Общая пористость колеблется от 8 до 43%, эффективная составляет 20-25%. Проницаемость коллектора в газовой части меняется от 57 до 580х10^-15м², а в нефтяной достигает 1х10^-12м² и более.

Класс коллектора I и II. Керном IV горизонт освещен хорошо, так что предоставляется возможность сопоставить южный, центральный и северный районы западного участка северного борта ЗКП. Центральный район освещен керном на площадях Мечетская (скв.1,2), Петровская (скв.4), Приморско-Петровская (скв. К-76). Здесь IV горизонт представлен песчаниками мелкозернистыми, светло-серыми, рыхлыми, слабо известковистыми, имеющими пористость 28.4-31,9%, проницаемость 139-159м х10^-15 м². III класс коллекторов. Песчаники содержат мелкозернистые неокатанные зерна кварца (60%), полевых шпатов (3%), мусковита (1%), обломки пород микрофельзитовой структуры (1%), единичные зерна циркона.

Цемент (35%) базальный глинистый, глинисто-известковистый, местами доломитизированный, встречается пропитка битумом по трещинам. Алевролиты сложены угловатыми зернами кварца (70%), сцементированными поровым пелитовым глинистым цементом (30%), с заметным количеством пластинок мусковита и редкими зернами глауконита, редкими скоплениями пелитоморфного карбоната. В центральнои районе (Мечетская пл.) значения пористость в песчаниках изменяются от 25 до 31,9%, проницаемость от 139 до 152 х10^-15м^2.

Класс коллектора III. В алевролитах пористость имеет значения 21,6 %, проницаемость 0,68-7,65 х10^-15 м^2. Класс коллектора V. [9] В северном районе ЗКП IV горизонт представлен керном на площадях Пригибская (скв.6) и Ачуевская (скв.2,6), здесь вскрыт песчаник светло-серый, мкз, слабо сцементированный, слабо известковистый и пористость 36,1-37,5% с проницаемостью от 454 до 1779 х10^-15 м². Класс коллектора I и II. Алевролиты серые глинисто песчаные слабосцементированные, имеющие пористость 37,1%, проницаемость 470 х10^-15 м^2. Класс коллектора II. В северной части площади чередуются прослои песчаников, алевролитов и глин, которые обладают разной пористостью и проницаемостью. [5]

В западной части на Прибрежной площади песчаники IV горизонта имеют в среднем пористость 20,3-28,6%, проницаемость 4,4-15,4 х 10^-15 м².4 средний класс коллектора. В кровле горизонта песчаники с высокой пористостью (26,8-30,6%) и проницаемостью (194,0-628,8х10^-15 м²). III и II класс коллектора. Песчано-алевритовые породы IY горизонта представляют собой чередование рыхлых и плотных песчаников, алевролитов и алевритистых глин, в которых проявляется изменчивость значений пористости и проницаемость. Песчано-алевритовые породы IV горизонта представляют собой чередование рыхлых и плотных песчаников, алевролитов и алевритистых глин, в которых проявляется изменчивость значений пористости и проницаемость.

Рисунок 4.1.1 Схема распространения IV горизонта мэотиса. (от автора, 2014)

В ЗКП V горизонт сложен алевролитами и песчаниками с прослоями глин. Эффективная толщина горизонта меняется от 0 до 16 м. Средняя пористость коллекторов горизонта составляет 21%, проницаемость колеблется от 250 - до 900х10^-15м². II класс коллектора. [12]

Горизонт VI в ЗКП имеет эффективную толщину 4,5м, эффективная пористость коллекторов составляет 25%. Они обладают хорошими емкостно-фильтрационными свойствами: пористость песчаников изменяется в пределах 17,1-41,4%, среднее значение 22,3%, проницаемость по ГИС от 28,2-160х10^-15 м², а по керну 214,3х10^-15 м². III класс коллектора. Минералогическая плотность песчаников колеблется от 2,58 до 2,70 г/см³, объемная от 1,69 до 2,00 г/см³. Пористость насыщения изменяется от 23,6 до 35,3%, общая от 23,8-37,7%. Проницаемость песчаников достигает 3135 х10^-15 м². I класс коллектора. Алевролиты известковистые, песчанистые, светло-серые, очень плотные, слюдистые имеют пористость от 2 до 23%. Песчаник алевритовый светло-серый, неизвестковистый, кварцевый, среднезернистый, водонасыщенный, имеет пористость 23%, проницаемость 3400 х10^-15 м². I класс коллектора. [9]

Породы коллекторы VII горизонта меотиса на западном участке северного борта ЗКП охарактеризованы керном только в скважинах Красноармейской и Фрунзенской площадей, где песчаники этого горизонта являются водонасыщенными. Пески темно-серые и серые, мелкозернистые, неизвестковистые и известковистые, слабо уплотненные, с прослоями глин темно-серых и зеленоватых, с рыбьими остатками и обломками раковин моллюсков. [9]

Породы коллекторы VIII горизонта на западном участке северного борта ЗКП охарактеризованы керном только в скважинах Фрунзенской площади, где песчаники являются водонасыщенными. Пески черные, мелкозернистые, известковистые, слабо уплотненные, с прослоями глин темно-серых и зеленоватых, песчано-слюдистых с миллиметровыми прослоями рыбьих остатков и обломков раковин. [5]

Формирование понтических песков проходило при нарастающей трансгрессии в мелководном бассейне, с активным сносом терригенного материала в пониженные участки бассейна, и формировании баровых песчано-алевритовых пачек по направлению течений, вдоль границ понижения мэотического бассейна

На северном борту ЗКП отмечены резкие колебания толщин песчаных горизонтов понта. Осадки яруса представлены толщей серых известковистых глин, содержащих раковины Paradacna abichi R. Hoerm. и массовым скоплением тонкостенных остракод родов Саndona, Pontonella и др. Нижняя часть понта, толщиной до 200м представлена песчано-глинистыми отложениями. В средней части понтического разреза прослеживается пачка песчано-алевритовых пород общей мощностью более 300м (II и III продуктивные горизонты). Толщины горизонтов изменяются от 150м до 5-10м. На некоторых участках оба горизонта сливаются в единую песчаную толщу, достигающую 460м (скв. К-71 Приморско-Петровская, скв.2 Оросительная). На некоторых участках толщина песков сокращается до 10м (скв.1 Южно-Петровская). Песчаные горизонты в понте ЗКП отделены от песков Тимашевской ступени полосой развития глин, и линия выклинивания разных горизонтов в плане не совпадают. [12]

Коллекторы II горизонта в ЗКП характеризуются чередованием рыхлых песчаников и алевролитов с тонкими прослоями глин. Имеют общую пористость 27-28% и высокую проницаемость. Песчаники имеют пористость 34-36,2%, проницаемость от 127 до 1530 х10^-15 м². I и II класс коллектора. Алевролиты с пропластками мм черных глин горизонтально-слоистые, слабоизвестковистые, имеют пористость от 25 до 36%, проницаемость низкую - 0,57 х10^-15 м². VI класс коллектора. Глинисто-карбонатные разности имеют пористость 34-36%, проницаемость 30 х10^-15 м². В центральной части в прослоях глин отмечены частые скопления глобуль пирита. Песчаники в основном, неизвестковистые черные и зеленовато-серые, мелкозернистые, алевритовые, слабосцементированные, с пористостью 35%, проницаемостью 271 х10^-15 м². III средний класс коллектора. Алевролиты имеют пористость 35-36%, проницаемость 217-232 х10^-15 м². III класс коллектора. По разрезу II горизонта замечено, что с глубиной пористость и проницаемость пород снижается. На Слободкинской пл. песчаники II горизонта имеют пористость 31,4-37,2% и проницаемость до 662 х10^-15 м². На Гривенской пл. пористость песчаников колеблется от 18,0 до 34,6%, в среднем 25,5%, проницаемость их при этом достигает 240,9 - 901,0 х10^-15 м² II класс коллектора.

Коллекторы III горизонта на северном борту ЗКП сложены пачками рыхлых песчаников с эффективной пористостью от 16 до 31%, средняя составляет 29%, проницаемость 4,0-8,0х10^-15м². Так на Мечетской пл. продуктивные пласты алевролитов имеют пористость 26,2-33,6%, проницаемость 78,2 х10^-15 м² (IV класс коллектора), в тоже время пески имеют значения пористости 20,1-23,4%, а глинистые алевролиты 24,9-26,1%.

Керн представлен песками серо-зеленоватыми до темно-серых, с прослоями алевролитов и миллиметровых слойков глин. Песчаники тонкозернистые, кварцевые, слюдистые, слабосцементированные, водонасыщенные, местами газоносные, с пористостью 35-40%, проницаемостью 207-1454 х10^-15 м². I и II класс коллектора.

Рисунок 4.1.2 Схема распространения II горизонта понта. (от автора, 2014)

Цемент пленочный, состав каолинит-глинистый, участками карбонатный, пелитоморфной структуры. Алевролиты характеризуются пористостью 28-31%, и низкой проницаемостью 2,09 х10^-15 м². В толще горизонта встречаются тонкие прослои глин и доломитизированных мергелей (0,1-0,15м) желтовато-серых с обломками раковин. Мергели имеют пористость 24,7-27,8%, проницаемость 9-45 х10^-15 м² иногда 3,72 х10^-15 м² трещиноватые. Приложение К. [12]

В северной части ЗКП между горизонтами прослежена глинисто-карбонатные, мергелеподобные породы, с пористостью 27-32%, проницаемостью до 5,7 х10^-15 м². Они являются покрышкой для залежей III горизонта.

4.2 Условия формирования понта и мэотиса

Формирование осадков в мэотисе происходило, в основном, в условиях ламинарных и колебательных движений водной среды, в условиях однонаправленных турбулентных движений и в условиях неподвижной водной среды. Уже к сармату основные глубоководные впадины северного шельфа были заполнены осадками. Относительно глубоководной оставалась лишь самая глубокая часть Индоло-Кубанского прогиба и Керченско-Таманский прогиб. Продолжалось поступление песчаного материала как с европейской суши, так и кавказского генезиса (Гроссгейм, 1972; Кунин и др., 1989, 1990). Прибрежные фации в мелководной части шельфа, вдоль западной части Кавказского острова, были представлены раковинными известняками. В глубоководной части Индоло-Кубанского прогиба и в Керченско-Таманском прогибе преобладали глины, в которые в первом внедрялись мощные пачки песчано-алевритовых пород (IV, V, VI, VII, VIII горизонтов песчаников). Мощности отложений в приосевой зоне Западно-Кубанского прогиба (Анастасиево-Троицкая, Федоровская, Восточно-Афипская и др. площади) достигают 200-300м, увеличиваясь в северо-западной части прогиба (Фрунзенская - Краснооктярьская-Славянская площади) - до 500-520 м, из которых общая толщина песков составляет более 300м. На северном борту мощности песчано-алевритовых горизонтов сокращаются и глины занимают преобладающее положение. Формирование осадков в понтическое время протекало в условиях значительных колебательных движений водной среды, в некоторых случаях и выше уровня моря под воздействием эоловых процессов. На формирование и распределение пород коллекторов в этих отложениях значительное влияние оказало распределение палеоподнятий, в пределах которых накапливались мощные аккумулятивные (баровые) песчаные тела с высокими коллекторскими параметрами. [12]

Эти палеоподнятия могут служить индикатором наличия структур в нижележащих караган-чокракских отложениях.

К понту все пространство северного шельфа стало относительно мелководным, хотя наклон дна к югу в центральной азовской части шельфа и к центру Западно-Кубанского прогиба еще сохранялся. Раковинные известняки, ранее развитые лишь в прибрежных районах, получили более широкое распространение и временами формировались и в центральных частях шельфа. В осевой части Западно-Кубанского прогиба и в Керченско-Таманском прогибе преобладала фация "валенциенезиевых глин" с парадакнами, которая к середине понта (к портаферу) сменилась песчано-алевролитовыми осадками. [5]

Рисунок 4.2.2 Схема распространения и структурные профили II горизонта понта а-расположение профилей, б - профиль I-I, в - профиль II-II. (от автора, 2014)

4.3 Прогноз распространения песчано-алевролитовых толщ ЗКП и ТС

При детальном рассмотрении площадей были проанализированы литолого-петрофизические данные коллекторов по площадям. Таблица 1

Тимашевская ступень. I поднятие Роговского месторождения открыто в 1996 году. Добыча газа в мэотических отложениях на глубине 695 м. площадь газоносности 4900 тыс. м², газонасыщенная толща 5,9 м, относительная пористость 0,315. II поднятие Роговского месторождения открыто в 1996 г. Добыча газа ведется в мэотических отложениях на глубине 770 м. Площадь газоносности 3100 тыс. м², газонасыщенная толща 3,2 м, относительная пористость 0,3. Роговское месторождение имеет разведанные запасы газа 30 млн. м³.

Роговская структура в юго-восточной части у скважины 3 имеет высокие значение средней пористости 31,35% и проницаемости 2453 мД. Скважина 1 обладает хорошими данными средней пористости 33,8% и проницаемости 1283 мД, возможно предположить, что соседние структуры имеют такие же петрофизические характеристики. Также перспективной является структура расположенная на востоке схемы по кровле IV горизонта мэотиса, её средняя пористость и проницаемость могут составлять такие же петрофизические данные, как в скважине 3, по методу аналогий (рис. 4.3.1).

Пригибское поднятие открыто 1992 г. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 720 м. площадь газоносности 2100 тыс. м², газонасыщенная толща 3,1 м, открытая пористость составляет 0,31. Южно-Пригибское поднятие открыто в 1995г. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 720 м. Площадь газоносности 300 тыс. м², газонасыщенная толща составляет 0,40 м, открытая пористость 0,55. Северо-Пригибское поднятие открыто в 1995 г.

Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 720 м. Площадь газоносности 1750 тыс. м², газонасыщенная толща 1,5 м, открытая пористость 0,35. Пригибское месторождение имеет разведанные запасы 29 млн. м³.

Рисунок 4.3.1 Роговская структура по кровле IV горизонта мэотиса (от автора, 2014).

Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 720 м. Площадь газоносности 1750 тыс. м², газонасыщенная толща 1,5 м, открытая пористость 0,35. Пригибское месторождение имеет разведанные запасы 29 млн. м³. Пригибская брахиантиклинальная структура, у скважины 4 наблюдаются хорошие петрофизические значения: средняя пористость 29,43% и проницаемости 303 мД. Можно предположить, что структура севернее имеет такие же петрофизические характеристики, т.к. мелкие купола могут обладать высокой пористостью и проницаемостью (рис.4.3.2).

Рисунок 4.3.2 Пригибская структура по кровле I горизонта понта (от автора, 2014).

I поднятие Свободненского месторождения открыто в 1996 г. Добыча газа ведется в понтических отложениях на глубине 513 м. площадь газоностности 2250 тыс. м², газонасыщенная толща 3,7 м, относительная пористость 0,34. II поднятие Свободнеского месторождение открыто в 1996 г. Добыча газа ведется в понтических отложениях на глубине 596 м. площадь газоносности 1619 тыс. м², газонасыщенная толща 2,4, относительная пористость 0,34. Свободненское месторождение разведанные запасы 31 млн. м³.

В купольной части Свободненской структуры имеются высокие показатели средней пористости 32,9% и проницаемости 3524 мД, можно предположить, что периферийные участки данной структуры, также обладают хорошими петрофизическими параметрами (рис 4.3.3).

Рисунок 4.3.3 Северо-Свободнинсая структура по кровле II горизонта понта (от автора, 2014).

Северное поднятие Гривенского месторождения было открыто в 1983. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 1018 м. Площадь газоносности составляет 16500 тыс м.2, мощность газонасыщенной толщи 7 м, открытая пористость 0,31. Южное поднятие Гривенского месторождения было открыто в 1959г. Добыча газа ведется в понтических отложениях на глубине 1057 м. площадь газоносной территории составляет 1550 тыс. м², мощность газовой толщи 9,5 м, открытая пористость составляет 0,31. Гривенское месторождение разведанные запасы газа 13 млн. м³.

На Гривенской структуре имеется хорошая средняя пористость (от 28 - до 32%) распространенная повсеместно, так же можно сказать, что к центру структуры наблюдается увеличение карбонатности и сокращение проницаемость пород (рис 4.3.4). Таблица 2

Рисунок 4.3.4 Западно-Гривенская структура по кровле II горизонта понта (от автора, 2014).

Мостовянское месторождение открыто в 1992 г. Разведанные запасы 24 млн. м³. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 1060 м. Площадь газоностности 4400 тыс. м², газонасыщенная толща 3,4 м, открытая пористость 0,35.

Мостовянская структура перспективна в купольной части, где петрофизические характеристики скважины 3 имеют хорошие значения: средняя пористость составляет 28,63% и проницаемость 1149 мД. К периферийным частям площади, по скважине 6 средняя пористость составляет 31,45% и проницаемость 30,9 мД, уменьшение связанно с глинизацией песчано-алевролитовых толщ (рис 4.3.5).

I поднятие Северо-Чебургольской структуры открыто в 1994 г. Добыча газа ведется в понтических отложениях на глубине 1066 м. Площадь газоносности 750 тыс м², газонасыщенная толща 4,3 м. относительная пористость 0,360. II поднятие открыто в 1994 г.

Рисунок 4.3.5 Мостовянская структура по кровле II горизонта понта (от автора, 2014)

Добыча газа ведется в понтических отложениях на глубине 1064 м. Площадь газоносности 500 тыс. м², газонасыщенная толща 4,8 м, относительная пористость 0,36. III поднятие открыто в 1994 г. Добыча газа ведется в понтических отложениях на глубине 1300 м. Площадь газоносности 440 тыс. м³, газонасыщенная толща 4,3 м, относительная пористость 0,36. V поднятие окрыто в 1994 году. добыча ведется в понтических отложениях на глубине 1057 м. Площадь газоносности 250 тыс. м², газонасыщенная толща 0,8 м, относительная пористость 0,36. Северо-Чебургольское месторождение разведанные запасы 35 млн. м³.

В купольной части Северо-Чебургольской структуры у скважины 1 наблюдаются петрофизические значения средней пористости 25,52% и проницаемости 30,6 мД, уменьшение проницаемости связано с карбонитизацией пород (Таблица 1). В восточной части структуры, у скважины 2 имеются хорошие петрофизические данные, возможно, предположить, что в южной части структуры будут такие же значения (рис.4.3.6).

Рисунок 4.3.6 Северо-Чебургольская структура по кровле II горизонта понта (от автора, 2014)

Западно-Лебединское поднятие открыто в 1993 г. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 700 м площадь газоносности составляет 550 тыс. м². мощность газонасыщенной толщи 1 м, открытая пористость составляет 0,29. Лебединское поднятие открыто в 1991 г. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 710 м. Площадь газоносной территории составляет 5500 тыс. м², мощность газоносного пласта 4,1 м, открытая пористость 0,32. Восточно-Лебедиское поднятие открыто в 1994г. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 740 м. Площадь газоносности составляет 900 тыс. м², мощность газонасыщенной толщи 0,4, открытая пористость составляет 0,32. Южно-Лебединское поднятие открыто в 1993 г. Добыча газа ведется в понтических отложениях на глубине 770 м. площадь газоносности составляет 1540 тыс. м², газонасыщенная толща 2,8, открытая пористость 0,29. Также на Южно-Лебединском поднятие ведется добыча газа в мэотических отложениях на глубине 1020 м. Площадь газоносности 760 тыс. м³, газонасыщенная толща составляет 1,5 м, открытая пористость 0,32. Лебединское месторождение разведанные запасы газа составляют 21 млн. м³.

На Лебединской структуре наибольшие значении средней пористости 32,82% и проницаемости 1038 мД сосредоточены в южной части структуры, у скважины 3. К крыльям структуры пористость немного сокращается и проницаемость также. Перспективными участкам является купольная часть структуры (рис. 4.3.7).

Рисунок 4.3.7 Лебединская структура по кровле II горизонта понта (от автора, 2014).

Петровское месторождение открыто в 1991 г. Разведанные запасы 27 млн. м³. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 1064 м. Площадь газоносности 920 тыс. м², газонасыщенная толща 2,3 м, открытая пористость 0,34. Наиболее перспективной частью является купол структуры. В скважине 4 по петрофизическим исследованиям идет чередование пород слабо пористых 7% до хорошо пористых 24%, это связано с переслоением известковистых и неизвестковистых пород (рис 4.3.8).

Рисунок 4.3.8 Петровская структура по кровле II горизонта понта (от автора, 2014).

Южное поднятие Элитного месторождения открыто в 1992 г. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 1315 м. площадь газоносности 6180 тыс м². газонасыщенная толща 0,9. относительная пористость 0,31. Северо-Центральное поднятие открыто в 1992 г. Добыча ведется в понтических отложениях на глубине 1334 м. Площадь газоносности 3370 тыс. м², газонасыщенная толща 3м, относительная пористость 0,33. Элитное месторождение разведанные запасы газа 38 млн. м³.

На Элитной структуре петрофизические характеристики в скважине 3 имеют значения: средняя пористость 25,33% и проницаемость 470,6 мД, к окружающей периферии наблюдается сокращение проницаемости в скважине 1 до 38,82 мД (рис. 4.3.8).

Рисунок 4.3.9 Элитная структура по кровле II горизонта понта (от автора, 2014).

Наиболее перспективными являются меотические отложения близкие к открытым месторождениям по Тимашевской ступени Лебединская и Роговской, а в ЗКП Мечетской, а также понтические отложения соседних участков Свободненской структуры, Северной части Пригибской структуры и юг Чебургольской структуры. Для обнаружения нужны более детальные геофизические работы.

Таблица 1. Анализ пористости насыщения и проницаемости понт-мэотических отложений ЗКП и ТС (от автора, 2014).

Таблица 2. Карбонатность понт-мэотических пород ЗКП и ТС (от автора, 2014).

Заключение

Формирование коллекторов понт-меотических отложений Западного Предкавказья обусловлено цикличностью процессов тектогенеза, климатического режима и этапами седиментогенеза, которые происходили в верхнемиоценовый период.

Проведены детальные построения по продуктивным горизонтам понта и мэотиса ЗКП и ТС, которые показали, что распространение коллекторов по площадям зависит от фациальных условий, в каждый этап трансгрессивно-регрессивного цикла формируются пласты песчано-алевритовых пород перекрытые глинистыми покрышками. Составленные автором схемы распространения пород - коллекторов по территории северного борта ЗКП и ТС, показывают участки развития песчано-алевритовых пачек на разных уровнях. Использование построенных схем мощностей, структурных карт по кровле продуктивных горизонтов, повышает степень достоверности прогноза коллекторов в понт-мэотических отложениях при проектировании геологоразведочных работ на нефть и газ, показывающих транспортировку УВ от ЗКП к ТС из подстилающих отложений газоматеринских толщ из миоценовых отложений.

При изучении собранного материала и его анализа, выделена локальная закономерность распространения пористости и проницаемости на территории северного борта Западно-Кубанского прогиба и Тимашевской ступени, не зависящая от мощности коллекторов, их литологического состава. Так средняя пористость насыщения на изучаемых площадях колеблется от 20 до 33%, что является хорошим показателем для промышленной значимости изучаемой территории. Наивысшие показатели проницаемости сосредоточены в западной и центральной части северного борта ЗКП и являются коллекторами I класса. На ТС происходит выклинивание песчаных толщ в северном направлении и их замена на глинистые, в результате чего происходит сокращение проницаемости пород до III-IV класса коллекторов.

Возможные пути развития коллекторов на разведанных площадях северного борта Западно-Кубанского прогиба и Тимашевской ступени прослеживаются востоке ТС и северного борта ЗКП. Мэотические отложения перспективны южнее Черноерковской площади, западная часть Петровской площади и восточная часть ТС. Понтические отложения перспективны юго-западная часть Кировской площади, южнее Прибрежной площади и западная часть ТС.

Список использованных источников

1. Адамия Ш.А., Кипиани Я.Р., Чичуа Г.К. Проблема происхождения складчатости Большого Кавказа // Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. - М.: Наука, 1987. - С.55-61.

2. Аладатов Г.М. Геологическое строение и нефтегазоносность северных районов Западного Предкавказья. // Тр. Краснодар. фил. Всес. неф. науч. - исслед. ин-та, 1964, вып.13, Л.,"Недра".

3. Баженова О.К. геология и геохимия нефти игаза. Учебник; под редакцией Б.А. Соколова. 2-е издание перераб. и доп. - М.: Издательство московского университета; Издательский центр "Академия". 2004 г.415с.

4. Галактионов Н.М. Проект поискового бурения на Западно-Беликовскую площадь. ЗАО "Кубаньгеосервис", Краснодар, 2000 г.

5. Колесниченко В.П., Пинчук Т.Н. Понт-мэотические отложения Западного Предкавказья. // Тез. докл. совещ. Опорные разрезы неогена Восточного Паратетиса (Таманский полуостров), Волгоград-Тамань, 1998. с.53-58.

6. Краснодарский край. Почвенно-экологический атлас. Краснодар 1999, 5 с.

7. Матвиенко В.Н. Подземные воды Сладковско-Морозовской площади и возможности использования их в народно-хозяйственных целях. ООО "НПЭ", Краснодар, 2001 г.

8. Новоселова Л.Л. Обобщения материалов по Западно-Беликовской площади, 2002г. стр.103.

9. Орел В.Е., Распопов Ю.В., Скрипкин А.П. и др. Геология и нефтегазоносность Предкавказья. - М.: ГЕОС, 2001.

10. Масляев Г.А. Платформенные и орогенные формации осадочного чехла Предкавказья и их палеоструктура. Геотектоника. // М. 1980, № 5. с. 59-68.

11. Милановский Е.Е. Новейшая тектоника Кавказа. М.: Недра, 1968.484 с.

12. Пинчук Т.Н. Характеристика понтических и мэотических отложений Северного борта ЗКП и Тимашевской ступени. НПП "Юг-геофизика", Краснодар, 2003.

13. Попков В.И. Складчато-надвиговые дислокации (Закаспий, Предкавказье, Азовско-Черноморский регион). М.: Научный мир, 2001.136 с. (Сев. - Кавк. гос. техн. ун-т, Сев. - Кавк. отд-ние Тектон. о-ва России.).

14. Попов С.В., Ахметьев М.А., Запорожец Н.И., Воронина А.А., Столяров А.С. История Восточного Паратетиса в позднем эоцене - раннем миоцене // Стратиграфия. Геологическая корреляция. 1993. Т.1. № 6. С.10-39.

15. Пустильников М.Р., Корнеев В.И. История развития Западного и Центрального Предкавказья в альпийском цикле тектогенеза // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1971. № 1. С.35-46.

16. Ханин А.А. Классификация песчано-алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости, 1973.

17. Хаин В.Е., Леонтьев Л.Н. Основные этапы геотектонического развития Кавказа // Бюлл. МОИП. Отд. геол. Т.121. Новая серия. 1950. Т.55. (Т.25.) Вып.3, с.30-64. Вып.4, с.43-65.

Размещено на Allbest.ru