CC BY
39
Bестник ДBO РАН. 2006. № 1
В.В.ЖИГУЛЕВ, В.Э.КОНОНОВ, Б.В.ЛЕВИН, Б.Ч.СОК
Оценка нефтегазоносности впадины Цусима и прилегающего шельфа
(по сейсмическим данным)
Представлены результаты нефтегеологической интерпретации материалов сейсморазведки методом преломленных волн (МПВ), полученных в 1993 г. на восточном шельфе п-ова Корея и впадине Цусима в рамках совместных российско-южнокорейских проектов изучения глубинного строения югозападной части Японского моря. Основное внимание уделено выделению в разрезе осадочного чехла главных катагенетических зон генерации и аккумуляции углеводородов, их сопоставлению с геологическим разрезом скважины разведочного бурения и интерпретации. Результаты свидетельствуют о высоком углеводородном потенциале исследуемого района.
Estimation of oil & gas presence in the Tsushima basin and the adjacent shelf (Sea of Japan) on
the basis of seismic data. V.V.ZHIGULEV, V.E.KONONOV, B.W.LEVIN (Institute of Marine Geology & Geophysics, FEB RAS, Yuzhno-Sakhalinsk), B.C.SOK (Korean Institute of Oceanological Researches and Development, Seoul).
Results of oil geological interpretation of the seismic survey materials, obtained by the refracted wave method in 1993 on the eastern shelf of the Korean Peninsula and Tsushima basin within the limits of the joint Russian -South Korean Projects on the deep structure study of the Sea of Japan southwestern part, are presented. Basic attention is paid to distinguishing the main katagenetic zones of hydrocarbons generation and accumulation in sedimentary cover section, and to their correlation with geological section of exploratory well. The obtained results testify to the high hydrocarbon potential of the studied area.
Континентальный шельф и прилегающие к нему акватории являются перспективными объектами для исследований на содержание промышленных запасов углеводородного сырья. В настоящее время поиску новых подходов к оценке углеводородных ресурсов в нефтегазоносных бассейнах уделяется большое внимание. Начиная с середины 1990-х годов определение главных зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления в разрезе осадочного чехла Институтом морской геологии и геофизики (ИМГиГ) выполняется с использованием скоростных характеристик, полученных с помощью сейсмического метода преломленных волн (МПВ). Нами были проведены оценки углеводородного потенциала северо-восточного участка сахалинского шельфа [9, 11] и южной части впадины Дерюгина [8, 23].
В настоящей работе представлены результаты нефтегеологической интерпретации сейсмических данных МПВ, полученные при совместных исследованиях ИМГиГ и Корейского института океанологических исследований и развития (KORDI) на акватории, включающей впадину Цусима и прилегающий участок Корейского шельфа. Исследования выполнялись в рамках международной программы по инициативе и при полном финансировании корейской стороны.
ЖИГУЛЕВ Владимир Владимирович - кандидат геолого-минералогических наук, КОНОНОВ Владимир Эрви-нович - кандидат геолого-минералогических наук, ЛЕВИН Борис Вульфович - член-корреспондент РАН (Институт морской геологии и геофизики ДВО РАН, Южно-Сахалинск), СОК Бонг Чул - ведущий научный сотрудник (Корейский институт океанологических исследований и развития, Сеул).
Впадина Цусима располагается в юго-западной части Японского моря, имеет близкую к изометрической форму со средней глубиной порядка 2000-2500 м, на западе ограничивается континентальным склоном Корейского шельфа, на северо-западе - склоном Корейского плато. Ее восточным обрамлением являются о-ва Оки и подводные поднятия Кита-Оки, а южным - шельфы Кореи и Японии. С Центральной котловиной Японского моря впадина соединяется узким (около 50 км) трогом, расположенным между Корейским плато и поднятием Оки (рис. 1). В геологическом строении района участвуют породы широкого возрастного диапазона. Это преимущественно кайнозойские осадочные отложения и незначительные массивы более древних образований фундамента, обнажающихся на сводах и склонах подводных поднятий. Наиболее древние из них (архей-протерозой) установлены на подводном Корейском плато (возвышенности Криштофовича и Восточно-Корейская), а также
130 1г ВЩз -3^5 Т>
Рис. 1. Карта района работ. 1 - изобаты (м); сейсмические профили (2 - НСП; 3 - МПВ; 4 - МОВ ОГТ); 5 -пункты постановок донных станций; 6 - скважина разведочного бурения
на подводном поднятии и о-ва Оки [5, 6, 12, 18]. Палеозойская группа представлена терри-генными образованиями Восточно-Корейского поднятия, мезозойский комплекс пород развит на южном обрамлении акватории [14].
Сейсмические исследования методом отраженных волн общей глубинной точки (МОВ ОГТ) и непрерывного сейсмопрофилирования (НСП), выполненные во впадине Цусима, позволили характеризовать структуры ее осадочного чехла [24, 28, 29].
В результате сейсмостратиграфического анализа, проведенного южнокорейскими исследователями [21, 30] по временным разрезам сейсмических профилей МОВ ОГТ (ПР 3, ПР 5, ПР 6) с привлечением данных разведочного бурения по скважине DOLGORAE-1 (рис. 1), установлены основные виды проявления тектонической деятельности в юго-западной части бассейна, отображены главные этапы его развития от раннего миоцена до плейстоцена. В течение этого времени выделено три основных периода развития бассейна, характеризующихся разными динамикой нисходяще-восходящих движений коры, интенсивностью трансгрессионно-регрессионных процессов и скоростного осадконакопления.
В результате совместных российско-корейских исследований, проведенных в 1991-1993 гг. методом преломленных волн на пяти профилях, пересекающих впадину Цусима в различных направлениях (ПР I, II, III, IV, V; рис. 1), впервые была получена информация о ее глубинном строении [1, 2, 20, 22]. Мощность коры изменяется от 14-16 км во впадине до 20-28 км на Корейском шельфе. В разрезе выделены основные сейсмические слои и определены их скоростные характеристики. Показано, что поверхность фундамента обрисовывает депрессию, выполненную осадочно-вулканогенным слоем мощностью до 6 км, а в основании кристаллической части коры выделены слои пониженной скорости.
Общеизвестны пессимистические прогнозы относительно промышленных залежей углеводородов восточного шельфа Кореи [29]. Однако эти выводы касаются, главным образом, кайнозойских образований бассейна. В то же время в научной литературе обращается внимание на подстилающие верхнемеловые осадочно-вулканические отложения [25-27], которые представляют определенный интерес с точки зрения их нефтегазоперспективнос-ти [2]. Это обстоятельство продиктовано следующим: по своему геофизическому и структурно-тектоническому положению восточный шельф п-ова Корея входит в систему окраинных структурных зон перехода от Азиатского континента к Тихому океану, которые во многом сохранили основные особенности глубинного строения прилегающих участков суши [7, 19], входя в так называемый Западно-Тихоокеанский нефтегазовый пояс [16] и относясь к тыловым промышленно-нефтегазоносным районам Тихоокеанского кайнозойского тектонического кольца [15]. В то же время этот шельф, как и сам полуостров, относится к краевым структурам Китайской мегаплатформы, для которой нефтегазоносность, в частности шельфа Восточно-Китайского моря, связывается в большей степени с низами осадочно-вулканогенного слоя, включая верхние горизонты мелового разреза (трещиноватые коллекторы), нежели со стратиграфическими коллекторами в кайнозойских осадочных толщах. Достижения японских нефтяников также показывают высокую продуктивность не только глубоко залегающих среднемиоценовых вулканических коллекторов («зеленых туфов»), но и газонефтяных залежей в трещиноватых палеогеновых конгломератах и меловых гранитах [31, 32].
На этом основании и с учетом полученных последних сейсмических данных о структурно-скоростном строении коры Цусимской котловины нам представляется возможным оценить перспективность осадочного чехла данного бассейна на содержание углеводородов.
Как показывает опыт нефтегазопоисковых работ в Сахалино-Охотском бассейне [4], узловыми моментами при решении нефтегеологических задач являются определения: а) общей мощности осадочных отложений; б) объема глубоководных кремнистых образований; в) объема основных катагенетических зон генерации углеводородов и оптимального
нефтегазонакопления. Результаты опытно-экспериментальных сейсмических работ, выполненных ранее на сахалинском шельфе [8, 11] и во впадине Дерюгина [8, 23], свидетельствуют о том, что эти задачи вполне успешно решаются методом преломленных волн. Поэтому для оценки углеводородного потенциала осадочного чехла Цусимского бассейна мы применили методику, апробированную в вышеуказанных районах. При этом в качестве основы для геологической интерпретации используются сейсмические разрезы МПВ, полученные нами при экспериментальных наблюдениях в 1991-1992 гг. [1, 2, 20, 22].
Литостратиграфическая привязка сейсмических слоев, выделенных в верхней части разреза МПВ (до 4 км), выполнялась с использованием данных по скважине разведочного бурения (DOLGORAE -1), расположенной вблизи юго-западного окончания ПР 1 МПВ (рис. 2Г). Пробуренная на глубину 4200 м, эта скважина вскрыла осадки до раннемиоценового возраста (16 млн лет) (рис. 2А). На временном разрезе ПР 6 МОВ ОГТ (рис. 2Б), пересекающем скважину в меридиональном направлении, были выделены опорные сейсмические горизонты, разделяющие слои с различными условиями осадконакопления [21, 30]. На волновой картине эти слои отличаются характерными особенностями записи сейсмосигналов (амплитуда, частота, фазовость, уровень дифракции и т.д.) и в дальнейшем будут определяться как сейсмоакустические комплексы. Для каждого из опорных горизонтов проведена стратиграфическая привязка к разрезу скважины (рис. 2, А, Б).
Эти материалы послужили основой для привязки преломляющих границ и скоростных разрезов МПВ к опорным отражающим границам МОВ ОГТ и геологическому разрезу разведочной скважины. Данная операция выполнялась в приведенной ниже последовательности. Вначале для каждого выделенного на временном разрезе опорного горизонта опре-
T
делись врем, про&п, осаженной волны , одном направлении (-=■) и строш,™ граф„к
зависимости этого времени от глубины залегания соответствующего горизонта на разрезе скважины (рис. 2А). В первом приближении этот график можно рассматривать как вертикальный годограф, получаемый при наблюдениях методом вертикального сейсмического профилирования. Затем по характерным точкам излома годографа устанавливались границы слоев A, B, C, D, E. Для каждого из них определялись значения пластовых скоростей
V = . По полученной зависимости пластовой скорости от глубины строилась скорос-
А t
тная колонка до забоя скважины (рис. 2А). На следующем этапе выполнялось сопоставление полученных графиков с временным разрезом ОГТ и проводилась привязка его сейсмо-акустических комплексов к соответствующим слоям A, B, C, D, E на скоростной колонке, для каждого комплекса устанавливалось значение его пластовой скорости. Так, осадкам верхнего четвертичного слоя А соответствует пластовая скорость 1850 м/с, отложениям верхнего неогена (слой В) - 2300 м/с, нижненеогеновым осадочным образованиям (слои С, D, Е) - 2581, 3166 и 3591 м/с соответственно. Как следует из полученного материала, скоростная дифференциация разреза отображает как стратиграфические границы раздела (между слоями А и В, В и С), так и литологические (С и D, D и E) (рис. 2, А, Б).
Полученные данные позволили выполнить привязку сейсмических разрезов МПВ к геологическому разрезу разведочной скважины DOLGORAE-1. С этой целью был выбран наиболее близко расположенный к скважине юго-западный участок профиля 1 (ПР 1 МПВ; рис. 2Г). Сопоставление данного участка разреза МПВ со скоростной колонкой скважины и временным разрезом (ОГТ) (рис. 2) наглядно демонстрирует, что скоростные слои верхней части разреза МПВ (до глубины 4 км), выделенные по значениям преломленных волн, хорошо коррелируют с литостратиграфическими слоями разреза скважины по значениям их пластовых скоростей. Так, толща четвертичных осадков (слой А) с пластовой скоростью 1850 м/с на разрезе МПВ соответствует верхнему (первому) сейсмическому слою со скоростью 1800 м/с. Отложения верхненеогенового комплекса (слой В и слой С с пластовой
Рис. 2. Сопоставление результатов: А - бурения; Б - МОВ ОГТ; В - МПВ. 1 - график пластовых скоростей и их значения; 2 - временная шкала (Тс); 3 - шкала скоростей; 4 - выделенные слои (по МОВ ОГТ и данным бурения); 5 - вертикальный годограф; 6 - двойное время пробега луча; 7 - номера пикетов на профиле МПВ; 8 -пункты постановки донных станций; 9 - значения скоростей преломленных волн; 10 - главная зона аккумуляции углеводородов; 11 - главная зона нефтеобразования; 12 - главная зона газообразования; 13 - граница поверхности консолидированного фундамента; 14 - возраст выделенных слоев
скоростью 2300 и 2581 м/с соответственно) на разрезе МПВ можно увязать со вторым по глубине слоем, скорости преломленных волн в котором варьируют от 2300 до 2500 м/с. Два нижних слоя (О и Е), соответствующие нижненеогеновым отложениям во временном диапазоне от 8,8 до 16 млн л.н., обладающих пластовыми скоростями 3166 и 3591 м/с, очевидно, соответствуют третьему сейсмическому слою разреза МПВ со скоростями 3100-3600 м/с.
Данным способом нами установлен возраст слоев верхней половины разреза МПВ (до глубины забоя разведочной скважины 4200 м). Возраст нижележащих толщ и кристаллического фундамента определяется путем установления корреляционных связей их скоростных параметров с сейсмическими разрезами, полученными во впадине Дерюгина и на Сахалинском шельфе. При этом стратиграфия последнего основана на материалах разведочного бурения и сейсмологических моделях восточного побережья Сахалина [3, 10, 13, 17].
Полученный на полную глубину сейсмический разрез исследуемого участка профиля МПВ (рис. 2В) можно представить в следующем виде: верхняя толща, мощностью около 200 м и со скоростью рефрагированных волн порядка 1800 м/с, полностью представлена четвертичными отложениями. Снизу она ограничена преломляющим горизонтом, который хорошо коррелирует с соответствующим отражающим горизонтом на временном разрезе ОГТ, а также со стратиграфической границей, разделяющей четвертичные и верхненеогеновые осадки на геологическом разрезе скважины. Устойчивое прослеживание этой границы в сейсмическом поле отраженных и преломленных волн, вероятно, обусловлено достаточно высокой акустической жесткостью на контакте между покрывающими четвертичными и подстилающими неогеновыми осадками (разница скоростей 450 м/с).
Второй сейсмический слой мощностью до 1000 м и скоростями 2300-2500 м/с слагают отложения плиоцена и позднего (до 8,8 млн л.н.) миоцена. Преломляющую стратиграфическую границу между этими комплексами выделить не удалось, что, очевидно, связано с незначительной скоростной дифференциацией - 230 м/с.
Третий сейсмический слой в интервале глубин 2500-400 м, со скоростями 3100-3600 м/с, включает в себя миоценовые отложения во временном диапазоне 8,2-16,0 млн л.н. Граница его подошвы, установленная по преломленным волнам, условно коррелирует только с отражающей границей на временном разрезе ОГТ, но не увязана со скоростной колонкой по причине ограничения глубиной разведочной скважины.
Нижезалегающий четвертый сейсмический слой мощностью порядка 1300 м определяется скоростным диапазоном от 4000 до 4900 м/с. Стратиграфические данные по скважине свидетельствуют о том, что верхняя часть этого слоя состоит из отложений раннего миоцена от 16 млн л.н. (возраст пород у забоя скважины) и ранее. А скоростные значения в нижней его части при сопоставлении с аналогичными разрезами впадины Дерюгина и Сахалинского шельфа дают основание увязать ее с образованиями палеогена.
Пятый сейсмический слой мощностью порядка 1600-1700 м при аналогичном сопоставлении со скоростными разрезами Сахалинского шельфа и впадины Дерюгина по скоростным значениям оптимально соответствует верхнемеловым отложениям.
Кристаллический фундамент, поверхность которого отчетливо выделяется граничной скоростью 6300 м/с на глубине около 7200 м, достаточно уверенно может быть отнесен к образованиям от раннего мела до более древнего возраста.
Сейсмостратиграфия разреза, полученная по данному участку, транспонируется на весь разрез профиля МПВ I, а также на оставшиеся разрезы профилей II, III, IV и V (рис. 3, 4). При сопоставлении этих разрезов с полученными на сахалинском шельфе [9, 11] и впадине Дерюгина [8, 23] становится очевидным, что их общие структурные особенности, характер залегающих слоев, последовательность напластования, стратиграфия, мощность и скоростные характеристики во многом сходны. Это дает основание использовать для геологической интерпретации ту методику, которая уже апробирована на сахалинском шельфе и впадине Дерюгина [8, 9, 11, 23]. В качестве основы для нефтегеологической
ПРОФИЛЬ мив I
Pro. 3. Ceйcмoгeoлoгичecкиe paзpeзы nP 1 и nP 2. Уcл. oбoзнaчeния cм. на pro. 5
Рис. 4. Сейсмогеологические разрезы III, IV, V. 1 - тектонические нарушения; 2 - сейсмические границы и значения скоростей; 3 - фундамент; 4 - пересечения профилей; 5 - пункты постановок донных станций; 6 - главная зона газообразования; 7 - главная зона нефтеобразования; 8 - главная зона нефтегазонакопления; 9 - возраст слоев
интерпретации сейсмических данных используется график соотношения отражающих способностей витринита как количественный показатель катагенеза пород и скоростныгх характеристик среды, который был составлен при решении нефтегеологических задач в Охотском море [4] (рис. 5). С учетом этой информации сейсмические разрезы, приведенные на рис. 3, 5, интерпретируются следующим образом.
За основание осадочной толщи (поверхности кристаллического фундамента) принимается преломляющая граница со скоростями V = 6,3-6,7 км/с.
1. Главная зона газообразования, согласно приведенному графику, соответствует геологическим отложениям со скоростями от 5,8 до 4,0 км/с. Она практически полностью включает в себя два нижних сейсмических слоя, состоящих из верхнемеловых и нижнемиоценовых отложений.
2. Главная зона нефтеобразовання определяется скоростным ннтервалом 4,0-5,1 км/с, представлена в основном палеоген-ннжненео-геновымн отложеннямн.
3. Главная зона аккумуляцнн углеводородов (зона оптнмального нефтегазонакопле-ння) выделена намн в скоростном днапазоне 2,9-4,6 км/с. На сейсмнческнх разрезах она прн-урочена к верхнемноценовым отложенням.
Такнм образом, в осадочном чехле бассейна Цуснма нам удалось выделнть основные ка-тагенетнческне комплексы генерацнн н накоп-лення углеводородов. Нанболее благопрнятное в плане нефтегазоносностн сочетанне этих комплексов наблюдается в районе центрального участка впаднны н ее южном обрамленнн. Выделенные здесь катагенетнческне зоны в отлн-чне от другнх участков нсследуемой акваторнн характернзуются нанбольшей мощностью, а также скоростнымн характернстнкамн, оптн-мально соответствующнмн главным зонам катагенеза, ранее установленным в разрезе нефтегазоносного шельфа нефтегазоносных бассейнов Охотского моря.
По мненню авторов, результаты проведенных нсследованнй достаточно наглядно свнде-тельствуют о том, что район южной частн впаднны Цуснма может являться перспектнвным объектом для проведення шнрокомасштабных работ по выявленню промышленных запасов углеводородного сырья.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аносов Г.И., Сок Б.Ч., Аргентов В.В., Биккенина С.К., Жигулев В.В., Сергеев К.Ф., Соловьев В.Н. Глубинное строение земной коры впадины Цусима по данным преломленных волн (Японское море) // Тихоокеан. геология. 1996. Т. 15, № 5. С. 32-45.
2. Аносов Г.И., Сок Б.Ч., Аргентов В.В., Биккенина С.К., Жигулев В.В., Сергеев К.Ф. Строение восточного шельфа полуострова Корея по сейсмическим данным // Тихоокеан. геология. 2000. Т. 19, № 2. С. 3-16.
3. Биккенина С.К., Аносов Г.И., Аргентов В.В., Сергеев К.Ф. Строение земной коры южной части Охотского моря по сейсмическим данным. М.: Наука, 1987. 87 с.
4. Варнавский В.Г., Коблов Э.Г., Буценко Р.Л. и др. Литолого-петрофизические критерии нефтегазонос-ности. М: Наука, 1990. 270 с.
5. Геологическая карта дна Японского моря. 1 : 2 500 000 / ред. И.И.Берсенев, М.Л.Красный. Владивосток: ДВНЦ АН СССР, 1984.
6. Геологическое строение западной части Японского моря и прилегающей суши. Владивосток: Даль-наука, 1993. 207 с.
7. Дьяков Б.Ф. Геологические закономерности размещения и вопросы генезиса нефти и газа (в связи с оценкой нефтегазовых ресурсов окраин континентов) // Геология, эволюция и нефтегазоносность современных и древних зон сочленения континентов и океанов: сб. науч. тр. Л.: ВНИИГРИ, 1988. С. 139-158.
8. Жигулев В.В., Кононов В.Э., Левин Б.В. Геологическое строение осадочного чехла и оценка нефтега-зоносности впадины Дерюгина (Охотское море) по сейсмическим данным // Геология и геофизика. 2005. (В печати).
9. Жигулев В.В., Кононов В.Э. Оценка нефтегазоносности впадины Дерюгина (Охотское море) // Тез. докл. XVI междунар. школы морской геологии, 15-20 ноября 2005. М.: ИОАН, 2005. (В печати).
10. Жильцов А.М. Скорости распространения упругих колебаний в кайнозойских отложений Южного Сахалина // Земная кора и верхняя мантия Азиатской части Тихоокеанского кольца. Южно-Сахалинск, 1975. С. 101-107. (Тр. СахКНИИ, вып. 37).
R0%
Рис. 5. График зависимости скорости преломленных волн от степени катагенеза и отражающей способности витринита (R0 %). 1 - ГЗГО - главная зона газообразования; 2 - OHO - главная зона нефтеобразования; 3 - ГЗНГН - главная зона неф-тегазонакопления; 4 - данные MHB, 5 - данные MOB O^ и сейсмокаротажа
11. Кононов В.Э., Сергеев К.Ф., Аргентов В.В., Биккенина С.К., Жигулев В.В., Жильцов Э.Г. Возможности сейсморазведки МПВ при нефтегазопоисковых исследованиях на северо-восточном шельфе о. Сахалин // Тихоокеан. геология. 1998. Т. 17, № 5. С. 27-38.
12. Леликов Е.П. Метаморфические комплексы окраинных морей Тихого океана. Владивосток: ТОЙ ДВО АН СССР, 1992. 167 с.
13. Лившиц М.Х. Внутренняя структура осадочного комплекса и морфология поверхности складчатого основания присахалинских акваторий по материалам сейсмических исследований // Глубинная структура дальневосточных морей и островных дуг: Материалы первого Сов.-яп. симпоз., г. Находка, окт. 1970 г. Южно-Сахалинск, 1972. С. 168-175. (Тр. СахКНЙЙ; вып. 33).
14. Основные черты геологического строения дна Японского моря. М.: Наука, 1976. 264 с.
15. Пущаровский Ю.М. Проблемы тектоники и нефтегазоносности Тихоокеанского пояса // Геотектоника. 1965. № 1. С. 74-92.
16. Севастьянов К.М. Нефть и газ в Западно-Тихоокеанском нефтегазовом поясе // Сов. геология. 1969. № 11. С. 119-125.
17. Скорикова М.Ф. Упругие свойства горных пород южной части Сахалина и их использование в интерпретации геофизических наблюдений. М.: Наука, 1987. 87 с.
18. Терехов Е.П. Донеогеновые вулканокластические и осадочные комплексы пород Японского моря: авто-реф. дис. ... канд. геол.-минер. наук. Владивосток, 1991. 27 с.
19. Шило Н.А., Туезов Й.К. Тектоника и геологическая природа Азиатско-Тихоокеанской зоны перехода // Тихоокеан. геология. 1985. № 3. С. 3-15.
20. Anosov G.I., Sok B.Ch., Argentov V.V., Bikkenina S.K., Zhigulev V.V., Zhiltsov E.G., Sergeev K.F., Soloviev V.N. The Peep structure of the Tsushima basin, sea of the Japan, from a seismic refraction experiment // Geol. Pacific Ocean. 1997. Vol. 13. P. 837-856.
21. Choung S.K., Yoon S.H., Park S.J. Stratal patterns in southwestern margin of the Ulleung Basin off southeast Korea: sequence architecture controlled by back-arc tectonism // Geo-Marine Letters. 1997. Vol. 17, N 3. P. 207-212.
22. Kim H.J., Park C.H., Hong J.K., Jou H.T., Ghung T.W., Zhigulev V.V., Anosov G.I. A seismic experiment in the Ulleung basin (Tsushima basin), South-western Japan sea (East sea of Korea) // Geophys. Res. Letters. Sept. 1. 1994. Vol. 21, N 18. P. 1975-1978.
23. Kononov V.E., Se^ev K.F., Argentov V.V., Bikkenina S.K., Zhigulev V.V., Zlobin A.G. Possibility of seismic prospecting by refraction method for oil and gar exploration, North-East Sakhalin shelf // Geol. Pacific Ocean. 2000. Vol. 15. P. 931-950.
24. Lee K.E. Geological structure of Ulleung back-arc Basin, East Sea: M.S. Thesis. Seoul Nat. Univ., 1992. 121 p.
25. Lew K.Y., Kim I.B., Lee O.J. Seismic survey report on Kyconsang sedimentary basin (Jain area) // Rep. Geophys. and Geochem. Exploration. 1970. Vol. 4. P. 38-39.
26. Lew K.Y., Kim I.B., Lee O.J. Seismic survey report on Kyconsang sedimentary basin (Korueong area) // Rep. Geophys. and Geochem. Eploration. 1972. Vol. 6. P. 51-70.
27. Lew K.Y., Kim I.B., Lee O.J. Seismic survey report on Kyconsang sedimentary basin (Donggodong area) // Rep. Geophys. and Geochem. Exploration. 1973. Vol. 1. P. 3-12.
28. Ludwig W.J., Marauchi S., Hontz R.E. Sediments and structure of the Japan Sea // Geol. Soc. Amer. Bull. 1975. Vol. 86, N 5. P. 651-664.
29. Schluter H.U., Chun W.C. Seismic surveys of coast of Korea // Univ. National ESCAP, CCOP Techn. Bull. 1974. Vol. 8. P. 1-14.
30. Voon S.N., Park S.J., Choung S.K. Evolution of sedimentary basin in the southwestern Ulleung Basin margin: Sequence stratigraphy and geologic structures // Geosciences J. 2002. Vol. 6, N 2. P. 149-159.
31. Yaguchi I., Tono S., Arato H. The oil geology and current development related to oil and gas exploration in Japan // Bull. of Cooperative Russia-Japan symp., Yuzhno-Sakhalinsk, Oct. 1994. P. 9-1.
32. Yamasaki T., Tanaka S. Development oil technology in Japan // Proc. Cooperative Russia-Japan symp. Yuzhno-Sakhalinsk, Oct. 1994. P. 1-8.
