Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений Южно-Татарского свода

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений Южно-Татарского свода"

На правах рукописи

МИНКАЕВ ВИТАЛИЙ НАЭЛЕВИЧ

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Уфа - 2004

Работа выполнена в ООО "Инжиниринговая компания Башнипинефть"

Научный руководитель:

кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Рим Хакимович Масагутов

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Евгений Валентинович Лозин

кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Дмитрий Васильевич Постников

Ведущая организация: ОАО "Татнипинефть", г. Бугульма

Защита диссертации состоится 25 июня 2004г. в 12 часов на заседании диссертационного совета Д 520 020 01 при открытом акционерном обществе научно-производственной фирмы "Геофизика" по адресу: Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул 8-е марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан 24 мая 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук,

старший научный сотрудник Д-А- Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Открытие месторождений углеводородов (УВ) в нижнепермских отложениях Предуральского краевого прогиба в Пермской области и Башкортостане в конце 20-х и начале 30-х годов прошлого столетия послужило мощным стимулом для стремительного развития геолого-разведочных работ (ГРР) и создания впоследствии нефтегазовой индустрии на востоке Русской плиты на базе открытых месторождений в отложениях карбона и девона.

Однако нижнепермский комплекс пород, из-за нацеленности исследований на изучение нефтегазоносного потенциала более древних толщ, не стал в то время объектом повсеместного пристального внимания. К западу от Предуральского прогиба в отложениях нижней перми были открыты лишь единичные месторождения в Самарской и Оренбургской областях, среди них уникальное по запасам Оренбургское газоконденсатное. Истощение запасов УВ в основных нефтегазоносных комплексах палеозоя Вол-го-Уральской нефтегазоносной провинции обусловило обострение интереса к перспективам неглубокозалегающих отложений нижней перми, в которых были установлены многочисленные нефтегазопроявления по каменному материалу, в процессе бурения, испытания скважин, по данным ГИС и т.д.

Возобновленные с середины 80-х гг. XX столетия в республике Башкортостан научно-исследовательские работы и ГРР, связанные с изучением нефтегазоносности нижнепермских отложений, начинают приносить позитивные результаты. Наряду с открытием нефтяных залежей, выявляются нефтегазовые и газовые, причем как в контурах известных месторождений нефти в нижележащих комплексах пород, так и за их пределами. Открытые залежи сосредоточены, преимущественно, на Южно-Татарском своде (крупная положительная структура I порядка, определяющая направления миграционных потоков УВ). Притоки газа и нефти получены также в Сал-мышской и Благовещенской впадинах, Бирской седловине. Башкирский свод за исключением его западной периферии, вследствие вывода на дневную поверхность и размыва отложений кунгурского и значительной части артинского ярусов, является бесперспективным на поиски скоплений УВ в отложениях нижней перми.

Актуальность данной диссертационной работы обусловлена необходимостью восполнения истощающейся сырьевой базы республики Башкортостан из-за высокой степени использования ресурсов УВ в отложениях карбона и девона, за счет источников нефти в нижнепермских отложениях.

Цель диссертационной работы. Детализация геологического строения цингнрпермгк-иу птпп-^рий ^чч^рл^г.™ части Южно-Татарского свода (ЮТС), научное Ь юстей пространственного

размещения скоплений углеводородов и основных направлений ГРР па нефть и газ.

Основные задачи исследований

1. Изучение тектонического строения отложений нижней перми как одного из факторов, контролирующих скопления углеводородов.

2. Анализ и изучение литологического состава нижнепермских пород, фильтрацинно-емкостных свойств коллекторов, выделение пород покрышек. Классификация пород коллекторов по литологическому и фильт-рационно-емкостным признакам.

3. Выделение зон газо-, нефте-, газонефте-и нефтегазонакопления, выбор направлений ГРР.

4. Установление возможной связи нижнепермских зон накопления УВ с одноименными зонами в отложениях карбона и девона.

Методы решения поставленных задач. Поставленные в диссертации задачи решались путем сбора, анализа и обобщения материалов по тектонике, литологии, стратиграфии, коллекторским свойствам, определениям свойств пластовых флюидов и других данных по нескольким тысячам структурных, поисковых и разведочных скважин, пробуренным на территории ЮТС. Автором производилось расчленение разреза с использованием материалов ГИС. Полученные отметки маркирующих горизонтов и значения мощностей отдельных толщ использовались при построении структурных карт, карт мощностей, схем сопоставления, геологических профилей и других материалов для изучения геологического строения нижнепермской осадочной толщи рассматриваемой территории.

Автор глубоко признателен и выражает искреннюю благодарность научному руководителю канд. геол-минер. наук, с.н с. Р.Х. Масагутову за постановку темы, постоянное внимание к работе и поддержку. Искренняя благодарность автором выражается докторам геол.-минер. наук, проф. Е.В. Лозину, Б.М. Орлинскому, доктору геол.-минер. наук К.С. Баймуха-метову, кандидатам геол.-минер. наук A.M. Тюрихину, Н.Г. Абдуллшгу, О.Д. Илеменовой, И.М. Назмиеву, В. Н. Пазухину за ценные советы и критические замечания Автор признателен сотрудникам отдела ВМСБ "ИК Башнипинефть" В А. Федорченко, О.Р. Приваловой, А. Г. Арапову, К.С. Курбангалеевой, Н.Б. Амельченко, А.С. Беляловой и другим за практическую помощь и поддержку при подготовке работы.

Научная новизна работы

1. Научно подтверждена маркирующая роль поверхности репера ''К4'' (в условиях "лоскутности" распространения опорных поверхностей нижней перми).

2. Впервые для нижнепермских отложений ЮТС построена детальная структурная карта по маркирующей поверхности филипповского гори-

зонта нижней перми - реперу "К4", позволившая выявить основные региональные и локальные закономерности его тектонического строения.

3. Обоснованы структурно-литологические типы пород-коллекторов нижнепермских отложений ЮТС, произведена оценка их фильтрационно-емкостных свойств.

4. Построена и описана карта развития каменных солей кунгурского возраста, являющихся верхним региональным флюидоупором для всей палеозойской толщи пород. Выделены зональные покрышки для залежей в артинских отложениях и нижней части кунгурских пород.

5. Для нижнепермских отложений выделены зоны газо-, нефте-, га-зонефте- и нефтегазонакопления, изучены закономерности в распределении скоплений углеводородов.

6. Научно обоснованы основные направления ГРР с целью изучения нефтегазоносности нижнепермских отложений и получения прироста запасов УВ промышленных категорий.

Основные защищаемые положения

1. Детализированные представления о тектоническом строении нижнепермского нефтегазоносного комплекса Южно-Татарского свода.

2. Литотипы, фильтрационно-емкостные свойства и нефтегазонос-ность отложений нижней перми Южно-Татарского свода.

3. Перспективы и направления геологоразведочных работ на нефть и газ с целью реализации углеводородного потенциала нижнепермского осадочного комплекса.

Практическая значимость и реализация результатов работы. Результаты исследований, полученные в процессе подготовки диссертационной работы, использованы при составлении программ геологоразведочных работ на углеводородное сырье по республике Башкортостан на 2002-2004 гг., а также в планах ОАО "АНК Башнефть" в области поисково-оценочного бурения. Внедрение в производство конкретных рекомендаций на заложение поисковых скважин, обоснованных автором, позволило выявить новые нефтегазоносные залежи в отложениях нижней перми.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 1997), доклад удостоен Почетной грамоты; на III Республиканской конференции 'Теология и полезные ископаемые Республики Башкортостан, проблемы и перспективы освоения минерально-сырьевой базы" (Уфа, 1999); на IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С.Ф. Люшина (Уфа, 2000), доклад удостоен Почетной грамогы; на отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов '"Проблема развития нефтяной промышленности" (Тюмень, 2003), доклад

удостоен диплома; на специализированной научной секции Четвертого Конгресса нефтегазопромышленников России "Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений" (Уфа, 2003); на Открытой молодежной научно-практической конференции ОАО "Татнефть", посвященной 60-летию начала разработки нефтяных месторождений Татарстана (Бугульма, 2003); на V Республиканской геологической конференции "Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана" (Уфа, 2003); на научно-практической конференции "Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геофизических моделей залежей нефти и газа" (Москва, 2004).

Публикации. По теме диссертации самостоятельно и в соавторстве опубликовано 9 печатных работ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы составляет 142 страницы, в том числе 3 таблицы и 32 рисунка. Список использованных источников включает 73 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрывается актуальность выбранной темы, определены цель и основные задачи, изложена научная новизна и практическая ценность работы, сформулированы основные защищаемые положения.

В первой главе дается краткий обзор проведенных исследований, направленных на изучение пермских отложений.

Первые сведения о геологии Башкирии принадлежат Р. И. Мурчисону и относятся к 1841 г. Им же впервые в науку было введено название "пермская система".

Исследованиями пермских отложений во шорой половине XIX аго-летия занимались А.П. Карпинский (1874 г.), Ф.Н. Чернышев (1884 г.), П.И. Кротов (1885 г.), А.А. Штукенберг (1890 г.), А.В. Нечаев (1897 г.), В.И. Меллер (1900 г.), а также сотрудники геологического отряда Башкирской экспедиции АН СССР в составе В.А. Чердынцева, Е.Е. Попова, А.В. Миртовой и Е.И. Тихвинской в 1928 г., что позволило заложить основу стратиграфического расчленения верхнепермских отложений.

С получением высокодебитных притоков нефти из рифовых известняков и доломитов артиттско-ассельского возраста на Ишимбайском месторождении в 1932 г., начинается расцвет нефтяной промышленности Башкортостана, ознаменованный началом широкомасштабных геологосъемочных, геофизических и буровых работ, как в Предуральском прогибе, так и в платформенной части Западного Башкортостана.

За период с 1932 по 1949 гг. вся территория Западного Башкортостана была покрыта структурно-геологической съемкой масштаба 1:50000,

что позволило достаточно легально изучить тектонику верхнепермских отложений.

В начале 50-х годов XX века, с широким применением структурного бурения (Ленинская, Ермекеевская, Южно-Ермекеевская и др. площади) начинается изучение тектоники нижнепермских отложений ЮТС.

По мере накопления фактического материала (в основном, данные буровых работ), несмотря на то, что основное внимание геологами-нефтяниками уделялось каменноугольным и девонским отложениям, проводился анализ и обобщение данных по пермским отложениям, делались определенные выводы и рекомендации.

В 40-90 годы XX века изучением и анализом нижнепермских отложений занимались А.А. Богданов (1947 г.), Н.М. Страхов (1947 г.), А.А. Трофимук (1950 г.), М.М. Кузьмин (1955 г.), Л.Н. Розанов (1957 г.), Г.П. Ованесов (1962 г.), Ф.И. Хатьянов (1963 г.), СП. Максимов (1955, 1970 гг.), К.С. Яруллин и др. (1973 г.), В.А. Клубов (1973 г.), А.Д. Надеж-кин и др. (1975 г.), Н.П. Егорова и др. (1975 г.), Е.В. Лозин (1991,1993, 1994 гг.), Р.Х. Масагутов (1987,1991,1994,1996-2003 гг.). Значительный объем исследовательских работ изложен в фондовых материалах Ю.И. Шаевским, Э.М. Халимовым (Шкаповско-Белебеевская площадь -1960 г.), М.И. Самсоновым, СИ. Конюховым (Федоровско-Стерлибашевс-кая зона - 1971 г.), Р.Х. Масагутовым, Ю.В. Денисенко, А.Ш. Кудашевым, А.Б. Успенским (Щкаповско-Киргиз-Миякинская зона - 1981, 1983 гг.). Ими были даны конкретные рекомендации на заложение поисковых скважин на перспективных, по их мнению, участках. На основании этих рекомендаций в 1983-1984 гг. была установлена прохмышленная нефтегазонос-ность нижнепермских отложений Абдулловского месторождения, а также получен промышленный приток нефти на Шкаповском месторождении.

В 1987 г. B.C. Афанасье», Р.Х. Масагутов и А.Д. Надежкин, анализируя нефтегазоносность нижнепермских карбонатов, сделали вывод о высокой эффективности целенаправленного изучения нефтегазоносности не-глубокозалегающего нижнепермского карбоншного комплекса плат форменной части Башкортостана и предложили увеличить объемы поискового бурения на нижнюю пермь.

Комплексные исследования по обоснованию промышленного значения нефтегазоносности нижнепермского комплекса с 1990 г. проводятся специалистами ВНИИГИСа (В.К. Утопленников, Х.К. Самигуллин и др.).

Целенаправленное поисковое бурение в 1997-1999 г.г. на отложения нижней перми Ново-Серафимовской площади позволило установить промышленную газоносность карбонатов артинского яруса западной части Ссрафимовско-Баттаевского вата.

Промышленная нефтеносность нижнепермских отложений Шкапов-ско-Демской зоны, установленная в 1999 г. в скв. 111 Октябрьской площади, а также на других вышеназванных площадях, явилась основанием для целенаправленного поиска УВ в отложениях нижней перми данного района. По результатам анализа материалов по нефтегазоносности и строению

отдельных участков, автором настоящей работы составлены паспорта структур и объектов, в пределах которых были предложены к бурению поисковые скважины. К настоящему времени на основании данных рекомендаций пробурено 15 скважин, (успешность по продуктивности составила 47%). Поисковые работы на нефть и газ в отложениях нижней перми продолжаются.

Во второй главе "Геологическая характеристика отложений нижней перми" дана литолого-стратиграфическая характеристика рассматриваемых отложений, рассмотрены особенности палеогеографических условий осадконакопления. Обоснована классификация пород-коллекторов и пород-покрышек по структуре, литологии и петрографическим признакам. Детализировано тектоническое строение ЮТС, а также его участков и зон.

ЮТС как структура первого порядка (по тектонической схеме ИГиРГИ) имеет длительную историю формирования. Как положительный элемент (выступ кристаллического фундамента) он сформировался еще на авлакогенной стадии развития и на всем протяжении времени, соответствующему рифей-вендскому этапу осадконакопления, представлял, наряду с Башкирским сводом, наиболее гипсометрически высокую область Башкортостана (Н.П. Егорова и др., 1975; Е.В. Лозин, 1994 и др.). На ранних стадиях палеозойского осадконакопления ЮТС, как крупная положительная структура, утратил свое значение и лишь к турнейскому времени вновь возрождаются его положительные черты. В последующие эпохи, предшествующие нижнепермской, ЮТС представлял собой постоянно формирующуюся положительную структуру, меняющую положение своей сводовой части. (Эрогенные процессы, начавшиеся в области Урала в средне-каменноугольное время и значительно усилившиеся с началом сакмаро-ассельского века (В.Д. Наливкин, Л.Н. Розанов, 1956; P.O. Хачатрян, 1979; Е.В. Лозин, 1994 и др.), привели к интенсификации процесса тектонической перестройки краевой части Восточно-Европейской платформы. Формируется переходная структура - Предуральский прогиб, тектонические предпосылки к заложению которого наметились уже к началу позднего карбона (Д.В. Наливкин, 1949 г.; Е.В. Лозин, 1994 г.). Вдоль западной границы Башкортостана отмечалось наиболее гипсометрически высокое положение ЮТС. Все это вызвало резкую фациальную изменчивость нижнепермских отложений как по площади, так и по разрезу. В составе нижнепермского отдела в настоящее время выделяются ассельский, сакмарский, артинский ярусы, сложенные карбонатными отложениями мелководной части шельфа и прибрежной зоны, а также кунгурский ярус, представленный карбонатными и галогенными породами обособившейся лагуны. Для ассельско-сакмарских и артинских отложений свойственна меридиональная направленность фациальных зон, отличающихся друг от друга по относительному развитию известняков и доломитов, а также по степени их сульфатизации. Характерной особенностью указанных зон является возрастание, как в западном направлении, так и вверх по разрезу, роли доломитов, увеличение сульфатизации и, как следствие, обеднение ископаемой

фауны. Начало кунгурского века ознаменовано дальнейшим подъемом восточной части Восточно-Европейской платформы и практически полной изолированностью водного бассейна, что привело к сокращению разнообразия литолого-фациальных зон. На территории ЮТС отмечается накопление мощных ангидрито-доломитовых толщ, а в иреньское время - и больших масс каменных солей,

Структурно-фациальные условия седиментации и диагенетические преобразования нижнепермских отложений (сульфатизация, перекристаллизация, стилолизация, пиритизаия, трещинообразование, выщелачивание и др.) обусловили структурно-литологическую неоднородность пород коллекторов и определили достаточно сложный тип их пустотного пространства.

В результате совместной работы диссертанта и канд. геол-минер. наук Р.Х. Масагутова и A.M. Тюрихина проведено детальное изучение нижнепермских отложений. Основываясь на процентном содержании основных породообразующих компонентов, размерности слагающих зерен и кристаллов, степени охвата породы диагенетическими процессами, а также структуре пустотного пространства были выделены следующие структур-но-литологические типы пород: 1) доломиты — микро-, тонко-и мелкозернистые, комковато-сгустковые, органогенно-реликтовые, оолитовые; 2) сульфатодоломиты; 3) известняки- микрозернистые, микро-зернисто-сгустковые, кристаллически-зернистые, органогенные и органогенно-детритовые (табл.1).

Фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов нижней перми рассмотрены автором согласно классификации А. И. Кринари. Сравнительная емкостно-фильтрационная характеристика этих отложений показывает резкое доминирование коллекторов подкласса средне- мало- и весьма малоемких и класса низко- и весьма шгзкопроницаемых. Отмечается широкий диапазон изменения пористости: для нижней половины фи-липповского горизонта кунгурского яруса характерно колебание от 0,08 до 37,6%; артинские известняки и доломиты представлены интервалом пористости 0,32-36,7%; пористость сакмарских карбонатов колеблется от 0,18 до 30 %. При таком широком спектре значений пористости стратиграфических подразделений для них характерен сравнительно узкий диапазон колебания проницаемости, который преимущественно характеризуется значениями, близкими к нулю. В единичных случаях (скв.6 Бижбуляк-Абдуллинской, 25 Ново-Серафимовской площадей) проницаемость достигает более 1 мкм2.

Резкие несоответствия между значениями пористости и проницаемости нижнепермских отложений объясняются частичным заполнением пор и межпоровых каналов ангидритом и гипсом при их выпадении из пластовых вод. Несмотря на столь низкие фильтрациошю-емкостные свойства, отложения нижней перми характеризуются промышленной нефтегазонос-ностью, приуроченной к швестняково-доломитовым породам артинского яруса и доломитам пачки "а2" кунгурского яруса. Так, в скв. 4 Кулбаев-

Таблица 1.- Классификация пород коллекторов нижней перми (по литологинеским признакам)

Тип Ли гология Пористость, % Проницаемость мкм2 Условия формирования Стратиграфическая приуроченное гк

Доломиты микрозсрнистые 3,7-19,1 <0,0001-0,0091 В процессе раннеднагенетической нерекристаллизации. Они отражают начальную стадию лигогене-тического развития доломитовых образований. Преимущественно отложения кунгурского яруса

тоикозернистые 0,6-29,8 <0,0001-0,031 Отражают последующую фазу литогенетического преобразования в условиях обособившейся лагуны. Весь разрез нижнепермских отложений ЮТС

мелкозернистые 0,7-18,3 0,001-1,59 ,13 фазу позднедиагенетичсского развития в условиях повышенной солености бассейна седиментации. Преимущественно отложения кунгурского яруса

комковато-сгустковые 2,6-12,3 <0,0001 Комбинированное воздействие на доломитовый осадок постссдимеитационных процессов Преимущественно отложения артинекого яруса

органогешю-реликтовыс <18.0 <0,01 В результате диагенеза органогенного известкопи-стого осадка при активном проявлении метасома-тичсского замещения кальцита доломитом. Преимущественно отложения артинекого яруса

оолитовые 0,25-29,6 <0,0001-0,1234 В результате доломитового метасоматоза оолитовых известняков. Кунгурский ярус

Сульфато-доломиты 1,7-10,4 <0,0007 Метасомагичеекое замещение доломита сульфатами, а также заполнения последними различного рода пустот. Весь разрез нижнепермских отложений ЮТС

Известняки микрозернистые 20,8-21,0* 0,006-0,0069* В процессе раннедиагенетической перекристаллизации. Они отражают начальную стадию литогенетического развития известковых образований. Сакмаро-артинские отложения

микрозернисто-сгустковые 3,4-21,2 <0,0001-0,2195 Воздействие на известковый осадок постссдимеитационных процессов. Сакмаро-артинские отложения

кристаллически-зернистые <4,3 - Перекристаллизация и метасоматическое замещение карбоната ангидритом, 3,5-4% объема породы. Сакмаро-артинские отложения

органогенные В среднем 4,2-4,5 <0,0001 Воздействие на изпесткопый осадок постседимен-гационных процессов. Сакмаро-артинскис отложения

органогенно-детритовые 2,6-21,2 0,002-0,2195 Селективное воздействие постседнмеитационных процессов. Сакмаро-артинские отложения

* Примечание: порнсюсть и проницаемость определены по одной скважине.

ской площади (присводовая часть ЮТС) фильтрационно-емкостные свойства интервала продуктивного пласта характеризуются низкими значениями - пористость варьирует от 0,1 до 13,1%, проницаемость отсутствует. Низкой проницаемостью (до 0,008 мкм2), при достаточно высокой пористости (до 25%), характеризуются образцы керна, отобранные в продуктивном интервале скв. 15 Мишаровской площади. В скв. 53 Западно-Прибельской площади продуктовый интервал (566,5-577 м) характеризуется средней пористостью 15,6%, но при этом проницаемость не превышает 0,013 мкм2. В тектоническом отношений скважина приурочена к области развития Тавтиманово-Уршакского грабенообразного прогиба. Все это свидетельствует о том, что в структуре пород-коллекторов нижней перми часто определяющую роль играют трещины, реальное значение которых трудно оценить при стандартных методах определения фильтрационных свойств коллектора.

Сохранность скоплений углеводородов невозможна, если породы коллектора не перекрываются непроницаемыми для пластовых флюидов отложениями. В роли последних для нижнепермского нефтегазоносного комплекса выступают галогенные отложения кунгурского яруса. Чередование ангидритовых и доломитовых слоев нижней части кунгурского яруса способствовало созданию благоприятных литологических условий для нефтегазонакопления в отложениях кровельной части артинского и нижней части кунгурского ярусов (эта часть нижнепермского разреза характеризуется наиболее многочисленными и обильными нефтепроявлениями и практически всеми выявленными промышленными скоплениями УВ). Надежной экранирующей покрышкой для скопления УВ в данном случае являются ангидритовые пачки "al" и "а3" кунгурского яруса. Основной региональной покрышкой для нижнепермского нефтегазоносного комплекса являются соленосные отложения иреньского горизонта кунгура. Согласно карте толщин каменных солей, построенной автором, на большей части Южно-Татарского свода соли получили распространение восточнее меридиана оз. Кандры-Куль и только южнее г. Белебея соли захватывают более западные районы, распространяясь вплоть до Знаменского месторождения. Каменные соли на большей части своего развития разделяются на две обширные, регионально протяженные зоны, которые объединяются в единое поле лишь на юге, вдоль границы с Оренбургской областью.

Общее описание тектоники нижнепермских отложений платформенного Башкортостана было дано в монографии Е.В. Лозина (1994 г.). Автором диссертационной работы, на основании новых данных бурения, рассмотрена тектоника нижней перми только Южно-Татарского свода и прилегающих к нему частей других регионов, что позволило детализировать его строение, а также дать подробную характеристику отдельных участков и зон.

Унаследованность тектонических и седиментационно-диагенети-ческих особенностей подстилающих осадков башкирской части ЮТС определила достаточно сложное тектоническое строение отложений нижне-

пермского возраста. Рассматривая структурную поверхность, построенную по кровле нижнего пласта оолитовых доломитов (репер "К4") кунгурского яруса (как наиболее точно отражающую структурные особенности наиболее перспективной части разреза - верхней части артинского и пачки "а2" кунгурского ярусов), можно отметить общее её региональное соответствие с подстилающими отложениями карбона и девона.

Отчетливо просматривается восточная сводовая часть ЮТС (большая часть его расположена за пределами Башкортостана), оконтуренная изогипсой с абсолютной отметкой минус 20 м и соответствующая в плане Туймазинскому выступу кристаллического фундамента. От этой, наиболее гипсометрически высокой части ЮТС, несущей "сквозной" характер строения через весь палеозойский осадочный чехол, происходит общее региональное погружение маркирующей поверхности в юго-восточном, восточном и северо-восточном направлениях.

На фоне регионального погружения с различной степенью уверенности находят свое отображение узкие линейные тектонические элементы, сформированные еще в нижнем фране, такие как грабенообразные прогибы (ГП) северо-восточного простирания и структуры локального сжатия -зоны горстовидных поднятий (ЗГП). С запада на восток достаточно отчетливо трассируются Шарано-Туймазинский (ШТГП), Серафимовско-Чекмагушевский (СЧГП), Сергеевско-Демский (СДГП) и Тавтимано-Уршакский (ТУГП) грабенообразные прогибы, Аскаровско-Балкановская и Ново-Николаевско-Елатминско-Турумбетовская зоны горстовидных поднятий.

В виде контрастного линейно-вытянутого флексурообразного перегиба северо-западной ориентировки находит свое отражение юго-западный бортовой уступ Актаныш-Чишминского прогиба, некомпенсированного осадконакоплением в верхнедевонско-турнейское время. Однако прослеживание тектонического уступа вниз по разрезу вплоть до кристаллического фундамента дает основание предположить, что решающую роль в его формировании все же сыграл не седиментационный, а тектонический фактор.

По реперу "К4" также уверенно трассируются региональные положительные структурные формы субширотного (Серафимовско-Балтаевский вал) и запад - северо-западного (Копей-Кубовский вал) простирания.

Более детально тектоническое строение маркирующей поверхности кунгурского яруса ЮТС рассмотрено на примере Илишевского, Уруста-макско-Абдуловского, Белебеевско-Шкаповско-Знаменского участков, а также Шкаповско-Демской зоны, характеризующихся промышленной неф-тегазоносностью отложений нижней перми. Здесь следует отметить осложнение маркирующей поверхности кунгурского яруса локальными поднятиями и структурными выступами, разделенными неглубокими прогибами и седловинами.

Современное тектоническое строение северо-восточного склона ЮТС рассмотрено на примере Илишевского участка. Развитие здесь вышеупомянутого контрастного флексурообразного перегиба обусловливает ступенчатый переход маркирующей поверхности "К4" от присводовой части ЮТС к склоновой. В пределах северо-восточной (погруженной) ступени основное внимание как в структурном отношении, так и в плане неф-тегазоносности, привлекает к себе часть, где расположен Кызыл-Кючевский вал северо-западного простирания. На крайнем северо-западе вал находит отражение в виде контрастной трехкупольной структуры об-лекания органогенной постройки верхнефранско-заволжского времени образования. По замкнутой стратоизогипсе минус 140 м репера "К4" кунгур-ского яруса структура имеет размеры 11,7 х 3,5 км и согласное с валом простирание. На юго-западной (приподнятой) ступени уверенно трассируются два валообразных осложнения северо-западного простирания, разделенных амплитудным Старо-Балыклинским прогибом аналогичной ориентировки.

Для расположенного южнее Туймазинского выступа Урустамакско-Абдуловского участка характерно наличие нижнепермских прогибов северо-западного простирания, позволяющих выделить Урустамакскую, Абду-ловскую и Чутинскую валообразные структурные зоны, а также Стахановский выступ. Локальные поднятия, осложняющие вышеперечисленные положительные структурные формы, характеризуются небольшими размерами от 0,75х 0,35 до 3,75 х 2,75 км. Амплитуды их, в основном, не превышают 10 м.

Отличительной особенностью Белебеевско-Шкаповско-Знаменского участка является наличие сложнопостроенной Шкаповско-Знаменской приподнятой зоны и Яновского валообразного осложнения северозападного простирания.

Шкаповско-Демская зона характеризуется тем, что градиент погружения маркирующей поверхности "К4" южной ее половины практически в два раза превышает таковой по северной части. При этом структуры, осложняющие Шкаповско-Демскую зону, имеют размеры от 1,0 х 2,7 до 3,0 х 5,5 км, амплитуды не превышают 10 м.

В структурном плане маркирующей поверхности филипповского горизонта, с местными изменениями, часто сохраняются и локальные формы, унаследованные от нижележащих структурных подэтажей палеозоя. На изменение конфигурации, амплитуд и размеров локальных структур в сравнении с каменноугольными, наряду с другими причинами, большую роль сыграл предкунгурский размыв, затронувший артинские отложения на различную глубину. Особенно сильно размыв проявил себя вдоль западной границы Башкортостана. Анализ данных ГИС позволил автору выделить два обособленных участка, характеризующихся полным отсутствием осадков артинского яруса. Более интенсивно предкунгурский размыв проявил себя на участке Южно-Татарского свода, расположенном к северо-западу от Мустафинского нефтяного месторождения. Здесь, в пределах

Илишевского участка западнее субмеридиональной линии, прослеженной по скв. 22, 183 Ново-Юзеевской, 14 Бакалинской, 163,220, 225 Шарашлин-ской площадей и далее почти до Ардатовского месторождения, выделяется обширная территория, характеризующаяся отсутствием отложений артин-ского яруса.

Отсутствие артинских отложений в виде обособленных участков отмечено в районе Згурицкого месторождения и на северо-западе Знаменского. От этого района наблюдается увеличение толщины артинских отложений до 50 м у юго-восточной границы Шкаповского месторождения. Современная же присводовая часть ЮТС, соответствующая в плане Туйма-зинскому месторождению, в указанном геологическом этапе была относительно погруженной. Толщина артинских отложений здесь колеблется от 10 до 20 метров.

В третьей главе автором обобщена гидрогеологическая характеристика нижнепермских отложений, а также, на основе приуроченности скоплений углеводородов к определенным структурно-тектоническим элементам, выделены зоны газо-, нефте-, газонефте-и нефтегазонакопления. Обобщены и проанализированы данные по физико-химическим свойствам нефтей и газов.

Гидрогеологическая характеристика пластовых вод является благо -приятной для формирования и сохранения нефтяных и газовых залежей в разрезе нижнепермских отложений. Воды нижнепермских отложений Южно-Татарского свода, по классификации В.А. Сулина, относятся к хлоркальциевому, реже хлормагниевому типам. Диапазон суммарного содержания солей в водах отложений нижней перми колеблется в широких пределах (от 1,6 г/л до 283,8г/л). Наблюдается увеличение минерализации пластовых вод в направлении погружения нижнепермских отложений. Дополнительным критерием гидрогеологической закрытости, как важнейшего условия формирования, существования и сохранения залежей нефти и газа, является наличие в этих водах сероводорода, брома, йода и аммиака.

В пределах Южно-Татарского свода автором выделяются Илишев-ская зона газонефтенакопления; Абдуловская, Белебеевско-Шкаповская, Пришкаповско-Демская, Сатаевско-Салмышская зоны нефтегазонакопле-ния; Серафимовско-Балтаевская зона газонакопления; а также наметились Балкановская и Уршакская зоны нефтенакопления. Ниже приведена их характеристика.

На участке пересечения субширотного Бирского и имеющего северозападное простирание Большого Удмуртского разломов кристаллического основания Южно-Татарского свода расположена Илишевская зона газонефтенакопления, генетически приуроченная к северо-западной части Кы-зыл-Кючевского вала. Нефтегазоносность приурочена к контрастному трехкупольному поднятию северо-западного простирания, сформированному, как отмечалось выше, процессами облекания верхнефранско-заволжских рифовых массивов. В пределах всех куполов в отложениях ар-тинского возраста, залегающих на глубинах 250-350 м, выявлены газовые

залежи. Максимальный дебит газа получен на центральном куполе, з скв.243 Кызыл-Кючевской площади, где он составил 25512 м3/сут на 12,1 мм штуцере. По химическому составу газ азотный (более 95%) с содержанием гелия (до 1,181%) и аргона (до 0,067%), что свидетельствует о его глубинном происхождении. Промышленными притоками нефти, до настоящего времени, характеризуется лишь центральный купол, где целенаправленно бурением изучалась нефтеносность сакмарских карбонатов. В скв. 1635 Илишевской площади при испытании в открытом стволе инт. 314327,5 м (сакмарский ярус) получен приток нефти дебитом 5,4 м3/сут.

Следующая, Абдуловская зона нефтегазонакопления выявлена в пределах Абдуловской валообразной структурной зоны, выделенной по всем маркирующим горизонтам нижней перми. Здесь, на смежных территориях Башкортостана и Татарстана, в центральной части зоны на Усть-Кандызской структуре, в полосе развития Икского линеамента, выявлены нефтегазовые залежи в отложениях артинского и кунгурского ярусов. Глубина их залегания также незначительна и не превышает 300 м. В скв.4 Кулбаевской площади при раздельном испытании в колонне инт. 262-271 м (пачки "а2+а1") и инт. 270-278,4 м (артинский ярус) после солянокислот-ной обработки получены притоки нефти дебетами, соответственно, 10,2 и 0,9 м3/сут. Плотность нефти, полученной из верхнего интервала, составляет 910,9 кг/м3, содержание в ней серы - 2,7%. В скв.1 Кулбаевской площади при испытании через колонну карбонатов кунгурского яруса из интервала 258,8 - 265,6 м (пачки "а2" и "а1") получен приток газа дебитом 8352 м3/сут на 15 мм штуцере. Газ азотно-метановый (содержит 45,22% мол. азота и 43,94% мол. метана) На юго-востоке зоны промышленная нефтеносность артинских отложений установлена в разрезе скв. 5 Чатба-шевской площади.

С одноименным структурным выступом связана Белебеевско-Шкаповская зона нефтенакопления в отложениях нижнего карбона, верхнего и среднего девона, а также нефтегазонакопления в отложениях нижней перми. Так, в пределах Шкаповского месторождения в скв.4 Шкапово-Киргиз-Мияки при опробовании через колонну доломитов пачки "а2" кунгурского яруса (инт. 616-620 м) компрессором получен проток нефти дебитом 1,3 т/сут. Плотность нефти 911,5 кг/м3, содержание серы - 2,85%.

На Бахтинской структуре, осложняющей Яновскую валообразную зону, в процессе испытания доломитов пачки "а2" кунгурскот яруса (инт. 393-395; 397-399; 409-411 м) в скв.1 Тарказинско-Чегодаевской площади получен приток нефти с попутным газом. Дебит нефти составил 1,5 м3/сут. Плогность нефти 884,0 кг/м3, содержание серы - 3,26%.

Приток свободного газа установлен при разбуривании Агатовой структуры. В скважине 123 Восточно-Тарказинской площади из интервала испытания 551,0-561,0м (кровля артинских отложений) получен приток газа дебитом 1785 м3/сут. По результатам анализа газ на 77,70% мол. состоит из метана и 13,98% мол. азота. В газе определен гелий в количестве 0,1827% об.

Следующий район Южно-Татарского свода, где получены притоки углеводородов, расположен непосредственно между Шкаповским месторождением и Сергеевско-Демским грабенообразным прогибом и входит в состав Пришкаповско-Демской зоны нефтегазонакопления. При отсутствии промышленной нефтеносности в отложениях карбона и девона, этот район характеризуется продуктивностью нижнепермских отложений. На сегодняшний день промышленные притоки нефти установлены в пределах Чароитовой (скв.21 Восточно-Сатаевской площади), Лазуритовой (скв.15 Мишаровской площади), Фианитовой (скв.122 Восточно-Тарказинской площади), Халцедоновой (скв.124 Восточно-Тарказинской площади) структур, Баритового объекта (скв.27 Мишаровской площади), а также в скв.111 Октябрьской площади. Промышленной газоносностью характеризуется Хрустальная структура (скв.14 Мишаровской площади).

На Лазуритовой структуре в скв. 15 Мишаровской площади при опробовании в колонне инт. 605-614 м (артин. ярус) после солянокислотной обработки получен приток нефти дебитом 5,19 м3/сут. В скв. 124 Восточ-но-Тарказинской площади, пробуренной непосредственно в приграничной части республики Башкортостан с Оренбургской областью, при опробовании в колонне инт. 590,5-597 м (пачка "а2" кунгурского яруса) получен приток нефти дебитом 9,09 м3/сут. Плотность нефти 856,0 кг/м3, содержание серы 3,6%. Приток легкой нефти (844,0 кг/м3) получен в скв. 122 Вос-точно-Тарказинской площади. При опробовании в колонне инт. 570-577 м (пачка "а2") дебит нефти составил 2,6 м3/сут.

Промышленный приток газа получен при опоисковании Хрустальной структуры. В скв. 14 Мишаровской площади при опробовании в колонне инт. 605-612,5 м (пачка "а2") получен газ дебитом 4896 м3/сут на 5 мм штуцере. Газ содержит 70,37% мол. метана и 19,95% мол. азота.

С локальными поднятиями, осложняющими моноклинальный юго-восточный склон ЮТС, а также Салмышскую впадину связана Сатаевско-Салмышская зона нефтегазонакопления.

Восточнее Сергеевско-Демского грабенообразного прогиба приток газа получен на Восточно-Сатаевской площади после расконсервации ликвидированной скв. 19. При испытании артинских отложений, залегающих в интервале 648,5-653,0 м, получен приток газа дебитом 3740 м3/сут, а из интервала 612,4-623,0 м филипповского горизонта кунгура - 5230 м3/сут. Содержание азота в газе составило 2,7-6,05% мол, а метана около 90% мол. Состав газа на Юлдашевском нефтегазовом месторождении северной части Салмышской впадины, у границы с Оренбургской областью, близок по составу газу Восточно-Сатаевской площади, что позволяет предположить о возможности объединения этого участка Салмышской впадины с районом Сергеевско-Демского грабенообразного прогиба Южно-Татарского свода в единую Сатаевско-Салмышскую зону нефтегазонакопления.

Восточнее Сергеевско-Демского грабенообразного прогиба наметились Балкановская и Уршакская возможные зоны нефтенакопления.

Балкановская зона нефтенакопления автором связывается с Аскаровско-Балкановской линией горстовидных поднятий, контролирующей зону нефтенакопления в отложениях нижнего карбона и девона. Здесь, в скв. 157 Балкановской площади при испытании через колонну инт. 472483 м (пачка "а2") получен приток жидкости дебитом 1,95 м7сут, из них 0,235 м3/сут нефти.

К востоку от Балкановской зоны нефтенакопления в области развития Тавтимано-Уршакского грабенообразного прогиба, как отмечено выше, намечена Уршакская зона нефтенакопления. На Ново-Тихомировской структуре скв. 53, 97 Западно-Прибельской и скв. 62, 64 Янгурчинской площадей открыты две небольшие залежи в отложениях артинского яруса. В скв. 62 при опробовании инт. 590-612 м получен приток нефти дебитом 1,25 м3/сут при депрессии 4,41 МПа. В скв. 53 приток нефти составил 0,47м3/сут. Плотность нефти 948,8 кг/м3.

С Серафимовско-Балтаевским валом связана Серафимовско-Балтаевская зона газонакопления. При испытании кунгурских и артинских отложений на Леонидовском участке (Бересклетовая структура) через колонну в скв. 5 Ново-Серафимовской площади (инт.269,0-280,0м, диаметр штуцера 15,6мм) получен приток газа дебитом 31800 м3/сут. Газ содержит 69,41% мол. метана и 20,23% мол. азота. Содержание гелия не определялось.

В восточной части Серафимовско-Балтаевского вала на Бишкаин-ской структуре (скв.95 Балтаевской площади, инт. 473,0-523,0м) в газе, полученном из артинских отложений, объемная доля гелия составляет 0,087% при близком соотношении азота и метана при сравнении с газами западной части. Дебит газа составил 11300 м3/сут на 11,3 мм штуцере.

В четвертой главе выявлена закономерность в распределении скоплений углеводородов в отложениях нижней перми. Разработаны рекомендации по выбору направлений ГРР в пределах Южно-Татарского свода.

Установлено, что в распространении промышленных скоплений углеводородов и нефтегазопроявлений в осадках нижнепермского возраста, помимо явно просматривающейся связи с нефтеносностью подстилающих отложений палеозоя, отмечается приуроченность к глубинным разломам кристаллического фундамента и дизъюнктивным нарушениям осадочного чехла. С деятельностью последних связывается развитие вторичных миграционных процессов. Учитывая вышеизложенное, автором проведено ранжирование территории Южно-Татарского свода по степени перспективности отложений нижней перми (рис.1).

Значительный интерес представляет участок, расположенный вдоль границы Башкортостана от Туймазинского до Шкаповского месторождения. Небольшая глубина залегания (до 600 м) нижнепермского комплекса пород, высокая степень продуктивности подстилающих пород, как "источника" углеводородов, наличие возможных путей вторичной миграции по различного рода тектоническим нарушениям осадочного чехла, а также

^ ск

Условные обозначения

• Зоны газо-, нефте-, газонефте-и нефтегазонакопления (Т) - Илишеаская зона газонефтенаколления (2) - Серафимовско-Балтаевская зона газонакоплени: ф Абдулове кая зона нефтегазонакопления (?) • Белебеевско-Шкаповская зона нефтегазонакопления - Пришкаповско-Демская зона нефтегазонакопления © - Сагаевско-Салмышская зона нефтегазоиакопчения (?) - Балкановская зона нефтенакопления ® • Уршакская зона нефтенакопления Ъ^у - Нефтяные месторождения 1///1 - Бесперспективные участки

Рис.1. Карта перспектив нефтегазоносности нижнепермских _отложений Южно-Татарского свода_

] - Высокоперспективные участки - Перспективные участки

уже установленная промышленная нефтегазоносность отложений нижней перми, делают его весьма привлекательным для ведения поисковых работ.

В пределах юго-восточного склона Южно-Татарского свода перспективы нижнепермскях отложений в первую очередь связываются с участками, приуроченными к конседиментационным грабенообразным прогибам, а также с линейно вытянутыми зонами горстовидных поднятий. Данными тектоническими элементами раннефранского времени образования контролируются зоны нефтенакопления девонских и каменноугольных отложений. Генезис этих региональных линейно-вытянутых структур напрямую обусловлен развитием дизъюнктивной тектоники. Более поздние подвижки по разломам могли приводить к развитию систем трещиноватости в широких стратиграфических интервалах, что способствовало к раскрытию имеющихся месторождений и миграции УВ в верхние горизонты (B.C. Голубев, Н.П. Егорова и др., 1975). Кроме того, созданию систем трещинова-тости, по типу "трещин отрыва", могло способствовать уплотнение глинистых осадков, компенсировавших области Сергеевско-Демского и Тавти-мано-Уршакского грабенообразных прогибов.

Необходимо продолжить поисковые работы в пределах Серафимов-ско-Балтаевского вала. Сосредоточить их следует как на участках, уже характеризующихся промышленной газоносносностью, путем опоискования неразбуренных перспективных поднятий сводовой части вала, так и на крыльях этого элемента. Особый интерес представляет и юго-восточное ответвление Серафимовско-Балтаевского вала, где по данным аэромагнитной съемки предполагается наличие разлома кристаллического фундамента (геомагнитная ступень), выраженного в перекрывающих отложениях в виде Солонцовско-Асликульской флексуры. Последней контролируется зона нефтенакопления в отложениях девона и карбона.

Перспективность северо-восточного склона Южно-Татарского свода связана с дальнейшим изучением Илишевской зоны нефтегазонакопления. Кроме центрального, нефтеносными могут быть северо-западный и юго-восточный купола, а также остальные структуры Кызыл-Кючевского вала.

Следует отметить, что при бурении скважин различного назначения было установлено, что нефтегазопроявления отмечались как в присводо-вых частях, так и на различных других структурных элементах нижнепермских поднятий и даже в прогибах. Сложный тип порового пространства, характерный для карбонатных коллекторов нижней перми, по всей видимости, наряду со структурным фактором, играет свою роль в распределении скоплений углеводородов. Таким образом, наряду со структурными, предполагаемые типы залежей могут быть литологическими и структурно-литологическими. Заложение поисковых скважин, в данном случае, рекомендуется осуществлять на участках, характеризующихся наиболее обильными нефтегазопроявлениями. Повышенный интерес представляют участки, приуроченные к предполагаемым зонам развития трещиноватости.

Основные выводы

1. Структурный план нижнепермских отложений сформирован в результате тектоно-седиментационных процессов, имевших место в истории геологического развития территории. Он менее рельефен, чем по древним толщам, но в нем находят отражение все крупные тектонические элементы, получившие развитие на предшествующих этапах формирования верхней составляющей земной коры.

2. В структурном плане маркирующей поверхности филипповского горизонта, с местными изменениями, часто сохраняются и локальные формы, унаследованные от нижележащих структурных подэтажей палеозоя. На изменение конфигурации, амплитуд и размеров локальных структур по реперу "К4", в сравнении с каменноугольными, оказал влияние предкун-гурский размыв, затронувший артинские отложения на различную глубину.

3. Структурно-фациальные условия седиментации и диагенетические преобразования нижнепермских отложений (сульфатизация, перекристаллизация, трещинообразование, выщелачивание и др.) обусловили струк-турно-литологическую неоднородность пород коллекторов и определили достаточно сложный тип их пустотного пространства. Выявлен широкий диапазон изменения пористости - от 0,08 до 37,6 % и сравнительно узкий диапазон колебания проницаемости, который характеризуется, преимущественно, значениями, близкими к нулю. Все это свидетельствует о том, что определяющая "динамическая" роль в структуре пород-коллекторов нижней перми принадлежит трещиноватости.

4. Основные перспективы нефтегазоносности нижней перми связаны с отложениями кровельной части артинского и нижней части кунгурского ярусов. Это обусловлено надежными экранирующими способностями ангидритовых пачек "al" и "аЗ", залегающих в подошвенной части разреза кунгурского яруса. В роли региональной покрышки для нижнепермского нефтегазоносного комплекса выступают соленосные отложения иреньско-го горизонта кунгурского яруса.

5. Южно-Татарский свод характеризуется широким спектром физико-химических свойств нижнепермских нефтей и газов. Плотность нефтей изменяется от 844,0 кг/м3 до 948,8 кг/м3. Кинематическая вязкость колеблется в значительных пределах - от 7,07 до 195,42 мм2/сек. Нижнепермские нефти высокосернистые, с содержанием серы более 2,2 %. На севере газ преимущественно азотного состава. В присводовой части ЮжноТатарского свода содержание азота понижается, примерно, до 50%. К югу-востоку на участках, примыкающих к границе Башкортостана с Оренбургской областью, по мере увеличения глубины залегания залежей содержание азота уменьшается и газ становится преимущественно метановым (мольный % концентрации азота падает до 1,86-6,05). Данная зональность, по всей видимости, обусловлена разными источниками генерации газооб-

разных УВ, которые автором связываются с глубинными процессами, происходящими в мантийном веществе.

6. В распространении промышленных скоплений углеводородов, группирующихся в зоны газо-, нефте-, газонефте-и нефтегазонакопления, в очередной раз подтверждается связь с нефтеносностью подстилающих каменноугольных и девонских нефтегазоносных комплексов. Учитывая данную закономерность, в диссертационной работе предлагается, в первую очередь, сосредоточить поисково-разведочные работы в пределах и непосредственной близости от выявленных в отложениях девона и карбона месторождений нефти. Особый интерес представляют участки с нефтепрояв-лениями, приуроченные к зонам дизъюнктивных нарушений осадочного чехла.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Рыкус М.В., Минкаев В.Н. Рифовые массивы палеозоя Башкирии и их нефтегазоносность //Материалы 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.-Уфа, 1997.-С.8-9.

2. Масагутов Р.Х., Курбангалеева К.С., Минкаев В.Н. Тектоника и нефтегазоносность кунгуро-сакмарских карбонатов востока Серафимовско - Балтаевского вала //Материалы III Республиканской конференции.-Уфа, 1999.-С.203-206.

3. Минкаев В.Н. Нижнепермские отложения Шкаповско-Демской зоны Южно-Татарского свода и перспективы их нефтегазоносности //Тр. Башнипинефть. -Уфа,2000. -Вып. 105.-С.13-17.

4. Масагутов Р.Х., Тюрихин A.M., Погорская И.Г., Минкаев В.Н. Цитологические типы и емкостно-фильтрационные свойства коллекторов нижней перми Южно-Татарского свода //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-2001.- №8.- С.15-24.

5. Масагутов Р.Х., Минкаев В.Н. Тектоника нижнепермских отложений Белебеевско-Шкаповско-Знаменского участка Южно-Татарского свода //Тр. Башнипинефть.-Уфа, 2ООЗ.-Вып.111.-С5-11.

6. Масагутов Р.Х., Габитов Г.Х., Минкаев В.Н. Газоносность неглу-бокозалегающих нижнепермских отложений востока Русской плиты //Тезисы докл. специализированной научной секции "А" Четвертого Конгресса нефтегазопромышленников России "Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений"-Уфа, 2003.-С.31-32.

7. Масагутов Р.Х., Минкаев В.Н., Абдуллин Н.Г. и др. Геологическое строение нижнепермского нефтегазоносного комплекса на Урустамакско-Абдуловском участке Южно-Татарского свода //Тр. "ПК Башнипинефть". -Уфа, 2003.-Вып.113.-С.36-42.

8. Масагутов Р.Х., Минкаев В.Н. Особенности тектонического строения неглубоко залегающего нижнепермского разреза ЮжноТатарского свода (в связи с перспективами нефтегазоносности)

//Материалы отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов.-Тюмень, 2ООЗ.-Часть1.-С.43-5О.

9. Масагутов Р.Х., Самсонов М.П., Минкаев В.Н. Характеристика пород-покрышек нижнепермского нефтегазоносного комплекса ЮжноТатарского свода и прилегающих регионов //Материалы V Республиканской геологической конференции.-Уфа, 2003.-Том I.- С.178-181.

/

Соискатель

J

Минкаев В.Н.

Издательская лицензия Б 848184 от 21.04.99 г. Подписано в печать 20.05.2004. Бумага офсетная. Формат 60x84'/14. Гарнитура «Тайме». Уч. печ. л. 1,4. Тираж 100 экз. Заказ 21-04. Отпечатано методом ризографии в типографии НИИБЖД РБ.

Адрес НИИБЖД РБ: 450005, г.Уфа, ул.8 Марта, 12/1.

»12180

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Минкаев, Виталий Наэлевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. КРАТКИЙ ОЧЕРК ИССЛЕДОВАНИЙ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕЙ ПЕРМИ.

2.1. Основные черты литолого-стратиграфического разреза и палеогеографии Южно-Татарского свода.

2.1.1. Общая характеристика разреза.

2.1.2. Особенности палеогеографии и условия осадконакопления в пермский период.

2.1.3. Характеристика пород коллекторов нижней перми.

2.1.4. Структурно-литологические типы коллекторов нижней перми.

2Л.5. Нефтегазоупоры нижней перми.

2.2 Тектоническое строение.

3. ГИДРОГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

3.1. Гидрогеологическая характеристика.

3.2. Нефтегазоносность.

3.2.1. Зоны нефтегазонакопления.

3.2.2. Зоны газонефтенакопления.

3.2.3. Зоны нефтенакопления.

3.2.4. Зоны газонакопления.

4. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений Южно-Татарского свода"

Открытие месторождений углеводородов (УВ) в нижнепермских отложениях Предуральского краевого прогиба в Пермской области и Башкортостане в конце 20-х и начале 30-х годов прошлого столетия послужило мощным стимулом для стремительного развития геолого-разведочных работ (ГРР) и создания впоследствии нефтегазовой индустрии на востоке Русской плиты на базе открытых месторождений в отложениях карбона и девона.

Однако нижнепермский комплекс пород, из-за нацеленности исследований на изучение нефтегазоносного потенциала более древних толщ, не стал в то время объектом повсеместного пристального внимания. К западу от Предуральского прогиба в отложениях нижней перми были открыты лишь единичные месторождения в Самарской и Оренбургской областях, среди них уникальное по запасам Оренбургское газоконденсатное. Истощение запасов УВ в основных нефтегазоносных комплексах палеозоя Вол-го-Уральской нефтегазоносной провинции, обусловило обострение интереса к перспективам неглубокозалегающих отложений нижней перми, в которых были установлены многочисленные нефтегазопроявления по каменному материалу, в процессе бурения, испытания, по данным ГИС и т.д.

Возобновленные с середины 80-х гг. XX столетия в республике Башкортостан научно-исследовательские работы и ГРР, связанные с изучением нефтеносности нижнепермских отложений, начинают приносить позитивные результаты. Наряду с открытием нефтяных залежей, выявляются нефтегазовые и газовые, причем как в контурах известных месторождений нефти в нижележащих комплексах пород, так и за их пределами. Открытые залежи сосредоточены, преимущественно, на Южно-Татарском своде (крупная положительная структура I порядка, определяющая направления миграционных потоков УВ). Притоки газа и нефти получены также в Сал-мышской и Благовещенской впадинах, Бирской седловине. Стратиграфически они приурочены преимущественно к пограничным отложениям ар-тинского и кунгурского ярусов. Башкирский свод за исключением его западной периферии, вследствие вывода на дневную поверхность и размыва отложений кунгурского и значительной части артинского ярусов, является бесперспективным на поиски скоплений УВ в отложениях нижней перми.

Актуальность данной диссертационной работы обусловлена необходимостью восполнения истощающейся сырьевой базы республики Башкортостан из-за высокой степени использования ресурсов УВ в отложениях карбона и девона, за счет источников нефти в нижнепермских отложениях.

Целью диссертационной работы является детализация геологического строения нижнепермских отложений башкирской части ЮжноТатарского свода (ЮТС), научное обоснование закономерностей пространственного размещения скоплений углеводородов и основных направлений ГРР на нефть и газ.

В соответствии с поставленной целью решаемые в диссертационной работе задачи сформулированы в следующем виде:

1. Изучение тектонического строения отложений нижней перми как одного из факторов, контролирующих скопления углеводородов.

2. Анализ и изучение литологического состава нижнепермских пород, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выделение пород покрышек. Классификация пород коллекторов по литологическому и фильт-рационно-емкостным признакам.

3. Выделение зон газо-, нефте-, газонефте-и нефтегазонакопления, выбор направлений ГРР.

4. Установление возможной связи нижнепермских зон накопления УВ с одноименными зонами в отложениях карбона и девона.

Поставленные в диссертации задачи решались путем сбора, анализа и обобщения материалов по тектонике, литологии, стратиграфии, коллек-торским свойствам, определениям свойств пластовых флюидов и других данных по нескольким тысячам структурных, поисковых и разведочных скважин, пробуренным на территории ЮТС. Автором производилось расчленение разреза с использованием материалов ГИС. Полученные отметки маркирующих горизонтов и значения мощностей отдельных толщ использовались при построении структурных карт, карт мощностей, схем сопоставления, геологических профилей и других материалов для изучения геологического строения нижнепермской осадочной толщи рассматриваемой территории.

Научная новизна исследований.

1. Научно подтверждена маркирующая роль поверхности репера "К4" (в условиях "лоскутности" распространения опорных поверхностей нижней перми).

2. Впервые для нижнепермских отложений ЮТС построена детальная структурная карта по маркирующей поверхности филипповского горизонта нижней перми, реперу "К4", позволившая выявить основные региональные и локальные закономерности его тектонического строения.

3. Обоснованы структурно-литологические типы коллекторов нижнепермских отложений Южно-Татарского свода, произведена оценка их фильтрационно-емкостных свойств.

4. Построена и описана карта развития каменных солей кунгурского возраста, являющихся верхним региональным флюидоупором для всей палеозойской толщи пород. Выделены зональные покрышки для залежей в артинских отложениях и нижней части кунгурских пород.

5. Для нижнепермских отложений выделены зоны газо-, нефте-, га-зонефте-и нефтегазонакопления, изучены закономерности в распределении скоплений углеводородов.

6. Научно обоснованы основные направления reo лого-разведочных работ с целью изучения нефтегазоносности нижнепермских отложений и получения прироста запасов УВ промышленных категорий.

Результаты исследований, полученные в процессе подготовки диссертационной работы, использованы при составлении программ геологоразведочных работ на углеводородное сырье по республике Башкортостан на 2002-2004 гг., а также в планах ОАО "АНК Башнефть" в области поисково-оценочного бурения. Внедрение в производство конкретных рекомендаций на заложение поисковых скважин, обоснованных автором, позволило выявить новые нефтегазоносные залежи в отложениях нижней перми.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 1997), доклад удостоен Почетной грамоты; на III Республиканской конференции "Геология и полезные ископаемые Республики Башкортостан, проблемы и перспективы освоения минерально-сырьевой базы" (Уфа, 1999); на IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С.Ф. Люшина (Уфа, 2000), доклад удостоен Почетной грамоты; на отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы развития нефтяной промышленности" (Тюмень, 2003), доклад удостоен диплома; на специализированной научной секции Четвертого Конгресса нефтегазопромышленников России "Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений" (Уфа, 2003); на Открытой молодежной научно-практической конференции ОАО "Татнефть", посвященной 60-летию начала разработки нефтяных месторождений Татарстана (Бугульма, 2003); на V Республиканской геологической конференции "Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана" (Уфа, 2003); на научно-практической конференции "Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геофизических моделей залежей нефти и газа" (Москва, 2004).

По теме диссертации автором опубликовано 9 печатных работ.

В диссертационной работе защищаются следующие основные положения.

1. Детализированные представления о тектоническом строении нижнепермского нефтегазоносного комплекса Южно-Татарского свода.

2. Литотипы, фильтрационно-емкостные свойства и нефтегазонос-ность отложений нижней перми Южно-Татарского свода.

3. Перспективы и направления геолого-разведочных работ на нефть и газ с целью реализации углеводородного потенциала нижнепермского осадочного комплекса.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы составляет 142 страницы, в том числе 3 таб-V лицы и 32 рисунка.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Минкаев, Виталий Наэлевич

133 Выводы:

В нижнепермских отложениях Южно-Татарского свода можно ожидать открытие значительного количества небольших по размерам залежей нефти и газа, группирующихся в зоны газо-, нефте-, газонефте-и нефтега-зонакопления. Формирование скоплений углеводородов в отложениях нижней перми определяется сочетанием следующих факторов: наличие нефтегазогенерирующих источников (в подстилающих отложениях девона и карбона); благоприятные литолого-фациальные условия, способствующие развитию пород- коллекторов и пород-покрышек; наличие структурно-тектонических факторов (положительные и моноклинальные формы залегания отложений нижней перми, развитие зон трещиноватости и т.д.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изучение закономерностей геологического строения и нефтетегазо-носности нижнепермских отложений Южно-Татарского свода приводит к следующим выводам:

1. Структурный план нижнепермских отложений сформирован в результате тектоно-седиментационных процессов, имевших место в истории геологического развития территории. Он менее рельефен, чем по древним толщам, но в нем находят отражение все крупные тектонические элементы, получившие развитие на предшествующих этапах формирования верхней составляющей земной коры.

2. В структурном плане маркирующей поверхности филипповского горизонта, с местными изменениями, часто сохраняются и локальные формы, унаследованные от нижележащих структурных подэтажей палеозоя. На изменение конфигурации, амплитуд и размеров локальных структур по реперу "К4", в сравнении с каменноугольными, оказал влияние предкун-гурский размыв, затронувший артинские отложения на различную глубину.

3. Структурно-фациальные условия седиментации и диагенетические преобразования нижнепермских отложений (сульфатизация, перекристаллизация, стилолизация, пиритизация, трещинообразование, выщелачивание и др.) обусловили структурно-литологическую неоднородность пород коллекторов и определили достаточно сложный тип их пустотного пространства.

4. Для нижнепермских отложений выявлен широкий диапазон изменения пористости - от 0,08 до 37,6 % и сравнительно узкий диапазон колебания проницаемости, который характеризуется, преимущественно, значениями, близкими к нулю. В единичных случаях проницаемость достигает более 1 мкм2. Все это свидетельствует о том, что определяющая "динамическая" роль в структуре пород-коллекторов нижней перми принадлежит трещиноватости.

5. Сложный тип порового пространства карбонатных коллекторов нижней перми, наряду со структурным фактором, играет немаловажную роль в распределении скоплений углеводородов. При бурении скважин различного назначения было установлено, что нефтегазопроявления отмечались, как в присводовых частях, так и на различных других структурных элементах нижнепермских поднятий и даже в прогибах. Предполагаемые типы залежей могут быть структурные, литологические и структурно-литологические.

6. Основные перспективы нефтегазоносности нижней перми связаны с отложениями кровельной части артинского и нижней части кунгурского ярусов. Это обусловлено надежными экранирующими способностями ангидритовых пачек "а1" и "аЗ", залегающих в подошвенной части разреза кунгурского яруса. В роли региональной покрышки для нижнепермского нефтегазоносного комплекса выступают соленосные отложения иреньско-го горизонта кунгурского яруса.

7. Высокие значения минерализации пластовых вод (до 283,3 г/л), увеличивающиеся в направлении погружения нижнепермских отложений, а также присутствие в этих водах сероводорода, брома, йода и аммиака, являются благоприятными предпосылками для формирования и сохранения нефтяных и газовых залежей в разрезе нижнепермских отложений ЮТС.

8. На основании приуроченности нефтегазоносности к структурно-тектоническим элементам в неглубокопогруженных отложениях нижней перми выделены зоны газо-, нефте-, газонефте-и нефтегазонакопления. Глубина залегания продуктивных пород на северо-восточном склоне и присводовой части Южно-Татарского свода около 300 м, на юго-восточном склоне ЮТС и Салмышской впадине - от 400-1000 м и более.

9. Южно-Татарский свод характеризуется широким спектром физико-химических свойств нижнепермских нефтей. Плотность изменяется от

3 3

845,0 кг/м до 948,8 кг/м . Кинематическая вязкость колеблется в значиЛ тельных пределах - от 7,07 до 195,42 мм /сек. Нижнепермские нефти высокосернистые, с содержанием серы более 2,2 %.

10. Для отложений нижней перми установлена закономерность в изменении химического состава газов по территории Южно-Татарского свода. На севере газ преимущественно азотного состава. В присводовой части Южно-Татарского свода содержание азота понижается, примерно, до 50%. К югу-востоку на участках, примыкающих к границе Башкортостана с Оренбургской областью, по мере увеличения глубины залегания залежей содержание азота уменьшается и газ становится преимущественно метановым (мольный % концентрации азота падает до 1,86-6,05).

11. В распространении промышленных скоплений углеводородов и нефтегазопроявлений в отложениях нижней перми в очередной раз подтверждается связь с нефтеносностью каменноугольных и девонских нефтегазоносных комплексов. Учитывая данную закономерность, в диссертационной работе предлагается, в первую очередь, сосредоточить поисково-разведочные работы в пределах и непосредственной близости от выявленных в отложениях девона и карбона месторождений нефти. Особый интерес представляют участки с нефтепроявлениями, приуроченные к зонам дизъюнктивных нарушений осадочного чехла.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Минкаев, Виталий Наэлевич, Уфа

1. Афанасьев В.С., Масагутов Р.Х., Надежкин А.Д. Нижнепермские карбонаты перспективный объект для поисков нефти в Башкирии//Геология нефти и газа.-1987.- № 6.-С. 1-6.

2. Афанасьев В.С. Перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений платформенной Башкирии / В.С. Афанасьев, Н.П. Егорова, Н.С. Студенко //Тр. Башнипинефть.-Уфа, 1988.-Вып.77.-С.50-58.

3. Ахметов И.Г. Нижнепермские залежи новый источник нефтедобычи в Западной Башкирии / И.Г. Ахметов, В.К. Утопленников, Х.К. Самигул-лин, В.А. Самойлов // Межвуз. сб. науч. тр. к 40-летию ОФ УГНТУ.-Октябрьский, 1996.-С.4-11.

4. Бакиров А.А., Варенцов М.И., Бакиров Э.А. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. М.: Наука, 1971.- 544 с.

5. Богомолов Г.В., Герасимов В.Г., Зайдельсон М.И. и др. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области. М.: Недра, 1967.- 422 с.

6. Викторов П.Ф. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений республики Башкортостан /П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин, Р.Х. Масагутов и др. //Материалы II Республиканской геологической конференции.-Уфа, 1997.-С.209-210.

7. Виссарионова А.Я., Трофимук А.А. К стратиграфии и литологии ар-тинских известняков Аллагуватского разведочного участка. //"За Баш-кир.нефть".- 1936, №5.-С.31-35.

8. Войтович Е.Д. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти на примере Татарии // Критерия поиска зон нефтегазонако-пления. М.: Наука, 1979. - с. 172-175.

9. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере //Геология нефти и газа.-1988.- № 10.-С.1-8.

10. Голубев В.С. Разрывные нарушения в осадочной толще платформенной части Башкирии и их роль в образовании и разрушении скоплений нефти / В.С. Голубев, Н.П. Егорова, И.Л. Зубик //Тр. Башнипинефть.-Уфа, 1975.-Вып.44.-С.24-34.

11. Губкин И.М. Избранные сочинения. Т.1. М.: Изд. АН СССР, 1950.612с.

12. Губкин И.М. Избранные сочинения. Т.2. М.: Изд. АН СССР, 1953.519с.

13. Дияшев Р.Н. Нафтиды пермских отложений на землях Татарстана: битумы или нефти? //Тр. Научно-практической конференции VI международной специализированной выставки «Нефть, газ-99».-Казань, 1999.-T.IL-С.69-84.

14. Dijashev R.N. On Classification and Definitions of Hydrocarbons// 6 th UNITAR International Conferece on Heavy Crude and Таг Sands. Houston, Texas, February 12-17, 1995.-C.11-13.

15. Егорова Н.П., Халимов Э.М., Озолин Б.В. и др. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Том IY. Башкирская АССР. М.: Недра, 1975.- 240с.

16. Иванов A.A., Левицкий Ю.Ф. Геология галогенных отложений (формаций) СССР. М.: Гостоптехиздат, i960.- 167с.

17. Каменский Г.Н., Толстихина М.М., Толстихин Н.И. Гидрогеология СССР. М.: Гостехиздат, 1959.- 366с.

18. Кринари А. И. Об унифицированной схеме классификации коллекторов нефти и газа //Геология нефти и газа.-1959.- № 7.-С.20-25.

19. Кузьмин М.М. Кунгурская нефть Башкирии. // Нефтяное хозяйство. 1955, № 11.-С.9-13.

20. Лазько Е.М. Региональная геология СССР. Tl.- М.: Недра, 1975.334с.

21. Лобов В.А. и др. Прямые доказательства вертикальной миграции нефти и газа в осадочной толще востока Русской платформы //Генезис нефти и газа.- М.: Недра, 1968. с.185-193.

22. Лозин Е.В О нефтеносности нижнепермских отложений //Тр. Баш-нипинефть.-У фа, 1997.-Вып.92.-С. 13-20.

23. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. Часть I: Монография. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- 72с.

24. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. Часть II: Монография.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- 64с.

25. Макарова Т.В., Лацкова В.Е. Нефтегазоносные и перспективные комплексы центральных и восточных областей Русской платформы. Том IY. Нижнепермские отложения. М.: Недра, 1971.- 211с.

26. Максимов С.П. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. М.: Недра, 1970.- 808с.

27. Максимов С.П. К вопросу формирования пермских залежей нефти Урало-Волжской нефтегазоносной области //Нефтяное хоз-во.-1955.-№10.-С.45-52.

28. Максимов С.П., Шейн B.C. Тектоника литосферных плит теорити-ческая основа научного прогресса в геологии нефти и газа //Геология нефти и газа,-1986.- № 9.- С. 1-9.

29. Масагутов Р.Х., Геологическое строение нижнепермского нефтегазоносного комплекса на Урустамакско-Абдуловском участке ЮжноТатарского свода / Р.Х. Масагутов, В.Н. Минкаев, Н.Г. Абдуллин, Р.В. Дав-летшин //Тр. ИК Башнипинефти.-Уфа, 2003.-Вып.113.-С.36-42.

30. Масагутов Р.Х. Геологическое строение и перспективы нефтегазо-носности нижнепермских отложений Серафимовско-Балтаевского вала Южно-Татарского свода//Тр. Башнипинефти.-Уфа, 1998.- Вып.95.-С.32-37.

31. Масагутов Р.Х. Малоизученные горизонты нефтегазоносных комплексов и их перспективы //Тез. докл. Международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России".-Уфа, 1998.-С.18-19.

32. Масагутов Р.Х. Нафтиды нижнепермских отложений платформенного Башкортостана //Тр. Научно-практической конференции VI международной специализированной выставки «Нефть, газ-99».-Казань, 1999.-T.IL-С.140-147.

33. Масагутов Р.Х., Тюрихин A.M., Погорская И.Г., Минкаев В.Н. Цитологические типы и емкостно-фильтрационные свойства коллекторов нижней перми Южно-Татарского свода //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-2001.- №8.- С. 15-24.

34. Масагутов Р.Х. Перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений западной Башкирии / Р.Х. Масагутов, JLA. Муляр //Тез. докл. совещания "Геология и минерально-сырьевые ресурсы республики Башкорто-стан".-Уфа, 1994.-С.107-108.

35. Масагутов Р.Х. Перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений восточного склона Русской плиты //Тез. докл. 2-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазоносного комплекса России".-Москва, 1997.-С.60-61.

36. Масагутов Р.Х. Тектоника и нефтегазоносность кунгуро-сакмарских карбонатов востока Серафимовско Балтаевского вала / Р.Х. Масагутов, К.С. Курбангалеева, В.Н. Минкаев //Материалы III Республиканской конференции.-Уфа, 1999.-С.203-206.

37. Масагутов Р.Х. Тектоника нижнепермских отложений Белебеевско-Шкаповско-Знаменского участка Южно-Татарского свода / Р.Х. Масагутов, В.Н. Минкаев //Тр. Башнипинефть.-Уфа, 2003.-Вып. 111.-С.5-11.

38. Масагутов Р.Х. Уточнение строения среднефаменских и турнейских отложений платформенного Башкортостана в связи с перспективами нефтеносности / Р.Х. Масагутов, A.C. Белялова, P.M. Гарифуллин //Тр. Башнипинефть.-Уфа, 2003.- Вып.111.-С.11-23.

39. Масагутов Р.Х. Характеристика углеводородных флюидов в нижнепермских отложениях платформенного Башкортостана //Тр. Башнипи-нефть.-Уфа, 1999.-С.51-55.

40. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. М.: Недра, 1970,- 152с.

41. Минерально-производственный комплекс неметаллических полезных ископаемых Республики Башкортостан.- Казань: Изд.КГУ, 1999.-76с.

42. Минкаев В.Н. Нижнепермские отложения Шкаповско-Демской зоны Южно-Татарского свода и перспективы их нефтегазоносности // Тр. Баш-нипинефть.-Уфа, 2000,-Вып. 105 .-С. 13-17.

43. Мурадян В.М., Дедовская Г.И. Взаимосвязь скоплений углеводородов с разломными зонами (на примере акватории Среднего Каспия) //Геология нефти и газа.-1995.- № 11.-С.4-8.

44. Наливкин В.Д., Розанов Л.Н., Фотиади Э.Э. и др. Волго-Уральская нефтегазоносная область. Тектоника. Л.: Гостоптехиздат, 1956.- 312с.

45. Наливкин Д.В. Учение о фациях.- М-Л.: Из-во АН СССР, 1956.535с.

46. Ожиганова Л.Д. Новые данные по палеогеографии уфимского века для территории Башкирской АССР //Тр. Ин-та геологии АН СССР.-Уфа, 1974.-Вып.22.-С.113-123.

47. Перников М.Ш. Нефтеносность карбонатных битуминозных пород доманикового типа в связи с их трещиноватостью / М.Ш. Перников, Р.Х. Масагутов //Геология, геофизика, и полезные ископаемые Южного Урала и Приуралья.-Уфа, 1991.-С.112-118.

48. Порфирьев Г. С. Нижнепермские отложения Волго-Уральской нефтеносной области //Тр. ВНИГРИ.-Л., 1963.-Вып.209.-С.254-285.

49. Порфирьев Г.С. О стратиграфическом значении нижнепермских кораллов Башкирии и Среднего Урала. //"За Башкирск. нефть".- 1937, №6.-С.18-23.

50. Радионова К.Ф. Геохимия рассеянного органического вещества и нефтематеринские породы Волго-Уральской нефтегазоносной области. М.: Недра, 1967.- 215с.

51. Рыкус М.В. Рифовые массивы палеозоя Башкирии и их нефтегазо-носность / М.В. Рыкус, В.Н. Минкаев //Материалы 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.-Уфа, 1997.-С.8-9.

52. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. М.: АН СССР, 1960.-Т.1.- 212 е.; Т.2.-1962.- 574 е.; Т.3.-1963.- 550с.

53. Султанов А.Д., Кравчинский З.Я. Как геологи читают историю Земли.- М.: Знание, 1968.- 32с.

54. Сюндюков А.З. Литология, фации и нефтегазоносность карбонатных отложений Западной Башкирии. М.: Наука, 1975.- 175с.

55. Теодорович Г.И. Карбонатные фации нижней перми-верхнего карбона Урало-Волжской области. М.: МОИП, 1949.- Нов.сер.Вып 13/17. -304с.

56. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах. Л.: Гостоптехиз-дат, 1958.- 572с.

57. Трофимук A.A., Черский И.В. и др. Месторождения углеводородов формирует тектоника //Наука в СССР.-1989.-№ 4.- С.110-115.

58. Трофимук A.A. Нефтеносность палеозоя Башкирии.- JL: Гостоптех-издат, 1950.- 248с.

59. Хаулл Д.Г., Бэрд К.Дж. Каннингхем Р. Тектоника зон сжатия и прогноз запасов природного, газа //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.-1992.-№ 11/12.- С.31-34.

60. Хачатрян P.O. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волж-ско-Камской антеклизы. М.: Наука, 1979.- 171с.

61. Чердынцев В.А., Попов Е.Е. и др. Краткий геологический очерк Бе-лебеевского кантона. М.: Госплан Башк. АССР, 1929.- 41с.

62. Шамов Д.Ф. Нижнепермские рифовые массивы Башкирского Пре-дуралья / Д.Ф. Шамов, М.А. Камалетдинов //Тр. Третьей палеоэколого-литологической сессии "Ископаемые рифы и методика их изучения".- Свердловск, 1968.-С. 147-156.