Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Пугачевского свода
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Пугачевского свода"
На правах рукописи
Т
Матвеев Владимир Владимирович
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПУГАЧЕВСКОГО СВОДА
Специальность 25.00.12 -геология, поиски и разведка горючих ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
1 о ДЕК 2009
Саратов - 2009
003487624
Работа выполнена в филиале «Саратовская геофизическая экспедиция» ФГУП Нижневолжского научно-исследовательского института
Геологии и Геофизики
Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Воробьёв Виктор Яковлевич
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор
Фёдоров Дмитрий Леонидович, доктор геолого-минералогических наук Мигурский Анатолий Викторович
Ведущая организация: ОАО «Нижневолжскнефтегаз»
Защита диссертации состоится 21 декабря 2009 г. в 10 час. в конференц-зале СНИИГГиМС на заседании диссертационного совета К.216.014.01 по адресу: 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67.
С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке СНИИГГиМС
Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять Ученому секретарю Диссертационного Совета по указанному адресу.
Автореферат разослан 20 ноября 2009 г.
Ученый секретарь диссертационного совета --Е.А.Предтеченская
Общая характеристика работы
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП) является одной из старейших в России. Её перспективность доказана выявленной промышленной нефтегазоносностью девонских и каменноугольных отложений. Основная масса месторождений в ее пределах приурочена к крушим положительным структурам сводового типа (Татарский, Оренбургский, Жигулевский) или разделяющим их прогибам, таким как Бузулукская впадина.
В Саратовском Заволжье, входящем в состав указанной провинции, выделяется ряд районов, каждый из которых отличается особенностями геологического строения, степенью изученности и развития инфраструктуры. Один из таких районов в тектоническом оТпОшстш Приурочен к Пугачевскому своду и его обрамлению. Это обширная территория, в силу фрагментарного характера изучения на протяжении 50-ти лет имеет на сегодняшний день невысокую оценку ресурсного потенциала УВ сырья. Однако, высокая степень и перспективы нефтегазоносности сопредельных территорий - на севере Жигулевский свод, на востоке Бузулукская впадина, на западе Степновский сложный вал и на юге - Прикаспийская впадина, структуры разного порядка, и гсолого-геофизические данные, полученные в последние годы, позволяют более оптимистично подойти к оценке нефтегазоносности изучаемой территории. В предыдущие годы на разных участках Пугачевского свода были открыты 6 мелких месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к отложениям девона и карбона. Это в определённой мере отражает чётко просматриваемую в последнее десятилетие в регионе тенденцию роста добычи У В за счет открытия и разработки мелких и средних месторождений, а также трудно извлекаемой части запасов тех объектов, которые находятся на поздней стадии разработки (Постнова, Жидовинов 2008). Вышесказанное указывает на актуальность решения данной проблемы и является стимулом проведения исследований.
Цель работы. На основании обобщения и анализа фактического геолого-геофизического материала получить надежную основу для выбора первоочередных направлений поисков залежей углеводородов и выявить наиболее вероятные зоны нефтегазонакопления в пределах Пугачевского свода.
Для достижения этой цели решались следующие задачи:
■ Изучить основные закономерности тектонического строения рассматриваемой территории, уточнить границы геоструктурных элементов, оценить особенности распространения дизъюнктивных нарушений;
■ Провести типизацию локальных структур в пределах Пугачевского свода и его обрамления;
■ Построить литолого-палеогеографические карты для этапов девонского периода и раннего карбона, выявить закономерности распространения палеогеографических обстановок, наиболее благоприятных для формирования пород-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами;
■ Установить основные закономерности нефтегазоносности изученного региона и обосновать главные направления дальнейших поисковых работ для обнаружения скоплений углеводородов в отложениях девона и нижнего карбона.
Объект_исследований. Комплекс девонских и
нижнекаменноугольных отложений Пугачевского свода и его обрамления в пределах юго-восточного склона Русской плиты. В административном отношении территория исследований включает северо-восточную часть Саратовской области.
Фактический материал и методы исследований. Основой для настоящей работы послужили результаты обобщения и интерпретации сейсморазведочных материалов, выполненных автором во время работы в Саратовской геофизической экспедиции за период 2003 -2009гг. (более 1тыс.пог.км региональных и 7 тыс.пог.км поисковых сейсмопрофилей МОГТ), а также анализ разрезов более 50 скважин глубокого бурения и геофизических исследований по ним, обобщение литологических, палеонтологических, петрофизических исследований, изучения кернового материала (свыше 300 образцов) из пробуренных в данном регионе скважин. Керн изучен и описан в лаборатории литологии и стратиграфии Нижневолжского Научно-исследовательского института Геологии и Геофизики.
Научная новизна. Проведенные исследования позволили получить новые для региона научные результаты.
1. Составлен авторский вариант тектонической схемы Пугачевского свода;
2. Впервые для территории Пугачевского свода построен комплекс структурных и литолого-палеогеографических карт основных горизонтов палеозойского чехла;
3. Определены наиболее перспективные зоны нефтегазонакопления и построена схема фазового состояния УВ на территории Пугачевского свода;
4. Построены прогнозные схемы: - распространения коллекторов с улучшенными ФЕС; - размещения локальных поднятий древнего заложения, перспективных для поиска залежей УВ.
Практическая значимость. Выполненные исследования позволили обосновать перспективы нефтегазоносности и оптимизировать
основные направления поисков залежей УВ в отложениях девона и нижнего карбона на территории Пугачёвского свода. Наиболее значимые результаты -прогнозные схемы, отражающие распространение локальных поднятий древнего заложения и размещение прибрежно- и мелководно-морских фаций и их фазовое состояние в пределах изучаемой территории целесообразно использовать на этапе принятия стратегических управленческих решений в процессе геолого-разведочных работ как на поисковом, так и разведочном этапах.
В диссертационной работе обосновывается достоверность трех защищаемых положений.
1. Решающим фактором формирования современного геоструктурного плана Пугачевского свода является акТпБнам история развития территории, связанная с дифференцированными движениями отдельных блоков.
2. Определены зоны распространения пластов-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах Пугачевского свода.
3. Определяющая роль в формировании залежей нефти и газа в отложениях палеозоя Пугачевского свода принадлежит процессам дизъюнктивной тектоники и времени заложения локальных структур.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на всероссийских конференциях и научных форумах. Среди них «Конференция, посвященная 175-летию со дня рождения H.A. Головкинского» (Казань, 2009), «XV геологический конгресс республики Коми» (Сыктывкар, 2009). Промежуточные итоги исследований отражены в 11 публикациях, а также вошли составной частью в 15 научно-производственных отчетов.
Структура и объем работы. Диссертация общим объёмом 182 страниц, из них 137 страниц текста, состоит из пяти глав, введения и заключения. Она содержит 43 рисунка и 9 таблиц. Список литературы включает 107 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность и признательность своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору В.Я.Воробьёву.
В процессе работы над диссертацией автор получал ценные консультации у Ю.А.Писаренко, О.Ю.Чекалёва, О.П.Резеповой,
B.Н.Староверова, С.Б.Файницкого, А.О.Навроцкого, Б.А.Головина,
C.В.Яцкевича, Е.Н.Постновой, В.Б. Щеглова, Н.Д.Лихого, А.А.Решетняка.
Всем коллегам, содействовавшим написанию диссертации, приношу свою искреннюю благодарность.
Содержание работы
Глава 1. Стратиграфия осадочного чехла. Приведена литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла в пределах исследуемого региона (по материалам С.В.Яцкевича, Ю.АЛисаренко, Н.С. Михайловой, О.В. Козловской, Т.Н. Федоровой, P.E. Рубиной, И.Н. Орловой, Г.М. Павленко, E.H. Поленовой Т.В. Сазоновой и других).
В строении осадочного чехла рассматриваемой территории принимают участие рифейские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения, мощность которых возрастает с севера на юг от 1500-3000 м до 5000-6000 м.
Отложения среднего отдела девонской системы представлены эйфсльским и живетским ярусами. В составе эйфельского яруса выделяются койвенский, бийский (нижний подъярус), клинцовский, мосоловский и черноярский (верхний подъярус) горизонты.
Койвенский горизонт вскрыт в разрезах скв. 11 Караманской (инт. 1784-1837 м) и скв. 1 Тельмановской (инт. 1992-2011 м). По каротажу это терригенная толща, представляющая чередование аргиллитов, песчаников и алевролитов. В редких прослоях известняков найдены единичные остракоды (скв. 2 Клинцовская) и комплекс миоспор койвенского облика (скв. 4 Коптевская инт. 2047-2052 м).
Бийский горизонт вскрыт в разрезах скважин 1 Тельмановская (34 м), 11 Караманская (69 м), 9 Чапаевская (9 м). Представлен известняками серыми мелкозернистыми органогенно-обломочными доломитизированными, переходящими в доломиты мелкокристаллические. Мощность составляет 4050 м.
Клинцовский горизонт вскрыт в разрезах скважин 9 Чапаевская, 11 Караманская, 10 Пугачевская, 1 Тельмановская и сложен карбонатно-терригенными отложениями. Эйфельский возраст подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами. Мощность меняется от 50 до 70 м.
Мосоловский горизонт вскрыт в разрезах скважин 9 Чапаевская, 11 Караманская, 10 Пугачевская и представлен карбонатными породами с прослоями аргиллитов в кровле или подошве разреза. Палеонтологическое обоснование горизонт получил по фауне остракод в скв. 10 Пугачёвской. Мощность отложений изменяется от 20 м до 46 м.
Черноярский горизонт вскрыт в разрезах скважин 9 Чапаевская, 10 Пугачевская, 11 Караманская и 1 Миусская. В литологическом отношении это аргиллиты с прослоями известняков. Мощность составляет 10-45 м.
В составе живетского яруса выделяются воробьёвский, ардатовский и муллинский горизонты, которые наиболее широко распространены на склонах Балаковской ступени.
Воробьёвский горизонт вскрыт в разрезах скважин 9 Чапаевская, 10 Пугачевская, 11 Караманская. Слагается толщей переслаивания песчаников с маломощными прослоями аргиллитов и известняков. Возраст воробьёвских отложений подтверждён спорово-пыльцевыми комплексами в скв. 38 Пугачевской. Мощность отложений изменяется от 20 до 40 м.
Ардатовский горизонт вскрыт в разрезах скважин 9 Чапаевская, 10 Пугачевская и представлен толщей переслаивания аргаллнтов и песчаников. В кровле залегают известняки (пласт Палеонтологическое обоснование возраста получено на основании определения остракод, брахиопод и кораллов (скважины 2 и 11 Березовские, 34 Балаковская, 10 и 38 Пугачёвские). Мощность горизонта изменяется от 30 м до 50 м.
Муллинский горизонт наиболее полно изучен в скважинах 9 Чапаевская и 10 Пугачевская. Состоит из однообразной аргиллитовой толщи с прослоями алевролитов общей мощностью 10 - 30 м.
Верхний отдел девонской системы в пределах рассматриваемой территории выделяется в объёме франского и фаменского ярусов, каждый из которых делится на три подъяруса.
Нижнефраиский подъярус не расчленяется на горизонты. В пределах Балаковской вершины разрезы этой стратиграфической единицы представлены нерасчлененной пачкой песчано-глинистых пород, мощностью до 43 м.
Среднефранский подъярус (саргаевский и семилукский горизонты) выделяется как единая карбонатная толща, не расчленённая на горизонты, и часто в объёме с петинским горизонтом верхнего франа. Палеонтологическое обоснование подразделения получено в скважинах 37 и 38 Пугачевской площади.
Верхнефранский подъярус. Отложения подъяруса (воронежский, евлановский, ливенский горизонты) в скважинах, пробуренных в сводовой части Балаковской вершины. В целом это карбонатная толща, содержащая прослои мергелей и аргиллитов. Возраст отложений подтверждён фауной брахиопод и остракод.
Фаменский ярус выделяется в объёме трех подъярусов: нижнего (задонский и елецкий горизонты), среднего (лебедянский, оптуховский и плавский горизонты) и верхнего (озёрский, хованский и зиганский горизонты, объединённые в заволжский надгоризонт). Ярус практически на всей
исследуемой территории сложен монотонной карбонатной толшей (известняки и вторичные доломиты). Палеонтологическое подтверждение породы получили по фауне брахиопод и остракод. Мощность яруса достигает 350 м.
Каменноугольная система представлена в объёме нижнего и среднего отделов. Стратиграфическая полнота разреза системы на территории исследований непостоянна и от размывов сохранились только отложения нижнего карбона, на которых залегают байосские отложения юрской системы.
Нижний отдел состоит из турнейского, визейского и серпуховского
ярусов.
Турнейский ярус представлен терригенно-карбонатной толщей, палеонтологическое обоснование которой получено при изучении фораминифер.
Визейскин ярус присутствует в объёме двух подъярусов - нижнего и верхнего. Нижнему подъярусу соответствует кожимский надгоризонт, включающий радаевский и бобриковский горизонты, верхнему - окский надгоризонт в составе тульского, алексинского, Михайловского и веневского горизонтов. В большинстве разрезов наблюдается отсутствие пород косьвинского и радаевского горизонтов в результате размыва в предбобриковское время.
Бобриковский горизонт представлен терригенными породами. В пределах Балаковской вершины отложения характеризуются двумя типами разреза. Первый из них представлен агриллитами и алевролитами с редкими прослоями песчаников. Второй тип разреза - преимущественно песчаниками. Палеонтологически горизонт охарактеризован спорово-пыльцевыми комплексами. Мощность бобриковских отложений меняется от 4-10 до 22 м.
Тульский горизонт представлен двумя литологическими пачками: нижней - карбонатной и верхней - преимущественно терригенной. Палеонтологическое обоснование горизонт получил на основании определения фораминифер. Мощность отложений меняется от 13 м до 20 м (скважины 37 и 10 Пугачевские).
Глава 2. Тектоника, геоструктурные элементы, локальные структуры и их генетические разновидности. Пугачевский свод представляет собой сложно построенное тектоническое поднятие кристаллического фундамента, имеющее субширотное простирание почти параллельное бортовому уступу Прикаспийской впадины. Размеры свода в плане составляют 180x80 км, с севера он ограничен Иргизским прогибом, с северо-востока - Бузулукской впадиной, с запада - Воскресенской
депрессией. На юге свод непосредственно примыкает к бортовой зоне Прикаспийской впадины.
В строении свода ранее выделялись четыре вершины, три из которых (Терешкинская, Балаковская, Клинцовская) располагаются на одной субширотной оси, а Марьевская - смещена в сторону Степновского сложного вала. В последние годы Саратовской геофизической экспедицией отработаны одинадцать региональных сейсмопрофилей, в различных направлениях пересекающих Пугачевский свод и его склоны. По результатам сейсмических работ построены структурные карты для основных отражающих горизонтов и карты изопахит между ними. Результаты этих исследований положены в основу данной главы.
В обоснование современного строения фундамента положена структурная карта по отражающему горизонту РК. (поверхность протерозоя). Кристаллический фундамент характеризуется четко выраженным блоковым строением. Блоки фундамента Пугачевского свода и его обрамления ограничены дизъюнктивными нарушениями. Разломы, выделенные в основном по геофизическим признакам, в плановой ориентировке образуют систему из трех направлений - субширотного, субмеридионального и диагонального. Таким образом, одно го них совпадает с ориентировкой бортовой зоны Прикаспийской впадины. В своем развитии Прикаспийская впадина и ее обрамление прошли несколько геодинамических стадий формирования, которые и предопределили современные тектонические черты строения Пугачёвского свода. Основные особенности, вероятно, были заложены в течение первых двух стадий - рифтогенную и океанического спрединга. По данным Я.А. Рихтера, эти важнейшие геодинамические события происходили крайне неравномерно и сопровождались формированием листрических сбросов - результатов гравитационных процессов на пассивной окраине Восточно-Европейского континента. В результате образовались тектонические ступени субширотного простирания, имеющие асимметричное поперечное строение за счет наклона их поверхности в противоположном движению направлении, и разделенные полуграбенами, которые в осадочном чехле морфологически выражены крупными прогибами.
Более поздняя геологическая история территории Пугачевского свода, соответствующая плитной стадии развития платформы, отличается существенно меньшей интенсивностью тектонических движений, вследствие чего новые разломы в фундаменте вряд ли могли формироваться, а релаксация тектонических напряжений проходила путем активизации уже существующих разрывных нарушений различных направлений. Такая активизация возникала неоднократно, обеспечивая высокую степень унаследованности развития тектонической структуры в продолжение всего
палеозоя. Об этом свидетельствует тот факт, что в осадочном чехле очень редко выявляются «бескорневые» разломы, которые не прослеживаются в породы фундамента.
Предполагается, что гравитационные ступени по мере своего развития могли терять монолитность, и тогда происходило их дробление на более мелкие фрагменты.
Основываясь на геолого-геофизических данных, полученных в последние годы, и принимая во внимание основные тенденции развития территории и современное пространственное расположение отдельных геологических элементов относительно друг друга, предлагается в пределах Пугачевского свода выделять три тектонических ступени: Неверкинскую. Балаковскую и Марьевскую. Эти геоструктурные элементы имеют субширотное простирание и характеризуются сложным внутренним строением. Система разрывных нарушений субмеридианального заложения разделяет каждую ступень на отдельные блоки. Самая крупная из ступеней -Балаковская. Она наиболее высоко приподнята в гипсометрическом отношении и состоит из трех крупных тектонических блоков: Терешкинского, собственно Балаковского и Клинцовского, соответствующих ранее выделенным «вершинам» Пугачевского свода. Для этой ступени характерно асимметричное поперечное сечение, так как северный склон более пологий, а южный - значительно круче и сложнее построен. Наиболее приподнятый участок поверхности фундамента приурочен к присводовой части ступени. Там отложения рифея вскрыты скважинами Балаковская-27 на абсолютных отметках «- 1196 м» и Балаковская-28 - на отметке «-1230 м».
Строение Клинцовского блока изучено слабо. Судя по сейсмическим данным, он имеет границы в виде разломов. На региональных сейсмических профилях наблюдается сложное внутреннее строение и несоответствие структурных планов по кровле палеозоя и отложениям мезо-кайнозоя с более древними образованиями, в том числе и поверхностью фундамента. Особенностью данного геоструктурного элемента является неоднородность, так как внутри него выделяются более мелкие блоки фундамента, также разделенные разломами. Граница между Бузулукской впадиной и Карповско-Тепловским валом, по данным сейсморазведки, также проходит по разлому в фундаменте, который унаследован в отложениях девона и карбона.
Наименее изученной структурой, входящей в состав Балаковской ступени, является Терешкинский блок. В определенной степени дискуссионным сохраняется мнение о наличии этого геоструктурного элемента. Неоднозначность в трактовке северо-западного обрамления Пугачевского свода объясняется отсутствием глубоких скважин в этом
районе и низкой степенью изученности как региональными, так и более детальными геофизическими работами.
К северу от Балаковской ступени расположена Неверкинская тектоническая ступень, в пределах которой с запада на восток выделяются три блока: собственно Неверкинский, Иргизский, и западный фрагмент Бузулукской впадины.
Очень сложным строением характеризуется поверхность фундамента в пределах Марьевской ступени. В ее строении выделяется два блока, занимающие контрастное гипсометрическое положение. Западный, собственно Марьевский блок, относительно приподнят и располагается к югу от Балаковского. Граница двух блоков выражена крупным разломом, южнее которого распространено несколько структурных носов и небольших локальных поднятий. Они приурочены к мелким блокам фундамента, разделенным разломами субширотного простирания. Далее на юг фиксируется крутая моноклиналь, представляющая собой склон Марьевского блока. В его пределах поверхность фундамента погружается с «-1725» до «2100 м». Еще одно разрывное нарушение отделяет Марьевский блок от бортовой зоны Прикаспийской впадины. Вблизи этого разлома происходит резкое погружение поверхности протерозоя до абсолютных отметок «-2850 м».
Милорадовский блок (ранее называвшийся прогибом), входит в состав Марьевской ступени, сложно построен, максимальная глубина поверхности фундамента «-2650 м».
С двух сторон рассматриваемый блок имеет тектонические ограничения. От Балаковской ступени (на севере и северо-востоке) он отделен разломом, который трассируется из зоны сочленения собственно Балаковского и Марьевского блоков.
Анализ истории геологического развития Пугачевского свода с помощью карт изопахит для различных стратиграфических интервалов девона и карбона (построено 28 карт) показал, что основные черты его тектонического строения были сформированы к началу фаменского века позднего девона. Тем самым было обеспечено возникновение регионального наклона в сторону Прикаспийской впадины, что должно было способствовать латеральной миграции углеводородов в северном направлении.
В пределах изученной территории выявлены многочисленные локальные объекты, представляющие собой локальные поднятия, структурные носы и террасы, палеотектонический анализ которых имеет важное практическое значение. В работах С.П. Козленко, К.А. Машковича, М.Г. Шебалдиной и др. показано, что существует тесная зависимость характера насыщения залежей в локальных поднятиях от времени их формирования. В живетских отложениях среднего девона залежи
углеводородов обычно образуются в ловушках, которые сформировались к концу франского века. Залежи нефти и газа в кыновско-пашийских отложениях связаны со структурными ловушками, возникшими к концу малевского времени. Если же ловушки образовались позднее, то они, как правило, не продуктивны. Среди 56 локальных структур, закартированных в рассматриваемом регионе, выявлено четыре типа, которые отличаются соотношением структурных планов по различным поверхностям девона и карбона. Сквозные - прослеживающиеся по всем изученным поверхностям без существенных изменений морфологических особенностей. Среди них выделены молодые поднятия и структуры длительного формирования. Условно сквозные - прослеживающиеся по всем изученным поверхностям, но изменяющие свою морфологию. Погребённые - фиксируются только в структурных планах протерозоя и терригенного девона. Безкориевые -структуры, прослеживающиеся только в карбоне и по поверхности палеозоя.
Глава 3. Литолого-палеогеографическая характеристика девона и нижнего карбона. Фациальный анализ и палеогеографические исследования особенно актуальны для тех территорий, где в ходе геологической истории происходила многократная перестройка физико-географических обстановок и тем самым создавались условия для образования осадочных тел со сложной геометрией, а также для формирования литологически экранированных залежей углеводородов.
В основу литолого-палеогеографических исследований были положены материалы ГИС, дополненные изучением каменного материала. Сначала проводилось стратиграфическое расчленение разрезов опорных скважин на основе палеонтологического изучения фауны, обнаруженной в керне. Затем палеонтологически изученные разрезы сопоставлялись с материалами ГИС и были построены корреляционные схемы для 42 разрезов скважин, относительно равномерно расположенных на изученной территории. Далее для 4 стратиграфических уровней по каждой скважине были построены литологические знаки, представляющие собой схематическое графическое изображение соответствующих разрезов. Построение знаков базировалось на процентном соотношении литотипов в разрезах скважин. Если какой-либо породы содержится менее 10 %, то в литологическом знаке она не отображается. Если же доля пород колеблется в разрезах от 10 до 25, от 25 до 50, от 50 до 75 %, или превышает 75 % то в литологическом знаке он изображаются одной, двумя, тремя или четырьмя полосками соответственно. Все знаки выносились на бланковую карту, на которой были выделены литологические зоны, каждая из которых отличается индивидуальным вещественным составом пород.
Затем на основе анализа фациальных признаков были выделены на картах древние бассейны и палеогеографические обстановки в их пределах.
Дополнительными критериями для обоснования границ между палеогеографическими обстановками на трех картах служили величины коэффициента песчанистое™, который представляет собой процентное отношение суммы толщин песчано-алевритовых пород к общей мощности анализируемого интервала в той или иной скважине.
В работе освещена эволюция палеогеографических обстановок в течение длительного периода для следующих этапов:
- Раннеэйфепьский этап (койвенский и бийский века);
- Позднеэйфельский (клицовский, мосоловский, черноярский века);
- Живетский (воробьевский век);
- Живетский (ардатовский век);
- Раннефранский (тиманский и пашийский века);
- Средне-, позднефранский;
- Фаменский;
- Турнейско-ранневизейский;
- Поздневизейский;
Было установлено, что в течение этого времени большая часть территории была занята эпиконтинентальным морским бассейном, определены этапы преобладающего типа осадконакопления. На территории Пугачёвского свода выявлены прибрежно- и мелководноморские обстановки, в которых доминировало накопление алевро-песчаного материала. Показано, что прибрежно- и мелководноморские обстановки тяготеют, преимущественно, к зоне сочленения Балаковского и Клинцовского тектонического блоков. На северном склоне Клинцовского блока в ардатовском горизонте установлены аномально высокие значения мощности кораллово-строматопоровых известняков и кавернозных доломитов. Полученные данные приведены в работе на прогнозной схеме распространения коллекторов с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах Пугачёвского свода.
Глава 4. Нефтегазоносность. В схеме нефтегазогеологического районирования Пугачевский свод и его обрамление располагаются на стыке Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций (НГП). Кроме того, южная часть Волго-Уральской НГП, к которой принадлежит большая часть изученной территории, также неоднородна по своему внутреннему строению и в ее пределах выделяют три нефтегазоносных области: Бузулукскую, Средневолжскую и Нижневолжскую. Для оценки продуктивности изученной территории были охарактеризованы основные нефтегазоносные комплексы региона, обобщены результаты 665 испытаний в скважинах разведочных площадей, проанализированы закономерности изменения характера насыщения по площади и по вертикали.
В соответствии со стратиграфической приуроченностью, в регионе традиционно выделяется следующий ряд нефтегазоносных комплексов: эйфель-нижнефранский, преимущественно терригенный; средне-верхнефранский преимущественно карбонатный; фамен-турнейский, преимущественно карбонатный; косьвинско-радаевский терригенный; бобриковско-тульско-алексинский карбонатно-терригенный; окско-нижнебашкирский карбонатный; верхнебашкирско-нижнемосковский (верейско-мелекесский) терригенный; верхнемосковско-
верхнекаменноугольный карбонатный, и нижнепермский карбонатный (Кононов, 1999). В породах указанных комплексов установлена промышленная и непромышленная нефтегазоносность, визуальные проявления углеводородов, а также повышенная битуминозность.
Эйфель-нижнефранский нефтегазоносный комплекс. Из пород этого комплекса залежи углеводородов или нефтегазопроявления различной интенсивности известны в отложениях бийского, клинцовского, воробъевского, ардатовского и кыновско-пашийского горизонтов.
Бийский_продуктивный_горизонт характеризуется
преимущественным развитием карбонатных коллекторов, которые распространены в присводовой части Пигаревско-Карповского вала и южном склоне Балаковской ступени. На некоторых площадях, таких как Марьевская, Коптевская, Юж. Миусская, Бобовская и Бобринская, преобладают терригенные коллекторы.
Испытания бийских отложений проводились на большом количестве разведочных площадей. В большинстве случаев результаты оказались отрицательными. В скважинах Бобринской и Ю.Марьевской площадей получены притоки углеводородов (в основном газ, а также незначительное количество нефти) промышленного и непромышленного значения.
Промышленная залежь газа установлена в карбонатной и терригенной пачках бийского разреза на Коптевской структуре. В карбонатных отложениях ловушка относится к сводовому типу, она литологически ограничена за счет замещения вторичных доломитов с реликтовой органогенной текстурой непроницаемыми известняками. Ловушка образована за счет облекания древнего среднедевонского останца.
Клинцовский продуктивный горизонт характеризуется развитием терригенных коллекторов, которые являются продуктивными на склонах Клинцовского блока, где открыт ряд месторождений углеводородов.
Воробьевский продуктивный горизонт. С ним связаны основные перспективы обнаружения залежей углеводородов в исследуемом регионе. Притоки газа и конденсата получены на Западно-Вишневской, Восточно-
Октябрьской, Разумовской, Южно-Первомайской, Куцебовской и Тепловской площадях.
Кроме классических пластово-сводовых ловушек встречаются литологически экранированные. Такая ловушка открыта на Марьевском месторождении, где промышленная залежь газа приурочена к песчаникам, сохранившимся в разрезе нижней части воробьевского горизонта (скв. Марьевская 1).
Ардатовский продуктивный горизонт. Нефтеносность этого горизонта установлена на Тепловском месторождении, где в скважине № 2 из ардатовских песчаников получен приток легкой нефти. В тектоническом отношении залежь приурочена к локальному поднятию, сформированному над эрозионным останцом кристаллического фундамента.
Продуктивные пласты, приуроченные к ардатовскому горизонту, установлены на Западно-Степной, Южно-Первомайской, Разумовской площадях. Характер насыщения газовый и газоконденсатный. На Западно-Вишневской площади из рассматриваемого горизонта были получены притоки нефти с газом.
Кыновско-пашийский продуктивный горизонт. Наиболее ярким примером может служить Разумовское месторождение в пределах Камелик-Чаганской приподнятой зоны. Там скв. 20 вскрыла продуктивный пласт (мощность около 25 м) пашийских песчаников с дебитом нефти 390 м3/сут.
Средне-верхнефранский нефтегазоносный комплекс. В пределах Красноярской площади отложения верхнего девона представлены плотными карбонатными породами и перспективных горизонтов на обнаружение углеводородов в них не выявлено. На склонах Марьевской ступени наряду с простыми пластово-сводовыми ловушками могут быть распространены ловушки неантиклинального типа. Подобная известна на Марьевском месторождении, где залежь приурочена к карбонатным коллекторам задонско-елецкого возраста, которые выклиниваются вверх по восстанию слоев.
На территории Южно-Первомайского поднятия из скважины №10 получен приток разгазированной нефти с признаками пластовой воды. Залежь классифицирована как пластовая сводовая, тектонически экранированная.
Фамен-туршйский нефтегазоносный комплекс. На Красноярской площади в турнейских отложениях нефтегазопроявления по керну в виде выпотов по трещинам и нефтяного запаха на свежем сколе отмечались только в черепетском горизонте, причем во всех разведочных скважинах. При опробовании черепетских отложений в скважине Чапаевская 32 получен приток окислившейся нефти непромышленного дебита.
Приток газа промышленного значения получен из черепетских отложений в скв. Марьевская 8.
Косьвынско-радаевский нефтегазоносный комплекс. В пределах изученной территории породы данного комплекса отсутствуют.
Бобриковско-тульско-алексинский нефтегазоносный комплекс. На Красноярской площади во всех скважинах песчаные коллектора отсутствуют. Причина кроется в палеогеографических особенностях формирования рассматриваемых отложений. Небольшие залежи углеводородов установлены на Тепловской, Разумовской и Даниловской площадях, нефтегазопроявления зафиксированы в бобриковских отложениях Рахмановской, Западно-Вишневской и Южно-Первомайской структур. На Кузябаевской площади незначительный приток нефти с пластовой водой получен из известняков тульского горизонта.
Окско-нижнебашкирский нефтегазоносный комплекс. Нижнебашкирский продуктивный горизонт. На Красноярской площади в верхней части разреза во всех разведочных скважинах отмечались признаки нефти по керну в виде выпотов и нефтяного запаха. При бурении скважины Чапаевская 7 зафиксирован выброс газа с распыленной нефтью и водой. Также фонтан газа получен из нижнебашкирских отложений в скважине Чапаевская 33. Небольшая газовая залежь в карбонатных коллекторах нижнебашкирского подъяруса обнаружена в результате бурения скважины Малаховская 1.
Верхнебашкирско-ннжнемосковский нефтегазоносный комплекс. Мелекесский продуктивный горизонт. Притоки нефти были получены на Балаковском месторождении в скважинах №34 и №36. Дебеты нефти на 6 мм штуцере составляли от 3,6 до 6,1 т/сут. Испытания, проведенные в скважинах №28 и 30, показали обводненность пласта с очень незначительным притоком тяжелой, окисленной нефти. На стадии пробной эксплуатации установлено, что продуктивный пласт расчленен на два пропластка, каждый из которых имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину около 2 м. При этом общая нефтенасыщенная толщина не превышает 5,5 м.
Верхнемосковско-артинский нефтегазоносный комплекс. В пределах Тимонинской приподнятой зоны были открыты Павловское, Липовское и Западно-Липовское месторождения газа в нижнепермских отложениях. Установлено рифогенное происхождение указанных поднятий. По двум подсчетным объектам (филипповско-верхнеартинский и нижнеартинско-сакмарский) Павловского месторождения запасы категории С! составили 2411 млн.м3. Нижнеартинско-сакмарский резервуар Липовского месторождения содержит 1677 млн.м3 пластового газа. Продуктивные пласты филипповского горизонта, артинского и сакмарского ярусов нижней перми представлены биостромовыми, строматолитовыми и биоморфно-детритовыми известняками, а также доломитами. Преобладают залежи с
газовым типом насыщения. При бурении скважины №6 Милорадовская поднят нижнепермский ангидрит, заполненный нефтью.
В настоящее время в Саратовской (юго-западной) части Бузулукской впадины открыто 23 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. В целом для южной части Волго-Уральской НГП характерно явное преобладание зон нефтегазонакопления и нефтегазоконденсат накопления, что существенно отличает ее от Бузулукской и Нижневолжской нефтегазоносных областей.
В пределах изученной территории довольно четко намечается зональность в распределении месторождений с различным фазовым насыщением. Южная граница распространения зоны нефтенакопления протягивается в субширотном направлении из присводовой части Балаковской ступени (разделяя ее южный и северный склоны), к северному склону Клинцовского блока, и далее пересекает Иргизский прогиб в восточных, северо-восточных румбах. Зона преимущественного нефтегазоконденсатнакопления охватывает южный склон Балаковской ступени, центральную и южную части Клинцовского блока, значительную часть Иргизского прогиба, а также Карповский вал и Камелик-Чаганскую зону поднятий. Южная граница этой зоны почти совпадает с южными ограничениями структурных элементов, входящих в состав Пугачевского свода, а также трассируется вдоль северной границы Милорадовского прогиба.
В многопластовых месторождениях наблюдается два основных типа распределения флюидального насыщения по разрезу. В первом случае древние продуктивные комплексы насыщены нефтью, а в более молодых содержится газ либо конденсат (Соколовогорское месторождение). Во втором - характер насыщения по разрезу не меняется, но продуктивные пласты могут быть только газовыми (Коптевское месторождение) или только нефтяными (Гаршинское месторождение). В монозалежных месторождениях продуктивный горизонт может быть приурочен к различным нефтегазоносным комплексам, в флюидальном отношении это чаще всего нефть.
Таким образом, внутреннее строение рассмотренной нефтегазоносной области было сформировано под влиянием нескольких основных факторов. Среди них: латеральная миграция в пределах нефтегазоносных провинций; поступление УВ в продуктивные горизонты в результате вертикальной миграции по тектоническим нарушениям (Орешкин и др., 1991); закономерности перераспределения углеводородов в пределах крупных тектонических элементов; глубина залегания нефтегазоносных комплексов, влияющая на фазовое состояние углеводородов в случае достижения критических температур.
Глава 5. Оценка перспектив нефтегазоносное™. Известно, что любой нефтегазоносный комплекс представляет собой естественную природно-геологическую систему, сформированную под воздействием большого количества разнообразных факторов. Следовательно, перспективы обнаружения скоплений углеводородов в том или ином регионе должны базироваться на анализе роли этих факторов и установлении мест в разрезе и на площади, характеризующихся их совместным проявлением. В зависимости от масштаба проявления основных факторов, выделяют три основных категории прогноза: региональный, зональный и локальный. Результаты проведенных исследований позволяют в основном проводить зональное прогнозирование.
Приведённый в работе прогноз базируется на комплексной оценке литолого-стратиграфической характеристики девонских и нижнекаменноугольных отложений рассматриваемого региона, особенностях структурно-тектонического и палеогеографического развития данного региона, а также закономерностей размещения уже открытых месторождений и/или нефтепроявлений. Существует ряд специфических особенностей геолого-геофизического строения Пугачевского свода и его обрамления, осложняющих поиски углеводородов. К их числу относятся сложное гетерогенное строение этого тектонического элемента, большое разнообразие морфогенетических типов локальных поднятий и широкий стратиграфический диапазон их формирования, наличие обширных зон отсутствия некоторых стратиграфических подразделений, резкие изменения толщин на небольших расстояниях, фациальная неоднородность литолого-стратиграфических комплексов, неравномерная разбуренность территории.
Перспективы нефтегазоносности оценивались на основании четырех источников информации: анализе структурных карт, полученных по сейсмическим материалам. данных литолого-палеогеографических построений, особенностей тектонического строения (тип и время заложения локальных струтур), анализе распределения залежей углеводородов в разрезе и по площади.
В пределах Балаковской ступени большинство локальных поднятий, выявленных сейсморазведкой, относятся к категории погребенных (I, II, III, V). Однако, несмотря на древнее заложение, перспективы обнаружения в них скоплений углеводородов весьма ограничены особенностями тектонического и палеогеографического развития анализируемого региона. Там обычно отсутствуют отложения эйфель-нижнефранского нефтегазоносного комплекса, и вероятность выявления продуктивных пластов возможна только в более молодых отложениях. Судя по схеме нефтегазоносного районирования, предполагается нефтяной характер насыщения.
При оценке перспектив нефтегазоносности особого внимания заслуживают зоны сочленения Балаковской ступени с соседними тектоническими структурами. Вблизи тектонических нарушений, тяготеющих к таким зонам, сосредоточено большинство локальных структур древнего заложения. С другой стороны, там возникали благоприятные условия для вертикальной миграции углеводородов.
В зоне юго-западного обрамления Балаковской ступени перспективной является положительная структура (на Караманской площади), которая уже к началу накопления карбонатной толщи верхнего девона имела амплитуду более 20 м. Формирование антиклинальной складки продолжалось практически в течение всего палеозоя и к началу мезозоя сформировалась брахиантиклинальная складка с амплитудой около 70 м.
Поскольку в этом районе отложения терригенного девона обычно размыты, продуктивными могут быть нефтегазоносные комплексы от средне-верхнефранского до окско-нижнебашкирского.
На южном склоне Балаковской ступени уже к началу саргаевского века были сформированы локальные поднятия I, III, IV и VI, которые приурочены к крупному тектоническому валу, протягивающемуся в субмеридианальном направлении. В случае обнаружения там залежей углеводородов, предполагается нефтегазоконденсатный характер насыщения.
В зоне сочленения Балаковской ступени с Иргизским прогибом прогнозируется развитие разрезов воробьевского горизонта прибрежно-морского генезиса. Алевритовые и песчаные породы доминируют в их составе, коэффициент песчанистости колеблется от 75 до 84%. Песчаные пласты обычно тяготеют к основанию разрезов (пласт D2VI), характеризуются разнозернистыми структурами.
В рассматриваемой зоне достигает максимальных значений (30 м) мощность бобриковского горизонта и песчаных пластов в его составе. Следовательно, рассматриваемый участок является перспективным как для воробьевского, так и бобриковского горизонтов в случае выявления благоприятной структурной ситуации. Кроме того, на данной территории высока вероятность обнаружения в песчаных коллекторах литологически ограниченных залежей углеводородов.
В пределах Марьевской ступени все выявленные положительные структуры относятся к категории сквозных, но имеют различный возраст своего формирования. Поднятия древнего заложения тяготеют к Марьевской ступени, к зоне сочленения находящихся в её пределах Марьевского и Милорадовского блоков (структуры V,V", VI), а также к южному обрамлению рассматриваемого геоструктурного элемента (структуры VIII, IV и IX).
В зоне сочленения Марьевской ступени и бортового уступа Прикаспийской впадины из 16 положительных структур три локальных
поднятия (IV, IX и XVI), а также Коптевская структура, были сформированы уже в среднем девоне. Еще пять поднятий (III, V, VI, VII и XV) имеют позднедевонский и раннекаменноугольный возраст. Таким образом, на территории данного участка перспективными являются 9 локальных структур, в пределах которых могут быть обнаружены газоконденсатные продуктивные пласты.
В Милорадовском блоке из шести положительных структур некоторые (I, II и IV) были сформированы уже к началу накопления карбонатной толщи девона. Несколько позднее, в течение позднего девона и раннего карбона, образовалась локальная структура III. Предполагается, что указанные поднятия являются перспективными для формирования газовых залежей.
Еще один потенциально перспективный участок связан с мелководно-морскими отложениями воробъевского горизонта. Он расположен на юго-западном склоне Клинцовского блока, в зоне его сочленения с Милорадовским. На этом участке песчаные пласты тяготеют к кровельной части воробъевского разреза, судя по керну из скважины Клинцовская 2, на этом участке возможно развитие пластов с хорошими коллекторскими свойствами. Это песчаники серые, крупнозернистые, кварцевые, с зернами гравийной размерности. Перспективность рассматриваемого участка значительно возрастает на фоне развития там локальных поднятий древнего формирования. Кроме того, в этом районе широко распространены мелководно-морские образования клинцовского возраста. В том числе и пласты песчаников мощностью до 18 м.
В Камелик-Чаганской приподнятой зоне локальные поднятия чаще всего выражены только в карбонатно-терригенном комплексе девона, а в более молодых отложениях палеозоя им соответствует региональная моноклиналь. Поэтому открытые там месторождения (Западно-Вишневское, Разумовское) содержат продукцию только в средне- верхнедевонской части разреза. Ловушки обоих месторождений были сформированы к началу раннего карбона, что подтверждает положение о продуктивности локальных поднятий древнего заложения.
Тепловско-Карпоеский вал. Формирование локальных структур, в том числе Карповской и Малаховской разведочных площадей, происходило в среднем девоне. По данным бурения четырех скважин выявлено резкое сокращение толщин карбонатно-терригенного комплекса девона за счет размыва его верхних частей, наиболее перспективными с точки зрения обнаружения залежей углеводородов представляются карбонатные отложения эйфельского яруса. Кроме того, в пределах Карповско-Тепловского вала возможно развитие ловушек углеводородов в нижнем и среднем карбоне, генетически связанных с эрозионными процессами. Они
могут быть приурочены к терригенным отложениям бобриковского, верейско-мелекесекого возраста и к песчаным пластам тульского и алексинского горизонтов.
Зона сочленения Клинцовского блока с Иргизским прогибом является одной из самых перспективных в изученном регионе. Там могут быть развиты приразломные структуры с тектонически экранированными и надразломными рифогенными ловушками в карбонатном пласте 021У ардатовского горизонта. Подобные залежи широко распространены в Саратовском Поволжье. Обнаружение рифоподобной аномалии намечено в пределах площади развития прибрежно-морских обстановок ардатовского времени. Она ограничена изопахитой пласта 021У равной 40 м.
Зона сочленения восточного склона Балаковского блока и западного склона Клинцовского блока) является перспективной с точки зрения развития песчаных пластов клинцовского горизонта с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В клинцовское время в пределах рассматриваемого участка были распространены прибрежно-морские обстановки и формировались мощные пласты разнозернистых песчаников с примесью гравия и мелкой гальки.
На участках сочленения Марьевской ступени и бортовой зоны Прикаспийской впадины происходит разрастание мощности или выклинивание некоторых стратиграфических интервалов, а потому велика вероятность проявления там а-тектонических процессов структуроформирования, и как следствие, развитие в девонско-каменноугольной толще различных по генезису ловушек нефти и газа. Наряду с простыми пластово-сводовыми поднятиями значительное распространение здесь могут иметь ловушки, связанные с палсоэрозионпыми процессами. Это литологически и стратиграфически ограниченные резервуары, приуроченные к поверхностям древних размывов, эрозионным врезам, конусам выноса палеорек и бороздинам авандельт.
Заключение
По итогам выполненных исследований нового геолого-геофизического материала на территории Пугачёвского свода получены следующие основные результата:
1. Пугачевский свод представляет собой сложно построенную структуру, в пределах которой кристаллический фундамент и перекрывающие его отложения терригенного девона имеют блоковое строение.
2. Блоки ограничены разломами, образующими систему из 3 направлений: субмеридионапьного, субширотного и диагонального. Наиболее крупные геоструктурные элементы имеют субширотное
простирание в виде ступеней - Неверкинской, Балаковской, Марьевской. Система разрывных нарушений субмеридианалыюго заложения разделяет каждую ступень на отдельные блоки. В зависимости от соотношения структурных планов все локальные поднятия разделены на погребенные, сквозные, условно сквозные и безкорневые.
С помощью литолого-фациального анализа прослежена эволюция палеогеографических обстановок от среднего девона до позднего визе. Большую часть рассмотренного этапа территория исследований была занята эпиконтинентальным морским бассейном. В его пределах доминировали мелководно-морские обстановки, в отдельные периоды проявлялись прибрежно-морские условия седиментации. В течение позднего Эйфеля и в предвизейское время наиболее приподнятые участки изученной территории представляли собой островную или береговую сушу.
В пределах морских палеобассейнов доминировали два основных типа осадконакопления (терригенный и карбонатный) которые сменяли друг друга во времени и пространстве в зависимости от особенностей тектонического развития региона. Карбонатная седиментация преобладала в позднем фране, фамене, позднем визе и в течение турнейского века. В остальные периоды доминировало терригенное осадконакопление.
В палеозойском разрезе выделяются 8 нефтегазоносных комплексов, из которых более важными являются эйфель-нижне-франский и бобриковско-тульский. Для Пугачевского свода и сопредельных тектонических структур характерна латеральная зональность в распределении фазового состава залежей открытых месторождений. Зона нефтенакопления охватывает присводовые участки и северный склон Балаковской ступени, а также значительную часть Иргизского прогиба. Зона преимущественного нефтегазоконденсатного накопления включает в себя южный склон Балаковской ступени, Клинцовский блок, значительную часть Иргизского прогиба, а также Карповский вал и Камелик-Чаганскую зону поднятий. Самое южное положение занимает зона газонакопления.
Наиболее перспективными зонами обнаружения пластов-коллекторов с улучшенными ФЕС являются области развития прибрежно- и мелководно-морских фаций в зоне сочленения Балаковской и Неверкинской ступеней.
Локальные структуры древнего заложения, сформированные к началу накопления карбонатного девона или в раннем карбоне, потенциально перспективные для выявления наиболее крупных зон
скопления нефти и газа, сконцентрированы, главным образом, в пределах Неверкинской и Марьевской ступеней. На соответствующей схеме показано местоположение таких структур в пределах вышеназванных ступеней, а также в зоне сочленения Клинцовского блока с Милорадовским прогибом.
9. Проведенные исследования позволяют определить основные направления поисков залежей нефти и газа и значительно увеличить ресурсную базу УВ в пределах Пугачевкого свода.
Список публикаций по теме диссертации.
1. Новые данные о тектоническом строении и перспективах нефтегазоносности Пугачёвского свода (Саратовское Заволжье). Авторы: Матвеев В.В., Староверов В.Н. //Геология нефти и газа,-2009.-№5.
2. Возможности комплексирования геолого-геофизических данных для обоснования прироста запасов УВ на месторождениях старого фонда с использованием компьютерных технологий моделирования вмещающих резервуаров. Авторы: Матвеев В.В., Бурштынович
Я.Г., Милецкая Г.В., и др. // Тезисы докладов научно-практической конференции: Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2006 и последующие годы, Саратов, 24 - 26 мая 2005г., с. 133 - 134.
3. Перспективы освоения ресурсной базы углеводородов Российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Авторы: Воробьёв В.Я., Матвеев В.В., Орешкин И.В., и др.// Тезисы докладов научно-практической конференции: Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2009 и последующие годы, Саратов, 15-18 апреля 2008г., с. 26 -29.
4. Литолого-фациальные особенности терригенного девона на Пугачёвском своде и его обрамлении. Авторы: Староверов В.Н., Матвеев В.В.// Верхний Палеозой России. Стратиграфия и фациальный анализ: материалы второй всероссийской научной конференции, сентябрь 2009 г.- г. Казань, с.71 - 72.
5. Применение вибросейсморазведки в сложных сейсмогеологических условиях. Авторы: Навроцкий А.О., Абдулвалиев М.Т., Матвеев В.В. //Недра Поволжья и Прикаспия, Саратов, вып. 2, 1991г., с.56 -59.
6. Тектоническое строение Пугачёвского свода и его обрамления в связи с перспективами нефтегазоносности. Авторы: Староверов В.Н.,
Матвеев В.В.// Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России: материалы XV Геологического съезда Республики Коми, 13-16 апреля 2009 г.- г. Сыктывкар, том И - с. 157-
7. Региональные геофизические работы в Прикаспии. Результаты и проблемы. Авторы: Скорнякова Е.Г., Куколенко О.В., Титаренко И.А. Матвеев В.В., и др. // .Тезисы докладов научно-практической конференции: Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 гг., Саратов, 2002г., с. 47 - 48.
8. Использование геолого-технических моделей при принятии управленческих решений в механизме недропользования. Авторы: Матвеев В.В., Милецкая Г.В. Тарасов А.Г. и др.// Тезисы докладов научно-практической конференции: Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 гг., Саратов, 29 сентября - Зоктября 2002г., с.167 - 170.
9. Сейсмическая динамическая инверсия как методическая основа поисков и изучения неантиклинальных ловушек углеводородов. Авторы: Титаренко И.А., Скорнякова Е.Г., Титаренко A.B., Михеев Д.С., Матвеев В.В. // Тезисы докладов научно-практической конференции: Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 гг., Саратов, 30 сентября - 4 октября 2002г., с. 33-35.
10. Общефедеральный геофизический профиль Оренбург-Маныч. Авторы: Скорнякова Е.Г., Писаренко Ю.А., Титаренко И.А., Куколенко О.В., Матвеев В.В.// Тезисы докладов научно-практической конференции: Приоритетные направления геологоразведочных работ на территории Приволжского и Южного Федеральных округов в 2004-2010 гг., Саратов, 29 сентября - 3 щктября 2003г., с. 45-48.
11. Итоги региональных геофизических исследований в Российской части Прикаспия (2001 - 2005гг.). Авторы: Скорнякова Е.Г., Писаренко Ю.А., Титаренко И.А., Соколова И.П., Матвеев В.В. // Тезисы докладов научно-практической конференции: Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2006 и последующие годы, Саратов, 24 - 26 мая 2005г., с. 72-75.
159.
Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Матвеев, Владимир Владимирович
Список рисунков.
Список таблиц.
ВВЕДЕНИЕ.
1. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла.
2. ТЕКТОНИКА, ГЕОСТРУКТУРНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ, ЛОКАЛЬНЫЕ СТРУКТУРЫ И ИХ ГЕНЕТИЧЕСКИЕ РАЗНОВИДНОСТИ.
2.1. Строение кристаллического фундамента в пределах Пугачевского свода и его обрамления.
2.2. Строение терригенного девона.
2.3. Строение каменноугольных отложений.
2.4. Строение поверхности палеозоя.
2.5. История тектонического развития и характеристика локальных структур.
2.5.1. Эйфельско-франский этап.
2.5.2. Фаменско-визейский этап.
2.5.3. Башкирско-московский этап.
2.5.4. Формирование локальных структур.
2.6. Выводы.
3. ЛИТОЛОГО-ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕВОНА И РАННЕГО КАРБОНА.
3.1. Литолого-палеогеографическая характеристика девонского этапа.
3.1.1. Раннеэйфельский этап (койвенский и бийский века).
3.1.2. Позднеэйфельский этап (клинцовский, мосоловский и черноярский века).
3.1.3. Живетский этап (воробьевский век).
3.1.4. Живетский этап (ардатовский век).
3.1.5. Раннефранский этап (тиманский и пашийский века).
3.1.6. Средне-, позднефранский этап.
3.1.7. Фаменский этап.
3.2 Литолого-палеогеографическая характеристика каменноугольного этапа
3.2.1. Турнейско-ранневизейский этап.
3.2.2. Поздневизейский этап.:.
3.3. Выводы.
4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ.
4.1. Нефтегазоносные комплексы.
4.1.1. Эйфель-нижнефранский нефтегазоносный комплекс.!.
4.1.2.Средне-верхнефранский нефтегазоносный комплекс.
4.1.3. Фамен-турнейский нефтегазоносный комплекс.
4.1.4. Косьвинско-радаевский нефтегазоносный комплекс.
4.1.5. Бобриковско-тульско-алексинский нефтегазоносный комплекс.
4.1.6. Окско-нижнебашкирский нефтегазоносный комплекс.
4.1.7. Верхнебашкирско-нижнемосковский нефтегазоносный комплекс.
4.1.8. Верхнемосковско-артинский нефтегазоносный комплекс.
4.2. Выводы.
5. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.
5.1. Выводы.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Пугачевского свода"
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП) является одной из старейших в России. Её перспективность доказана выявленной промышленной нефтегазоносностью девонских и каменноугольных отложений. Основная масса месторождений в ее пределах приурочена к крупным положительным структурам сводового типа (Татарский, Оренбургский, Жигулевский) или разделяющим их прогибам, таким как Бузулукская впадина.
В Саратовском Заволжье, входящем в состав указанной провинции, выделяется ряд районов, каждый из которых отличается особенностями геологического строения, степенью изученности и развития инфраструктуры. Один из таких районов в тектоническом отношении приурочен к Пугачевскому своду и его обрамлению (рис.1). Это обширная территория, в силу фрагментарного характера изучения на протяжении 50-ти лет имеет на сегодняшний день невысокую оценку ресурсного потенциала УВ сырья. Однако, высокая степень и перспективы нефтегазоносности сопредельных территорий - на севере Жигулевский свод, на востоке Бузулукская впадина, на западе Степновский сложный вал и на юге - Прикаспийская впадина, структуры разного порядка, и геолого-геофизические данные, полученные в последние годы, позволяют более оптимистично подойти к оценке нефтегазоносности изучаемой территории. В предыдущие годы на разных участках Пугачевского свода были открыты 6 мелких месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к отложениям девона и карбона. Это в определённой мере отражает чётко просматриваемую в последнее десятилетие в регионе тенденцию роста добычи УВ за счет открытия и разработки мелких и средних месторождений, а также трудно извлекаемой части запасов тех объектов, которые находятся на поздней стадии разработки [15,49, 54, 56, 57, 63, 66, 74, 75]. Вышесказанное указывает на актуальность решения данной проблемы, и послужило стимулом для проведения исследований.
Цель работы. На основании обобщения и анализа фактического геолого-геофизического материала получить надежную основу для установления наиболее перспективных направлений поисков залежей углеводородов и выявить перспективные зоны нефтегазонакопления в пределах Пугачевского свода.
Для достижения этой цели решались следующие задачи: Изучить основные закономерности тектонического строения рассматриваемой территории, уточнить границы геоструктурных элементов, оценить особенности распространения дизъюнктивных нарушений;
Элементы тектонического районирования: л границы крупнейших тектонических элементов
I Воронежская энгиклиэа
II Рязано-Саратовский мегапрогиб
III Волго-Уральская антекпиза
IV Прикаспийская метав лад ина границы крупных тектонических элементов нижнепермский бортоеой уступ по средне-верхнедсвонскому структурному этажу: границы средних тектонических элементов границы мелки к тектонических элементов
Условные обозначения ^ | Впадины прогибы, седловины, депрессии
I I Своды, валы, зоны поднятий в пределах || крупных отрицательных структур | Своды, валь», зоны поднятий
Элементы нефтегазогеологического районирования: границы нефтегазоносных провинций и областей
Мосторожден ия: \ в нефтянш \1 а газовые 1
• гаэоконденсатнь'е а нефтегаэоконденсатные ---а нефтегазовые
А Волго-Уральская ИГП 6 Прикаспийская НГП
Рис Л. Обзорно-тектоническая схема Саратовской области (под редакцией Федорова Д. Л.)
Провести типизацию локальных структур в пределах Пугачевского свода и его обрамления;
Построить литолого-палеогеографические карты для этапов девонского периода и раннего карбона, выявить закономерности распространения палеогеографических обстановок, наиболее благоприятных для формирования пород-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами;
Установить основные закономерности нефтегазоносности изученного региона и обосновать главные направления дальнейших поисковых работ для обнаружения скоплений углеводородов в отложениях девона и нижнего карбона.
Объект исследований. Комплекс девонских и нижнекаменноугольных отложений Пугачевского свода и его обрамления в пределах юго-восточного склона Русской плиты. В административном отношении территория исследований включает северо-восточную часть Саратовской области.
Фактический материал и методы исследований. Основой для настоящей работы послужили результаты обобщения и интерпретации сейсморазведочных работ, выполненных Саратовской геофизической экспедицией за период 2003-2009гг. (более 1тыс.пог.км региональных и 7 тыс.пог.км поисковых сейсмопрофилей МОГТ), а также анализ разрезов более 50 скважин глубокого бурения и геофизических исследований по ним, обобщение данных описания литологии, палеонтологического обоснования, петрофизики кернового материала (свыше 300 образцов) из пробуренных в данном регионе скважин. Пробы керна изучены и описаны в лаборатории литологии и стратиграфии Нижневолжского Научно-исследовательского института Геологии и Геофизики.
Научная новизна. Проведенные исследования позволили получить новые для региона научные результаты.
1. Составлен авторский вариант тектонической схемы Пугачевского свода;
2. Впервые для территории Пугачевского свода построен комплекс структурных и литолого-палеогеографических карт основных горизонтов палеозойского чехла;
3. Определены наиболее перспективные зоны нефтегазонакопления и построена схема распространения фазового состояния УВ?в пределах Пугачевского свода;
4. Построены прогнозные схемы: - распространения коллекторов с улучшенными ФЕС; - размещения локальных поднятий древнего заложения перспективных для поиска залежей УВ.
Практическая значимость. Выполненные исследования позволили обосновать перспективы нефтегазоносности и оптимизировать основные направления поисков 9 залежей УВ в отложениях девона и нижнего карбона на территории Пугачёвского свода. Наиболее значимые результаты - прогнозные схемы, отражающие распространение локальных поднятий древнего заложения, размещение прибрежно- и мелководно-морских фаций в пределах изучаемой территории целесообразно использовать на этапе принятия стратегических управленческих решений в процессе постановки геолого-разведочных работ как на поисковом, так и на разведочном этапах.
В диссертационной работе обосновывается достоверность трех защищаемых положений.
1. Решающим фактором формирования современного геоструктурного плана Пугачевского свода является активная история геологического развития территории, связанная с дифференцированными движениями отдельных блоков.
2. Определены зоны распространения пластов-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах Пугачевского свода.
3. Определяющая роль в формировании залежей нефти и газа в отложениях палеозоя Пугачевского свода принадлежит процессам дизъюнктивной тектоники и времени заложения локальных структур.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на всероссийских конференциях и научных форумах. Среди них «Конференция, посвященная 175-летию со дня рождения H.A. Головкинского» (Казань, 2009), «XV геологический конгресс республики Коми» (Сыктывкар, 2009). Промежуточные итоги исследований отражены в 14 публикациях, а также вошли составной частью в 15 научно-производственных отчетов.
Структура и объем работы. Диссертация объемом 120 страниц текста, состоит из пяти глав, введения и заключения. Она содержит 43 рисунка и 9 таблиц. Список литературы включает 107 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность и признательность своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору В.Я.Воробьёву.
В процессе работы над диссертацией автор получал ценные консультации у Ю.А.Писаренко, О.Ю.Чекалёва, О.П.Резеповой, В.Н.Староверова, С.Б.Файницкого, А.О.Навроцкого, С.В.Яцкевича, Е.Н.Постновой.
Всем коллегам, содействовавшим написанию диссертации, приношу свою искреннюю благодарность.
Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Матвеев, Владимир Владимирович
5.1. Выводы
Проведенные исследования позволили осуществить зональное прогнозирование. Основанием для оценки перспективности послужил комплексный анализ сейсмических материалов, результатов литолого-палеогеографических построений, особенностей тектонического строения (тип и время заложения локальных структур), анализа распределения залежей углеводородов в разрезе и по площади /
В настоящее время в рассматриваемом регионе наиболее перспективными следует считать два основных направления. Во-первых, это локальные поднятия древнего заложения, установленные в ходе проведенных исследований, и на которые могут быть ориентированы основные объемы разведочного бурения. Такие структуры' довольно многочисленны, часто тяготеют к зонам развития ограничивающих разрывных нарушений.
Во-вторых, поисковые зоны, отождествляемые с участками развития разрезов терригенного девона прибрежно-морского и/или мелководно-морского генезиса, тяготеют к зонам сочленения геоструктурных элементов различного порядка. При наличии оптимальных структурных условий там возможно обнаружение литологически экранированных ловушек и коллекторов с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Наибольший, интерес представляют северный склон Балаковского и юго-западный склон Клинцовского блоков. /
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Матвеев, Владимир Владимирович, Саратов
1. Авербух Б.М. Нефтегазогеологическое районирование сложнопостроенных регионов с использованием ретроспективного анализа эволюции осадочно-породных бассейнов. // Геология нефти и газа. 1995. № 1, с. 9 — 15.
2. Алексеев В.П. Литологические этюды. Екатеринбург: Изд-во У Г ГУ. 2006. 149 с.
3. Антипов М.П., Быкадоров В. А., Волож Ю.А., Леонова Ю.Г. Проблемы происхождения и развития Прикаспийской впадины. // Геология нефти и газа. 2009, №3. С. 11-20.
4. Аширов К.Б. О механизме формирования газонефтяных залежей в Среднем Поволжье. Нефть и газ, 1982, №2, с. 10-13.
5. Бакиров А. А. Общие закономерности формирования концентраций нефтегазонакопления и поисковые их критерии. // Критерии поисков зон нефтегазонакопления. М., Наука, 1979. С. 5 29.
6. Бейзель А.Л. Роль берега как барьерной зоны при формировании осадочной цикличности/Щроблемы геологии и географии Сибири. Томск. Вестник ТГУ, 2003. № 3 (1). С. 36-38.
7. Белецкая С.А. Первичная миграция нефти. М., Недра, 1990. 288с.
8. Боровиков В.Н., Стадник Е.В. Интегральный анализ геоинформации в комплексе прямых геохимических методов оценки нефтегазоносности // Геология нефти и газа. №1, 1996. С. 30-35.
9. Былинкин Г.П. Введение в геохимию горючих ископаемых. Изд во Саратовского ун-та, 2000.-91 с.
10. Вассоевич Н.Б. Принципиальная схема вертикальной зональности и генерации углеводородных газов и нефтей. // Изв. АН СССР, Сер. геол., № 5. 1974. С. 123 — 135.
11. Воробьёв В.Я. Информативность методов прогнозирования платформенных структур. Л., Недра, 1991. 272с.
12. Воробьёв В.Я. Принципы и количественные методы изучения платформенных структур. В кн.: Магматические методы в геологии, вып.2. Саратов. Из-во Саратовского Университета, 1976, с.27 — 52.
13. Воробьёв В.Я., Кононов Ю.С. О состоянии отечественной геотектоники и геодинамики (поисковый аспект). 2008. Вып. 55. С. 8 21.
14. Воробьёв В.Я., Кононов Ю.С. Об оценке перспективных направлений региональных и поисковых работ на нефть и газ в Поволжье и Прикаспии на 2009 год и последующие годы. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2008. Вып. 55. С. 3 — 7.
15. Воробьёв В.Я., Кононов Ю.С. Особенности нефтегазогеологического районирования на примере Урало-Поволжья, Прикаспия и Предкавказья. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2009. Вып. 59. С. 3 11.
16. Гаврилов В.П., Леонова Е.А., Руднев А.Н. Геодинамическая модель геологического строения и нефтегазоносности Прикаспийской впадины.// Геология нефти и газа. 2009, №3. С. 2- 11.
17. Геология и нефтегазоносность Саратовского Поволжья. Под ред. К.А. Машковича, А.И. Храмого, С.П. Козленко. // Труды НВНИИГГ. Саратов, изд-во «Коммунист», 1967. Вып. 100.-200 с.
18. Геолого-геофизические модели и нефтегазоносность палеозойских рифов Прикаспийской впадины. // Под ред. Ю.С. Кононова. М. Недра, 1986. 149 с.
19. Голов A.A., Дитмар В.И., Митрейкин Ю.Б. Перспективы дальнейших поисков нефти и газа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. // Геология нефти и газа. 1994, № 10. С. 2-6.
20. Горьков Ю.Д. Об особенностях формирования и строения Пугачёвского свода в связи с перспективами открытия новых залежейинефти и газа. // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, 2005. Вып. 42. С. 6-15.
21. Горьков Ю.Д. Структурное обоснование перспектив нефтегазоносности девона и карбона Саратовского Поволжья. Автореф. дисс. канд. геол.-мин. наук. Саратов, 1977. -24 с.
22. Горьков Ю.Д. Тектонически экранированные ловушки нефти и газа Дальнего Саратовского Заволжья. // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, 2008. Вып. 55. С. 42-46.
23. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной области. // М.М. Алиев, Г.П. Баталова, P.O. Хачатрян и др. М.,Недра. 1975.
24. Депплес Э.К. Диагенез (и катагенез) песчаников. В кн.: Диагенез и катагенез осадочных образований. М., 1971, с.92-121.
25. Ермолкин В.И. Зональность нефтегазонакопления на платформенных территориях. -М., Недра, 1986.-186 с.
26. Ермолкин В.И., Тараненко Е.И., Хакимов М.Ю. Геофлюидодинамические предпосылки раздельной генерации нефти и газа. // Геология нефти и газа. № 5. 1997. С. 28-33.
27. Жуков И.М., Коврижкин B.C., Кутеев Ю.М., Потапенко П.И. и др. Геологическая модель Бузулукской впадины и направления поисковых работ. // Геология нефти и газа, № 12. 1992. С. 5-10.
28. Замаренов А.К., Шебалдина М.Г., Федоров Д.Л., Югай Т.А., Яцкевич C.B. Седиментационные модели иодеолевых нефтегазоносных комплексов Прикаспийской впадины. М., Недра, 1986. — 137 с.
29. Иванова А.Н. Стратиграфия и фауна верхнемеловых отложений Саратовского Поволжья. Труды научной конференции по стратиграфии мезозоя и палеогена Нижнего Поволжья и смежных областей. Изд. СГУ, Вольск, 1959.
30. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной области. // М.М. Алиев, Г.М. Яриков, P.O. Хачатрян и др. М., Недра, 1975.
31. Климашин В.П., Пятаев A.A. Навроцкий O.K. и др. Перспективы нефтегазоносности саратовской части Бузулукской впадины. // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, 1992. Вып. 3. С. 66-70.
32. Козленко С.П. Возрастные критерии прогноза нефтегазоносности. Тр. НВНИИГГ, вып. 1. М, Недра, 1964.
33. Козленко С.П. Историческая тектоника и вопросы формирования промышленных залежей нефти и газа. Нефтяное хозяйство, №9, 1955.
34. Козленко С.П. Классификация структурных поднятий по возрастным признакам. Доклады АН СССР, т. 108, №4, 1956.
35. Козленко С.П., Машкович К.А. Возраст ловушек нефти и газа как критерий прогноза их перспективности. В сб.: Проблема миграции нефти и формирования скоплений нефти и газа. Гостоптехиздат, 1959.
36. Колесникова А.Н. Закономерности строения терригенных отложений нижнего карбона в Саратовском Поволжье. Материалы по геологии отдельных районов Волго-Уральской нефтеносной области. Тр. ВНИГНИ, вып. XX. 1959.
37. Кондратьева М.Г., Енгуразов И.И. Девонские отложения Саратовского Поволжья. Изв. АН СССР, сер. Геол., №2, 1951.
38. Кондратьева М.Г., Литология, фации и нефтеносность девонских отложений Саратовского Поволжья. В сб.: Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юго-восточных районов Русской платформы. Тр. ВНИГНИ, вып.ХХИ, 1959.
39. Кондратьева' М.Г., Федорова Т.И. Литолого-стратиграфическая характеристика девонских отложений Саратовской области, В' сб.: Девон Русской платформы. Тр. ВНИГРИ. 1953.
40. Кононов Ю.С. Геоструктурно-формационные особенности Нижневолжской нефтегазоносной области // Отечественная геолог. 2000. № 3. С. 14 — 20.
41. Кононов Ю.С. Детализация нефтегазоносных комплексов в Поволжье. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2001. Вып. 27. С. 12-16.
42. Кононов Ю.С. Зональность нефтегазонакопления в южной части Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. 1999, № 5-6. С. 11-20.
43. Кононов Ю.С. Некоторые проблемы поисков залежей углеводородов в разнофациальных отложениях. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2009. Вып. 60. С. 10—19.
44. Кононов Ю.С. Особенности нефтегазогеологического районирования. / Геология и разведка. №6 ноябрь декабрь. 2003. С. 55 - 59.
45. Кононов Ю.С. Проблемы развития нефтегазовой ресурсной базы Прикаспия / Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов. Апрель 1991. С. 13-19.
46. Кононов Ю.С. Соотношение основных принципов прогнозирования нефтегазоносности и геолого-разведочного процесса // Геология нефти и газа. 1990. №1. С. 22 24.
47. Кухтинов Д.А., Мамулина В.Д., Щеглов В.Б. и др. О среднекаменноугольных реках и русловых врезах в Саратовско-Волгоградском Поволжье. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2009, вып. 60. с. 31 -40.
48. Лацкова В.Е., Орлова И.Н., Чернова Е.И. Стратиграфия среднекаменноугольных отложений Саратовского Заволжья. В сб.: Региональная стратиграфия СССР, t.V, изд. АН СССР, 1961.
49. Литология и фации донеогеновых отложений Воронежской антеклизы / А.Д. Савко, С.В. Мануковский, А.И. Мизин и др. Воронеж, 2001. 201 с.
50. Лобацкая P.M. Структурная зональность разломов. — М., 1987. 129 с.
51. Малышев A.B., Никитин Ю.И. Геологические предпосылки развития нефтегазодобычи в Саратовской области // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов. Апрель 1991. С. 39-46.
52. Матвеев В.В. Староверов В.Н. Новые данные о тектоническом строении и перспективах нефтегазоносности Пугачёвского свода (Саратовское Заволжье). // Геология нефти и газа, 2009, №5. С 19 - 24.
53. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. М, Недра, 1970. - 152 с.
54. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. М, Недра, 1976. - 221 с.
55. Машкович К.А. Условия формирования и разрушения девонских нефтяных и газовых залежей в Саратовском Поволжье. / Газовая промышленность, №9, 1958.
56. Машкович К.А., Шорников Б.Я., Шебалдина М.Г. К вопросу о методике прогнозирования погребённых структур в Саратовском Поволжье. / Геология нефти и газа, №11, 1966.
57. Методические основы прогнозирования нефтегазоносности. / Под ред. II.И. Буялова. М., Недра, 1990. 248 с.
58. Милованов В.И., Карлинский Е.Д., Смирнов Б.В., Давыдов H.A., Орешкин И.В. Современное состояние газдобычи в регионах России и перспективы добычи газа в Саратовском Поволжье // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, вып. 18. 1999. С. 57 59.
59. Навроцкий А.О., Абдулвалиев М.Т., Матвеев В.В. Применение вибросейсморазведки в сложных сейсмогеологических условиях. // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, вып.2. 1992. С. 56 60.
60. Наливкин В.Д., Ронов А.Б., Хаин В.Е. История геологического развития Русской платформы и её обрамления. М., Недра, 1964. — 252 с.
61. Никитин Ю.И. К обоснованию развития геолого-разведочных работ в старых нефтегазодобывающих районах Нижнего Поволжья. // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, вып.47. 2006. С. 10 16.
62. Николаев Н.И. Некоторые итоги изучения неотектоники и задачи дальнейших исследований. — В кн.: Тектонические движения и новейшие структуры земной коры. М. Недра, 1967, с. 9-18.
63. Орешкин И.В., Постнова Е.В., Шестакова Т.Д. Условия формирования залежей углеводородов и локальный прогноз нефтегазоносности подсолевых отложений восточной части Прикаспийской впадины // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов. Апрель 1991. С. 33-39.
64. Орлова И.Н., Чернова И.А. Верхний карбон Саратовского Поволжья. В сб.: Тр. НВНИИГГ, вып. 1, М., Недра. 1964.
65. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция. (Под ред. Ю.Г. Леонова, Ю.А. Воложа). М.: Научный мир, 2004. — 526 с.
66. Особенности формирования и размещения залежей нефти и газа в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины. Под. Ред. Л.Г. Кирюхина и Д.Л. Федорова. М., Недра 1984.
67. Палеогеографические исследования в нефтяной геологии./ Отв. редактор М.М. Алиев. М,: Наука, 1979. 127 с.
68. Писаренко Ю.А, Шик С.М. О соотношении региональной и местной «стратиграфии» и о картируемых подразделениях. // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, вып.29. 2002. С. 3 6.
69. Постнова Е.В. Перспективы дальнейшего освоения запасов нефти Волго-Уральской провинции. // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, вып.55. 2008. С. 24-33.
70. Постнова Е.В., Жидовинов С.Н. Современные тенденции развития ресурсной базы углеводородного сырья и пути повышения результативности геолого-разведочных работ в Урало-Поволжском регионе // Геология нефти и газа. 2008, № 5. С. 2 — 10.
71. Проблемы тектоники и нефтегазоносности краевых прогибов. М., Недра, 1973.
72. Резанов H.A. Разработка Н.С. Шатским принципа унаследованности в тектонике и его современное значение. Изв. Вузов. Сер. Геология и разведка, 1985, №10, с. 127 - 34.
73. Рихтер Я.А. Очерки региональной геодинамики Прикаспийской впадины и ее обрамления. Саратов: Изд-во «Научная книга», 2003. 86 с.
74. Ронов А.Б., Мигдисов A.A., Барская Н.В. Закономерности развития осадочных пород и палеогеографических условий седиментации на Русской платформе. Литология и полезные ископаемые, 1969, № 6, с. 3 — 39.
75. Рудкевич М.Я. Палеотектонические критерии нефтегазоносности.М., Недра, 1974.- 184 с.
76. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход)/ Ю.Н. Карогодин, В.А. Казаненков, С.А. Рыльков, С.В. Ершов. Новосибирск: Изд-во СО АН, филиал «Гео», 2000. 200с.
77. Седиментационные модели подсолевых нефтегазоносных комплексов Прикаспийской впадины. М,: Недра, 1986. - 137 с.
78. Соколов Б.А., Баженова O.K., Трофимук A.A. Структурные и историко-генетические построения при поисках нефти и газа. М.: Изд-во Московского ун-та, 1998.- 176 с.
79. Староверов В.Н., Матвеев В.В. Тектоническое строение Пугачевского свода и его обрамления в связи с перспективами нефтегазоносности. // Материалы XV Геологического съезда Республики Коми 13-16 апреля 2009 г. Сыктывкар, 2009. С. 157 -159.
80. Толмачева Е.К., Колотухин А.Т., Волкова E.H., Логинова М.П. Использование геолого-геофизических, геохимических и неотектонических исследований для прогноза нефтегазоноености. // Вестник ВГУ. Сер. геологическая, 2006. № 2. С. 193 198.
81. Трегуб А.И. Разрывные нарушения в фундаменте и осадочном чехле территории Воронежского кристаллического массива (ВКМ)// Вестн. Воронеж, ун-та. Серия геолог. 2000. Вып. (5)10. С. 7-15.
82. Федоров Д.Л. Подсолевые нефтегазовые месторождения Прикаспийской впадины. Проблемы их разведки и освоения.// Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов. Август 1991. С. 6- 13.
83. Федоров Д.Л. Формации и нефтегазоносность подсолевого палеозоя окраинных впадин Европейской платформы. М,: Недра, 1979. 169 с.
84. Федоров Д.Л., Бабатаглы В.А. Яцкевич C.B. и др. Литология подсолевого палеозоя Прикаспийской синеклизы. Саратов. Изд-во СГУ, 1977. -217 с.
85. Федорова Т.И. Девонские отложения Саратовского Поволжья. В сб.: Стратиграфические схемы палеозойских отложений. Девонская система. Гостоптехиздат, 1962.
86. Федорова Т.И. О границе девона и карбона в Саратовском Поволжье. В сб.: Стратиграфические схемы палеозойских отложений. Каменноугольная система. Гостоптехиздат, 1962.
87. Федорова Т.И., Съестнова Л.П., Чернова Е.И. Каменноугольные отложения Саратовского Поволжья. Геологическое строение и перспективы нефтегазоноености юго-восточных районов Русской платформы. Тр. ВНИГНИ, вып.ХХН, 1959.
88. Хаин В.Е. К теоретическим основам структурно-геоморфологического метода. — В кн.: Структурно-геоморфологические исследования при изучении нефтегазоносных бассейнов. Л., Недра, 1967, с.15 23.
89. Четвериков Л.И. Оценка анизотропии геологических объектов// Вестн. Воронеж, ун-та. Серия геолог. 2000. Вып.9. С. 26-31.
90. Шашель А.Г., Шиповский А.П., Хлуднев В.Ф. и др. Геодинамика Камелик-Чаганской структурной зоны в девонское время в связи с поисками залежей нефти и газа. // Геология нефти и газа, 1997. №10. С. 26-33.
91. Шебалдин В.П. Тектоника Саратовской области. Саратов: ОАО «Саратовнефтегеофизика», 2008. — 40 с.
92. Шерман С.И., Борняков С.А., Будцо В.Ю. Области динамического влияния разломов (результаты моделирования). Новосибирск, 1983. -112 с.
93. Эздрин М.Б. Перспективы поисков скоплений нефти и газа в приразломных системах Прикаспийской впадины и её обрамления. Саратов, изд-во Саратовского ун-та,
94. Эйдман И.Е. Виды песчаных коллекторов Палеозоя Нижнего Поволжья. Саратов, НВНИИГГ, 1966.
95. Яншин А.П., Гарецкий Р.Г. Тектонический анализ мощностей — в кн.: методы изучения тектонических структур. Из-во АН СССР, 1960, с. 115-316.
96. Яцкевич C.B., Мамулина В.Д., JI.H. Умнова и др. Седиментационные модели живетских и нижнефранских отложений юго-западной части Бузулукской впадины. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2007 вып. 50. с. 16 - 35.
97. Яцкевич C.B., Е.В. Постнова, Мамулина В.Д. и др. Нижнедевонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2008, вып. 56. с. 3 - 22.
98. Яцкевич C.B., Е.В. Постнова, Мамулина В.Д. и др. Седиментационные модели основных литолого-формационных комплексов подсолевого палеозоя Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2009. вып. 59.-е. 12-31.1980.
-
Матвеев, Владимир Владимирович
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Саратов, 2009
-
ВАК 25.00.12
- Литология и перспективы нефтегазоносности отложений терригеннокарбонатного и карбонатного комплексов девона в районах северного обрамления Прикаспийской впадины
- Структурно-тектонические предпосылки нефтегазоносности Приволжской моноклинали
- Формирование подсолевого комплекса северо-западной части бортовой зоны Прикаспийской синеклизы и новые объекты нефтегазопоисковых работ
- Литология и перспективы нефтегазоносности отложений терригенно-карбонатного и карбонатного комплексов девона в районах северного обрамления Прикаспийской впадины
- Научное обоснование перспектив нефтегазоносности каменноугольных отложений наиболее изученной части Среднего Поволжья
