Geologische Erkundung

Die nordwestliche Ecke Mongoliens hat im Sommer viele Schönheiten. Ihre kuppelförmigen Klippen aus dunklem Schiefer, durchzogen von Schneeverwehungen, erheben sich aus rollenden Ebenen, die mit einem luxuriösen Wachstum von kurzem, gelbgrünem Gras bedeckt sind, das durch leuchtende Flecken von Enzianen, Krokussen, Edelweiß und anderen Alpenblumen belebt wird. Ihre unschuldigen, aber verräterischen Sümpfe gebären funkelnde Bäche, die die zahlreichen Flüsse bilden, die durch kahle Vorberge auf immer aridere Ebenen fließen und in große Salzwasserseen münden. Gruppen der kuppelförmigen Zelte der Nomaden sind über die Plateaus verstreut, und wo immer Gras reichlich vorhanden ist, entlang des Ufers sowohl von Fluss als auch von See; unzählige Herden und Viehherden, der einzige Reichtum ihrer wandernden Besitzer, bestreuen dieses unvergleichliche Weideland, und von einem wolkenlosen Himmel schlägt eine strahlende Sonne auf Ebene und Plateau.

@book{doi105962bhltitle28299,
    author = "Carruthers, Alexander Douglas Mitchell und Miller, Jack Humphrey",
    title = "Unknown Mongolia: a record of travel and exploration in north-west Mongolia and Dzungaria",
    year = "1914",
    booktitle = "Hutchinson eBooks",
    abstract = "Die nordwestliche Ecke Mongoliens hat im Sommer viele Schönheiten. Ihre kuppelförmigen Klippen aus dunklem Schiefer, durchzogen von Schneeverwehungen, erheben sich aus rollenden Ebenen, die mit einem luxuriösen Wachstum von kurzem, gelbgrünem Gras bedeckt sind, das durch leuchtende Flecken von Enzianen, Krokussen, Edelweiß und anderen Alpenblumen belebt wird. Ihre unschuldigen, aber verräterischen Sümpfe gebären funkelnde Bäche, die die zahlreichen Flüsse bilden, die durch kahle Vorberge auf immer aridere Ebenen fließen und in große Salzwasserseen münden. Gruppen der kuppelförmigen Zelte der Nomaden sind über die Plateaus verstreut, und wo immer Gras reichlich vorhanden ist, entlang des Ufers sowohl von Fluss als auch von See; unzählige Herden und Viehherden, der einzige Reichtum ihrer wandernden Besitzer, bestreuen dieses unvergleichliche Weideland, und von einem wolkenlosen Himmel schlägt eine strahlende Sonne auf Ebene und Plateau.",
    url = "https://doi.org/10.5962/bhl.title.28299",
    doi = "10.5962/bhl.title.28299",
    openalex = "W1606831703"
}

@article{prozorovich1971sedimentary,
    author = "PROZOROVICH, G.E.",
    title = "SEDIMENTARY AND EPIGENETICAL TRENDS AIDING THE HYDROCARBON EXPLORATION IN WEST SIBERIA",
    year = "1971",
    journal = "Sedimentologie",
    url = "https://doi.org/10.1111/j.1365-3091.1971.tb01776.x",
    doi = "10.1111/j.1365-3091.1971.tb01776.x",
    number = "3-4",
    openalex = "W2072094486",
    pages = "233-239",
    volume = "17",
    references = "doi1013065ceae3eb16bb11d78645000102c1865d, doi1013065ceae5fb16bb11d78645000102c1865d"
}

Das West-Sulu-Becken liegt im westlichen Teil des Sulu-Meeres, Republik der Philippinen. Es nimmt ein Gebiet mit einer Fläche von mehr als 26.000 Quadratmeilen (67.000 km²) ein und wird im Westen und Süden von der cordilleranischen Bogenstruktur begrenzt, die sich von der Insel Palawan durch Sabah und entlang des Sulu-Archipels bis zur Insel Mindanao erstreckt. Im Nordosten erstreckt sich das Becken wahrscheinlich jenseits des Randes der kontinentalen Schelf in den philippinischen Hoheitsgewässern. Das Becken kann grob in eine westliche Plattform und ein östliches Tief geteilt werden: Letzteres wird von nordostgerichteten Grundgebirgsrücken in drei Unterbecken unterteilt. Die in diesen Unterbecken abgelagerten Sedimente sind vom Tertiär bis zum Recent und wurden durch mehrere Orogenesen sowie durch gleichzeitige Bewegungen von verwerfungsgekontrollierten Blöcken beeinflusst. Dies hat zur Abtragung und zur Entwicklung ausgeprägter Erosionsflächen sowie zu Überlagerungen innerhalb des oberen Tertiärabschnitts geführt. Viele antiklinale Merkmale, die im Becken kartiert wurden, sind auf das Drapieren über Grundgebirgsanhebungen oder auf das nahezu gleichzeitige Wachstum dieser Anhebungen zurückzuführen. Wichtige Diskordanzen, die mit tektonischen Ereignissen des oberen Tertiärs verbunden sind, wurden an Land erkannt. Die Extrapolation in küstennahen Gebieten, in denen diese Ereignisse seismisch kartiert werden können, ermöglichte die Erstellung eines interpretativen geologischen Modells. Mit diesem Modell wurden vorläufige Identifikationen stratigraphischer Einheiten und ihrer Natur vorgenommen. Der obere Tertiärabschnitt im östlichen Tief wird voraussichtlich aus deltaischen und paralichen Reservoirsandsteinen bestehen, die mit tieferen Wasser-Schiefern und Mergeln abwechseln, die in diese übergehen und diese überlagern, wobei diese Schiefer und Mergeln ein gutes Potenzial als Kohlenwasserstoffquelle aufweisen. Es können einige Kalksteinlinsen vorhanden sein. Das Vorhandensein von unter- bis mittelmiozänen diapirischen Schiefern und plio-pliozänen Intrusionen, kombiniert mit Daten von variabler Qualität, erschwert die seismische Interpretation in einigen Bereichen. Dennoch wurden mehrere große antiklinale Merkmale sowie eine Reihe stratigraphischer und kombinierter Fallen lokalisiert. Eine nicht-kommerzielle Öl- und Gasentdeckung wurde im Becken gemacht.

@article{bell1974exploration,
    author = "Bell, R. M. und Jessop, R. G. C.",
    title = "EXPLORATION AND GEOLOGY OF THE WEST SULU BASIN, PHILIPPINES",
    year = "1974",
    journal = "The APEA Journal",
    abstract = "Das West-Sulu-Becken liegt im westlichen Teil des Sulu-Meeres, Republik der Philippinen. Es nimmt ein Gebiet mit einer Fläche von mehr als 26.000 Quadratmeilen (67.000 km²) ein und wird im Westen und Süden von der cordilleranischen Bogenstruktur begrenzt, die sich von der Insel Palawan durch Sabah und entlang des Sulu-Archipels bis zur Insel Mindanao erstreckt. Im Nordosten erstreckt sich das Becken wahrscheinlich jenseits des Randes der kontinentalen Schelf in den philippinischen Hoheitsgewässern. Das Becken kann grob in eine westliche Plattform und ein östliches Tief geteilt werden: Letzteres wird von nordostgerichteten Grundgebirgsrücken in drei Unterbecken unterteilt. Die in diesen Unterbecken abgelagerten Sedimente sind vom Tertiär bis zum Recent und wurden durch mehrere Orogenesen sowie durch gleichzeitige Bewegungen von verwerfungsgekontrollierten Blöcken beeinflusst. Dies hat zur Abtragung und zur Entwicklung ausgeprägter Erosionsflächen sowie zu Überlagerungen innerhalb des oberen Tertiärabschnitts geführt. Viele antiklinale Merkmale, die im Becken kartiert wurden, sind auf das Drapieren über Grundgebirgsanhebungen oder auf das nahezu gleichzeitige Wachstum dieser Anhebungen zurückzuführen. Wichtige Diskordanzen, die mit tektonischen Ereignissen des oberen Tertiärs verbunden sind, wurden an Land erkannt. Die Extrapolation in küstennahen Gebieten, in denen diese Ereignisse seismisch kartiert werden können, ermöglichte die Erstellung eines interpretativen geologischen Modells. Mit diesem Modell wurden vorläufige Identifikationen stratigraphischer Einheiten und ihrer Natur vorgenommen. Der obere Tertiärabschnitt im östlichen Tief wird voraussichtlich aus deltaischen und paralichen Reservoirsandsteinen bestehen, die mit tieferen Wasser-Schiefern und Mergeln abwechseln, die in diese übergehen und diese überlagern, wobei diese Schiefer und Mergeln ein gutes Potenzial als Kohlenwasserstoffquelle aufweisen. Es können einige Kalksteinlinsen vorhanden sein. Das Vorhandensein von unter- bis mittelmiozänen diapirischen Schiefern und plio-pliozänen Intrusionen, kombiniert mit Daten von variabler Qualität, erschwert die seismische Interpretation in einigen Bereichen. Dennoch wurden mehrere große antiklinale Merkmale sowie eine Reihe stratigraphischer und kombinierter Fallen lokalisiert. Eine nicht-kommerzielle Öl- und Gasentdeckung wurde im Becken gemacht.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj73003",
    doi = "10.1071/aj73003",
    number = "1",
    openalex = "W2745863662",
    pages = "21-28",
    volume = "14"
}

@misc{fain1977exploration1,
    author = "Fain, Y. B. und Pogonyaylov, V. G. und Bikbulatov, B. M",
    title = "Exploration for oil and gas in West Siberia",
    year = "1977",
    howpublished = "Neftegazovaya Geologiya i Geofizika, v. 2, p. 12-14; English summary in Petroleum Geology, v.14, no.9, 1976, p.379, In Russian",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Fain, Y. B., Pogonyaylov, V. G., und Bikbulatov, B. M., 1977, Exploration for oil and gas in West Siberia: Neftegazovaya Geologiya i Geofizika, v. 2, p. 12-14; English summary in Petroleum Geology, v.14, no.9, 1976, p.379, In Russian.}"
}

@article{openalexw2241217916,
    author = "Kornev, B. V. und Fain, Yu. B. und Ishayev, U. G. und Kozlova, M. I. und Bikbulatov, B. M.",
    title = "Hauptergebnisse der geologischen Erkundung in den kommerziellen Regionen Westsibiriens in 1971-75 und zukünftige Pläne",
    year = "1977",
    url = "https://openalex.org/W2241217916",
    openalex = "W2241217916"
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@article{openalexw2204137787,
    author = "Khabarov, V. V. und Nelepchenko, O. M. und Volkov, Yu. N. und Bartashevich, O. V.",
    title = "Uranium, Kalium und Thorium in bituminösen Gesteinen der Bazhenov-Formation in Westsibirien",
    year = "1979",
    journal = "Sovetskaya Geologiya",
    openalex = "W2204137787"
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Die Erdöl-Exploration ist eine kostspielige und zunehmend schwierigere, aber notwendige Operation. Sie erfordert den Einsatz fortschrittlicher Technologien und ein Verständnis der verschiedenen chemischen und geologischen Prozesse, die an der Entstehung von Erdöl aus der angesammelten organischen Substanz in den Muttergesteinen beteiligt sind, über die organische Reifung und Migration bis hin zur endgültigen Anhäufung von Kohlenwasserstoffen in den Lagerstättengesteinen. Im letzten Jahrzehnt wurden insbesondere Fortschritte bei der Untersuchung von Kohlenwasserstoff-Muttergesteinen, der organischen Reifung sowie der Entstehung, dem Vorkommen und den Eigenschaften von Erdöl erzielt. Diese Fortschritte und Anwendungen spiegeln sich im vorliegenden Band wider. Das Hauptziel von Organic Maturation Studies and Fossil Fuel Exploration besteht darin, eine Plattform für aktuelle Forschung, Entwicklungen, Anwendungen und Diskussionen über die organische Reifung sedimentärer organischer Substanz zu bieten, angesichts der ständig wachsenden Anforderungen der Erdöl-Exploration. Das Buch enthält Beiträge von Geologen, Geochemikern, Chemikern und Palynologen, die auf einem internationalen Symposium, das im Juli 1980 an der University of Cambridge stattfand, vorgestellt wurden. Es wurde ein interdisziplinärer Ansatz gewählt, und das Buch enthält Beiträge von anerkannten akademischen und industriellen Experten, die sich mit der organischen Reifung und der Erdöl-Exploration befassen.

@book{openalexw364087571,
    author = "Brooks, James R.",
    title = "Organic maturation studies and fossil fuel exploration",
    year = "1981",
    booktitle = "Academic Press eBooks",
    abstract = "Petroleum exploration is an expensive and increasingly difficult but necessary operation. It requires the use of sophisticated technology and an understanding of the various chemical and geological processes involved in the generation of petroleum from the accumulated organic matter in the source rocks, via organic maturation and migration to the ultimate accumulation of hydrocarbons in the reservoir rocks. During the last decade there has been particular progress made in the study of hydrocarbon source rocks, orqanic maturation and the generation, occurrence and properties of petroleum. These advances and applications are reflected in the present volume. The main aim of Organic Maturation Studies and Fossil Fuel Exploration is to provide a platform for current research, developments, applications and discussion on organic maturation of sedimentary organic matter presented against the ever increasing requirements of petroleum exploration. The book contains papers by geologists, geochemists, chemists and palvnologists, presented at an international symposium held at the University of Cambridge in July 1980. An interdisciplinary approach was adopted and the book contains papers by acknowledged acadernic and industrial experts concerned with organic maturation and petroleum exploration.",
    openalex = "W364087571"
}

Dieses Buch enthält Beiträge zu einem Kongress über unkonventionelle Methoden in der Exploration nach Erdöl und Erdgas. Die Themen umfassen Folgendes: historische Aspekte unkonventioneller Methoden; die Zukunft von Methan als Energiequelle; der Einsatz von Fluoreszenztechniken in der Exploration; Gravitationsmessungen zur Prospektion; elektromagnetische Messungen; und Fernerkundung in der Erdöl- und Erdgasexploration.

@book{openalexw206203613,
    author = "Davidson, M. J. und Gottlieb, B.M.",
    title = "Unkonventionelle Methoden in der Exploration nach Erdöl und Erdgas III",
    year = "1984",
    abstract = "Dieses Buch enthält Beiträge zu einem Kongress über unkonventionelle Methoden in der Exploration nach Erdöl und Erdgas. Die Themen umfassen Folgendes: historische Aspekte unkonventioneller Methoden; die Zukunft von Methan als Energiequelle; der Einsatz von Fluoreszenztechniken in der Exploration; Gravitationsmessungen zur Prospektion; elektromagnetische Messungen; und Fernerkundung in der Erdöl- und Erdgasexploration.",
    openalex = "W206203613"
}

@article{doi1010160040195186901472,
    author = "Artyushkov, E. V. und Baer, Michael A.",
    title = "Mechanismus der Bildung von Kohlenwasserstoffbecken: die Westsibirien-, Wolga-Ural-, Timan-Pechora-Becken und das Permische Becken von Texas",
    year = "1986",
    journal = "Tectonophysics",
    url = "https://doi.org/10.1016/0040-1951(86)90147-2",
    doi = "10.1016/0040-1951(86)90147-2",
    openalex = "W2042271930",
    references = "openalexw2417266870"
}

ZUSAMMENFASSUNG Die seit den 1960er Jahren im nördlichen Westsibirischen Becken entdeckten 66 Felder enthalten mindestens 22 Billionen m³ (777 tcf) nachgewiesenes Gas, fast ein Drittel der weltweiten Reserven. Die Hälfte dieser Felder sind Riesenfelder (> 85 Milliarden m³ oder 3.000 bcf Reserven). Dazu gehören das größte und zweitgrößte Gasfeld der Welt—Urengoy (8.099 Billionen m³ oder 286 tcf Gas) und Yamburg (4.81 Billionen m³ oder 170 tcf Gas)—sowie die meisten der anderen zehn größten Gasfelder der Welt. Das Westsibirische Becken erstreckt sich über ein 3,4-Millionen km² (1,31-Millionen mi²) großes arktisches Tiefland unmittelbar östlich der Ural Mountains und zieht sich nördlich unter das Karasee. Es ist ein zusammengesetztes Becken, mit mesozoischem-känozoischem Beckenfüllung auf einem paläozoischen Becken, das auf einem kristallinen archaischen-proterozoischen Gerüst liegt. Die produktiven Zonen im nördlichen Becken liegen hauptsächlich im Neokom-Sektion (bei einer durchschnittlichen Tiefe von 2.800 m oder 9.200 ft) und der Cenoman-Sektion (bei einer durchschnittlichen Tiefe von 1.100 m oder 3.600 ft). Die erstere enthält Reservoirs mit Gas, Kondensat und Öl; die letztere enthält zwei Drittel des Gases der Region. Das Gas in Cenoman-Reservoirs ist fast reines Methan. Kohlenwasserstoffe in Neokom-Reservoirs wurden durch thermische Reifung von sapropelischer organischer Substanz erzeugt, die hauptsächlich im Tithonischen Bazhenov-Schiefer enthalten ist. Methan in der Cenoman-Sektion scheint eine Kombination aus thermogenem Gas aus der Bazhenov-Suite (oder tiefer) und biogenem Gas zu sein, das in der Cenoman-Sektion selbst erzeugt wurde, obwohl Forscher uneinig sind, wie viel Gas aus jeder Quelle stammt. Kontinentale Vergletscherung während des Pleistozäns könnte wichtig für die Konzentration des Methans in Cenoman-Reservoirs gewesen sein. Die regionale Erdölgeologie des nördlichen Beckens wird überprüft, mit detaillierten Beschreibungen der größten Felder: Urengoy, Yamburg, Bovanenko, Zapolyarnoye und Medvezh'ye. Analysen der Größen-/Häufigkeitsverteilungen und Entdeckungsquoten von Neokom- und Cenoman-Pools deuten darauf hin, dass zukünftige Entdeckungen wahrscheinlich viel kleiner sein werden als in der Vergangenheit, wobei neue Riesenfelder höchstwahrscheinlich in abgelegenen Gebieten gefunden werden, die derzeit aus Transport- und technischen Gründen ungetestet sind. Bis in die 1990er Jahre wird die schwerwiegendste Einschränkung für die Produktion aus der Region durch die verfügbare Pipeline-Kapazität auferlegt.

@article{doi10130694886358170411d78645000102c1865d,
    author = "Grace, John D. and Hart, George F.",
    title = "Giant Gas Fields of Northern West Siberia",
    year = "1986",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Die seit den 1960er Jahren im nördlichen Westsibirischen Becken entdeckten 66 Felder enthalten mindestens 22 Billionen m³ (777 tcf) nachgewiesenes Gas, fast ein Drittel der weltweiten Reserven. Die Hälfte dieser Felder sind Riesenfelder (\> 85 Milliarden m³ oder 3.000 bcf Reserven). Dazu gehören das größte und zweitgrößte Gasfeld der Welt—Urengoy (8.099 Billionen m³ oder 286 tcf Gas) und Yamburg (4.81 Billionen m³ oder 170 tcf Gas)—sowie die meisten der anderen zehn größten Gasfelder der Welt. Das Westsibirische Becken erstreckt sich über ein 3,4-Millionen km² (1,31-Millionen mi²) großes arktisches Tiefland unmittelbar östlich der Ural Mountains und zieht sich nördlich unter das Karasee. Es ist ein zusammengesetztes Becken, mit mesozoischem-känozoischem Beckenfüllung auf einem paläozoischen Becken, das auf einem kristallinen archaischen-proterozoischen Gerüst liegt. Die produktiven Zonen im nördlichen Becken liegen hauptsächlich im Neokom-Sektion (bei einer durchschnittlichen Tiefe von 2.800 m oder 9.200 ft) und der Cenoman-Sektion (bei einer durchschnittlichen Tiefe von 1.100 m oder 3.600 ft). Die erstere enthält Reservoirs mit Gas, Kondensat und Öl; die letztere enthält zwei Drittel des Gases der Region. Das Gas in Cenoman-Reservoirs ist fast reines Methan. Kohlenwasserstoffe in Neokom-Reservoirs wurden durch thermische Reifung von sapropelischer organischer Substanz erzeugt, die hauptsächlich im Tithonischen Bazhenov-Schiefer enthalten ist. Methan in der Cenoman-Sektion scheint eine Kombination aus thermogenem Gas aus der Bazhenov-Suite (oder tiefer) und biogenem Gas zu sein, das in der Cenoman-Sektion selbst erzeugt wurde, obwohl Forscher uneinig sind, wie viel Gas aus jeder Quelle stammt. Kontinentale Vergletscherung während des Pleistozäns könnte wichtig für die Konzentration des Methans in Cenoman-Reservoirs gewesen sein. Die regionale Erdölgeologie des nördlichen Beckens wird überprüft, mit detaillierten Beschreibungen der größten Felder: Urengoy, Yamburg, Bovanenko, Zapolyarnoye und Medvezh'ye. Analysen der Größen-/Häufigkeitsverteilungen und Entdeckungsquoten von Neokom- und Cenoman-Pools deuten darauf hin, dass zukünftige Entdeckungen wahrscheinlich viel kleiner sein werden als in der Vergangenheit, wobei neue Riesenfelder höchstwahrscheinlich in abgelegenen Gebieten gefunden werden, die derzeit aus Transport- und technischen Gründen ungetestet sind. Bis in die 1990er Jahre wird die schwerwiegendste Einschränkung für die Produktion aus der Region durch die verfügbare Pipeline-Kapazität auferlegt.",
    url = "https://doi.org/10.1306/94886358-1704-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/94886358-1704-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2149538473"
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Basierend auf einer Konferenz von 1984 ist dieses Werk eine Zusammenfassung von 31 der dort vorgestellten Arbeiten. Diese Artikel befassen sich mit den herausfordernden Fragen, wo die weltweiten Explorationsfachleute nach Erdöl suchen müssen. Diskutierte potenzielle und vielversprechende Gebiete umfassen: Antarktis, Circum-Arktis, Alaska, Arktische Becken Kanadas, Ostkanada, Amazonas, Golf von Mexiko, US-amerikanische Atlantikküste, Arabien, Mosambik, Ghana, Australien, Nordwestchina, Philippinische Inseln, Westsibirien, Mittelmeer, Sizilien, Nordsee, Norwegen, Grönlandsee und die Barentssee.

@incollection{doi101306m40454c23,
    author = "Rigassi, Danilo A.",
    title = "Wrench Faults as a Factor Controlling Petroleum Occurrences in West Siberia",
    year = "1986",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = "Basierend auf einer Konferenz von 1984 ist dieses Werk eine Zusammenfassung von 31 der dort vorgestellten Arbeiten. Diese Artikel befassen sich mit den herausfordernden Fragen, wo die weltweiten Explorationsfachleute nach Erdöl suchen müssen. Diskutierte potenzielle und vielversprechende Gebiete umfassen: Antarktis, Circum-Arktis, Alaska, Arktische Becken Kanadas, Ostkanada, Amazonas, Golf von Mexiko, US-amerikanische Atlantikküste, Arabien, Mosambik, Ghana, Australien, Nordwestchina, Philippinische Inseln, Westsibirien, Mittelmeer, Sizilien, Nordsee, Norwegen, Grönlandsee und die Barentssee.",
    url = "https://doi.org/10.1306/m40454c23",
    doi = "10.1306/m40454c23",
    openalex = "W2060671008"
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Die Westsibirische Öl-Gas-Region umfasst die größte flache Landfläche der Welt (3,5 Millionen km, oder 1,3 Millionen mi). Über den größten Teil der Region überschreiten die Höhen selten 100 m (330 ft). Das Becken wird im Westen von den uralischen und Novaja-Semlja-Hebungen, im Osten vom sibirischen Kraton und der Taymyr-Hebung, im Süden von den kasachischen und Altai-Sajan-Hebungen sowie im Norden von der Nord-Sibirischen Schwelle begrenzt. Strukturell ist das Becken ein breites, relativ sanftes Absinken, das mit 3-10 km (10-33.000 ft) post-paläozoischer mariner, küstennaher mariner und kontinentaler klastischer Sedimentgesteine gefüllt ist. Der Untergrund besteht aus präkambrischen und paläozoischen Faltengebirgen mit großen Flächen teilweise metamorphosierter paläozoischer karbonatischer und klastischer Gesteine sowie zahlreichen Bereichen paläozoischer oder älterer granitischer und mafischer magmatischer Körper. Im zentralen Teil des Beckens wird der Untergrund von einem ausgedehnten, nach Norden orientierten triasischen Riftsystem durchschnitten.

@article{doi103133ofr89192,
    author = "Peterson, James A. und Clarke, James W.",
    title = "West Siberian oil-gas province",
    year = "1989",
    journal = "Antarctica A Keystone in a Changing World",
    abstract = "Die Westsibirische Öl-Gas-Region umfasst die größte flache Landfläche der Welt (3,5 Millionen km, oder 1,3 Millionen mi). Über den größten Teil der Region überschreiten die Höhen selten 100 m (330 ft). Das Becken wird im Westen von den uralischen und Novaja-Semlja-Hebungen, im Osten vom sibirischen Kraton und der Taymyr-Hebung, im Süden von den kasachischen und Altai-Sajan-Hebungen sowie im Norden von der Nord-Sibirischen Schwelle begrenzt. Strukturell ist das Becken ein breites, relativ sanftes Absinken, das mit 3-10 km (10-33.000 ft) post-paläozoischer mariner, küstennaher mariner und kontinentaler klastischer Sedimentgesteine gefüllt ist. Der Untergrund besteht aus präkambrischen und paläozoischen Faltengebirgen mit großen Flächen teilweise metamorphosierter paläozoischer karbonatischer und klastischer Gesteine sowie zahlreichen Bereichen paläozoischer oder älterer granitischer und mafischer magmatischer Körper. Im zentralen Teil des Beckens wird der Untergrund von einem ausgedehnten, nach Norden orientierten triasischen Riftsystem durchschnitten.",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr89192",
    doi = "10.3133/ofr89192",
    openalex = "W608168198",
    references = "doi1010160040195186901472, doi101017s0016756800033252, doi101029gd001p0053, doi10108000206817609471344, doi101130001676061970812553tuatmo20co2, doi10130694886358170411d78645000102c1865d, doi101306m40454c23, openalexw1492451068, openalexw2202664936, openalexw2204137787, openalexw2241217916"
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Dieser Artikel basiert auf den vielfältigen Stimmen von Sängern verschiedener ethnischer Gruppen, die während Feldforschungen in Westmongolei im Jahr 1989 und 1990 besucht wurden. Er betrachtet kurz den brutalen Niedergang der heroischen Epos-Vorführung unter dem sowjetischen Regime (1921–90) und stellt Vladimirtsovs Behauptung in Frage, dass die Steppenaristokratie der Schöpfer, Träger, Bewahrer und Verbreiter der Oirad-Epik gewesen sei. Stattdessen wird vorgeschlagen, dass die Epos-Vorführung eine rituelle und magische Aktivität innerhalb der Häuser gewöhnlicher mongolischer Hirten sowie in Klöstern war. Dieser Artikel stellt erstmals die volkstümlichen und schamanistischen Überzeugungen und Aktivitäten rund um die Vorführung westmongolischer Epik vor, sowie die Kraft des Epos-Textes, des Musikinstruments (Tovshuur) und des Sängers. Er betrachtet den religiösen Synkretismus innerhalb der Texte – das Ziel der Zensur durch die Kommunisten – und die Anbetung des Epos-Helden als Gottheit. Schließlich trägt er zur Debatte über mündliche und schriftliche Traditionen bei, indem er die rituelle Vorführung von Epos-Texten untersucht.

@article{doi10108009681229508567239,
    author = "Pegg, Carole",
    title = "Ritual, Religion und Magie in der westmongolischen (Oirad) heroischen Epos-Vorführung",
    year = "1995",
    journal = "British Journal of Ethnomusicology",
    abstract = "Dieser Artikel basiert auf den vielfältigen Stimmen von Sängern verschiedener ethnischer Gruppen, die während Feldforschungen in Westmongolei im Jahr 1989 und 1990 besucht wurden. Er betrachtet kurz den brutalen Niedergang der heroischen Epos-Vorführung unter dem sowjetischen Regime (1921–90) und stellt Vladimirtsovs Behauptung in Frage, dass die Steppenaristokratie der Schöpfer, Träger, Bewahrer und Verbreiter der Oirad-Epik gewesen sei. Stattdessen wird vorgeschlagen, dass die Epos-Vorführung eine rituelle und magische Aktivität innerhalb der Häuser gewöhnlicher mongolischer Hirten sowie in Klöstern war. Dieser Artikel stellt erstmals die volkstümlichen und schamanistischen Überzeugungen und Aktivitäten rund um die Vorführung westmongolischer Epik vor, sowie die Kraft des Epos-Textes, des Musikinstruments (Tovshuur) und des Sängers. Er betrachtet den religiösen Synkretismus innerhalb der Texte – das Ziel der Zensur durch die Kommunisten – und die Anbetung des Epos-Helden als Gottheit. Schließlich trägt er zur Debatte über mündliche und schriftliche Traditionen bei, indem er die rituelle Vorführung von Epos-Texten untersucht.",
    url = "https://doi.org/10.1080/09681229508567239",
    doi = "10.1080/09681229508567239",
    openalex = "W2173176519",
    references = "doi101001jama196403070170143037, doi1043249780203036822, doi105962bhltitle28299, openalexw1511912227, openalexw1520701478, openalexw1559812348, openalexw1562870502, openalexw1574752054, openalexw2025890618"
}

Die Entwicklung der Erdölgeochemie und -geologie Kohlenstoff und Ursprung des Lebens Erdöl und seine Produkte wie Öl entsteht - natürliche Kohlenwasserstoffe wie Öl entsteht - erzeugte Kohlenwasserstoffe Modellierung der Erdölentstehung der Ursprung des Erdgases Migration und Akkumulation anomale Drücke die Muttergestein Kohlen, Schiefer und andere terrestrische Muttergesteine Erdöl im Reservoir Sicker und Oberflächenprospektion ein geochemisches Programm für die Erdölexploration Rohölkorrelation Prospektauswertung.

@book{openalexw1558677347,
    author = "Hunt, John M.",
    title = "Petroleum Geochemistry and Geology",
    year = "1995",
    abstract = "The development of petroleum geochemistry and geology carbon and origin of life petroleum and its products how oil forms - natural hydrocarbons how oil forms - generated hydrocarbons modeling petroleum generation the origin of natural gas migration and accumulation abnormal pressures the source rock coals, shales, and other terrestrial source rocks petroleum in the reservoir seeps and surface prospecting a geochemical program for petroleum exploration crude oil correlation prospect evaluation.",
    openalex = "W1558677347"
}

Dieses Werk dokumentiert die britische Suche nach dem legendären El Dorado und erzählt die Geschichte der Geographie, Kartographie und wissenschaftlichen Erforschung in der britischen Kolonie Guyana in Südamerika.

@article{doi105860choice382866,
    title = "Masters of all they surveyed: exploration, geography, and a British El Dorado",
    year = "2001",
    journal = "Choice Reviews Online",
    abstract = "Chronicling the British pursuit of the legendary El Dorado, this work tells the story of geography, cartography, and scientific exploration in Britain's South American colony, Guyana.",
    url = "https://doi.org/10.5860/choice.38-2866",
    doi = "10.5860/choice.38-2866",
    openalex = "W621213267"
}

@article{doi101016s0166516203000296,
    author = "Katz, Barry J. und Robison, Coleman R. und Chakhmakhchev, Alexander",
    title = "Aspects of hydrocarbon charge of the petroleum system of the Yamal Peninsula, West Siberia basin",
    year = "2003",
    journal = "International Journal of Coal Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/s0166-5162(03)00029-6",
    doi = "10.1016/s0166-5162(03)00029-6",
    openalex = "W2107649869",
    references = "doi103133ofr89192"
}

Zusammenfassung Die Beziehung zwischen dem Erdöl-Potenzial der Westsibirischen Provinz und den tektonischen Prozessen vom Mesozoikum bis zum Känozoikum wird analysiert. Die Studien basierten auf strukturellen und Isopach-Karten seismogeologischer Megakomplexe, die aus verallgemeinerten geologischen und geophysikalischen Daten zur Provinz am Trofimuk-Institut für Erdölgeologie und Geophysik sowie aus den Ergebnissen der Interpretation regionaler seismischer CDP (Common Depth Point)-Profile erstellt wurden. Die Hauptphasen der Bildung von Strukturen unterschiedlicher Ränge und Störungen wurden ermittelt. Es wird gezeigt, dass das Erdöl-Potenzial der Provinz hauptsächlich durch ihre Struktur und tektonische Prozesse in der Känozoischen Evolutionsphase bestimmt wurde. Zu dieser Zeit bildete sich der Koltogory–Urengoi-Megagraben, der zur Hauptzone der Kohlenwasserstoffbildung wurde, sowie große positive Strukturen – Erdöl-Akkumulationszonen. Zudem entstanden Disjunktionen, die als Kanäle für die Migration von Kohlenwasserstoffen aus den Ölschichtgesteinen der Bazhenovo-Formation zu den wichtigsten Neokom- und Aptian–Albian–Cenomanian-Erdöl-Reservoiren der Provinz dienten.

@article{doi101016jrgg200903012,
    author = "Kontorovich, Vladimir",
    title = "The Meso-Cenozoic tectonics and petroleum potential of West Siberia",
    year = "2009",
    journal = "Russian Geology and Geophysics",
    abstract = "Zusammenfassung Die Beziehung zwischen dem Erdöl-Potenzial der Westsibirischen Provinz und den tektonischen Prozessen vom Mesozoikum bis zum Känozoikum wird analysiert. Die Studien basierten auf strukturellen und Isopach-Karten seismogeologischer Megakomplexe, die aus verallgemeinerten geologischen und geophysikalischen Daten zur Provinz am Trofimuk-Institut für Erdölgeologie und Geophysik sowie aus den Ergebnissen der Interpretation regionaler seismischer CDP (Common Depth Point)-Profile erstellt wurden. Die Hauptphasen der Bildung von Strukturen unterschiedlicher Ränge und Störungen wurden ermittelt. Es wird gezeigt, dass das Erdöl-Potenzial der Provinz hauptsächlich durch ihre Struktur und tektonische Prozesse in der Känozoischen Evolutionsphase bestimmt wurde. Zu dieser Zeit bildete sich der Koltogory–Urengoi-Megagraben, der zur Hauptzone der Kohlenwasserstoffbildung wurde, sowie große positive Strukturen – Erdöl-Akkumulationszonen. Zudem entstanden Disjunktionen, die als Kanäle für die Migration von Kohlenwasserstoffen aus den Ölschichtgesteinen der Bazhenovo-Formation zu den wichtigsten Neokom- und Aptian–Albian–Cenomanian-Erdöl-Reservoiren der Provinz dienten.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.rgg.2009.03.012",
    doi = "10.1016/j.rgg.2009.03.012",
    openalex = "W2050720246"
}

Es handelt sich um eine Darstellung der gründlichen Untersuchung des Gebiets, das der Autor 1910 und 1911 kartografierte. Das von ihm beschriebene Gebiet liegt südlich von Sibirien, nördlich der Tien-Schan-Berge, westlich der Gobi-Wüste und östlich des russischen Turkistan. Tatsächlich ist es das Habitat der westmongolischen Stämme und die Ebenen von Dsungarien. Dies waren die Tage, als der Kolonisierungswettbewerb zwischen Russland und England tobte, und jeder suchte, seinen Einflussbereich so weit wie möglich auszudehnen. Im Gegensatz zu anderen Abenteuern stürzte sich Caruthers nicht mit dem Geist eines Draufgängers in seine Reise, sondern unternahm sie mit einer großen Karawane, die einen ausgebildeten Vermessungsingenieur umfasste und mit den Mitteln zur Untersuchung und Sammlung der Flora und Fauna, der Geologie und Zoologie ausgestattet war. Das Buch besteht aus 2 Bänden, enthält 20 Kapitel und 5 Anhänge. Es gibt 6 Fotografien und 5 Karten der Gebiete, in denen er gereist ist. Douglas Caruthers wurde für diese Erkundung die Goldmedaille der Royal Geographical Society verliehen.

@book{openalexw1511912227,
    author = "Carruthers, Douglas",
    title = "Unknown Mongolia: A Record of Travel and Exploration in North-West Mongolia and Dzungaria",
    year = "2009",
    journal = "Bulletin of Miscellaneous Information (Royal Gardens Kew)",
    abstract = "Es handelt sich um eine Darstellung der gründlichen Untersuchung des Gebiets, das der Autor 1910 und 1911 kartografierte. Das von ihm beschriebene Gebiet liegt südlich von Sibirien, nördlich der Tien-Schan-Berge, westlich der Gobi-Wüste und östlich des russischen Turkistan. Tatsächlich ist es das Habitat der westmongolischen Stämme und die Ebenen von Dsungarien. Dies waren die Tage, als der Kolonisierungswettbewerb zwischen Russland und England tobte, und jeder suchte, seinen Einflussbereich so weit wie möglich auszudehnen. Im Gegensatz zu anderen Abenteuern stürzte sich Caruthers nicht mit dem Geist eines Draufgängers in seine Reise, sondern unternahm sie mit einer großen Karawane, die einen ausgebildeten Vermessungsingenieur umfasste und mit den Mitteln zur Untersuchung und Sammlung der Flora und Fauna, der Geologie und Zoologie ausgestattet war. Das Buch besteht aus 2 Bänden, enthält 20 Kapitel und 5 Anhänge. Es gibt 6 Fotografien und 5 Karten der Gebiete, in denen er gereist ist. Douglas Caruthers wurde für diese Erkundung die Goldmedaille der Royal Geographical Society verliehen.",
    url = "https://openalex.org/W1511912227",
    openalex = "W1511912227"
}

Zusammenfassung In Westsibirien liegen etwa 1700 tcf (∼48 Billionen m³) an Vorräten und Ressourcen an trockenem Gas (>99% Methan), hauptsächlich in flachen (<1500 m [<4921 ft]) Cenomanium-Becken im nördlichen Teil des Beckens. Dieses trockene Gas macht etwa 11% der weltweiten konventionellen Gasvorkommen und etwa 17% der jährlichen Gasproduktion aus. Die Herkunft des trockenen Gases wurde in den letzten 45 Jahren intensiv diskutiert, bleibt jedoch umstritten. Weit verbreitete Hypothesen zur Herkunft umfassen frühreifes thermogenes Gas aus Kohle, primäres mikrobielles Gas aus dispergierter organischer Substanz oder Kohle sowie thermogenes Gas aus tiefen Muttergesteinen. Allerdings sind all diese Hypothesen in gewisser Weise mit der molekularen oder isotopischen Zusammensetzung der Gase oder den Ergebnissen von Becken- und Erdöl-System-Modellierungen unvereinbar. Hier präsentiere ich geochemische und geologische Beweise dafür, dass ein erheblicher (wenn auch noch nicht quantifizierter) Teil des flachen trockenen Gases im nördlichen Westsibirischen Becken aus methanogener Biodegradation von Erdöl stammt. Indirekte Beweise umfassen das Vorkommen stark biodegradierter Öl-Säulen und Restöle in vielen Cenomanium-Gasbecken sowie geochemische Hinweise auf eine starke bis leichte Biodegradation in Jura-Albien-Reservoiren, die häufig den Cenomanium-Becken aufliegen. Direkte Beweise umfassen vor allem 13C-anreicherndes CO2 in Becken mit biodegradiertem Öl (obwohl die Daten begrenzt sind), was eine Umwandlung von 40–70 Gew.% aus Öl stammendem CO2 in sekundäres mikrobielles Methan anzeigt. Charakteristische Kohlenwasserstoff-Molekül- und isotopische Zusammensetzungen der meisten Gase in Cenomanium-Becken (durchschnittliche Trockenheit C1/(sum C1-C5) ist 0,9976; durchschnittliches δ13C von Methan ist −51,8‰) deuten darauf hin, dass sie Mischungen aus biodegradiertem thermogenem Gas aus tiefen, hauptsächlich jurassischen Muttergesteinen und sekundärem mikrobiellem Methan mit gelegentlichen kleinen Zugaben von primärem mikrobiellem Methan darstellen. Ein Beitrag von frühreinem aus Kohle stammendem Gas ist in Gebieten mit dem größten thermischen Stress der Hauterivian-Aptian-Sedimente möglich, bleibt jedoch spekulativ. Eine Überprüfung der Erdöl-Habitats von fünf repräsentativen Öl-Gas-Kondensat-Feldern in Westsibirien (einschließlich des zweitgrößten Gasfeldes der Welt, Urengoyskoe) deutet darauf hin, dass methanogene Biodegradation die beobachtete Verteilung und Eigenschaften der Fluide in den flachen Reservoiren dieser Felder am besten erklären kann. Die Anerkennung von sekundärem mikrobiellem Gas in Westsibirien hilft, die beobachtete Dominanz von Gas im flachen, kühlen nördlichen Teil des Beckens zu erklären, wo die Bedingungen für eine verlängerte Erdöl-Biodegradation günstiger waren als in den zentralen und südlichen Teilen des Beckens. Sekundäres mikrobielles Gas wurde weltweit erkannt und kann (1) ein volumetrisch signifikantes Explorationsziel in flachen Reservoiren darstellen (vielleicht sogar signifikanter als primäres mikrobielles Gas) und (2) effektive thermogene Erdöl-Systeme in den tieferen Abschnitten anzeigen. Große Volumina (bis zu ∼66.500 tcf [∼1884 Billionen m³]) an sekundärem mikrobiellem Methan könnten aus weltweit biodegradierten Erdöl-Akkumulationen entstanden sein. Obwohl ein Teil dieses Gases als in Öl gelöstes, freies und hydrategebundenes Gas akkumuliert wurde, entwich das meiste Gas offensichtlich in das Deckgebirge, die Atmosphäre und den Ozean und könnte das globale Klima in der geologischen Vergangenheit beeinflusst haben.

@article{doi10130601051009122,
    author = "Milkov, Alexei V.",
    title = "Methanogene Biodegradation von Erdöl im Westsibirischen Becken (Russland): Bedeutung für die Entstehung riesiger Cenomanischer Gasvorkommen",
    year = "2010",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Abstract In Westsibirien befinden sich etwa 1700 tcf (∼48 Billionen m3) an trockenen Gasreserven und -ressourcen (>99% Methan), hauptsächlich in flachen (<1500 m [<4921 ft]) Cenomanischen Vorkommen im nördlichen Teil des Beckens. Dieses trockene Gas macht etwa 11% der weltweiten konventionellen Gasreserven und etwa 17% der jährlichen Gasproduktion aus. Die Herkunft des trockenen Gases wurde in den letzten 45 Jahren intensiv diskutiert, bleibt jedoch umstritten. Weit verbreitete Hypothesen zur Herkunft umfassen frühreifes thermogenes Gas aus Kohle, primäres mikrobielles Gas aus zerstreutem organischem Material oder Kohle sowie thermogenes Gas aus tiefen Muttergesteinen. Allerdings sind all diese Hypothesen in gewisser Weise mit der molekularen oder isotopischen Zusammensetzung der Gase oder den Ergebnissen von Becken- und Erdölsystem-Modellierungen unvereinbar. Hier präsentiere ich geochemische und geologische Beweise dafür, dass ein signifikanter (wenn auch noch nicht quantifizierter) Teil des flachen trockenen Gases im nördlichen Westsibirischen Becken aus der methanogenen Biodegradation von Erdöl stammt. Indirekte Beweise umfassen das Vorkommen stark biodegradierter Öl-Säulen und Restöle in vielen Cenomanischen Gasvorkommen sowie geochemische Hinweise auf eine starke bis leichte Biodegradation in Jurassisch-Albianen Reservoirn, die häufig den Cenomanischen Vorkommen aufliegen. Direkte Beweise umfassen vor allem 13C-anreicherndes CO2 in Vorkommen mit biodegradiertem Öl (obwohl die Daten begrenzt sind), was eine Umwandlung von 40–70 Gew.% aus Öl stammendem CO2 in sekundäres mikrobielles Methan anzeigt. Charakteristische hydrocarbon-molekulare und isotopische Zusammensetzungen der meisten Gase in Cenomanischen Vorkommen (durchschnittliche Trockenheit C1/(sum C1-C5) ist 0,9976; durchschnittliches δ13C von Methan ist −51,8‰) deuten darauf hin, dass sie Mischungen aus biodegradiertem thermogenem Gas aus tiefen, hauptsächlich jurassischen, Muttergesteinen und sekundärem mikrobiellem Methan mit gelegentlichen kleinen Beimischungen von primärem mikrobiellem Methan darstellen. Ein Beitrag von frühreifem kohleabgeleitetem Gas ist in Gebieten mit dem größten thermischen Stress der Hauterivisch-Aptischen Sedimente möglich, bleibt jedoch spekulativ. Eine Überprüfung der Erdöl-Habitats von fünf repräsentativen Öl-Gas-Kondensat-Feldern in Westsibirien (einschließlich des zweitgrößten Gasfeldes der Welt, Urengoyskoe) deutet darauf hin, dass die methanogene Biodegradation die beobachtete Verteilung und Eigenschaften der Fluide in den flachen Reservoirn dieser Felder am besten erklären kann. Die Anerkennung von sekundärem mikrobiellem Gas in Westsibirien hilft, die beobachtete Dominanz von Gas im flachen, kühlen nördlichen Teil des Beckens zu erklären, wo die Bedingungen für eine längere Erdöl-Biodegradation günstiger waren als in den zentralen und südlichen Teilen des Beckens. Sekundäres mikrobielles Gas wurde weltweit erkannt und kann (1) ein volumetrisch signifikantes Explorationsziel in flachen Reservoirn darstellen (vielleicht sogar signifikanter als primäres mikrobielles Gas) und (2) effektive thermogene Erdölsysteme in den tieferen Abschnitten anzeigen. Große Volumina (bis zu ∼66.500 tcf [∼1884 Billionen m3]) an sekundärem mikrobiellem Methan könnten aus biodegradierten Erdöl-Akkumulationen weltweit entstanden sein. Obwohl ein Teil dieses Gases als in Öl gelöstes, freies und hydrategebundenes Gas akkumuliert wurde, entwich das meiste Gas offensichtlich in das Deckgestein, die Atmosphäre und den Ozean und könnte das globale Klima in der geologischen Vergangenheit beeinflusst haben.",
    url = "https://doi.org/10.1306/01051009122",
    doi = "10.1306/01051009122",
    openalex = "W2102194559",
    references = "doi1010160009254188901088, doi1010160264817288900037, doi101016026481729598381e, doi101016s0009254199000923, doi101017cbo9780511524868, doi10103845777, doi101038nature02134, doi101038nature06484, doi101144petgeo34343, doi1013062f91976516ce11d78645000102c1865d, doi101306a25fe3dd171b11d78645000102c1865d, doi101306ad46094a16f711d78645000102c1865d"
}

Auf der russischen, westsibirischen und einigen anderen Plattformen begann die Sedimentation mit der Bildung großer Grabenbrüche (Aulakogene). Strukturen dieses Typs sind offensichtlich am häufigsten in den frühen Stadien der Plattformentwicklung. Das Aulakogen und die geosynklinale Absenkung sind mit Epochen großer Transgressionen verbunden, während die tektonische Inversion von Aulakogen und Orogenese mit Regressionen einhergehen. Plattformstrukturen unterschiedlicher Größe von alten und jungen Plattformen deuten auf eine Zunahme der Wachstumsrate zu Beginn der Transgressionen und eine Abnahme der Wachstumsrate während der Regressionen hin. All dies impliziert das Vorhandensein einheitlicher periodischer tektonischer Prozesse, die über weite Teile der Erde wirksam sein können. Die durchschnittlichen Wachstumsraten von Plattformstrukturen sind sehr niedrig, d. h. 0,15–5 m pro Ma. Auf der alten russischen Plattform waren solche Raten niedriger als auf der jungen westsibirischen Plattform. Die Dauer des strukturellen Wachstums kann recht lang sein. Auf der jungen westsibirischen sowie auf der älteren russischen Plattform wachsen die Strukturen weiter, und heute spiegeln viele von ihnen sich in der Topographie wider. Dies deutet darauf hin, dass tief liegende Herde tektonischer Bewegungen sowohl zeitlich als auch bezüglich der Plattformen beständig sind. Hauptbrüche haben noch längere Dauer, oft erstreckend sich über 25 Prozent des Erdalters. Brüche auf den in diesem Artikel diskutierten Plattformen sind am weitesten verbreitet in der Nähe der Oberseite des Basement. Sie nehmen in den oberen Teilen der sedimentären Abdeckung und scheinbar in der unteren Kruste ab. Tiefseismische Messungen zeigen deutlich, dass die Herde tektonischer Bewegungen, die für die Bildung der wichtigsten und größten Strukturen sowohl auf alten als auch auf jungen Plattformen verantwortlich sind, unter der Erdkruste liegen. Ihre Evolution sollte mit der der Lithosphärenplatten synchron verlaufen. Das Vorhandensein steiler Brüche ist ein weiterer Gegenbeweis gegen permanente und beträchtliche horizontale Verschiebungen in der Erdkruste.

@incollection{doi101029gd001p0053,
    author = "Aleinikov, A. L. und Bellavin, O. V. und Bulashevich, Yu.P. und Tavrin, I. F. und Maksimov, E. M. und Rudkevich, M. Ya. und Nalivkin, V. D. und Shablinskaya, N. V. und Surkov, V. S.",
    title = "Dynamik der russischen und westsibirischen Plattformen",
    year = "2011",
    booktitle = "Geodynamik-Serie/Geodynamik-Serie",
    abstract = "Auf der russischen, westsibirischen und einigen anderen Plattformen begann die Sedimentation mit der Bildung großer Grabenbrüche (Aulakogene). Strukturen dieses Typs sind offensichtlich am häufigsten in den frühen Stadien der Plattformentwicklung. Das Aulakogen und die geosynklinale Absenkung sind mit Epochen großer Transgressionen verbunden, während die tektonische Inversion von Aulakogen und Orogenese mit Regressionen einhergehen. Plattformstrukturen unterschiedlicher Größe von alten und jungen Plattformen deuten auf eine Zunahme der Wachstumsrate zu Beginn der Transgressionen und eine Abnahme der Wachstumsrate während der Regressionen hin. All dies impliziert das Vorhandensein einheitlicher periodischer tektonischer Prozesse, die über weite Teile der Erde wirksam sein können. Die durchschnittlichen Wachstumsraten von Plattformstrukturen sind sehr niedrig, d. h. 0,15–5 m pro Ma. Auf der alten russischen Plattform waren solche Raten niedriger als auf der jungen westsibirischen Plattform. Die Dauer des strukturellen Wachstums kann recht lang sein. Auf der jungen westsibirischen sowie auf der älteren russischen Plattform wachsen die Strukturen weiter, und heute spiegeln viele von ihnen sich in der Topographie wider. Dies deutet darauf hin, dass tief liegende Herde tektonischer Bewegungen sowohl zeitlich als auch bezüglich der Plattformen beständig sind. Hauptbrüche haben noch längere Dauer, oft erstreckend sich über 25 Prozent des Erdalters. Brüche auf den in diesem Artikel diskutierten Plattformen sind am weitesten verbreitet in der Nähe der Oberseite des Basement. Sie nehmen in den oberen Teilen der sedimentären Abdeckung und scheinbar in der unteren Kruste ab. Tiefseismische Messungen zeigen deutlich, dass die Herde tektonischer Bewegungen, die für die Bildung der wichtigsten und größten Strukturen sowohl auf alten als auch auf jungen Plattformen verantwortlich sind, unter der Erdkruste liegen. Ihre Evolution sollte mit der der Lithosphärenplatten synchron verlaufen. Das Vorhandensein steiler Brüche ist ein weiterer Gegenbeweis gegen permanente und beträchtliche horizontale Verschiebungen in der Erdkruste.",
    url = "https://doi.org/10.1029/gd001p0053",
    doi = "10.1029/gd001p0053",
    openalex = "W1589124925"
}

@article{crossref2014integrated,
    title = "INTEGRIERTE ELEKTROMAGNETISCHE UND GEOCHEMISCHE ERFASSUNGEN FÜR DIE ÖL-UND GASERFORSCHUNG IN WESTSIBILIEN",
    year = "2014",
    journal = "Геология и геофизика",
    url = "https://doi.org/10.15372/gig20140518",
    doi = "10.15372/gig20140518",
    number = "5",
    openalex = "W4253749639",
    volume = "55",
    references = "doi101306m66606"
}

Elektrische Messungen mit kontrollierten und natürlichen Quellen (TEM bzw. MT), die mit IP- und geochemischen Untersuchungen integriert wurden, wurden für die Erdölexploration in Westsibirien getestet. Die TEM-Methode mit Schleifenabmessungen, die kleiner sind als die Tiefe zum Ziel, bietet hohe Auflösung, ausreichende Eindringtiefe und Datenlokalität. Die MT-Methode sondiert tiefere Erdschichten und kann Einschränkungen für die paläozoische Basement-Struktur und ihre elektrischen Eigenschaften liefern. Die erdölbezogenen Implikationen der IP- und geochemischen Daten stehen in Zusammenhang mit sekundärer Verwitterung (Mineralisierung) von Gesteinen über Ölfallen.

@article{epov2014integrated,
    author = "Epov, M.I. und Antonov, E.Yu. und Nevedrova, N.N. und Olenchenko, V.V. und Pospeeva, E.V. und Napreev, D.V. und Sanchaa, A.M. und Potapov, V.V. und Plotnikov, A.E.",
    title = "Integrated electromagnetic and geochemical surveys for petroleum exploration in West Siberia",
    year = "2014",
    journal = "Russian Geology and Geophysics",
    abstract = "Elektrische Messungen mit kontrollierten und natürlichen Quellen (TEM bzw. MT), die mit IP- und geochemischen Untersuchungen integriert wurden, wurden für die Erdölexploration in Westsibirien getestet. Die TEM-Methode mit Schleifenabmessungen, die kleiner sind als die Tiefe zum Ziel, bietet hohe Auflösung, ausreichende Eindringtiefe und Datenlokalität. Die MT-Methode sondiert tiefere Erdschichten und kann Einschränkungen für die paläozoische Basement-Struktur und ihre elektrischen Eigenschaften liefern. Die erdölbezogenen Implikationen der IP- und geochemischen Daten stehen in Zusammenhang mit sekundärer Verwitterung (Mineralisierung) von Gesteinen über Ölfallen.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.rgg.2014.05.019",
    doi = "10.1016/j.rgg.2014.05.019",
    number = "5-6",
    openalex = "W2003435269",
    pages = "763-774",
    volume = "55",
    references = "doi101016jrgg200903012, doi10130600aa9a34173011d78645000102c1865d, doi101306m66606c6, openalexw206203613"
}

@article{crossref2015west,
    title = "West Siberia frontier areas exploration via modified seismic velocity analysis",
    year = "2015",
    journal = "Технологии сейсморазведки",
    url = "https://doi.org/10.18303/1813-4254-2015-4-109-120",
    doi = "10.18303/1813-4254-2015-4-109-120",
    number = "4",
    openalex = "W4253036376"
}

Die Provinz Westsibirisches Becken ist eines der größten Sedimentbecken der Welt mit einer Fläche von 2,6 Millionen Quadratkilometern, und das Becken belegt weltweit den ersten Platz mit mehr als 400 Milliarden Barrel äquivalentem entdecktem Erdöl. Für die Bewertung der Ressourcen im Jahr 2008 im Bereich des Arktischen Kreises definierte das USGS ein nördliches westsibirisches mesozoisches zusammengesetztes Gesamtes Erdöl-System (TPS) und zwei geologische Bewertungseinheiten (AUs) innerhalb dieses zusammengesetzten TPS, die nördlich oder teilweise nördlich des Arktischen Kreises liegen. Die nördliche westsibirische Onshore-Gas-AU wurde definiert, um alle potenziellen Strukturen, Fallen und Reservoirs im onshore-Bereich des zusammengesetzten TPS zu umfassen. Die südliche Kara-See-Offshore-AU wurde definiert, um alle potenziellen Strukturen, Fallen und Reservoirs innerhalb des dicken Sedimentschichtes zu umfassen, der sich vom nördlichen westsibirischen Onshore-Gas-AU ins Offshore erstreckt.

@article{doi103133pp1824q,
    author = "Schenk, Christopher J.",
    title = "Geologie und Bewertung der unentdeckten Öl- und Gasressourcen des nördlichen westsibirischen mesozoischen zusammengesetzten Gesamten Erdöl-Systems der Provinz Westsibirisches Becken, Russland, 2008",
    year = "2018",
    journal = "USGS Fachpapier",
    abstract = "Die Provinz Westsibirisches Becken ist eines der größten Sedimentbecken der Welt mit einer Fläche von 2,6 Millionen Quadratkilometern, und das Becken belegt weltweit den ersten Platz mit mehr als 400 Milliarden Barrel äquivalentem entdecktem Erdöl. Für die Bewertung der Ressourcen im Jahr 2008 im Bereich des Arktischen Kreises definierte das USGS ein nördliches westsibirisches mesozoisches zusammengesetztes Gesamtes Erdöl-System (TPS) und zwei geologische Bewertungseinheiten (AUs) innerhalb dieses zusammengesetzten TPS, die nördlich oder teilweise nördlich des Arktischen Kreises liegen. Die nördliche westsibirische Onshore-Gas-AU wurde definiert, um alle potenziellen Strukturen, Fallen und Reservoirs im onshore-Bereich des zusammengesetzten TPS zu umfassen. Die südliche Kara-See-Offshore-AU wurde definiert, um alle potenziellen Strukturen, Fallen und Reservoirs innerhalb des dicken Sedimentschichtes zu umfassen, der sich vom nördlichen westsibirischen Onshore-Gas-AU ins Offshore erstreckt.",
    url = "https://doi.org/10.3133/pp1824q",
    doi = "10.3133/pp1824q",
    openalex = "W2898526643",
    references = "doi103133ofr89192"
}

Dieser Artikel konzentriert sich auf die Gaszusammensetzung und die Variation des Kohlenstoffisotops während der Desorption von Gas aus dem Schiefer der Ordovizischen Wufeng-Formation-Silurischen Longmaxi-Formation. Die Ergebnisse zeigen, dass die desorbierten Schiefergase überwiegend aus Methan bestehen (Gehalt: 98,36–98,76 %) und somit typisches trockenes Gas sind. Während der Desorption nahm der Methangehalt allmählich ab, und der Trocknungskoeffizient (C1/C1-5) der desorbierten Schiefergase nahm ebenfalls allmählich ab. Der Trocknungskoeffizient sank von 98,58 auf 99,04 % (98,81 % im Durchschnitt) der anfänglichen desorbierten Proben auf 88,72–96,78 % (94,15 % im Durchschnitt) der endgültigen desorbierten Proben. Basierend auf den Variationmustern der Gasbestandteilverhältnisse während der Schiefergasdesorption wurde die Reihenfolge der Adsorptionskapazität des Schiefers für verschiedene Gasbestandteile als CO2 > H2 > C3H8 > C2H6 > CH4 > He bestimmt. Der Trocknungskoeffizient des Schiefergases steht in negativer Korrelation mit dem Gesamtschiefergasgehalt aufgrund der unterschiedlichen Adsorptionsfähigkeit des Schiefers für gasförmige Kohlenwasserstoffe. Die δ13C-Werte neigten im Allgemeinen während der Desorption zu schwereren Werten. Die δ13C1-Werte der anfänglichen desorbierten Proben waren am niedrigsten und lagen zwischen −30,71‰ und −25,63‰. Im Detail stiegen die δ13C-Werte des Methans um 5,41–25,93‰, während die des Ethan in einem relativ kleineren Bereich anstiegen. Die Kohlenstoffisotopenfraktionierung wird hauptsächlich der Diffusion und Adsorption/Desorption zugeschrieben. Darüber hinaus war der Grad der Kohlenstoffisotopenfraktionierung des Methans während der Felddesorption mit dem Schiefergasgehalt korreliert, was darauf hindeutet, dass der Grad der Kohlenstoffisotopenfraktionierung des Methans ein potenzielles Werkzeug zur Identifizierung und Auswahl günstiger „sweet spots" für Schiefergas ist. Zusätzlich besteht das Schiefergas aus der Wufeng-Longmaxi-Formation im westlichen Hubei aus hochreinem Öl-Rissgas und Kerogen-Rissgas. Alle desorbierten Schiefergase zeichnen sich durch isotopische Umkehrung aus, und das Ausmaß der isotopischen Umkehrung nahm zu, während die Desorption fortgesetzt wurde. Dies wird primär durch das Mischen des Gases aus der thermischen Degradation von Kerogen mit dem Gas aus dem Restöl-Riss und nassem Gas sowie durch die Diffusion des Schiefergases verursacht. Die Kohlenstoffisotopenumkehrung von Methan und Ethan steht nicht direkt mit dem Schiefergasgehalt in Verbindung.

@article{doi101016jjngse2020103777,
    author = "Li, Shizhen und Meng, Fanyang und Zhang, Xiaotao und Zhou, Zhi und Shen, Bin und Wei, Siyu und Zhang, Shousong",
    title = "Gaszusammensetzung und Variation des Kohlenstoffisotops während der Desorption von Schiefergas: Implikationen aus der Ordovizischen Wufeng-Formation – Silurischen Longmaxi-Formation im westlichen Hubei, China",
    year = "2020",
    journal = "Journal of Natural Gas Science and Engineering",
    abstract = "Dieser Artikel konzentriert sich auf die Gaszusammensetzung und die Variation des Kohlenstoffisotops während der Desorption von Gas aus dem Schiefer der Ordovizischen Wufeng-Formation-Silurischen Longmaxi-Formation. Die Ergebnisse zeigen, dass die desorbierten Schiefergase überwiegend aus Methan bestehen (Gehalt: 98,36–98,76\%) und somit typisches trockenes Gas sind. Während der Desorption nahm der Methangehalt allmählich ab, und der Trocknungskoeffizient (C1/C1-5) der desorbierten Schiefergase nahm ebenfalls allmählich ab. Der Trocknungskoeffizient sank von 98,58 auf 99,04\% (98,81\% im Durchschnitt) der anfänglichen desorbierten Proben auf 88,72–96,78\% (94,15\% im Durchschnitt) der endgültigen desorbierten Proben. Basierend auf den Variationmustern der Gasbestandteilverhältnisse während der Schiefergasdesorption wurde die Reihenfolge der Adsorptionskapazität des Schiefers für verschiedene Gasbestandteile als CO2 > H2 > C3H8 > C2H6 > CH4 > He bestimmt. Der Trocknungskoeffizient des Schiefergases steht in negativer Korrelation mit dem Gesamtschiefergasgehalt aufgrund der unterschiedlichen Adsorptionsfähigkeit des Schiefers für gasförmige Kohlenwasserstoffe. Die δ13C-Werte neigten im Allgemeinen während der Desorption zu schwereren Werten. Die δ13C1-Werte der anfänglichen desorbierten Proben waren am niedrigsten und lagen zwischen −30,71‰ und −25,63‰. Im Detail stiegen die δ13C-Werte des Methans um 5,41–25,93‰, während die des Ethan in einem relativ kleineren Bereich anstiegen. Die Kohlenstoffisotopenfraktionierung wird hauptsächlich der Diffusion und Adsorption/Desorption zugeschrieben. Darüber hinaus war der Grad der Kohlenstoffisotopenfraktionierung des Methans während der Felddesorption mit dem Schiefergasgehalt korreliert, was darauf hindeutet, dass der Grad der Kohlenstoffisotopenfraktionierung des Methans ein potenzielles Werkzeug zur Identifizierung und Auswahl günstiger „sweet spots" für Schiefergas ist. Zusätzlich besteht das Schiefergas aus der Wufeng-Longmaxi-Formation im westlichen Hubei aus hochreinem Öl-Rissgas und Kerogen-Rissgas. Alle desorbierten Schiefergase zeichnen sich durch isotopische Umkehrung aus, und das Ausmaß der isotopischen Umkehrung nahm zu, während die Desorption fortgesetzt wurde. Dies wird primär durch das Mischen des Gases aus der thermischen Degradation von Kerogen mit dem Gas aus dem Restöl-Riss und nassem Gas sowie durch die Diffusion des Schiefergases verursacht. Die Kohlenstoffisotopenumkehrung von Methan und Ethan steht nicht direkt mit dem Schiefergasgehalt in Verbindung.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103777",
    doi = "10.1016/j.jngse.2020.103777",
    openalex = "W3114040604",
    references = "doi101016jorggeochem2020103997"
}

Trotz der modernen Trends zur Dekarbonisierung der Energietechnik, des Verkehrs und der Industrie bleiben fossile Brennstoffe in hohem Maße gefragt. Auf der anderen Seite sind auch die Gas- und Ölindustrie an Energieeffizienz und reduzierter Umweltbelastung interessiert. Das Bohren von Brunnen ist einer der umweltgefährlichsten Prozesse, und die Verringerung der Anzahl der Brunnen ist eine wichtige Aufgabe, die auch zu einer Steigerung der gesamten Energieeffizienz des Öl/Gas-Abbautechnologischen Prozesses beiträgt. Die Lagerstättenexploration ist ein notwendiger Bestandteil der Erdölindustrie, der das Vorhandensein von Brennstoffressourcen bestimmt. Die zuverlässige und schnelle Identifizierung von Öl/Gas-Lagerstätten ermöglicht eine Verringerung der Anzahl der gebohrten Forschungsbohrungen. Die Autoren dieses Artikels untersuchten die Tiefenverteilung der Kohlenwasserstoff- und Nicht-Kohlenwasserstoff-Komponenten von dispergiertem Gas, das aus den Kernen von Shallow-Bohrungen in Westsibirien entnommen wurde, um die Grenzen der Schichten unter Verwendung von a priori-Informationen in Form einer geochemischen Korrelation schnell zu verfeinern. Die Korrelationen wurden auf der Grundlage der Menge an Methan, der Summe der Homologen von Methan, Wasserstoff und Olefinen hergestellt. Die Ergebnisse zeigen eine Abnahme der Konzentrationen von Gas-Komponenten an den Grenzen von Schichten mit unterschiedlichen Lithologien. Der Begriff „geochemischer Verschluss" wird eingeführt, um ein solches Phänomen zu beschreiben.

@article{doi101615interjenercleanenv2022047081,
    author = "Naumenko, Vitaliya O. und Ponomarev, Andrey und Kadyrov, Marsel und Tugushev, Oskar A. und Drugov, Denis A. und Nurullina, Tatiana S.",
    title = "GEOCHEMICAL PATTERNS OF DISTRIBUTION OF DISPERSED GAS COMPONENTS IN THE SHALLOW SUBSURFACE OF WEST SIBERIA",
    year = "2022",
    journal = "International Journal of Energy for a Clean Environment",
    abstract = {Trotz der modernen Trends zur Dekarbonisierung der Energietechnik, des Verkehrs und der Industrie bleiben fossile Brennstoffe in hohem Maße gefragt. Auf der anderen Seite sind auch die Gas- und Ölindustrie an Energieeffizienz und reduzierter Umweltbelastung interessiert. Das Bohren von Brunnen ist einer der umweltgefährlichsten Prozesse, und die Verringerung der Anzahl der Brunnen ist eine wichtige Aufgabe, die auch zu einer Steigerung der gesamten Energieeffizienz des Öl/Gas-Abbautechnologischen Prozesses beiträgt. Die Lagerstättenexploration ist ein notwendiger Bestandteil der Erdölindustrie, der das Vorhandensein von Brennstoffressourcen bestimmt. Die zuverlässige und schnelle Identifizierung von Öl/Gas-Lagerstätten ermöglicht eine Verringerung der Anzahl der gebohrten Forschungsbohrungen. Die Autoren dieses Artikels untersuchten die Tiefenverteilung der Kohlenwasserstoff- und Nicht-Kohlenwasserstoff-Komponenten von dispergiertem Gas, das aus den Kernen von Shallow-Bohrungen in Westsibirien entnommen wurde, um die Grenzen der Schichten unter Verwendung von a priori-Informationen in Form einer geochemischen Korrelation schnell zu verfeinern. Die Korrelationen wurden auf der Grundlage der Menge an Methan, der Summe der Homologen von Methan, Wasserstoff und Olefinen hergestellt. Die Ergebnisse zeigen eine Abnahme der Konzentrationen von Gas-Komponenten an den Grenzen von Schichten mit unterschiedlichen Lithologien. Der Begriff „geochemischer Verschluss" wird eingeführt, um ein solches Phänomen zu beschreiben.},
    url = "https://doi.org/10.1615/interjenercleanenv.2022047081",
    doi = "10.1615/interjenercleanenv.2022047081",
    openalex = "W4312905550",
    references = "epov2014integrated"
}