Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011
Подождите немного. Документ загружается.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Развитие улучшенных коллекторов в составе юрских отложений определяется наличием в базальной
части продуктивных пластов грубообломочных разностей, представленных крупнозернистыми
песчаниками, гравелитами и конгломератами. Указанные отложения представляют собой основные
объекты промышленного освоения на ряде нефтяных месторождений Красноленинского свода. В
связи с чем, прогноз перспектив продуктивности юрских отложений в пределах исследуемой
территории сводится к
разработке критериев выделения и картирования зон преимущественного
развития грубообломочных отложений, формирование которых происходило на различных
стратиграфических уровнях их прилегания к эрозионно-тектоническим выступам доюрского
комплекса.
Решение указанной задачи осуществлялось на основе анализа геологических результатов бурения в
пределах Северо-Каменной, Каменной, Лебяжьей и Водораздельной площадей. Всего было отобрано
97 скважин, вскрывших полную
мощность отложений юрского комплекса и охарактеризованные
результатами керновых определений состава и структурно-текстурных особенностей горных пород в
зоне контакта осадочного чехла и доюрского основания. Для каждой из скважин определялись:
стратиграфическая приуроченность базального пласта, состав слагающих его отложений,
абсолютные отметки кровли тюменской свиты и доюрского комплекса. В результате анализа
полученных данных (
рис. 1) были определены граничные значения параметра А-Т
(палеогеоморфологическая выраженность поверхности доюрского комплекса на конец тюменского
времени), характеризующие интервалы возможного развития грубообломочных разностей в
отложениях различных пластов тюменской и шеркалинской свит.
2300
2350
2400
2450
2500
2550
0 50 100 150 200 250
А-Т, м
Т, м
1 2 3 4 5 6 7
Рисунок 1. Распределение грубообломочных разностей в отложениях тюменской и
шеркалинской свит
Условные обозначения: 1 – мелкозернистые разности; грубозернистые разности в отложениях
пластов: 2 – ЮК
2-3
, 3 – ЮК
4-5
, 4 – ЮК
6
, 5 – ЮК
7-8
, 6 – ЮК
9
, 7 – ЮК
10-11
.
Рельеф доюрских образований, частично перекрытых в наиболее погруженных участках
отложениями нижней юры, в значительной степени предопределил полноту разреза среднеюрских
отложений рассматриваемой территории. В их основании залегают континентальные осадки
ааленского возраста, перекрывающиеся сложным комплексом отложений прибрежно-морского,
лагунно-барового, дельтового и руслового генезиса, формирование которых происходило в байос-
батское время. Байосский
этап развития территории характеризовался значительным сокращением
области сноса по сравнению с ааленским веком, что связывается с расширением уровня
трансгрессии. В это время большая часть исследуемой территории была вовлечена в режим
бассейновой седиментации. Исключение составляли значительные по площади эрозионно-
тектонические выступы доюрского комплекса в северной и юго-западной частях исследуемой
территории. На
их склонах отлагались аллювиально-делювиальные отложения, а формирование
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
пород песчано-алевритового и алеврито-глинистого состава осуществлялось преимущественно в
пределах более погруженных форм палеорельефа. В связи с тем, что в процессе накопления
отложений тюменской свиты положение источников сноса практически не менялось, песчаники всех
пластов имеют сходный облик, а так же состав обломочной части и цемента.
На рассматриваемой территории выделяются базальные
отложения двух типов. К первому из них
относятся коллювиальные и (или) делювиальные отложения. Характерным примером можно назвать
отложения, которые, согласно описанию керна, представлены конгломератами, состоящими из
крупно- и мелко угловатых обломков (рис. 2, а).
Ко второму типу базальных отложений относятся пролювиальные отложения (Рис. 2, б). Согласно
описанию керна, они сложены гравелитами, состоящими
из среднеокатанных галек. Базальные
отложения, представленные подобными образованиями, характеризуются спорадическим развитием
коллекторов.
Прогноз границы выклинивания базальных отложений может быть выполнен на основе
регрессионной зависимости между мощностью юрских отложений (А-Б) и мощностью базальных
отложений. Указанная граница проведена по изопахите 57 м (рис. 3).
Рисунок 2. Типы базальных отложений
Рисунок 3. Зависимость мощности базального горизонта от мощности юрских
отложений
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 4. Зависимость эффективной мощности базального горизонта от мощности юрских
отложений
На рисунке 5 приведен пример выделения граничных значений мощностей юрских отложений, при
которых возможно появление в разрезе базальных отложений, являющихся коллекторами. Граница
литологического замещения базальных отложений условно принята по появлению в разрезе
нижнеюрских отложений (шеркалинской свиты).
Выполненный анализ особенностей перехода от
мелкозернистых разностей к грубообломочному
материалу позволил построить прогнозную схему распределения базальных отложений в плане
изучаемой территории. Выделенные перспективные участки контролируются сложным сочетанием
литологических, стратиграфических и тектонических факторов ограничения. Участки
стратиграфического прилегания пластов ЮК
2-11
к эрозионной поверхности доюрского комплекса
представляют собой узко локализованные полосообразные тела незначительной мощности,
ориентированные параллельно склонам палеоподнятий. Слабая гипсометрическая выраженность
базальных отложений в плане и разрезе осадочного чехла обуславливает крайне неблагоприятные
предпосылки для изучения данной группы объектов поисковым и разведочным бурением. Данное
обстоятельство существенно повышает требования к качеству и объемам
нефтегазопоисковых
сейсмических исследований. Таким образом, анализ особенностей волнового поля и характера
изменения мощностей различных литостратиграфических подразделений разреза юрского осадочного
комплекса позволил разработать поисковые критерии, использование которых позволяет выполнять
прогноз в плане и разрезе осадочного чехла восточной части Красноленинского свода участков
прилегания продуктивных пластов к поверхности доюрского комплекса, а также выделять зоны
предпочтительной локализации грубообломочных отложений.
Литература
1. Геология и условия формирования гигантской Талинской зоны нефтегазонакопления в
континентальных отложениях нижней юры // А.Э. Конторович, В.Е. Андрусевич, С.А. Афанасьев и
др.- Геология и геофизика.- 1995, т.36.- № 6.- С. 5-28.
2. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений
России / А.К. Багаутдинов,
С.Л. Барков, Г.К. Белевич и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1996.- т.2.- 352 с.
3. Ильина В.А. Климат Западной и Средней Сибири в раннеюрскую эпоху по палинологическим
данным // Доклады Академии наук СССР.- 1969.- № 10.- С. 10-16.
4. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности юрских и доюрских отложений
Красноленинского свода // Геология и геофизика, 1992.- № 6.- C. 19-21.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ АЗОВСКОГО ВАЛА, КАК ИНДИКАТОР АКТИВНОЙ
ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ПЕРЕХОДНОГО КОМПЛЕКСА
ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ АЗОВСКОГО МОРЯ (ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЧИСЛЕННОГО
БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ)
.
Лавренова Е. (ЗАО «Черноморнефтегаз»), Круглякова М. (ЗАО «Черноморнефтегаз»), Горбунов А.
(ЗАО «Черноморнефтегаз»), Спахич Д*. (Шлюмберже), Соколов К. (Шлюмберже)
При выполнении бассейнового анализа важное значение имеет изучение признаков
нефтегазоносности, т.к. они указывают на существование углеводородных систем. При этом особое
внимание уделяется установлению генетических связей между нефтегазопроявлениями и
генерационно-аккумуляционныыми
углеводородными системами (ГАУС). В этом аспекте интерес
представляет происхождение многочисленных нефтегазопроявлений, установленных в пределах
Азовского моря. Выявленные месторождения и нефтегазопроявления принадлежат разным
структурно-тектоническим элементам Скифской плиты. Большинство из них расположено в пределах
Индоло-Кубанского прогиба и Азовского вала.
Генетическая связь майкопских месторождений углеводородов Индоло-Кубанского и Керченско-
Таманского прогибов с
майкопской нефтематеринской свитой установлена в результате
геохимических исследований (Баженова, 2002) и не вызывает сомнений. Источником УВ
миоценовых залежей в пределах Индоло-Кубанского прогиба также, по-видимому, могут являться
одновозрастные отложения (чокрак, караган, сармат) (Нечаева, 2006).
Сингенетичность газовых залежей Азовского вала вмещающим отложениями, по мнению авторов,
является дискуссионной. Для майкопских и миоценовых осадков
в пределах вала характерно
углистое органическое вещество с небольшой примесью дисперсного. Такое ОВ теоретически
способно генерировать преимущественно газообразные УВ. Однако, учитывая низкие современные
пластовые температуры (30÷50°С), невысокое содержание органического углерода (менее 1%),
небольшие мощности отложений, их способность к генерации представляется маловероятной.
В рамках настоящей работы сделана попытка установить: могут ли кайнозойские
породы являться
материнскими для выявленных в пределах Азовского вала газовых скоплений в майкопе и миоцене.
Для этого на основе материалов бурения, результатов геохимических исследований керна скважин
(Обобщение…, 1992) выполнено одномерное бассейновое моделирование по скважине Октябрьская
245, расположенной в пределах Азовского вала, и двухмерное – по геологическому разрезу через
скважины Сейсморазведочная-Октябрьская-Морская. (рис
.1) Кроме этого для установления
возможного влияния подстилающих пород на УВнасыщение отложений плитного чехла, выполнено
четырехмерное моделирование гипотетических генерационно-аккумуляционных систем переходного
комплекса.
В работе использовалось программное обеспечение Pertomod.
В результате выполненного одномерного моделирования гипотеза о возможной генерации
углеводородных газов майкопскими и среднемиоценовыми отложениями Азовского вала, не
подтвердилась. Это обусловлено тем, что
при современных температурах, количестве и качестве
органического вещества генерация углеводородов находится на самой ранней стадии и настолько
незначительна, что не начались даже процессы эмиграции УВ из материнской породы, не говоря уже
о формировании скоплений. Расчеты показывают, что все произведенное породами к настоящему
времени количество углеводородов адсорбировано производящими отложениями. Максимальная
продукция
УВ отмечена в нижнемайкопских глинах, находящихся в настоящее время в наиболее
жестких термобарических условиях.
Гипотеза о возможной латеральной миграции проверялась методом численного двухмерного
бассейнового моделирования. Полученные результаты продемонстрировали высокую вероятность
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
существования «молодой» (генерация углеводородов началась только около 11 млн. лет назад)
кайнозойской генерационно-аккумуляционной углеводородной системы с очагом генерации,
расположенным в пределах Индоло-Кубанского прогиба. Наиболее вероятной нефтегазоматеринской
породой этой системы являются отложения нижнего майкопа, а областью аккумуляции – Южно-
Азовская ступень. Количественная оценка объемов генерации, миграции и аккумуляции показала, что
основная часть
(92%) образованных углеводородов еще не покинула материнскую породу, а 8%
эмигрировавших УВ израсходованы на миграционные потери, следовательно образование залежей
Азовского вала за счет кайнозойского источника, расположенного в пределах Индоло-Кубанского
прогиба – маловероятно из-за высокого риска миграционных потерь.
Вместе с тем целый ряд фактов указывает на существование вертикальной миграции углеводородов в
пределах
Азовского вала. К их числу можно отнести наличие устойчивых во времени аномалий
углеводородных газов в современных осадках и морской воде, тяготеющих к зонам разрывных
нарушений и перспективным поднятиям, выявленным сейсморазведкой по поверхности переходного
комплекса. Миграционный характер этих аномалий был установлен в результате комплексных,
многолетних (в том числе сезонных) геохимических съемок. (
Лавренова, 2010).
На миграцию не только газообразных, но и нефтяных углеводородов указывает обнаружение зрелых
(эпигенетичных вмещающим отложениям) битумоидов, в том числе триароматических стероидов в
плейстоценовых осадках, на горизонтах 50÷100 м от поверхности дна в пределах Азовского вала.
Кроме того, нефтепроявление (притоки водонефтяной смеси), полученные из эоценовых песчаников,
на Неизвестной площади (скважина Неизвестная
285, инт.870÷886 м) также нельзя отнести к
сингенетичным, учитывая современные глубины залегания этих отложений. При этом
газонасыщенность (газопроявления) самого переходного комплекса в пределах Азовского вала
доказана бурением на Западно-Бейсугской и Электроразведочной площадях.
В задачи четырехмерного моделирования входило изучение развития вероятных генерационно-
аккумуляционных углеводородных систем переходного комплекса, их возможного влияния на
нефтегазоносность восточной части Азовского моря, и, в частности, проверка гипотезы о
нефтегазонасыщении (возможности формирования скоплений) отложений плитного чехла за счет
ГАУС переходного комплекса.
Результаты выполненного численного бассейнового моделирования указывают высокую вероятность
существования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем в нижней и верхней частях
переходного комплекса, способных обеспечить формирование скоплений УВ в этой
части осадочного
разреза.
В соответствии с полученными результатами моделирования в настоящее время преимущественно
нефтяные скопления в домезозойских резервуарах ГАУС, можно ожидать в центральной части
Азовского вала, вдоль разломов
Азово-Кубанской системы прогибов, преимущественно газа – в
ловушках в районе Ейского полуострова, в западной части Таганрогского прогиба. Глубина залегания
предполагаемых скоплений углеводородов составляет 2÷4 км от поверхности дна моря. Интенсивная
разломная тектоника, захватывающая отчасти и плитный чехол, в районе Азовского вала и к северу
от него обуславливают миграцию УВ в перекрывающие отложения, а также возможность
образования вторичных скоплений (преимущественно газовых) в породах плитного чехла вплоть до
миоцена.
В соответствии с результатами моделирования, в пределах Азовского вала (при наличии ловушек),
возможна аккумуляция УВ в майкопе и среднем миоцене в результате перетока УВ из нижележащих
отложений (рис.2). Это хорошо согласуется с выдвинутой авторами гипотезой о вероятной
генетической связи
нефтегазопроявлений плитного чехла Азовского вала с ГАУС переходного
комплекса, причем его нижней части.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
В этом аспекте УВнасыщение плитного чехла Азовского моря в пределах Азовского вала
рассматривается как признак существования активной, вплоть до позднего неогена ГАУС нижней
части переходного комплекса.
Полученные результаты указывают на высокую вероятность нефтегазоносности переходного
комплекса и позволяют по-новому оценить перспективы этой части разреза с точки зрения поисков
УВ не только
восточной части Азовского моря, но и всего Предкавказья. Это может дать новый
импульс развитию нефтегазовой отрасли южных регионов России.
Рисунок 1. Обзорная схема района работ
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 2. Расположение скоплений УВ в майкопских и миоценовых отложениях на современном
этапе развития (по результатам четырехмерного моделирования)
Литература
1. Баженова О.К., Фадеева Н.П., Сен-Жермес М.Л. Биомаркеры органического вещества пород и
нефтей майкопской серии Кавказско-Скифского региона//Геохимия. 2002. №9. С.993-1008.
2. Нечаева О.Л., Грайзер Э
.М, фазовое состояние залежей углеводородов и состав нефтей и
конденсатов мезо-кайнозойских отложений отложений российского сектора акватории
Азовского моря. // Геология, геофизика разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006.
№2. С.30-36.
3. Обобщение результатов поисковых работ на площади Октябрьская: Отчёт // Кубанский
инженерный центр «Терра»; Отв. исполн. Н. И. Одинцов. – «Росгеолфонд», рег. № 1-92-9м/1. –
Краснодар, 1992.
4. Lavrenova E., Kruglyakova M. Specific features of temporal and spatial distributions of light
hydrocarbons in the Sea of Azov//Geo-Marine Letters. – 2010. – М 30(3), p. 249-260 (DOI
10,1007/S00367-009-0175-1).
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АСТРАХАНОВСКОЙ АКВАТОРИАЛЬНОЙ
ЗОНЫ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ ГЛУБОКОГО БУРЕНИЯ, СЕЙСМОРАЗВЕДКИ,
БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Бородулин А.А., Савишкин С.А., Шапабаева Д.С. (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)
Астрахановская-морская структура выделяется в пределах Астрахановской антиклинальной зоны,
расположенной в западной части Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна. Лицензия на
геологическое изучение участка Некрасовский-Астрахановская-море,
в пределах которого
расположена Астрахановская-морская структура, принадлежит ОАО «НК «Роснефть», оператор
работ - ООО «РН-Шельф Дальний Восток».
В своде структуры была пробурена единственная скважина. Залежей углеводородов (УВ) обнаружено
не было, были получены лишь слабые газовые проявления. Несмотря на отрицательный результат
бурения первой скважины, перспективы открытия нефтегазоконденсатных месторождений на шельфе
Сахалинского
залива в пределах Астрахановской антиклинальной зоны оцениваются достаточно
высоко.
Это связано в первую очередь с тем, что район исследования находится в зоне с установленной
промышленной нефтегазоносностью и благоприятным сочетанием наличия коллекторов и
флюидоупоров. В непосредственной близости, на побережье Сахалинского залива, открыты
месторождения: газоконденсатные Узловое, Астрахановское, нефтегазовое – Некрасовское, с
продуктивными пластами
в уйнинских, дагинских, окобыкайских и нутовских отложениях.
Отсутствие залежей УВ в сводовой части можно объяснить неблагоприятным структурным
взаимоотношением резервуаров с очагами генерации, а именно тем, что разломы, формирующие
цветочную структуру, являются барьерами на пути миграции флюидов (рис.1).
- коллектор
- нефтегазоматеринская
порода
- пути миграции
Рисунок 1. Модель формирования залежей УВ в пределах цветочной структуры.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Астрахановская-морская структура разбита на ряд крупных блоков системой диагональных разломов
(рис. 2). Шарнир структуры полого погружается на юго-восток, а в северо-западной части она
срезается высокоамплитудным сбросо-сдвигом северо-восточной ориентировки. Предполагается
наличие главного субмеридианального глубинного сдвига (wrench fault), вызвавшего формирование
«цветочной структуры» в осадочном чехле.
Астрахановская-море-1
Астрахановская-2
Рисунок 2. Карта изохрон Астрахановской морской структуры по кровле дагинского комплекса.
Учитывая толщину песчаных пластов и перекрывающих их флюидоупоров, в качестве
экранирующих были выбраны разломы амплитудой более 30-40 м. В настоящее время выделяется от
17 блоков площадью от 0,5 до 30 км
2
и амплитудой от 40 до 850 м. Их можно разделить на три
группы: юго-восточную, северо-западную и северо-восточную. Южные и юго-восточные блоки
доступны для бурения с берега. Разведка северо-западных и северо-восточных блоков возможна
только с буровой платформы (бурового судна).
В пределах структуры ожидается развитие коллекторов и нефтематеринских толщ в широком
интервале разреза. Палеогеновые отложения по результатам сейсмофациального анализа
характеризуются развитием преимущественно морских отложений. В восточной части
рассматриваемого участка прогнозируется широкое развитие песчаных конусов выноса. Развитие
континентальных углистых отложений ожидается только в основании разреза. Вверх по разрезу
отмечается смена фациальной зональности
на более мелководно-морские отложения вплоть до
появления дельтовых фаций. Уйнинский интервал разреза в северо-западной части структуры
характеризуется развитием прибрежных и дельтовых фаций, в восточной части структуры
прогнозируются относительно более глубоководные обстановки осадконакопления. Выделяется до
трех интервалов предполагаемого развития песчаников. Дагинский комплекс характеризуется
повсеместным развитием дельтовых отложений с большим
количеством песчаных прослоев. В
северном направлении и вверх по разрезу отмечается проградация дельты, смена фациальной
зональности на мелководно-морские отложения вплоть до появления в крайней северо-восточной
части структуры конусов выноса. Окобыкайский интервал по результатам бурения скважин и
сейсмофациального анализа в восточной части структуры сложен преимущественно морскими
глинистыми отложениями, которые способны
служить хорошими флюидоупорами. Вместе с тем
здесь выделяется два интервала широкого развития песчаников. Западная часть структуры в этом
интервале разреза характеризуется развитием дельтовых и мелководно-морских фаций.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
В пределах структуры Астрахановская было проведено геолого-геохимическое 3D моделирование в
пакете программ Temis Suite.
В целях предварительной калибровки модели и получения представления о катагенетической
зрелости органического вещества (ОВ) было применено 1D моделирование. Свойства
предполагаемых нефтегазоматеринских пород уйнинского и верхней части даехуриинского
комплексов задавались на основании полученных результатов геохимических исследований образцов
из морской скважины
Астрахановская (данные геологического факультета МГУ им. Ломоносова,
2011 г.). Несмотря на низкие значения HI, отвечающие III типу керогена, эти нефтегазоматеринские
породы хорошо сопоставляются с эталонными керогенами II типа. В подошвенной части
даехуриинского комплекса была задана углистая нефтегезоматеринская порода c высокими
значениями Сорг. = 17% по аналогии с углистыми глинами бассейна Темпоку, Япония [1].
На основании имеющихся на сегодняшний
день данных, характеризующих тепловой режим на
поверхности осадочного чехла, тепловая модель была задана следующими параметрами:
геотермический градиент = 35 С
o
/км и температура на поверхности = 1 С
o
. Для её калибровки
использовались данные по определению отражательной способности витринита по Астрахановской
морской площади.
В результате проведенного 3D моделирования были получены карты площадной изменчивости
уровня катагенетического преобразования ОВ для каждой нефтегазоматеринсокй толщи (НГМТ)
(рис.3). Выделяется очаг углеводородообразования в северо-западной и западной частях участка.
Нижнедаехуринская НГМТ на северо-западе находится
на стадии МК4-МК5, что соответствует
главной зоне газогенерации (ГЗГ), а верхнедаехуриинская – на стадиях МК1-МК2, соответствующих
главной зоне нефтегенерации (ГЗН), уйнинская же только начинает входить в ГЗН. В западной части
только НГМТ даехуриинского комплекса находятся на стадии генерации УВ: нижнедаехуриинская –
на стадиях МК3-МК4, верхнедаехуриинская – МК1. Процесс генерации для самой
нижней углистой
нефтегазоматеринской толщи начался в конце раннего миоцена, а для верхнедаехуриинской - в
конце среднего миоцена. Уйнинская НГМТ вошла в ГЗН в середине позднего миоцена.
Рисунок 3. Современное расположение очагов нефте- и газообразования предполагаемых
нефтегазоматеринских толщ (на основе показателя отражения витринита (R0,%) по шкале
Вассоевича): А – углистой даехуриинской; Б – верхнедаехуриинской; В – уйнинской.