Content uploaded by Ivan Karpenko
Author content
All content in this area was uploaded by Ivan Karpenko on Apr 03, 2021
Content may be subject to copyright.
14
,661ɇɚɮɬɨɝɚɡɨɜɚɝɚɥɭɡɶɍɤɪɚʀɧɢʋ
ȽȿɈɅɈȽȱəɇȺɎɌɂȱȽȺɁɍ
Ɍɪɚɧɫɝɪɟɫɢɜɧɿɫɟɤɜɟɧɰɿʀ
ɏȱ9ɦɿɤɪɨɮɚɭɧɿɫɬɢɱɧɨɝɨɝɨɪɢɡɨɧɬɭ
ɜɦɟɠɚɯɰɟɧɬɪɚɥɶɧɨʀɱɚɫɬɢɧɢ
ɩɿɜɧɿɱɧɨɝɨɡɚɯɨɞɭ
ȾɧɿɩɪɨɜɫɶɤɨȾɨɧɟɰɶɤɨɝɨɛɚɫɟɣɧɭ
ɜɡɜ¶ɹɡɤɭɡɩɨɲɭɤɨɦɫɤɭɩɱɟɧɶ
ɫɥɚɧɰɟɜɨɝɨɝɚɡɭ
ȱɈɄɚɪɩɟɧɤɨ
ɌɈȼ©ɉɟɬɪɨɩɥɚɣ
ɊɿɫɟɪɱɿɄɨɧɫɚɥɬɢɧɝª
УДК 622.324:553.983
Запропоновано циклостратиграфічну схему ХІV мікрофауністичного горизонту (МФГ) у межах цен-
тральної частини північного заходу ДДЗ, уточнено циклостратиграфічні межі продуктивних горизонтів
та перекриваючих їх трансгресивних товщ. Випробувано та запропоновано алгоритм для просторової
локалізації об’єктів промислового значення, високоперспективних на наявність скупчень сланцевого газу,
на основі переінтерпретації каротажного матеріалу, застосування принципів секвентної стратиграфії
та просторового моделювання розподілу органічного вуглецю. Створено модель та побудовано карти про-
сторового розподілу органічного вуглецю в трансгресивних товщах ділянки досліджень. Виявлено зв’язок
між розташуванням високоперспективних ділянок та зон поширення однотипних умов седиментогенезу в
межах ділянки досліджень.
Ключові слова: секвентна стратиграфія, секвенції, трансгресивно-регресивні цикли, нижньовізейсь-
кий під’ярус, кероген, органічний вуглець, нафтогазоматеринські породи, сланцевий газ.
Предложена циклостратиграфическая схема XIV микрофаунистического горизонта в пределах цен-
тральной части северо-запада ДДВ, уточнены циклостратиграфические границы продуктивных горизон-
тов и перекрывающих их трансгрессивных толщ. Испытан и предложен алгоритм для пространственной
локализации объектов промышленного значения, высокоперспективных на наличие скоплений сланцевого
газа, на основе переинтерпретации каротажного материала, применения принципов секвентной стра-
тиграфии и пространственного моделирования распределения органического углерода. Создана модель и
построены карты пространственного распределения органического углерода в трансгрессивных толщах
участка исследований. Выявлена связь между расположением высокоперспективных участков и зон распро-
странения одинаковых условий седиментогенеза в пределах участка исследований.
Ключевые слова: секвентная стратиграфия, секвенции, трансгрессивно-регрессивные циклы, нижне-
визейский подъярус, кероген, органический углерод, нафтегазоматеринские породы, сланцевый газ.
Sequence-stratigraphic scheme of XIV microfaunal horizon was proposed within the central part of the north-west
of the DDb, cyclo-stratigraphic boundaries of productive horizons and overlying transgressive sequences were rened.
Algorithm was tested and proposed for spatial localization of objects highly prospective for the presence of shale gas
of industrial value based on reinterpretation of well-logging data, applying the principles of sequence stratigraphy
and spatial distribution modeling of organic carbon content. e model was created, and the maps of the spatial
distribution of organic carbon in the transgressive strata were created within the area of research. Relationship between
the location of highly prospective areas and zones of the same conditions of sedimentogenesis was found within the
area of research.
Key words: sequence stratigraphy, sequences, transgressive-regressive sequences, lower visean age, kerogen,
total organic carbon, source rocks, shale gas.
Пошуки скупчень вуглеводнів неконвенційного сланце-
вого типу та розробка методів їх пошуку є актуальними та
пріоритетними напрямами розвитку сьогоднішньої україн-
ської нафтогазової індустрії.
Створенню седиментаційних моделей та вивченню ци-
клів осадконакопичення для відстеження порід із підви-
щеними колекторськими властивостями в межах Дніпров-
сько-Донецького грабену було присвячено велику кількість
наукових звітів, дисертацій та публікацій вітчизняних нау-
ковців [1–9], але трансгресивним товщам, які перекривають
продуктивні горизонти, не було приділено достатньої уваги,
адже їх не розглядали як потенційно нафтогазоносні.
Згідно з запропонованою тектонічно-седиментаційною
моделлю осадконакопичення І.В. Карпенка [8], візейські
відклади ділянки досліджень утворені двома парами по-
слідовних трансгресій та регресій. У свою чергу, пісківська
15
,661ɇɚɮɬɨɝɚɡɨɜɚɝɚɥɭɡɶɍɤɪɚʀɧɢʋ
ȽȿɈɅɈȽȱəɇȺɎɌɂȱȽȺɁɍ
світа являє собою регресивну частину нижньовізейської
трансгресії, в процесі якої відбувалися періодичні корот-
кочасні затоплення Дніпровсько-Донецького авлакогену,
що спричиняло утворення трансгресивних секвенцій ниж-
чого порядку, про які йде мова у цій статті, – трансгресив-
них систем трактів (ТСТ1, ТСТ2, ТСТ3 (рис. 1). Значна ча-
стина ХІV МФГ представлена трьома циклами, регресивні
частини яких відповідають продуктивним горизонтам
В-27, В-26н та В-26в.
Декілька років тому опубліковано роботу, яку присвя-
чено вивченню турнейсько-нижньовізейського комплексу
північного схилу Срібнянської депресії [9]. У ній зроблено
акценти на дослідження регресивних частин циклів осадко-
накопичення, які відповідають продуктивним горизонтам
В-26в, В-26н, В-27, та виявлення неантиклінальних пасток.
На ілюстраціях (сейсмопрофілях) вищезгаданої публіка-
ції простежуються «низькошвидкісні» трансгресивні товщі
(див. рис. 1).
Результатом виконаного дослідження та подальших ро-
біт у цьому напрямку є апробація та удосконалення алго-
ритму просторової локалізації об’єктів, перспективних на
наявність промислових скупчень газу неконвенційного слан-
цевого типу. Не менш важливим завданням, що розв’язуєть-
ся, є вивчення трансгресивних секвенцій у межах об’єкта до-
сліджень та виділення ділянок підвищеної перспективності.
Методи
Секвентна стратиграфія (СС) – це геологічна дисциплі-
на, що займається виділенням і простежуванням секвенцій
у просторі та часі, вивченням закономірностей їх складу, бу-
дови та історії накопичення, а також хроностратиграфічною
кореляцією на цій основі. Основоположним принципом СС
є нерозривний зв’язок процесу осадконакопичення з коли-
ваннями відносного положення рівня моря. Секвенції – це
регіональні стратиграфічні одиниці, які охоплюють увесь
басейн седиментації або його частину. У вітчизняній науці
прийнято використовувати терміни формація, горизонт,
осадовий комплекс залежно від масштабу циклу осадкона-
копичення [10].
Для виконання поставлених завдань було прийнято й за-
стосовано принципи, висвітлені у публікаціях [3, 7, 8, 10–13],
присвячених секвентній стратиграфії, та [7, 14, 15] – циклам
формування нафтогазоматеринських формацій та нафто-
газоносних сланцевих формацій. Переінтерпретація гео-
лого-геофізичних даних із позицій секвентної стратиграфії
дала можливість переглянути історію осадконакопичення
ХIV мікрофауністичного горизонту (МФГ).
Методи математичного аналізу каротажних даних під
час вивчення нафтогазоматеринських та нафтогазоносних
сланцевих товщ представлено в роботах відомих науковців:
Б. Майера і М. Недерхофа (1984), Дж. Мендельсона (1985),
В. Фертла і Дж. Чилінджера (1988), К. Пассі (1990, 2010,
2012). У ході нашого дослідження було використано метод
визначення вмісту органічного вуглецю (ВОВ) за допомогою
математичної обробки каротажних даних.
В алгоритмі нового методу для розрахунку ВОВ задіяно
дані неелектричних методів дослідження свердловин. Цей
вибір виправданий, адже для розрахунків ми не використо-
вуємо даних питомого електричного опору як вхідного пара-
метра. Вищезазначені трансгресивні секвенції ТСТ1–ТСТ3
характеризується вагомим вмістом карбонатних, залізо-кар-
бонатних і кальцій-магнезіальних мінералів, які спричиня-
ють позитивні чи негативні аномалії на кривих опору, що
призводить до некоректного розрахунку ВОВ під час вико-
ристання методик, запропонованих вище.
Об’єкт дослідження
ХІV МФГ включає в себе І та ІІ підплитові літогеофізичні
товщі, які входять до складу нижньовізейсько-турнейсько-
го нафтогазоносного комплексу ДДЗ [6]. 59 родовищ вугле-
ɊɢɫɎɪɚɝɦɟɧɬɫɟɣɫɦɨɩɪɨɮɿɥɸɬɢɩɨɜɨɝɨɪɚɧɧɶɨɜɿɡɟɣɫɶɤɨɝɨɪɨɡɪɿɡɭɜɦɟɠɚɯɩɿɜɧɿɱɧɨɝɨɫɯɢɥɭɋɪɿɛɧɹɧɫɶɤɨʀɞɟɩɪɟɫɿʀ>@ɥɿɜɨɪɭɱɫɯɟɦɚɱɟɪɝɭɜɚɧɧɹ
ɬɪɚɧɫɝɪɟɫɢɜɧɢɯɪɟɝɪɟɫɢɜɧɢɯɫɟɤɜɟɧɰɿɣɪɚɧɧɶɨɜɿɡɟɣɫɶɤɨɝɨɱɚɫɭɜɦɟɠɚɯɰɟɧɬɪɚɥɶɧɨʀɱɚɫɬɢɧɢɩɿɜɧɿɱɧɨɝɨɡɚɯɨɞɭȾȾɁɩɪɚɜɨɪɭɱ
16
,661ɇɚɮɬɨɝɚɡɨɜɚɝɚɥɭɡɶɍɤɪɚʀɧɢʋ
ȽȿɈɅɈȽȱəɇȺɎɌɂȱȽȺɁɍ
воднів (ВВ), тобто 19,4 % від загальної кількості родовищ
ВВ, сконцентровано в цих відкладах. Перша товща включає
21 продуктивний поклад, друга – 131, тобто 7 покладів у
горизонті В-24°, 65 покладів – у В-24, 26 покладів – у В-25,
71 покладів – у В-26[6].
Вищезазначені факти, високий ступінь вивченості та до-
статня щільність глибоких свердловин, якими розкрито роз-
різ відкладів нижнього візе, наштовхнули нас на вибір ХІV
МФГ у межах центральної та південно-прибортової частини
південного заходу ДДЗ (Леляківська, Озерянська, Гнідинців-
ська, Хортицька, Білоусівська, Мехедівська, Свиридівська,
Селюхівська, Яблунівська, Окопівська, Луценківська, Ко-
лайдинцівська, Логовиківська, Пирятинська, Богданівська
та інші площі).
Згідно з прийнятими принципами СС та обраною тех-
нікою визначення нафтогазоносного потенціалу сланцевих
формацій було проінтерпретовано близько 400 каротажних
кривих разом із результатами петрофізичних і геохімічних
лабораторних аналізів керна та пластових флюїдів, з описа-
ми кернового матеріалу з більш ніж 45 свердловин, якими
розкриті розрізи XIV МФГ у межах ділянки досліджень.
Коефіцієнти газонасиченості і пористості порід-ко-
лекторів неконвенційного сланцевого типу статистично
корелюються із вмістом органічної речовини (ОР), у якій
утворилися поровий простір та вуглеводневі сполуки в
процесі катагенетичного метаморфізму. Термін прийнят-
ний для визначення цієї органічної речовини – кероген, а
споріднений петрофізичний параметр – вміст органічного
вуглецю (ВОВ).
Після розрахунку ВОВ у розрізі обраних свердловин по-
будовано кореляційні профілі та уточнено стратиграфічні
межі регресивно-трансгресивних циклів у розрізі XIV МФГ
(рис. 1). Згідно з геохімічними дослідженнями породи зде-
більшого утворені глинистими мінералами (каолініт, хлорит,
гідрослюди) та дрібнодисперсним кварцовим матеріалом.
Другорядну роль відіграють карбонатні мінерали, сидерит,
пірит та гумусово-сапропелева ОР теригенно-морського по-
ходження, що обумовлює їх підвищену радіоактивність у
межах 15–30 мкР/год. У процесі досліджень було зроблено
важливе спостереження, що радіоактивність трансгресивних
відкладів понад 14–15 мкР/год викликана виключно вмістом
керогену. Деякі автори помилково висувають твердження про
підвищену радіоактивність трансгресивних відкладів XIV та
XIII МФГ у зв’язку з вмістом ефузивних компонентів.
ТСТ1 і ТСТ2
У межах ділянки, яка охоплює Селюхівську, Окопівську,
Яблунівську та Прирічну площі, було виділено ТСТ1–ТСТ2
(рис.2). Ці товщі відповідають екрануючим частинам пачок
продуктивних горизонтів В-26н та В-27.
Збільшення співвідношення вмісту глинистої компонен-
ти до частки уламкового матеріалу вверх за розрізом кож-
ної зі секвенцій, що входять до складу ТСТ1 і ТСТ2, гово-
рить про наступальний характер зміщення лінії моря в бік
суходолу і збільшення глибини палеобасейну, що сприяло
відкладенню і збереженню ОР (наведено тонкими чорними
лініями на рис.2).
У процесі аналізу матеріалів ГДС було зроблено важливе
спостереження, що природна радіоактивність трансгресив-
них товщ понад 14–15 мкР/год в абсолютній більшості ви-
падків викликана вмістом керогену.
Трансгресивні системи трактів ТСТ1 і ТСТ2 літологіч-
но дуже подібні і представлені чергуванням домінуючих
аргілітів і другорядних пісковиків та алевролітів. Аргілі-
ти – темно-сірі до чорних, часто алевритисті чи вапнисті, з
піритом, сидеритом та незначним вмістом слюди, з числен-
ним рослинним детритом та значним вмістом розсіяної ОР
(1–10 %), іноді з прошарками вапняків темно-сірих гли-
нистих. Кероген характеризується значеннями водневого
індексу 160 мг/г (мгводню/горг.орг. вуглецю), а кисневого – 5 мг/г,
що відповідає керогену третього типу. Він утворений із рос-
линних залишків теригенно-морського походження та схиль-
ний до генерації низькомолекулярних вуглеводневих сполук
(ВВС). Аналогічне узагальнююче твердження можна зробити
про походження всієї ОР у ТСТ1 і ТСТ2 у зв’язку з літологічною
подібністю та однотипним седиментогенезом. Аналіз пластових
вод у продуктивних горизонтах вказує на вміст вуглеводневих
газів. Вміст метану варіюється у межах 82–98%.
На Яблунівській площі виділено трансгресивні системи
трактів ТСТ1 та ТСТ2, що відрізняються зменшенням тов-
щин, генезисом та літологічною характеристикою від опи-
саних раніше. Пачка ТСТ1 виконана чорними аргілітами з
підвищеним вмістом ОВ, щільними, вапнистими, з верти-
кальними тріщинами, виконаними кальцитом, та з тонкими
прошарками темно-сірих тріщинуватих сидеритів. Пачка
ТСТ2 у межах Яблунівської площі відповідає невеликій ор-
ганогенній карбонатній споруді та виконана карбонатними
породами [1].
Ділянка, що об’єднує Гильцівську, Білоусівську, Голотов-
щинську, Мехедівську та Свиридівську площі, вміщує товщі
ɊɢɫɊɟɡɭɥɶɬɚɬɢɦɨɞɟɥɸɜɚɧɧɹɪɨɡɩɨɞɿɥɭɜɦɿɫɬɭɨɪɝɚɧɿɱɧɨɝɨɜɭɝɥɟɰɸ
ɭɜɿɞɤɥɚɞɚɯɌɋɌɿɡɨɩɚɯɿɬɚɦɢɧɚɜɟɞɟɧɨɬɨɜɳɢɧɢɌɋɌɱɟɪɜɨɧɢɦɢ
ɰɢɮɪɚɦɢɜɤɚɡɚɧɨɡɧɚɱɟɧɧɹɜɿɞɛɢɜɧɨʀɡɞɚɬɧɨɫɬɿɜɿɬɪɢɧɿɬɭ5R
ɠɨɜɬɢɦɢɫɬɪɿɥɤɚɦɢɜɤɚɡɚɧɨɧɚɩɪɹɦɤɢɡɧɨɫɭɈɊɭɩɚɥɟɨɛɚɫɟɣɧ
ɩɿɞɱɚɫɮɨɪɦɭɜɚɧɧɹɩɿɫɤɿɜɫɶɤɨʀɫɜɿɬɢ
17
,661ɇɚɮɬɨɝɚɡɨɜɚɝɚɥɭɡɶɍɤɪɚʀɧɢʋ
ȽȿɈɅɈȽȱəɇȺɎɌɂȱȽȺɁɍ
ТСТ1 і ТСТ2, які характеризуються відмінною літолого-фа-
ціальною характеристикою, що свідчить про відмінність
умов седиментогенезу порівняно з вищеописаною ділян-
кою. Більш депресійні умови седиментації та віддаленість
формування товщ від берегової лінії палеобасейну сприяли
збереженню ОР, але надходження теригенного матеріалу з
суходолу було мінливим та недостатньо інтенсивним для
утворення секвенцій, збагачених ОР, достатньої товщини
для їх розгляду з точки зору перспективності промислового
значення.
Ділянка, що об’єднує територію від лінії Луценківська–
Хортицька–Гнідинцівська–Богданівська до Озерянської та
Леляківської площ, характеризується однотипними умова-
ми, за яких формувалися ТСТ1 і ТСТ2. Товща ТСТ1 утво-
рена системою з семи–десяти високочастотних циклів. Вона
представлена чергуванням малопотужних пачок чорних ар-
гілітів і пісковиків та алевролітів. Пісковики дрібно- та се-
редньозернисті, світло-сірі, кварцові з кородованими зерна-
ми, піритово-каолінітовим чи вуглисто-каолінітовим (до
25 %) чи карбонатним цементом. Пачки чорних аргілітів в
абсолютній більшості випадків не перевищують товщини
5 м і характеризуються високим вмістом ОВ (3–7%), подекуди
в них зустрічаються включення піриту та прошарки вугілля.
Вказаний на рис. 3 розподіл значень відбивної здатності
вітриніту дає змогу стверджувати, що ОР у межах ТСТ1–
ТСТ3 входить у зону інтенсивної нафто- і газогенерації.
ТСТ3
Підплитова товща ТСТ3 приурочена до нижньовізей-
ської карбонатної плити. На Окопівській та Селюхівській
площах ця парасеквенція представлена чорними, бітумі-
нозними, карбонатно-глинистими породами з підвище-
ною концентрацією керогену, що формувалася в умовах
внутрішнього шельфу. Кероген третього типу утворений
рослинними рештками, ВОВ не перевищує 4 %. Ця ж тов-
ща спостерігається на Озерянській та Леляківській площах.
Вона представлена перешаруванням мергелів та аргілітів із
ВОВ, що не перевищує 5%. Необхідно відмітити зменшення
ВОВ у породах ТСТ3 із північного-сходу на південний-захід,
що відповідає напрямку зменшення глибини палеобасейну.
На Яблунівській площі відклади ТСТ3 виконані темно-сі-
рими глинистими, міцними та щільними вапняками, з про-
ɊɢɫɊɟɡɭɥɶɬɚɬɢɦɨɞɟɥɸɜɚɧɧɹɪɨɡɩɨɞɿɥɭɈȼɭɜɿɞɤɥɚɞɚɯɬɪɚɧɫɝɪɟɫɢɜɧɨʀ
ɬɨɜɳɿɌɋɌɧɚɹɤɿɣɫɩɨɫɬɟɪɿɝɚɽɬɶɫɹɡɪɨɫɬɚɧɧɹɜɦɿɫɬɭɋɨɪɝɡɿɡɛɿɥɶɲɟɧɧɹɦ
ɬɨɜɳɢɧɢɜɿɞɤɥɚɞɿɜɳɨɧɚɜɟɞɟɧɨɱɨɪɧɢɦɢɿɡɨɩɚɯɿɬɚɦɢ
ɊɢɫȽɟɨɥɨɝɿɱɧɢɣɩɪɨɮɿɥɶɩɨɥɿɧɿʀɫɜɋɟɥɸɯɿɜɫɶɤ ɚ±ɋɟɥɸɯɿɜɫɶɤɚ±Ɉɤɨɩɿɜɫɶɤɚ±əɛɥɭɧɿɜɫɶɤɚ
18
,661ɇɚɮɬɨɝɚɡɨɜɚɝɚɥɭɡɶɍɤɪɚʀɧɢʋ
ȽȿɈɅɈȽȱəɇȺɎɌɂȱȽȺɁɍ
шарками аргілітів від темно-сірих до чорних із органічними
рештками. Аналогічно також і на Прирічній площі: ця товща
виконана органогенно-детритовими вапняками з високою
концентрацією ОР; розрахункові значення останньої в дея-
ких прошарках сягають 7–8%. Із цього можемо зробити ви-
сновок, що на момент утворення трансгресивних секвенцій
на інших площах Яблунівська і Прирічна площі знаходилися
на палеопіднятті, що зумовило активний розвиток рифових
масивів. ТСТ3 простежується практично на всіх площах,
що входили в мілководно-шельфову фаціальну зону та зону
внутрішнього шельфу; в абсолютній більшості випадків її
товщина не перевищує 30 м. Подібне спостереження зустрі-
чається в працях фахівців щодо утворення нижньої частини
карбонатної плити, яка характеризується глинисто-карбо-
натно-кременевим складом та підвищеним ВОВ >1@.
ДДЗ у ранньовізейський час представляла собою прибе-
режно-акумулятивну алювіально-болотно-озерну рівнину,
на яку поступово наступало море [4]. Згідно з проведеним
дослідженням та попередніми публікаціями [1,6], відкла-
ди ХІV МФГ у межах центральної та південно-прибортової
частини північного заходу ДДЗ представлені переважно
глинисто-карбонатними та глинисто-теригенними товща-
ми, яким притаманне чергування мілководно-морських та
прибережних типів порід. Надходження великої кількості
органічного матеріалу наземного рослинного походжен-
ня пояснюється наявністю гумідних торф’яних низовин
у прибережній частині суходолу (у прибортових ділянках
ДДЗ), які періодично затоплювалися, та розвинутої сітки
палеорусел, що сприяли знесенню органіки в палеобасейн
[4]. Було зроблено висновки про напрямок зносу ОР із су-
ходолу, які позначені на картах-схемах жовтими стрілками
(рис. 3 та 4).
Висновки
Запропоновано секвенс-стратиграфічну схему ХІV
МФГ у межах центральної частини південного заходу ДДЗ
(див. рис. 1) та уточнено стратиграфічні межі продуктив-
них горизонтів В-25, В-26в, В-26н і трансгресивних товщ
ТСТ1, ТСТ2 та ТСТ3, що їх перекривають, у межах ділянки
досліджень.
Випробувано та запропоновано алгоритм для локаліза-
ції зон, високоперспективних на наявність скупчень вугле-
воднів сланцевого типу промислового значення.
За результатами співставлення карт розподілу ОВ із
картами товщин трансгресивних товщ (рис. 2 та 3) було
зроблено висновок про збільшення вмісту ОВ на ділянках
інтенсивнішого прогинання та накопичення більшої кіль-
кості відкладів. Аналогічне спостереження опублікувала
С.А. Мачуліна у роботі, присвяченій вивченню рудівських
шарів (2004).
Вертикальна літофаціальна та ємнісно-фільтраційна
гетерогенність об’єктів вивчення ТСТ1–ТСТ3 у межах ді-
лянки досліджень виключає їх виділення як перспективних
для використання технології гідророзриву пласта з подаль-
шим видобування сланцевих ВВ. Проте було локалізовано
ділянки (див. рис. 2 та 3), у межах яких доцільно провести
наступний етап пошуку із застосуванням інтерпретації
2D/3D сейсмічних даних для виявлення локальних зон
більш інтенсивного прогинання.
Автор щиро вдячний Г.Л. Башкірову, С.Г. Вакарчуку,
О.М.Карпенку, В.А.Михайлову та І.В.Карпенку за консуль-
тації, витрачений на перегляд роботи час та висловлену не-
залежну наукову думку.
1. Вакарчук С.Г. Геологія, літологія і фації карбонатних відкладів візейсько-
го ярусу центральної частини Дніпровсько-Донецької западини в зв’язку з
нафтогазоносністю/ С.Г.Вакарчук.– Чернігів:ЦНТЕІ, 2003.–163с.
2. Лукин А.Е. Литогеодинамические факторы нефтогазонакопления в ав-
лакогенных бассейнах/ А.Е.Лукин.– К.: Наукова думка, 1997.– 223с.
3. Мачулина С.А. Седиментационная цикличность и методика изучения
девонско-нижнекаменноугольных нефтегазоносных отложений ДДВ:
дис. канд. геолог. наук: 04.00.01 / Мачулина Светлана Александровна. –
К., НАН Украины. 1995.– 212 с.
4. Макогон В.В. Літологія і палеогеографія візейських відкладів централь-
ної частин Дніпровсько-Донецької западини (у зв’язку з нафтогазоносні-
стю): дис. на здобуття наук. ступеня кандидата геол. наук: 04.00.21. – К.,
НАН України, 2007.– 150 с.
5. Полетаев В.И. Расчленение и корреляция разнофациальных толщ ниж-
него и низов среднего карбона Днепровско-Донецкого авлакогена/ В.И.По-
летаев, Г.И.Вакарчук, Л.Т.Винниченко.– К.:ИГН НАН УССР,1991.– 51с.
6. Єгурнова М.Г. Нафтогазоперспективні об’єкти України. Нафтогазонос-
ність та особливості літогеофізичної будови відкладів нижнього карбону
ДДЗ. – К.: Наукова думка, 2005.– 196с.
7. Эйнзале Г. Циклическая и событийная седиментация (пер.
с англ.)/ Под. ред. Эйнзале Г., Зейлахер А.– М:Мир, 1985.– 504с.
8. Карпенко І.В. Двоциклова модель будови візейських відкадів Дніпров-
сько-Донецької западини/ І.В.Карпенко// Зб. наук. праць УкрДГРІ.– К.,
2002.– С.92–100.
9. Редколіс В.А. Перспективи нафтогазоносності нижньовізейсько-тур-
нейського продуктивного комплексу за даними сейсмостратиграфічних
досліджень в межах північного схилу Срібнянської депресії ДДЗ/ В.А.Ред-
коліс, О.П.Вергуненко// Мат. доп. наук.-прак. конф. «Нафтогазова геофі-
зика– інноваційні технології», 25–29 квітня 2011р., Івано-Франківськ.–
С.186–189.
10. Габдуллин Р.Р. Секвентная стратиграфия: учебное пособие /
Р.Р.Габд уллин, Л.Ф.Копаевич, А.В. Иванов.– М.:МАКСПресс, 2008.– 113с.
11. Catuneanu O. et al. Sequence stratigraphy: Methodology and
Nomenclature. – Stutgart, November, 2011.
12. Martins-Neto M.A. Ri Sequence Stratigraphy / Martins-Neto
M.A., CatanianuO.– Marine and Petroleum Stratigraphy.– 2009.– Рр.1–7.
13. Siliciclastic sequence stratigraphy in Well Logs, Cores and Outcrops: Concepts
for High-Resolution Correlation of Time and Facies [Електронний ресурс] /
J.C. Van Wagoner, R.M. Mitchum, K.M. Campion, V.D. Rahmanian // AAPG
Methods in Exploration Series.– 1990. – No. 7.– Режим доступу до ресурсу:
http://www.aapg.org/publications/special-publications/cds/details/articleid/4071/
methods-7-cd-siliciclastic-sequence-stratigraphy-in-well-logs-cores-and-
outcrops-concepts-for-high-resolution-correlation-of-time-and-facies. – Систем.
вимоги: Pentium; 32 Mb RAM; Windows 95, 98, 2000, ХР; MS Word 97–2000.
14. From Oil-Prone Source Rock to Gas-Producing Shale Reservoir – Geologic
and Petrophysical Characterization of Unconventional Shale-Gas Reservoirs/
International Oil & Gas Conference and Exhibition, Beijing, China. – 2010. –
June 8–10.– 30p.
15. Slatt R. M. Comparative sequence stratigraphy and organic geochemistry of
gas shales: Commonality or coincidence? [Електронний ресурс] / R.M. Slatt,
R.D.Norelis// Journal of Natural Gas Science and Engineering.– 2011. – Ре-
жим доступу до ресурсу: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/
S1875510012000091 . – Систем. вимоги: Pentium; 32 Mb RAM; Windows 95,
98, 2000, ХР; MS Word 97–2000.
ɋɩɢɫɨɤɜɢɤɨɪɢɫɬɚɧɢɯɞɠɟɪɟɥ