане, ун-те, № 64. Изд. КГУ, 1961.-е. 312-320.

30. Валеев Р.Н. Тектоника Вятско-Камского междуречья. Изд. Недра, М., 1968,116 с.

31. Валеев Р.Н. Авлакогены Русской платформы.// Тр. Геол. ин-та, Казань, вып. 30, 1971.-152 с.

32. Варданянц Л.А. Докембрийский кристаллический фундамент Русской платформы.//В кн.: Стратиграфия и корреляция докембрия //XXI сессия Междунар. геол. конгресса, докл. /Сов.геол. проблема 9. Изд. АН СССР, 1960.

33. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. //Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1967, №11.-е. 135-156.

34. Войтович Е.Д., Гатииятуллин Н.С. Тектоника Татарстана. Изд-во Казанского университета, 1998. -139 с.

35. Гаврилов В.П. Феноменальные структуры Земли. М.:Наука, 1978.265с.

36. Гаврилов В.П. Некоторые закономерн-ости развития региональных разломов эпипалеозойских плит СССР в связи с их нефтеносностью. //Изв. высш. уч. заведений. «Геология и разведка», 1973, №1.- с. 12-14.

37. Гальперин Е.И Вертикальное сейсмическое профилирование. Опыт и результаты. М.:Наука, 1994.-344с.

38. Гаттенбергер Ю.П. О некоторых вопросах миграции нефти и формирования ее залежей в девонских отложениях западной Башкирии и восточной Татарии. //Сб. «Вопросы нефтепромысловой геологии». //Тр. ВНИИ, вып. XXX, 1960.-е. 96-116.1 4 7

39. Гафаров P.A. Строение докембрийекого фундамента севера Русской платформы.//Изв. АН СССР, сер. геолог., № 1, 1961 .-с.59-71.

40. Гафаров P.A. Строение докембрийекого фундамента севера Русской платформы.//Тр. Геол. Ин-та АН СССР, вып. 85. Изд-во АН СССР, 1963.-е. 2936.

41. Гафаров P.A. Типы разломов и тектоника фундамента ВосточноЕвропейской платформы. //Геотектоника, № 6, 1976. .-с. 15-26.

42. Гравиразведка. М., «Недра», 1990.-607 с.

43. Грязнов Н.К. О некоторых этапах истории формирования структуры и условиях образования залежей нефти в девоне Ромашкинского месторождения и смежных районах.//В сб.:«Вопросы нефтепромысловой геологии»./Тр. ВНИИ вып. XX, 1959.-е. 3-36.

44. Грязнов Н.К. О соотношении структурных форм мезо-кайнозойских и палеозойских отложениях западной части Среднего Поволжья.// Тр. ВНИГНИ, вып. XXXIV, 1961 .-с.67-72.

45. Грязнов Н.К. Типы локальных структур в Среднем Поволжье, условия их формирования и размещения./Материалы по тектонике Нижнего Поволжья. Гостоптехиздат, 1962.-с. 188-203.

46. Губкин И.М. Урало-Волжская нефтеносная область (Второе Баку). Изд-во АН СССР, 1940.

47. Губкин И.М. Учение о нефти. М.: Наука, 1975, 374 с.

48. Данилова Т.Е. и др. Стратиграфия, литология, коллекторы и условия осадконакопления девонских и каменноугольных отложений Ромашкинского месторождения./Ютчет, ТатНИИ, Бугульма, 1963.-592 с.

49. Данилова Т.Е., Крашена П.А. О карбонатной толще кыновского горизонта центральной части Алтунино-шунакского прогиба. /Тр. ТатНИИ, вып. VI, 1964.-с.57-66.

50. Данилова Т.Е. Трещиноватость пород терригенной толщи девона на востоке Татарии.//Тр. ТатНИГШнефть, вып. XXXVI, Бугульма, 1977. с.51-55.1 4- 8

51. Егоров С.П. Новая тектоническая схема ТАССР и сопредельных частей Кировской области и Удмуртской АССР.// Геология нефти и газа, № 12, 1960.-c.4-7.

52. Еланский Л.Н., Бархатова З.С., Толстова В.А. Глубинное геологическое строение Куйбышевской области. //Тр. Куйбышев НИИНПгеофизика, вып. 18, Куйбышев, 1963.-с.7-117.

53. Иванов Е.Е. и др. Изучение стратиграфии, литологии и фаций девонских отложений по материалам бурения 1962-1964 гг.// Отчет, ТНГР, Казань, 1965.-133с.

54. Изох Э.П. О роли разломов глубокого заложения в пространственном размещении интрузий.// Сов. геология, 1961, № 4.-е. 14-19.

55. Карпинский А.П. Общий характер колебаний земной коры в пределах Европейской России.// Изв. АН. № 1, 1894.

56. Карпинский А.П. Очерки геологического прошлого Европейской России (1883, 1997, 1894, 1918, 1919). М. -Л.: Изд-во АН СССР, 1947.-206 с.

57. Килигина МЛ. Состав и строение кристаллического фундамента в пределах Татарии.// В кн.: Геология и условия проводки поисково-разведочных скважин в Татарской АССР. Альметьевск, 1971.

58. Клевцова А.А., Солонцев Л.Ф. К вопросу о возрасте древнейшего осадочного покрова Русской платформы.// ДАН СССР, т. 139, №3, 1961.-е. 673676.

59. Клещев А.И. К вопросу об условиях формирования девонских залежей нефти Татарии. //Геология нефти, № 4, 1957.

60. Клубов В.А. Диагональные простирания в современной структуре Татарского свода. //ДАН СССР. Т. 110, № 3, 1956.-с206-209.1 k 9

61. Клубов B.A., Мещеряков Ю.А. Использование геолого-геоморфологических методов при комплексных поисках нефтяных месторождений на платформе.// Геология нефти, № 8, 1957. -18-27.

62. Клубов В.А. О юго-восточной границе Татарского свода. //Геология нефти и газа, № 5, 1962.-с.З9-44.

63. Клубов В.А., Нечитайло С.К., Петропавловский В.В., Поповин В.В. Новая схема глубинной тектоники Волго-Уральской области.// Докл. АН СССР, т. 169, №4, 1966.-С.904-907.

64. Клубов В.А. Палеоструктурный анализ восточных районов Русской платформы.-М.: Недра, 1973, 176 с.

65. Козлов А.Л. Озакономерностях формирования и размещения нефтяных и газовых залежей. Гостоптехиздат, 1959.-164с.

66. Косыгин Ю.А. Тектоника нефтеносных областей. Гостоптехиздат, 1958.-516 с.

67. Косыгин Ю.А. Тектоника. М.:Недра, 1988. -462 с.

68. Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтеносности./ Под редакцией Р.Х.Муслимова, Казань:Дента, 1996.-487с.

69. Кропоткин П.Н. Механизм движения земной коры.// Геотектоника, № 5, 1967.-с.25-40.

70. Кудрявцев H.A. Механизм формирования месторождений нефти и газа.// В сб. Проблемы миграции нефти и формирования скоплений нефти и газа. Гостоптехиздат, 1959.-е. 136-151.

71. Кудрявцев H.A. Глубинные разломы и нефтяные месторождения. /Тр. ВНИГРИ, вып. 215, 1963.-220 с.

72. Лангуев П.И., Забиров А.Г. О дизъюнктивном нарушении в районе Нурлатского нефтяного месторождения Татарии// Нефтегазовая геология и геофизика. № 9, 1961.-е. 7-10.1 5 Оi

73. Лапинская Т.А., Журавлев Е.Г., Погребенная кора выветривания фундамента Волго-Уральской газонефтеносной провинции и ее геологическое значение. //Тр. МИНХ и ГП, вып. 71, 1967.- 171 с.

74. Ларочкина И.А., Гатиятуллин Н.С. и др. Девонские грабенообразные прогибы Татарстана // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 10, 1993.-е. 14-16.

75. Ларочкина И.А. Перспективы нефтеносности эйфельско-живетских отложений девона на территории Ромашкинского месторождения. //Отчет по договору 23.079, ТатНИПИнефть, Бугульма, 1994.-104 с.

76. Ларочкина И.А. Принципы оптимизации поисков и разведки залежей нефти на стадии высокой опоискованности территории (на примере Татарстана).// Дисс. на соиск. уч. степ, доктора геол.-минерал, наук. Москва, 1995.-3 Юс,

77. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г. Закономерности размещения залежей нефти в терригенных девонских отложениях на западном склоне ЮТС и методические приемы их поисков и разведки.// Отчет по теме №95.01, ТатНИПИнефть, Бугульма, 1996.-109с.

78. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г., Сухова В.А. Методика поисков глубокозалегающих залежей нефти в среднедевонских отложениях Ромашкинского месторождения.// Нефтяное хозяйство, № 6, 1997.-с.6-7.

79. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г. Разработка методики поисков залежей нефти в терригенных девонских отложениях в зонах грабенообразных прогибов (по данным бурения и сейсморазведки).//Отчет по теме №95.04, ТатНИПИнефть, 1998,-221с.

80. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г., Сухова В.А. Перспективы нефтеносности отложений терригенного девона на западном склоне ЮжноТатарского свода.//Нефть Татарстана, №2, 1998.-с.2-4.

81. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г., Сухова В.А. Типы ловушек и прогноз нефтеносности терригенных отложений девона на территории Татарстана.//Тезисы докладов междунар. науч.-техн. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа, 1998.-с.122.

82. Ларочкина H.A., Лукьянова Р.Г., Сухова В.А. Новые представления о тектоническом строении Татарстана.//Тезисы докладов юбилейной конференции «Геология и современность», Казань, 1999,- с.87-88.

83. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г. Новые представления о тектонике додевонской поверхности Татарстана. //Материалы Всероссийского совещания, Уфа, 1999, с.41-42.

84. Ларочкина И.А.,Хисамов P.C., Лукьянова Р.Г. Новые представления о тектоническом строении кристаллического фундамента Волжско-Камской антеклизы. //XV Губкинские чтения. Москва, 1999. с.91.

85. Ларочкина И.А., Кириллов Е.Р. Уточнение количественной оценки перспектив нефтеносности территории Татарстана (подсчет прогнозных ресурсов нефти).// Отчет по договору № А.9.1-41/98, ТатНИПИнефть, Бугульма, 1999.-293 с.

86. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г., Сухова В.А. Временные методические рекомендации по выделению перспективных участков с целью поиска залежей нефти в пластах Дш и Д.У воробьевско-ардатовских отложений. Бугульма, 1999.-14 с.

87. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г., Сухова В.А. Тектоническое строение кристаллического основания республики Татарстан.// Тезисы докладов всероссийской н-п конференции, Пермь, 2000, с.69-70.

88. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г., Сухова В.А. История формирования девонского терригенного резервуара в пределах Ромашкинской структуры. //Тезисы докладов всероссийской научной конференции, Казань, 2000, -с.77.

89. Ларочкина И.А., Лукьянова Р.Г., Сухова В.А. Перспективы нефтеносности девонских терригенных отложений в свете новых представлений о тектоническом строении Татарстана.// Доклады научно-практической конференции Нефть-Газ-2000. Казань, 2000.-в печати.

90. Леворсен А.И. Геология нефти. М.: ГНТИНиГТЛ, 1958.-488 с.

91. Лобов В. А., Зайдельсон М.И. О региональных процессах нефтегазонакопления в восточных районах Русской платформы. //Нов. нефт. техн., серия геология, № 1, ГОСИНТИ, 1959.-. 15-19.

92. Лобов В.А. Перспективы газоносности девона и карбона на территории Куйбышевской и Оренбургской областей.//Тр. КуйбышевНИИ НП, вып. 1, Куйбышев, 1960.-c.3-ll.

93. Лобов В.А. Геологическое обоснование возможной аккумуляции нефти и газа в породах кристаллического фундамента Русской платформы.//В сб. «Новые данные по геологии и нефтеносности Волго-Камского края. / Тр. геол. института, вып. 30, 1971.-c.3-26.

94. Логинова В.Н. Литологическая характеристика девонских отложений на востоке Татарии. Кыновская свита.// Тр. КФАН СССР, сер. геол. вып. 6, том II, 1960.-С.260-314.

95. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. М.: ВНИИОУЭНП, 1994.-135 с.

96. Лукьянова Р.Г. Перспективы нефтегазоносности девонских терригенных отложений на территории Татарстана.// Тезисы докладов всероссийского съезда геологов. Санкт-Петербург, 2000.-с.211-212.

97. Маймин З.Л. Некоторые результаты работы по изучению условий образования нефти. //Сб. «Об условиях образования нефти».//Тр. ВНИГРИ, вып. 82, Гостоптехиздат, 1955.-С.237-264.1 5 U

98. Маймин B.JI. К условиям образования нефти в палеозойских отложениях восточной части Русской платформы.// XX Международн. геолог, конгресс. Матер, по геологии нефти./ т. X Доклады сов. геологов. Гостоптехиздат, 1958.

99. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. М.: Недра, 1964.-485 с.

100. Мельников A.M. О поверхности кристаллических пород фундамента на территории Татарской АССР и прилегающих областей. //ДАН СССР, т. 103, №5, 1955.- с. 224-227.

101. Мельников A.M. О зональном распространении нефтяных залежей Татарии.// Геология нефти и газа, № 10, 1959.-С.25-29.

102. Мельников A.M. Тектоника Татарской АССР //В сб. Геологическое строение и нефтеносность ТАССР и прилегающих областей./ ДАН СССР, т.103,№ 5, 1955.- с. 305-310.

103. Мельников A.M., Войтович Е.Д. К вопросу поисков погребенных девонских структур на восточном борту Мелекесской депрессии //Геология нефти и газа. № 5, 1960.-с.9-13.

104. Мельников A.M. О влиянии древних поднятий фундамента на распределение девонских месторождений нефти Волго-Уральской области //ДАН СССР. т. 148, № 1, 1963.-с. 172-175.

105. Мельников A.M., Ситдиков Б.С., Килигина M.JI. Новые данные о палеозойском вулканизме на Кукморском куполе Татарского свода. // ДАН СССР, т. 170, № 1, 1966.-с. 168-171.

106. Мельников A.M., Войтович Е.Д., Лангуев П.И. Новые данные о тектоническом строении Татарии //Вопросы геологии, нефтеносности и методики поисково-разведочных работ в Татарии. -Альметьевск: Изд-во объединения «Татнефть», 1969. -с. 23-29.1 55

107. Мельников С.Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности среденедевонских отложений Южного купола Татарского свода. //Дисс. на соиск. уч. степ. канд. геол.-минер. наук, Бугульма, 1966.-237 с.

108. Мельников С.Н., Акишев И.М. О возрасте грабенообразных прогибов Татарии и закономерности их распространения // Геология нефти и газа.-№9, 1971.-с.З7-40.

109. Мельников С.Н. Связь нефтегазоносности с разломами и девонскими грабенообразными прогибами в Татарской АССР.// Советская геология, № 6, 1973.- с.28-32.

110. Миропольская Г.Л. Нефтеносность девона Востока Татарии. Т. II: Литология и фации. // Тр. КФАН СССР, вып. 6, 1960. -260 с.

111. Миропольская Г.Л. О прерывистости осадконакопления в терригенной толще девона на востоке Татарии. //Известия КФАН СССР, серия геолог. №6, 1957.с.5-20.

112. Мирчинк М.Ф., Бакиров A.A. О геотектоническом развитии Русской платформы в связи с изучением ее нефтеносности. //Нефтяное хозяйство, № 1, 1951.-c.8-23.

113. Мирчинк М.Ф., Бакиров A.A. . О геотектоническом развитии Русской платформы и основных закономерностях размещения нефтегазонакопления на ее территории.//ХХ Межд. геол. конгресс. Гостоптехиздат, 1958, т. 1.-С.40-53.

114. Михайлов А.Е. О термине «разлом» и о разрывах со смещениями. //Советская геология, 1960, № 10.- с. 9-12.

115. Мкртчян О.М. Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской плиты,- М.: Наука, 1980, 134 с.

116. Морозов С.Г. и др. Условия образования додевонских отложений Западной Башкирии в связи с перспективами их нефтегазоносности. //Нефтегазовая геология и геофизика № 9, 1963.-е. 9-14.1 5 6

117. Муслимов Р.Х. Научные основы и практика освоения нефтяных ресурсов региона (на примере Татарстана).//Дисс. докт.геол-минер. наук (в форме научного доклада).-С-Петербург, 1992.-39 с.

118. Муслимов Р.Х., Куликов С.А. и др. Методика прогнозирования залежей нефти с применением нейрокомпьютерной системы обработки данных сейсморазведки «Нейросейсм». Казань, 1998. -14 с.

119. Муравьев И.С., Иванов Е.Е., Веселов Г.С. Фациальное строение терригенного девона на восточном склоне Северного купола Татарского свода.//Труды ВНИГНИ, вып. XX, 1959.-С.38-53.

120. Наливкин В.Д. и др. Вол го-Уральская область. Тектоника. Гостоптехиздат, 1956.

121. Наливкин В.Д. Грабенообразные прогибы востока Русской платформы. //Советская геология, № 1, 1963.

122. Новикова A.C. К вопросу о тектоническом положении рифейских вулканогенных пород на Русской платформе.// Изв. АН СССР, сер. геол., № 1, 1959.-с. 206-210.

123. Огаринов И.С. О тектоническом строении юго-западной части Башкирии и о направлении здесь разведочных работ на нефть.//Изд. Баш. Фил. АН СССР, вып. 6, 1960.

124. Пейве A.B. Общая характеристика, классификация, пространственное расположение глубинных разломов.//Изв. АН СССР, сер. геологич., 1956, № 1.

125. Пейве В.А. и др. Разломы и горизонтальные движения земной коры.// Тр. геол. ин-та АН СССР, т.80. Изд-во АН СССР, 1963.

126. Пейве A.B. Горизонтальные движения земной коры и принцип унаследованности.//Геотектоника, № 1, 1965.-е. 12-18.

127. Пейве В.А. Разломы и тектонические движения. //Геотектоника, № 5, 1967,- с. 22-26.1 5;

128. Порфирьев В.Б. Пути и факторы образования нефти.//Мат. Дискуссии по проблеме происхождения и миграции нефти. Изд. АН УССР, Киев, 1955.

129. Порфирьев В.Б. Основные положения теории образования нефти из рассеянных и гомогенных форм органического вещества.//Сб. ст. Вопросы теории происхождения и миграции нефти. Изд. АН УССР, Киев, 1956,- 24-39.

130. Порфирьев В.Б. Вопросы генезиса нефти.//ХХ Межд. геологический конгресс./ Матер, по геол. нефти, т. 1. Доклады советских геологов, Гостоптехиздат, 195 8.-с. 13 9-153.

131. Порфирьев В.Б. О природе нефти.//Тр. Всесоюзн. совещания по проблеме происхождения нефти и газа и условиях формирования их залежей. Гостоптехиздат, 1960.-c.26-41.

132. Регуш В.А. Трещиноватость девонских отложений Рромашкинского и Елховского месторождений. //Тр. ТаНИИ, вып. VI, JL: Недра, 1965. -с. 167174.

133. Розанов JT.H. История формирования тектонических структур Башкирии и прилегающих областей.// Тр. УфНИИ, серия геолого-промысловая. Вып. 1, 1957.-с. 3-208.

134. Розанов JI.H. Основные закономерности тектонического строения и формирования структур Волго-Уральской области. // В сб.: Закономерности размещения месторождений нефти и газа в Волго-Уральской области. -М.: Изд-во АН СССР, 1963.-с.137-142.

135. Розанов Л.Н. Физико-механичические условия образования тектонических структур платформенного типа. М.: Недра, 1965.-84 с.

136. Рождественская A.A. О верхней границе живетского яруса Западной Башкирии по фауне остракод.// ДАН СССР, т. 99, № 3, 1954.-С.85-93.

137. Ситдиков Б. С. Петрография и строение кристаллического фундамента Татарской АССР. Изд-во Казанского ун-та, 1968.-435 с.

138. Словарь по геологии нефти и газа. Д.: Недра, 1988.- 680 с.158

139. Степанов В.П. и др. Методика вычисления значений локальных аномалий силы тяжести.// Нефтегазовая геология и геофизика, № 2, 1963.-с.9-12.

140. Степанов В.П. Кольцевые структуры земной коры Волжско-Камской антеклизы. Изд-во КГУ, 1983.-97 с.

141. Стратиграфическая схема. Рифейские и вендские отложения Волго-Уральской области. /Объяснительная записка. КИВЦ АНК «Башнефть», Уфа, 2000.- 81 с.

142. Тимергазин K.P. Додевонские отложения Западной Башкирии и перспективы их нефтеносности. Уфа, 1959.-315 с.

143. Троепольский В.И., Эллерн С.С. О возрасте девонской вулканогенной толщи в Приказанском районе./ Уч. зап. КГУ.- Т. 115, кн. 16, 1955.-е. 25-28.1 59

144. Троепольский В.И., Эллерн С.С. Новые данные о геологическом строении и истории формирования северной части Аксубаево-Мелекесской депрессии /Уч. зап. ЮГУ.- Т. 116, кн. 5, 1956. -с. 25-28.

145. Троепольский В.И. Об условиях формирования и сохранения залежей нефти в терригенном девоне Нижнего Прикамья. /Уч. зап. КГУ, т. 117, кн. 9, 1957.с.312-317.

146. Троепольский В.И., Эллерн С.С. Геологическое строение и нефтеносность Аксубаево-Мелекесской депрессии. Казань: изд-во КГУ, 1964.-656 с.

147. Трофимук A.A. Нефтеносность палеозоя Башкирии. Гостоптехиздат, 1950.248 с.

148. Трофимук A.A. О гипотезе неорганического происхождения нефти.//В сб.:Происхождение нефти и газа. Гостоптехиздат, 1960.-е. 110-120.

149. Успенская Н.Ю. Некоторые закономерности нефтегазонакопления на платформах. Гостоптехиздат, 1952.-152 с.

150. Успенская Н.Ю. Общие принципы тектонического районирования нефтегазоносных территорий. //В сб.:Вопросы тектоники нефтеносных областей. Изд Ан СССР, М., 1962,- с.34-48.

151. Хаин В.Е. Общая геотектоника. М.:Недра, 1973. -510 с.

152. Халтурин Д.С. Основные черты тектоники Волго-Уральской нефтегазоносной области. М.: Недра, 1967.-303 с.

153. Хачатрян P.O. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы. М.: Наука, 1979. -170 с.

154. Чебаненко И.И. Основные закономерности разломной тектоники земной коры и ее проблемы.// Тр. ин-та геол. Наук АН УСССР, вып. 12. Изд-во «Hay кова думка», 1963.

155. Чепиков K.P. Краткие сведения по истории изучения тектоники Поволжья и Прикамья //Геология СССР. Т. 11. ч. 1 -М.: Недра, 1967.-с.673-677.160

156. Шатский Н.С. Основные черты строения и развития ВосточноЕвропейской платформы.//Изв. АН СССР, сер. геол., № 1, 1946.

157. Шатский Н.С. О происхождении Пачелмского прогиба.//Бюлл. МОИП,№ 5, 1955.

158. Шатский Н.С. О структурных связях платформы со складчатыми геосинклинальными областями.// Изв. АН СССР, сер. геол., № 5, 1957.

159. Шевцов С.И., Килигина M.JI. О следах вулканический деятельности в девонских отложениях северной части Кировской области.// ДАН, т.101, № 3, 1961.-с. 697-698.

160. Шульц С.С. Планетарные трещины и тектонические дислокации. //Геотектоника, 1971, № 4.-е. 24-28.

161. Эллерн С.С., Винокуров В.М. О прослоях туффитовых пород на юге Татарии.//ДАН СССР, т. 120, № 2, 1958.-е. 876-880.

162. Эллерн С.С., Винокуров В.М. О прослоях туффитовых пород в живетских отложениях на юге Татарии. //ДАН СССР, т. 137, № 5, 1961.-е. 1192-1194.

163. Эллерн С.С., Ситдиков Б.С. Об условиях залегания и возрасте габбро-норитов Татарии и смежных территорий. //Изв. АН СССР сер. геол., № 9, 1962, с.96-100.

164. Эллерн С.С., Валеев Р.Н. Главный девонский ров Восточноевропейской платформы. //ДАН ССР, №5, т. 146, 1962.

165. Юсупов Б.М. К истории формирования Татарского свода. //ДАН СССР, т. XCV, № 5, 1954.-с.950-954.

166. Юсупов Б.М. Некоторые данные о структурных взаимоотношениях слоев палеозоя юго-востока Татарии. //ДАН СССР, т. 104, № 6, 1955.-с.1068-1072.

167. Юсупов Б.М., Веселов Г.С. Размещение нефтяных месторождений Татарии. М.:Наука, 1973.-190 с.

www.dissercat.com