Về khả năng tạo ra dầu và khí đốt hiện đại nhanh chóng

2024 Tác giả: Seth Attwood | [email protected]. Sửa đổi lần cuối: 2023-12-16 16:20

Trở lại năm 1993, các nhà khoa học Nga đã chứng minh rằng dầu khí là tài nguyên tái tạo. Và bạn không cần phải trích xuất nhiều hơn những gì được tạo ra do kết quả của các quá trình tự nhiên. Khi đó con mồi mới có thể được coi là không man rợ.

Trong một số so sánh, việc sử dụng hình ảnh của hai mặt của cùng một huy chương thường được chấp nhận. Sự so sánh mang tính hình tượng, nhưng không hoàn toàn chính xác, vì huy chương cũng có một đường gân xác định độ dày. Các khái niệm khoa học, nếu chúng ta so sánh chúng với một huy chương, ngoài khía cạnh khoa học và ứng dụng của chúng, còn có một khía cạnh khác - tâm lý học, gắn liền với việc khắc phục sức ì của suy nghĩ và sửa đổi quan điểm đã phát triển vào thời điểm đó về hiện tượng này.

Trở ngại tâm lý có thể được gọi là hội chứng của chủ nghĩa giáo điều khoa học, hoặc cái gọi là "cảm giác chung". Vượt qua hội chứng này, đó là một phanh đáng chú ý đối với tiến bộ khoa học, bao gồm việc biết nguồn gốc của sự xuất hiện của nó.

Những ý tưởng về sự hình thành và tích tụ chậm chạp của dầu khí và hậu quả là về sự cạn kiệt và không thể thay thế của trữ lượng hydrocacbon (HC) trong lòng Trái đất đã xuất hiện vào giữa thế kỷ trước cùng với sự thô sơ của địa chất dầu khí.. Họ dựa trên khái niệm suy đoán về việc tạo ra dầu như một quá trình liên quan đến việc vắt kiệt nước và hydrocacbon trong quá trình ngâm và sự nén chặt ngày càng tăng của đá trầm tích theo độ sâu.

Sự sụt lún chậm và nóng dần, diễn ra trong nhiều triệu năm, đã làm nảy sinh ảo tưởng về sự hình thành dầu khí rất chậm. Nó đã trở thành một tiên đề rằng tốc độ hình thành cặn hydrocacbon cực kỳ thấp không thể so sánh với tốc độ khai thác dầu khí trong quá trình khai thác mỏ. Ở đây, có sự thay thế các ý tưởng về tốc độ phản ứng hóa học trong quá trình phá hủy chất hữu cơ (OM) và sự chuyển hóa của nó thành hydrocacbon lỏng-khí di động, tốc độ lún của các tầng trầm tích và sự biến đổi từ tính của chúng do dẫn điện chậm, chủ yếu., sưởi. Tốc độ phản ứng hóa học khổng lồ đã được thay thế bằng tốc độ tiến hóa tương đối thấp của các bể trầm tích. Chính hoàn cảnh này làm cơ sở cho khái niệm về thời gian hình thành dầu khí, và do đó, sự cạn kiệt, không thể thay thế của trữ lượng dầu khí trong tương lai gần.

Các quan điểm về sự hình thành dầu chậm đã nhận được sự công nhận rộng rãi và được sử dụng làm cơ sở cho cả các khái niệm kinh tế và lý thuyết về sự hình thành dầu khí. Nhiều nhà nghiên cứu khi đánh giá quy mô phát sinh hydrocacbon đã đưa khái niệm “thời gian địa chất” vào các công thức tính toán như một hệ số. Tuy nhiên, rõ ràng, dựa trên dữ liệu mới, những quan điểm này cần được thảo luận và sửa đổi [4, 9−11].

Có thể thấy sự khác biệt nhất định với truyền thống trong lý thuyết về giai đoạn hình thành dầu và ý tưởng về giai đoạn chính của quá trình hình thành dầu (GEF), do NB Vassoevich đề xuất năm 1967 [2]. Ở đây, lần đầu tiên người ta cho thấy rằng đỉnh thế hệ rơi ở độ sâu tương đối hẹp và do đó, một khoảng thời gian được xác định bởi thời gian địa tầng mẹ ở trong vùng nhiệt độ 60–150 ° C.

Nghiên cứu sâu hơn về biểu hiện của giai đoạn cho thấy rằng các sóng chính của quá trình hình thành dầu và khí đốt vỡ ra thành các đỉnh hẹp hơn. Vì vậy, S. G. Neruchev và cộng sự đã thiết lập một số cực đại cho cả vùng GFN và GZG. Các đỉnh thế hệ tương ứng có công suất tương ứng với khoảng thời gian chỉ vài trăm mét. Và điều này cho thấy sự giảm đáng kể thời gian tạo ra sóng xung kích và đồng thời, tốc độ của nó cũng tăng lên đáng kể [6].

Tỷ lệ tạo HC cao cũng theo mô hình hiện đại của quá trình này. Sự hình thành dầu khí trong bể trầm tích được coi là một quá trình hóa học đa tầng tự phát triển, thể hiện qua sự luân phiên của các phản ứng phân hủy (phá hủy) và tổng hợp và diễn ra dưới tác dụng của cả năng lượng "sinh học" (mặt trời) được tích trữ bởi các hợp chất hữu cơ. và năng lượng của nhiệt nội sinh của Trái đất, và như được thể hiện qua kết quả của quá trình khoan siêu âm, phần lớn nhiệt đi vào đáy của thạch quyển và di chuyển trong thạch quyển bằng cách đối lưu. Phần nhiệt liên quan đến phân rã phóng xạ chiếm ít hơn một phần ba tổng lượng của nó [8]. Người ta tin rằng trong các vùng nén kiến tạo, dòng nhiệt vào khoảng 40 mW / m², và trong các vùng căng thẳng, giá trị của nó đạt tới 60−80 mW / m²… Các giá trị lớn nhất được thiết lập trong các vết nứt giữa đại dương - 400-800 mW / m²… Các giá trị thấp quan sát được ở các vùng trũng trẻ như Nam Caspi và Biển Đen bị bóp méo do tốc độ trầm tích cực cao (0,1 cm / năm). Trên thực tế, chúng cũng khá cao (80-120 mW / m²) [8].

Sự phân hủy OM và tổng hợp các hydrocacbon khi các phản ứng hóa học diễn ra cực kỳ nhanh chóng. Các phản ứng phá hủy và tổng hợp nên được coi là những bước ngoặt mang tính cách mạng dẫn đến sự xuất hiện của dầu và khí đốt, với sự tập trung sau đó của chúng trong hồ chứa trong bối cảnh chung của quá trình sụt lún chậm tiến hóa và sự nóng lên của các tầng trầm tích. Thực tế này đã được xác nhận một cách thuyết phục bởi các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm về quá trình nhiệt phân kerogen.

Gần đây, để mô tả các hiện tượng xảy ra nhanh chóng của sự biến đổi của một chất từ trạng thái này sang trạng thái khác, thuật ngữ "anastrophy", do nhà hóa học Thụy Điển H. Balchevsky đề xuất, đã bắt đầu được sử dụng. Sự hình thành các hợp chất hydrocacbon từ quá trình phân hủy chất hữu cơ, xảy ra với tốc độ cực nhanh, nên được phân loại là anastrophic.

Kịch bản hiện đại về sự hình thành dầu khí được vẽ như sau. Chất hữu cơ của các tầng trầm tích của bồn trũng trải qua một loạt các biến đổi. Ở giai đoạn hình thành và tạo trầm tích, các nhóm chất tạo sinh học chính (chất béo, protein, carbohydrate, lignin) bị phân hủy và các loại geopolyme khác nhau tích tụ trong trầm tích và tạo ra kerogen trong đá trầm tích. Đồng thời, có sự tổng hợp nhanh chóng (địa lý) các khí hydrocacbon, có thể tích tụ dưới các lớp niêm phong đầu tiên, tạo ra các tầng khí hydrat ở lớp đáy hoặc các khu vực đóng băng vĩnh cửu, và hình thành các lỗ thoát khí tự nhiên trên bề mặt hoặc dưới đáy của các hồ chứa (Hình. 1).

Cơm. 1. Sơ đồ hình thành khí hydrat ở phần Paramushir của Biển Okhotsk (theo [5]): 1 - lớp trầm tích; 2 - các lớp hợp nhất; 3 - tạo thành lớp khí hydrat; 4 - vùng tập trung khí; 5 - hướng di chuyển của khí; 6 - các cửa thoát khí ở đáy. Thang đo dọc tính bằng giây

Ở giai đoạn chuyển hóa từ tính của đá trầm tích, diễn ra quá trình hấp thụ nhiệt của geopolyme và dị ứng nhiệt của hydrocacbon dầu mỏ từ các mảnh hợp chất lipid và isoprenoid chứa oxy được giải phóng từ các dạng kerogen của chất hữu cơ phân tán [31]. Kết quả là, các hydrocacbon lỏng và khí được tạo ra, tạo thành các dung dịch hydrocacbon di chuyển, đi từ các tầng mẹ vào các tầng chứa và các đứt gãy dẫn chất lỏng.

Các dung dịch HC làm bão hòa các hồ chứa tự nhiên, tập trung ở các phần nhô lên của chúng dưới dạng tích tụ dầu và khí riêng lẻ, hoặc khi di chuyển lên phía trên dọc theo các đứt gãy kiến tạo, chúng rơi vào các vùng có nhiệt độ và áp suất thấp hơn và ở đó chúng hình thành các dạng trầm tích khác nhau, hoặc, với cường độ cao của quá trình, chúng xuất hiện trên bề mặt ban ngày dưới dạng các biểu hiện dầu khí tự nhiên.

Một phân tích về vị trí của các mỏ dầu và khí trong các lưu vực CIS (Hình 2) và trên thế giới chỉ ra một cách rõ ràng rằng có một mức độ tập trung tích tụ dầu và khí ở mức 1-3 km trên toàn cầu và khoảng 90% tổng trữ lượng hydrocacbon. được liên kết với nó.

Cơm. Phân bố sâu rộng trữ lượng dầu và khí đốt trong các lưu vực CIS (theo A. G. Gabrielyants, 1991)

trong khi các nguồn phát sinh nằm ở độ sâu từ 2 đến 10 km (Hình 3).

Cơm. 3. Phân loại các lưu vực theo tỷ lệ giữa đới hình thành dầu chính và khoảng tập trung các mỏ dầu khí chính (theo A. A. Fayzulaev, 1992, có thay đổi và bổ sung)

Các loại hồ bơi: tôi- rời rạc; II - gần; III - đoàn kết. Tên hồ bơi: 1 - Nam Caspian; 2 - Viên; 3 - Vịnh Mexico; 4 - Pannonian; 5 - Tây Xibia; 6 - Uốn, 7 - Volga-Uralsky. Phân vùng theo chiều dọc: 1 - khu vực vận chuyển phía trên: 2 - vùng mắt tích tụ dầu: 3 - vùng vận chuyển thấp hơn; 4 - GFN (các trung tâm tạo dầu); 5 - GFG (trung tâm tạo khí); 6 - hướng di chuyển của hydrocacbon; 7 - khu vực phản ánh trữ lượng địa chất của hydrocacbon hoặc số lượng mỏ,%

Vị trí của các trung tâm phát sinh được xác định bởi chế độ nhiệt độ của lưu vực, và vị trí của các mỏ dầu và khí chủ yếu được xác định bởi các điều kiện nhiệt độ của sự ngưng tụ của các dung dịch hydrocacbon và sự mất mát năng lượng của quá trình di chuyển. Điều kiện đầu tiên là riêng lẻ đối với các nhóm riêng lẻ, điều kiện thứ hai là chung cho tất cả các nhóm. Do đó, trong bất kỳ lưu vực nào, từ dưới lên, một số vùng di truyền của hành vi HC được phân biệt: vùng thấp hơn hoặc vùng chính của sự hình thành HC và các dung dịch HC, vùng vận chuyển dung dịch HC thấp hơn, vùng tích lũy dung dịch HC chính trong hồ chứa và vùng trung chuyển dung dịch HC phía trên, và lối thoát của chúng lên bề mặt ban ngày. Ngoài ra, trong các bể và bể trầm tích biển nước sâu nằm trong vùng cận cực, đới khí hydrat xuất hiện trên đỉnh bể.

Kịch bản hình thành dầu khí được xem xét có thể định lượng tốc độ hình thành HC trong các bể dầu khí đang trải qua quá trình sụt lún dữ dội và do đó, trong điều kiện hình thành HC hiện đại. Chỉ số nổi bật nhất về cường độ hình thành dầu khí là các biểu hiện dầu khí tự nhiên trong các bể trầm tích hiện đại. Dầu thấm tự nhiên đã được hình thành ở nhiều nơi trên thế giới: ngoài khơi bờ biển Úc, Alaska, Venezuela, Canada, Mexico, Hoa Kỳ, ở Vịnh Ba Tư, Biển Caspi, ngoài khơi đảo. Trinidad. Tổng khối lượng sản xuất dầu và khí đốt là đáng kể. Vì vậy, ở lưu vực biển Santa Barbara ngoài khơi California, có tới 11 nghìn l / s dầu chỉ đến từ một đoạn đáy (lên đến 4 triệu tấn / năm). Nguồn này, hoạt động hơn 10 nghìn năm, được phát hiện vào năm 1793 bởi D. Vancouver [15]. Các tính toán do FG Dadashev và những người khác thực hiện cho thấy trong khu vực bán đảo Absheron, hàng tỷ mét khối khí đốt và vài triệu tấn dầu mỗi năm thoát ra bề mặt trong ngày. Đây là các sản phẩm của quá trình hình thành dầu khí hiện đại, không bị mắc kẹt bởi các bẫy và các thành tạo thấm, chứa đầy nước. Do đó, quy mô tạo HC dự kiến phải được tăng lên nhiều lần.

Tốc độ hình thành khí khổng lồ được chứng minh một cách rõ ràng qua các lớp khí hydrat dày trong các lớp trầm tích hiện đại của Đại dương Thế giới. Hơn 40 khu vực phân phối khí hydrat hóa đã được thiết lập, chứa nhiều nghìn tỷ mét khối khí. Tại Biển Okhotsk, A. M. Nadezhny và V. I. Bondarenko đã quan sát thấy sự hình thành của một lớp khí hydrat có diện tích 5000 m²chứa 2 nghìn tỷ m³ khí hiđrocacbon [5]. Nếu tuổi của trầm tích được coi là 1 triệu năm, thì tốc độ dòng khí vượt quá 2 triệu m³/ năm [5]. Nước thấm mạnh xảy ra ở Biển Bering [14].

Các quan sát tại các cánh đồng ở Tây Siberia (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye, v.v.) cho thấy sự thay đổi thành phần của dầu từ giếng này sang giếng khác, được giải thích bởi dòng HC dọc theo các vết nứt và đứt gãy ẩn (Hình 4) từ nguồn HC sâu hơn. Tuy nhiên, sự hình thành, rõ ràng chỉ ra sự hiện diện của các vùng vận chuyển hydrocacbon, các đứt gãy và vết nứt có tính chất ẩn (đứt gãy ma), tuy nhiên, được theo dõi khá rõ ràng trên các đường địa chấn theo thời gian.

Cơm. 4. Mô hình hình thành vỉa dầu trong hệ tầng HA.₁₀, Cánh đồng Severo-Gubkinskoye (Tây Siberia)

tôi - phần hồ sơ; II - sắc ký đồ tổng quát của các mẫu dầu. Dầu mỏ: 1 - "Tiểu học"; 2 - các sáng tác "phụ"; 3 - hướng chuyển động của hydrocacbon từ nguồn tạo ra; 4 - số lượng giếng; 5 - nứt; 6 - sắc ký đồ (Một - n-ankan, b - isoprenoid ankan). VỚI - lượng cacbon trong phân tử

Các mẫu dầu từ các giếng nằm trong vùng nhiễu động có tỷ trọng thấp hơn, sản lượng xăng cao hơn và các giá trị của tỷ lệ isoprenanes pristane-phytane cao hơn so với các mẫu từ phần trung tâm của vỉa, nằm trong vùng ít ảnh hưởng của dòng chất lỏng tăng dần và dầu phản xạ của dòng chảy trước đó. Việc nghiên cứu các dạng thấm hydrocacbon và thủy nhiệt hiện đại dưới đáy biển đã cho phép V. Ya. Trotsyuk tách chúng thành một nhóm hiện tượng tự nhiên đặc biệt, mà ông gọi là “cấu trúc của sự đột phá chất lỏng” [13].

Tốc độ hình thành hydrocacbon cao được minh chứng rõ ràng bằng sự tồn tại của các mỏ khí và dầu khổng lồ, đặc biệt nếu chúng được giới hạn trong các bẫy hình thành trong kỷ Đệ tứ.

Điều này cũng được chứng minh bằng những khối lượng khổng lồ của các loại dầu nặng trong các lớp Creta trên của mỏ Athabasca ở Canada hoặc trong đá Oligocen của lưu vực Orinoco ở Venezuela. Các tính toán cơ bản cho thấy 500 tỷ tấn dầu nặng từ Venezuela cần 1,5 nghìn tỷ tấn hydrocacbon lỏng để hình thành và khi Oligocen kéo dài chưa đầy 30 triệu năm, tốc độ dòng chảy hydrocacbon phải vượt quá 50 nghìn tấn / năm. Từ lâu, người ta đã biết rằng sản lượng dầu đã được khôi phục sau một vài năm từ các giếng bỏ hoang tại các mỏ cũ ở vùng Baku và Grozny. Hơn nữa, có những giếng đang hoạt động trong các mỏ cạn kiệt của các mỏ Grozny ở Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, tổng sản lượng dầu từ lâu đã vượt quá trữ lượng có thể phục hồi ban đầu.

Việc phát hiện ra cái gọi là dầu thủy nhiệt có thể là bằng chứng về tốc độ hình thành dầu cao [7]. Trong một số vùng trũng nứt hiện đại của Đại dương Thế giới (Vịnh California, v.v.) trong trầm tích Đệ tứ dưới ảnh hưởng của chất lỏng nhiệt độ cao, các biểu hiện của dầu lỏng đã được hình thành, tuổi của nó có thể được ước tính từ vài năm đến 4000 -5000 năm [7]. Nhưng nếu dầu thủy nhiệt được coi là chất tương tự của quá trình nhiệt phân trong phòng thí nghiệm, thì tỷ lệ nên được ước tính như con số đầu tiên.

So sánh với các hệ thống chất lỏng tự nhiên khác có chuyển động thẳng đứng có thể là bằng chứng gián tiếp về tốc độ chuyển động cao của các dung dịch hydrocacbon. Tỷ lệ khổng lồ của sự phun ra của magma và núi lửa nóng chảy là khá rõ ràng. Ví dụ, vụ phun trào hiện đại của núi Etna xảy ra với vận tốc dung nham là 100 m / h. Điều thú vị là trong thời kỳ lặng sóng, có tới 25 triệu tấn carbon dioxide thấm vào bầu khí quyển từ bề mặt núi lửa thông qua những xáo trộn ẩn trong suốt một năm. Tốc độ chảy ra của chất lỏng thủy nhiệt nhiệt độ cao của các rặng núi giữa đại dương, xảy ra trong ít nhất 20-30 nghìn năm, là 1-5 m³/Với. Sự hình thành các cặn sunfua ở dạng cái gọi là "người hút thuốc đen" có liên quan đến các hệ thống này. Thân quặng được hình thành với tốc độ 25 triệu tấn / năm, và bản thân quá trình này được ước tính khoảng 1–100 năm [1]. Mối quan tâm là các công trình của OG Sorokhtin, người tin rằng kimberlite nóng chảy di chuyển dọc theo các vết nứt thạch quyển với tốc độ 30-50 m / s [11]. Điều này cho phép sự tan chảy vượt qua đá của lớp vỏ lục địa và lớp phủ dày tới 250 km chỉ trong 1,5–2 giờ [12].

Các ví dụ trên cho thấy, trước hết, tốc độ đáng kể không chỉ của quá trình tạo ra hydrocacbon mà còn cả sự chuyển động của các dung dịch của chúng qua các vùng chuyển tiếp trong vỏ trái đất dọc theo hệ thống các vết nứt và nhiễu động ẩn trong đó. Thứ hai, cần phải phân biệt giữa tốc độ sụt lún rất chậm của các lớp trầm tích (m / triệu năm), tốc độ gia nhiệt chậm (từ 1 ° С / năm đến 1 ° С / triệu năm) và ngược lại, tốc độ rất nhanh của hydrocacbon. Quá trình phát sinh tự nó và di chuyển chúng từ nguồn phát sinh đến bẫy trong các hồ chứa tự nhiên hoặc đến bề mặt ban ngày của lưu vực. Thứ ba, chính quá trình biến đổi OM thành HC, có tính chất xung động, cũng phát triển trong một thời gian khá dài hàng triệu năm.

Tất cả những điều trên, nếu nó trở thành sự thật, sẽ đòi hỏi phải sửa đổi căn bản các nguyên tắc phát triển của các mỏ dầu và khí đốt nằm trong các bể chứa hydrocacbon hiện đại, sản sinh nhiều. Căn cứ vào tốc độ phát sinh và số lượng trường, sự phát triển của trường phải được lập kế hoạch sao cho tốc độ rút ra theo một tỷ lệ nhất định với tỷ lệ HC đầu vào từ các nguồn tạo ra. Trong điều kiện này, một số mỏ sẽ xác định mức sản xuất, trong khi những mỏ khác sẽ được bổ sung tự nhiên cho dự trữ của chúng. Do đó, nhiều khu vực sản xuất dầu sẽ hoạt động trong hàng trăm năm, cung cấp sản lượng hydrocacbon ổn định và cân bằng. Nguyên tắc này, tương tự như nguyên tắc khai thác đất rừng, cần trở thành nguyên tắc quan trọng nhất đối với sự phát triển của địa chất dầu khí trong những năm tới

Dầu và khí đốt là tài nguyên thiên nhiên có thể tái tạo và sự phát triển của chúng cần được xây dựng trên cơ sở cân bằng có cơ sở khoa học về khối lượng sản sinh hydrocacbon và khả năng thu hồi trong quá trình khai thác mỏ

Xem thêm: Cảm giác im lặng: dầu được tự tổng hợp trong các mỏ đã qua sử dụng

Boris Alexandrovich Sokolov (1930-2004) - Thành viên tương ứng của Viện Hàn lâm Khoa học Nga, Tiến sĩ Khoa học Địa chất và Mỏ, Giáo sư, Trưởng Khoa Địa chất và Địa hóa của Nhiên liệu hóa thạch, Chủ nhiệm Khoa Địa chất (1992-2002) của Mátxcơva Đại học Bang. MV Lomonosov, người đoạt giải IM Gubkin (2004) cho loạt công trình "Tạo ra khái niệm địa động lực học tiến hóa về mô hình động lực học chất lỏng của sự hình thành dầu và phân loại các bể dầu khí trên cơ sở địa động lực học."

Guseva Antonina Nikolaevna (1918−2014) - ứng viên khoa học hóa học, nhà địa hóa dầu khí, nhân viên Khoa Địa chất và Địa hóa của Nhiên liệu hóa thạch thuộc Khoa Địa chất của Đại học Tổng hợp Moscow. M. V. Lomonosov.

Thư mục

1. Butuzova G. Yu Về mối quan hệ của quá trình hình thành quặng nhiệt dịch với kiến tạo, magma và lịch sử phát triển đới đứt gãy của Biển Đỏ // Litol. Và hữu ích. hóa thạch. 1991. Số 4.

2. Vassoevich N. B, Thuyết nguồn gốc trầm tích-di cư của dầu mỏ (tổng quan lịch sử và hiện trạng) // Izv. Viện Hàn lâm Khoa học Liên Xô. Người phục vụ. geol. 1967. Số 11.

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokolov BA Các khía cạnh địa hóa của việc hình thành lý thuyết chung về sự hình thành dầu khí // Tez. báo cáo II Toàn thể Liên minh. Hội đồng địa hóa cacbon. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Dầu mỏ và khí đốt tự nhiên - các khoáng sản được hình thành nhanh chóng và liên tục // Tez. báo cáo III Toàn thể Liên minh. gặp gỡ. về địa hóa cacbon. M., 1991. Vol.1.

5. Nadezhny AM, Bondarenko VI Khí hydrat hóa ở phần Kamchatka-Pryparamushir của Biển Okhotsk // Dokl. Viện Hàn lâm Khoa học Liên Xô. 1989. T. 306, số 5.

6. Neruchev S. G., Ragozina E. A., Parparova G. M. et al. Sự hình thành dầu khí trong trầm tích kiểu Domanik. L., 1986.

7. Symo neit, BRT, Sự trưởng thành chất hữu cơ và sự hình thành dầu: khía cạnh thủy nhiệt, Geokhimiya, no. Năm 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya. B., Kononov VI Nghiên cứu địa nhiệt và khoan siêu âm // Sov. geol. 1991. Số 8.

9. Sokolov BA Mô hình tự dao động của sự hình thành dầu khí. Máy giặt, bỏ cái đó. Người phục vụ. 4, Địa chất. 1990. số 5.

10. Sokolov BA Về một số hướng phát triển mới của địa chất dầu khí // Khoáng sản. res. Nga. 1992. số 3.

11. Sokolov BA, Khann VE Lý thuyết và thực hành khảo sát dầu khí ở Nga: kết quả và nhiệm vụ // Izv. Viện Hàn lâm Khoa học Liên Xô. Người phục vụ. geol. 1992. số 8.

12. Sorokhtin OG Sự hình thành các kimberlit kim cương và các loại đá liên quan theo quan điểm kiến tạo mảng // Geodynam. phân tích và các mô hình hình thành và vị trí của các mỏ khoáng sản. L., 1987. S. 92−107.

13. Trotsyuk V. Ya Đá nguồn dầu của bể trầm tích vùng nước. M., 1992.

14. Abrams M. A. Bằng chứng địa vật lý và địa hóa cho bề mặt dưới bề mặt rò rỉ hydrocacbon ở Biển Bering, Alaska // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, số 2.