Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного Башкортостана

Станекзай, Набижан Мухаммаджан

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного Башкортостана
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного Башкортостана"

На правах рукописи

СТАНЕКЗАЙ НАБИЖАН МУХАММАДЖАН

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСИОСТИ ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПЛАТФОРМЕННОГО БАШКОРТОСТАНА

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски н разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук

Уфа-2009

003464685

Работа выполнена в ООО «Башнефть-Геопроекг»

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Масагутов Рим Хакимовяч

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук Хатьянов Фаддей Исаакович

доктор технических наук, старший научный сотрудник Юлбарисов Эрнст Мирсаяфович

Ведущая организация:

«ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»

Защита диссертации состоится "20" марта 2009 года в 1400 часов в конференц-зале на заседа нии совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открыто акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО «НПФ «Гео физика}*) по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан "19" февраля 2009г.

Ученый секретарь совета,

доктор химических наук Д А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Длительная разработка нефтяных месторождений Республики Башкортостан привела к заметному истощению углеводородного потенциала палеозойской части осадочного чехла. В этих условиях первоочередной задачей становится выявление перспектив отложений, дающих возможность открытия в них новых запасов нефти и газа. К числу таких отложений относятся вендские, имеющие широкое развитие и большие мощности. Их нефтегазоносность изучена недостаточно. Но наличие вендских отложений в осадочном чехле платформы позволяет прогнозировать скопления нефти и газа в них. О перспективности вендских отложений, помимо общепринятого признания их нефтеобразующей роли, свидетельствует наличие нефтепроявлений и получение промышленных притоков нефти на ряде площадей Удмуртии, Республики Башкортостан, Пермского края и Восточной Сибири.

Цель диссертационной работы заключается в научном обосновании перспектив неф-тегазоносности и выборе основных направлений проведения геологоразведочных работ (ГРР) в вендском осадочном разрезе отложений платформенного Башкортостана.

Основные задачи исследований

1. Анализ фациальных и палеогеографических условий формирования вендских отложений.

2. Изучение закономерностей тектонического строения платформенного Башкортостана по Ц-му отражающему горизонту и поверхности вендского комплекса пород.

3. Детализация гидрогеологии и гидрохимии венда.

4. Определение фильтрационно-емкостных и изолирующих свойств пород венда.

5. Исследование геохимических и пиролитических характеристик органического вещества для оценки нефтегенерационного потенциала венда.

6. Районирование платформенного Башкортостана по степени перспективности венда для выбора первоочередных направлений ГРР на нефть и газ.

Методы исследований

родах, которое является опосредованным показателем палеоклимата. Фильтрационно емкостные свойства изучались на основании результатов исследований кернового материал испытаний скважин и ГИС; изолирующие свойства пород - рентгено-структурными и петро графическими исследованиями. Собраны и обобщены данные по нефте-газо- и битумопрояв лениям, испытанию скважин, проанализированы результаты исследований пиролиза образ цов пород методом Яоск-Еуа1 (58 анализов).

Научная новизна

1. Впервые для платформенного Башкортостана построена детальная карта по поверх ности вендских отложений, показавшая тождественность структурных поверхностей венда нефтегазоносных комплексов девона и карбона.

2. Впервые с использованием рентгено-струкгурного анализа в аргиллитах венда изу чаемой территории установлено широкое развитие ассоциаций глинистых минералов, опре деляющих изолирующие свойства пород.

3. Впервые установлена пиролитическая характеристика генетических типов нефте зопроизводящих пород вендского комплекса осадков.

4. Проведено районирование платформенного Башкортостана по степени нефтегазо перспективности вендских отложений.

Основные защищаемые положения

1. Результаты изучения в разрезе венда пород-покрышек и пород-коллекторов, кот рые в ассоциации с благоприятными структурными дислокациями способны аккумулироват и сохранять залежи УВ.

2. Результаты изучения катагенетической преобразованности глинистых пород и орг нического вещества нефтегазогенерирующих толщ.

3. Проведение районирования платформенного Башкортостана по степени перспе тивности для рационального выбора направлений и размещения объемов ГРР.

Практическая значимость и реализация результатов работ

Рентгеноструктурные исследования, приведенные в диссертационной работе, вслед з петрографическим изучением, позволили автору инструментально обосновать наличие вендских отложениях пород-покрышек. Породы-коллекторы, кроме ранее установленной к чественной характеристики, получили своё генетическое обоснование. Результаты исслед ваний, полученные в процессе подготовки диссертационной работы, использованы при с ставлении государственной Программы на проведение научно-исследовательских и про водственных работ по теме «Изучение додевонской осадочной толщи платформенного Б| кортостана и обоснование перспектив ее нефтегазоносности» на 2000-2005г.г.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на Всероссийских и региональных конференциях в г. Уфе (2002, 2003, 2006), г. Тюмени (2003), г. Бугульме (2003, доклад удостоен диплома и памятной медали).

Публикации. Результаты исследований опубликованы в 11 научных статьях, в том числе 2 - в изданиях, рекомендованных ВАК. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач, анализ и обобщение результатов исследований.

Автором был обработан и прокоррелирован геолого-геофизический материал по более тысячи поисково-разведочных и параметрических скважин платформенной части Башкортостана.

Полученные данные использовались при построении схемы тектонического районирования вендского комплекса, схематической геологической карты со снятыми палеозойскими отложениями, карт мощностей, схем сопоставления разрезов скважин, структурных карт по подошве байкибашевской свиты (П отражающий горизонт) и по поверхности венда, схемы распространения пород-покрышек над 6 пластами - коллекторами вендского комплекса и других графических материалов. Отдельные рисунки выполнялись с использованием материалов других авторов или построены совместными усилиями.

Использованы первичные геохимические материалы, полученные Н.П. Егоровой, Т.В. Ивановой и О.Д. Илеменовой, фондовые источники ООО «Башнефть-Геопроект».

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, общим объемом 156 страниц, в том числе 30 рисунков и 17 таблиц. Список использованных источников включает 112 наименований.

Автор считает своим долгом выразить глубокую благодарность д.г.-м.н., профессору Е.В. Лозину, д.г.-м-н. К.С. Баймухаметову, к.г.-м.н. Н.П. Егоровой, Т.В. Ивановой, О.Д. Илеменовой, В.И. Козлову, А.И. Ларичеву, В.Г. Изотову, Л.М. Ситдиковой, Н.С. Гатиятуллину, В.В. Баранову и др. за ценные советы и практические замечания. Автор признателен В.А. Федорченко, Н.Б. Амельченко, Г.И. Косьяненко, М.В. Васильеву и другим сотрудникам отдела ВМСБ ООО «Башнефть-Геопроект» за поддержку и помощь.

Особую благодарность автор выражает руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Р.Х. Масагутову за постановку темы, постоянное внимание к работе и поддержку.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность выполненной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, изложена научная новизна работы, сформулированы основные защищаемые положения.

В первой главе дана литолого-стратиграфическая характеристика вендских отложе ний. Историю изученности вендских отложений можно подразделить на три этапа: первый, 1945-19б0г.г. - изучение литологии (ведущая роль принадлежала К. Р. Тимергазину); второй 1961-1980г.г - когда проводились исследования гидрогеологии и геохимии разреза, а такж других вопросов геологии. С создания рабочей схемы стратиграфии рифейско-вендских от ложений начался третий этап в изучении венда (Лисовский, Афанасьев и др., 1981). В окон чательном виде схема стратиграфии принята на Всероссийском совещании «Стратиграфия палеонтология и перспективы нефтегазоносности рифея и венда восточной части Восточно Европейской платформы» (г. Уфа) для территории платформенного Башкортостана в 1999г. и утверждена Межведомственным стратиграфическим комитетом России как унифициро ванная схема для венда Волго-Уральской области в 2000г. Согласно названной схеме ве был принят в объеме четырех свит (снизу вверх): байкибашевская, старопетровская, сали ховская и карлинская, которые охватывают временной интервал 570 - 650 ± 20 млн. лет.

Автором с использованием последней схемы стратиграфии составлены детальные кор реляционные схемы вендских отложений, позволившие уверенно сопоставить разрезы пара метрических и глубоких скважин всего платформенного Башкортостана. Проведенная рабо позволила на единой методической основе провести все геологические построения (струк турные карты, геологическая карта со снятыми палеозойскими отложениями, карты мощно стей и т.д.). Ниже, по результатам корреляции, даны краткая литологическая и промыслово геофизическая характеристики свит венда.

Байкибашевская свита - К/4* сложена песчаниками с подчиненными прослоями алев ролитов и аргиллитов. Свита четко выделяется на каротажных диаграммах отрицательно ПС и пониженными значениями ГК [4,11]. Мощность свиты изменяется от 4 м до 185 м.

Старопетровская свита - Ур сложена аргиллитами, алевролитами и реже - песчани ками полимиктового состава. Свита на каротажных диаграммах имеет устойчивую положи тельную ПС, невысокие значения КС, повышенные значения ГК и низкие - НГК. На обще фоне положительной ПС в нижней и верхней частях свиты выделяются два, реже один, алев ро-песчаных пласта. Алевро-песчаные пласты на каротажных диаграммах выделяются отри цательной ПС, и невысокими значениями КС. На РК этим пластам, как правило, соответст вуют участки с пониженными значениями ГК. Мощность свиты меняется от 2 до 372 м.

Сатасовская свита - Г/' сложена в основном песчаниками и алевролитами. На каро тажных диаграммах характеризуется довольно расчлененной ПС с целым рядом различно степени выраженности отрицательных аномалий. Она уверенно выделяется на ЭК диаграм мах, кавернограмме. В ее верхней и нижней частях выделяются два алевро-песчаных пласт которые в целом не выдержаны по простиранию на территории. Мощность свиты колеблете

от 23 м до 377 м.

Карлтская свита - К/' сложена аргиллитами и алевролитами, с подчиненными прослоями песчаников. На каротажных диаграммах свите соответствует положительная ПС, с невысокими значениями КС. ГК имеет повышенные, а НТК - пониженные значения. В составе свиты на нескольких уровнях прослеживаются маломощные песчаные и алевро-песчаные пласты, имеющие различной степени выраженности отрицательную ПС. При этом КС, при наличии карбонатного цемента, имеет высокое значение, и низкое - в неплотных песчаниках [4]. Мощность свиты изменяется от 2м до 777м. Общая мощность вендских отложений на территории платформенного Башкортостана колеблется от 2 м до 1569 м.

Во второй главе рассматриваются фации, условия осадконакопления и палеогеография вендских отложений.

Диссертантом, на основе ранних работ (М.И. Гарань, I960; O.K. Едренкина, 1971; Т.В. Иванова, 1970, 1973, 1999, 2002; М.М. Алиев, 1977; Е.В. Лозин, 1997, Р.Х. Масагутов, 1997, 2002; Ю.В. Андреев, 2001 и др.), собственного анализа и обобщения новых данных бурения по литологическому составу слагающих разрез венда осадочных пород, их текстурно-структурным особенностям и характеристике петрохимических показателей существенно детализованы представления о фациальных типах осадков: прибрежно-континентальных (имеют ограниченное развитие в составе байкибашевской свиты), прибрежно-морских и мелководно-морских [3].

В байкибашевском веке рассматриваемая территория, за исключением выступов кристаллического фундамента, была полностью погружена. На склонах выступов фундамента в условиях прохладного климата, существовавшего вплоть до конца карлинского времени, происходило образование эллювиально-делювиальных песчано-алевритовых и гравийных осадков, нередко с галечником и щебенкой в основании.

Старопетровский век характеризовался максимальным развитием трансгрессии мелководного морского бассейна, в результате чего резко сокращается количество приносимого в бассейн грубого обломочного материала, и на большей части территории начинают отлагаться тонкие глинисто-алевритовые осадки.

С наступлением салиховского века произошел подъем территории на севере, который обусловил сокращение площади, занимаемой морем. Накапливались песчаные и песчано-алевритовые осадки в слабоокислительной обстановке. Осадкообразование происходило в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях.

В карлинском веке морской бассейн не претерпел особых изменений. В прибрежной зоне отлагались глинисто-алевролитовые осадки, и лишь на северо-востоке, наряду с алевропе-литами, происходило накопление мелкозернистых песчаников, обломочный материал для

образования которых/поступал с Красноуфимского выступа кристаллического фундамента.

В третьей главе рассматривается краткая гидрогеологическая и гидрохимическая ха рактеристика пластовых вод венда. Согласно Б.И. Лерман (1970) пластовые воды венда вхо дят в состав рифей - венд - нижнепалеозойского гидрогеологического цикла. В гидрогеоло гическом отношении по вендскому структурному этажу платформенная часть Башкортоста на приурочена к приосевой зоне Камско-Бельского бассейна и лишь незначительная по пло щади часть района - к Серноводско-Абдулинскому бассейну. Наиболее минерализованные метаморфизованные воды приурочены именно к приосевой зоне Камско-Бельской грабено вой впадины, и по соотношению различных химических элементов относятся к хлоркальцие вому генетическому типу, характерному для месторождений УВ. Гидрохимические особен ности пластовых вод изучены неравномерно как по площади, так и по разрезу. При анализе обобщении характеристик пластовых вод вьиснилось, что вендские воды сходны с водам терригенного девона и верхнего рифея (Егорова, 1986).

В четвертой главе работы рассматривается тектоническое строение вендского струк турного этажа. Изучение вопросов тектоники нашло отражение в работах Г.М. Фролович (1988), Е.В. Лозина (1994), A.A. Скрипия (1995), Р.Б. Булгакова и Р.Х. Еникеева (1999), Ф.И Хатьянова (1999), Т.В. Ивановой, Р.Х. Масагутова, Ю.В. Андреева (2000) и др. В них пре имущественно отражено строение подошвенной части вендских отложений по отражающем горизонту II.

Диссертантом, на основании данных бурения, обобщения материалов площадной и ре гиональной сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) последних лет, дета лизирована структурная карта по отражающему горизонту II (рис. 1). Из нее следует, чт структурный план по И-му отражающему горизонту сохранил основные черты строени верхнерифейских отложений авлакогенного комплекса. Также наблюдается регионально юго-восточное направление погружения пород. Наиболее высокое гипсометрическое поло жение в своем залегании Н-ой отражающий горизонт имеет на крайнем западе Камбарско Тастубской седловины, от -1,55 км до -1,7 км, тогда как на востоке и юго-востоке зоны со членения Байкибашевско-Колгановской впадины и Камбарско-Тастубской седловины опус кается от -3,0 км до -4,0 и более км. Байкибашевско-Колгановская впадина имеет широки пологие борта и значительные размеры, занимает большую часть платформенного Башкор тостана. Камбарско-Тастубская седловина сложена, в основном, старопетровскими и байки башевсками отложениями венда и расположена преимущественно на территории Пермско области, и лишь южное ее окончание - на севере Башкортостана.

1- Сарапульско-Яныбаевская (Камбарско-Тастубская) седловина; 2- Шкапово-Шиханская (Байкибашевско-I Колгановская) впадина; 3- граница палеотектонических элементов; 4- Кудашско-Казанчинская впадина; 5-[ Орьебашеко-Караидельекая седловина; 6- Юго-восточный склон Татарского свода; 7- Благовещенская впадина; 8-Давлекановско-Толбазинская седловидная зона; 9- Вельская депрессия; 10- Шкаповско-Салмышская моноклиналь; 11- Шиханско-Ишимбайсхая седловина: 12- Мраковская депрессия; 13- граница тектонических элементов вендского комплекса; 14- граница распространения вендских отложений; 15- рифейские отложения; 16-кристаллический фундамент; 17-20- разрывные нарушения; 21- параметрические скважины; 22- региональные сейморазведочные профили; 23- изогипсы II отражающего горизонта, км; 24- западная граница складчатого Урала; 25- административные границы РБ

П р и и е ч а н и е: за основу взята структурная карта поверхности размыва подвендских комплексов I (с.п. 25/89, Скрипий A.A.)

Рис. 1. Схематическая структурная карта по отражающему горизонту (I

Современное региональное погружение с запада на восток сопровождается значительным увеличением в этом направлении мощностей вендских отложений. В отличие от палеозойских горизонтов Н-ой отражающий горизонт испытывает ступенчатое погружение. Структурно-тектонические ступени, как правило, ориентированы на северо-восток и параллельны западному борту Предуральского прогиба [2].

Согласно этой структурной карте, Караидельский свод, впервые выделенный Хлебниковым в 1977 году на северо-востоке рассматриваемой территории, состоит из двух вершин. Первая вершина расположена в районе скв. 1 Каировская, вторая - в районе скв. 1 Тастуб-ская. Западные и северные склоны свода пологие. Установлено также, что наиболее высокое гипсометрическое положение подошвы венда в Кудашско-Казанчинской впадине зафиксировано в районе скважин 19, 20 Игровские и 34 Воядинская. Здесь, по данным глубокого бурения и сейсморазведки МОГТ выделяется Игровско-Четырманская терраса, осложненная Игровским и Четырманским поднятиями. Юго-восточнее выделяется Благовещенская впадина, которая граничит на западе с юго-восточным склоном Южно-Татарского свода, на юге и юго-западе - с Давлекановско-Толбазинской седловинной зоной, а далее на востоке погружается до области Западного Урала.

В рассматриваемой платформенной части по И-му отражающему горизонту четко выделяется ряд субмеридиональных и субширотных разрывных нарушений. Один из них, субмеридиональный Сергеевско-Демский конседиментационный грабенообразный прогиб (КГП), выделяется по линии скважин 14, 21 - Благовещенской и 94 - Гуровской площадей. К востоку от него и параллельно ему трассируется Тавтиманово-Уршакский КГП. Прогибы имеют значительную протяженность (до 200 км) и узкие поперечные размеры (менее 1 км), амплитуда их достигает 100 и более м.

Для характеристики поверхности вендского комплекса отложений диссертантом построена структурно-тектоническая карта. На ней выделяются те же структуры первого порядка, что и по терригенному девону палеозоя. Среди них выделяются Башкирский и ЮжноТатарский своды, Благовещенская и Салмышская впадины, Бирская седловина и т.д. Башкирский свод четко выделяется как самостоятельное крупное сводовое поднятие, занимающее наиболее высокое гипсометрическое положение на всей территории платформенного Башкортостана. Он имеет две вершины - Кушкульскую и Красно-Юпочевскую, которые оконтуриваются единой стратоизогипсой -1,5 км. Более высокое гипсометрическое положение из двух вершин занимает Красно-Юпочевская, восточная часть которой граничит с Кара-туским тектоническим элементом западного склона Урала [8].

Южно-Татарский свод по гипсометрии поверхности вендских отложений почти не от личается от Башкирского свода. Самое высокое гипсометрическое положение свод имеет н

крайнем западе платформенного Башкортостана, откуда он плавно погружается на северо-восток и переходит в Бирскую седловину, разделяющую Южно-Татарский и Башкирский своды. На Южно-Татарском своде, как и по кровле терригенного девона, выделяются Сера-фимовско-Балтаевская и Копей-Кубовская погребенные валообразные структуры и другие, менее рельефные объекты 2-го и 3-го порядков. Прослеживаются нефтеконтролирукмцие в девоне Шаранско-Туймазинский и Серафимовско-Чекмагушевский КГП.

В структурном плане Благовещенская впадина представляется в виде моноклинали, погружающейся к югу и юго-востоку, разорванной Сергеевско-Демским и Тавтимано-Уршакским дизъюнктивными и рядом других дислокаций протяженностью до 200 км и более. Основные черты вышеназванных тектонических нарушений по терригенному девону аналогичных вендским, достаточно широко освещены в литературе (Мкртчян, Драгунский, 1965; Мирчинк, Мкртчян 1965; Юрин 1965; Постников и др., 1965; Фатгахудинов, 1970, 1972; Хатьянов, 1971, Баймухаметов и др., 1971; Лозин, 1994 и др.)

Бирская седловина по вендской поверхности выражается в виде террасы, наклоненной к Верхнекамской и Благовещенской впадинам. Наиболее глубокое погружение вендских отложений в пределах Бирской седловины отмечается в узкой полосе Серафимовско-Чекмагушевского КГП в районе скв. 67 и 77 Чекмагушевские. [8].

Верхнекамская, Бымско-Кунгурская и Салмышская впадины практически не отличаются по строению друг от друга. На фоне общего ступенчатого погружения в юго-восточном направлении выделяется ряд малоамплитудных положительных и отрицательных структур. Всего на территории платформенного Башкортостана известно около 90 положительных структур, часть которых по восстанию регионального залегания венда, контролируются тектоническими дислокациями.

При сопоставлении структурных планов П-ого отражающего горизонта и поверхности венда автор установил, что, несмотря на сходство между ними имеются и отличия: Башкирский свод по отношению к Караидельскому смещен на несколько десятков километров к юго-востоку. Верхне-Камская впадина с глубиной сужается и по подошве байкибашевской свиты выделяется как Кудашско-Казанчинская. Бирская седловина поверхности венда также сужается и смещается в район Чераул-Орьебашской группы поднятий. Остальные структурные элементы поверхности венда (Благовещенская впадина, юго-восточный склон ЮжноТатарского свода, Давлеканово-Толбазинская, и Орьебашско-Караидельская седловины) характеризуются унаследованностью от нижележащего структурного плана.

В пятой главе автором рассмотрены фильтрационно-ёмскостные и изолирующие свойства пород венда. Ранее, предшествующими исследователями (Алиев, Балашова, Андреев, Масагутов и др.), в венде выделены шесть песчано-алевролитовых пластов с удовлетво-

рительными и реже хорошими фильтрационно-ёмкостиыми свойствами. В составе этих пластов автором выделяются два генетических вида коллекторов: остаточный (первый или се-диментационно-генетический) и второй (эпигенетический).

Коллекторы первого вида характеризуются наличием прямой зависимости между пористостью и проницаемостью. В них наблюдается отставание проницаемости от пористости, которое обусловлено изолированностью отдельных пор, возникшей под влиянием процессов уплотнения пород. Этот вид коллекторов развит в основном на глубине не более 2,5-Зкм. Ниже песчаники и алевролиты в большинстве случаев становятся практически непроницаемыми и выпадают из разряда коллекторов (пористость от 6,8 до 12,3%, проницаемость от 0,0024 до 0,006 мкм2). Коллекторы второго генетического вида (эпигенетические), образованные под воздействием геохимических и тектонических процессов, имеют локальный характер развития и установлены на разных глубинах, обладают более высокими фильтраци-онно-ёмкостными свойствами. Для них характерно отставание пористости от проницаемости и они не имеют строгой закономерности в распространении (пористость от 11,1 до 17,5%, проницаемость от 0,074 до 0,187 мкм2). Наиболее вероятной является приуроченность их к разрывным нарушениям, вдоль которых образуются зоны повышенной трещиноватости. Для этого генетического вида характерно наличие вторичных пор и каверн выщелачивания, а также повышенная трещиноватость. Именно коллекторы второго вида обнаруживают на ЭК диаграмме четко выраженные отрицательные аномалии ПС. Ниже приводится характеристика коллекторов.

Пласт Уу1 байкибашевской свиты является, в основном, коллектором первого генетического вида; развит на глубинах не более 2500 м (пористость 6,8%, проницаемость 0,006 мкм2). Более емкие коллекторы эпигенетического типа в этих отложениях могут существовать на любых глубинах (пористость 17,5%, проницаемость 0,187 мкм2). Водоупором для пласта являются алевролиты и аргиллиты самой байкибашевской свиты и вышележащих горизонтов. На рассматриваемой территории, по мнению диссертанта, наибольший интерес пласт Уу! представляет в восточной и южной частях платформенного Башкортостана. Здесь он непосредственно залегает на нефтематеринских породах толщи кармалкинской подсвиты рифея и перекрывается мощной пачкой алевролито-аргиллитовых пород старопетровской свиты [11].

Пласты Уучу старопетровской свиты наибольший интерес представляют в тех зонах, где роль нефтематеринской свиты могут выполнять как кармалкинская толща рифея, так и глинистые породы самой свиты и перекрываются достаточно мощной для изоляции пачкой плотных алевро-глинистых пород. В целом песчаники старопетровской свиты, несмотря н их небольшую мощность в платформенной части Башкортостана, обладают следующими

фильтрационно-ёмкостными свойствами: пористость до 12,3%, проницаемость до 0,06 мкм2. Эти пласты могут быть коллекторами только в трещиноватых зонах (пористость 15,7%, проницаемость 0,079 мкм2). По мнению автора, пласты изолированы друг от друга и, от выше- и нижележащих отложений, алевро-глинистыми пропласпсами мощностью от 2 м до 182 м.

На территории Камбарско-Тастубской седловины в северо- и северо-восточном направлениях песчаники в разрезе старопетровской свиты полностью замещаются исключительно плотными непроницаемыми аргиллитами и алевролитами, а в южной части Байкиба-шевско-Колгановской впадины флюидоупор представлен тонкослоистым чередованием аргиллитов и алевролитов.

Пласты Ущ-п салиховской свиты в основном своем объеме не являются коллекторами и только отдельные прослои, залегающие на глубинах менее 2500 м, являются малоемкими, малопроницаемыми коллекторами остаточного генетического вида (пористость до 8,2%, проницаемость до 0,0024 мкм2). Породами-покрышками для этих пластов являются аргиллито-алевритовые непроницаемые прослои в составе самой свиты. Автор считает, что в случае, когда пласт Уц залегает непосредственно под карлинской свитой, флюидоупором для него являются глинисто-алевролитовые породы последней.

В составе пласта V] карлинской свиты установлены мало- и среднеемкие коллекторы трещишо-кавернозного и порово-трещшшого типов эпигенетического вида, которые имеют локальный характер развития (пористость до 11,1%, проницаемость до 0,074 мкм2). Надежными породами-покрышками дня пласта VI являются глинистые и глинисто-алевритовые породы самой свиты, а также вышележащие отложения девона.

Подтверждением наличия коллекторов в составе вендских отложений являются и полученные притоки воды в платформенной части Башкортостана, промышленные и непромышленные притоки нефти на соседних территориях, граничащих с Республикой Башкортостан. Так, из пласта Уу1 на Дебеской площади (Удмуртия) получен слабый приток нефти. Промышленные притоки высоковязкой нефти установлены на Шарканском, Тыловайском месторождениях и Бфремовской структуре (Савельев, 2003). На Шарканском месторождении нефть из пласта Уу дебитом 6 м3/сут получена в с кв. 1060 Шаркал (ШР). При испытании пласта У™ через колонну (скв. 1062 ШР) получено 0,04м3 фильтрата бурового раствора с нефтью. Согласно лабораторным определениям фильтрационно-ёмкостные свойства, пористость и проницаемость пласта Уу, с эффективной мощностью 15м в скв. 1060 ШР, на гл. 2304 м составили 17,5%, 0,301 мкм2 соответственно, и на гл. 2306 м пористость - 14%, проницаемость не определена. В скв. 1067 ШР, расположенной северо-западнее скв. 1060 ШР, мощность пласта сокращается до 1,6м, а пористость и проницаемость образцов, отобранных с глубин 2283 и 2285 м, составляют соответственно 15,3%, ОДОбмкм2 и 13,5%, 0,002 мкм2. В

скв. 1065 ШР, пробуренной восточнее скв. 1060 ШР, пласт Vv двумя прослоями глинистых пород расчленен на три пропластка с ухудшенными коллекторскими свойствами (пористость 6,6-11,6%) (Савельев, 2003). Учитывая уменьшение мощности и ухудшение коллекторских свойств пласта Vv при удалении от скв. 1060 ШР, автором предполагается «рукавный» характер его развития. Осевая часть «рукава», вероятно, трассируется далее в юго-юго-восточном направлении к скв. 1062 ШР, в которой водонасыщенный пласт Vv имеет мощность более 40м [7].

Что касается пород-покрышек, то вышеназванные песчано-алевролитовые пласты венда на всей территории их развития перекрываются плотными глинистыми и аргиллитовыми разностями пород. Ситдиковой JI.M. (КГУ) рентгено-струкгурным анализом были изучены аргиллиты в ряде скважин платформенного Башкортостана и Удмуртской республики с целью исследования минералогии глинистого вещества, участвующего в создании флюидо-упорных свойств. На дифрактограммах, вьщеляются базальные рефлексы, характерные для пород содержащих каолинит, хлорит и гидрослюды. Рентгенографически они чаще относятся к каолинит-хлорит-гидрослюдистой ассоциации, присутствие которой способно придавать породам изолирующие свойства из-за содержания разбухающих пакетов от 10 и более процентов.

Согласно рентгено-структурным исследованиям, каолинит-хлорит-гидрослюдистая ассоциация глинистых минералов является наиболее распространенной. Кроме нее в скв. 1020 Полом (Удмуртия) в байкибашевской свите на глубине 2516 м выявлена хлорит-каолинит-смешаннослойная ассоциация, в которой смешанно-слойная фаза представлена агрегатом слюда-смектит, содержащим максимальное количество разбухающих межслоев (до 20%). В карлинской свите скв. 184 Южно-Тавтимановская установлена и каолинит-гидрослюдисто-хлоритовая ассоциация, которая из-за меньшего процентного содержания гидрослюдистой составляющей обладает ухудшенными изолирующими свойствами по сравнению с каолинит-хлорит-гидрослюдистой и хлорит-каолинт-смешаннослоистой ассоциациями [7].

В шестой главе рассматриваются геохимическая и пиролитическая характеристики органического вещества, основные закономерности в распределении нефтегазоносности по разрезу.

Геохимическими исследованиями, проведенными Н.П. Егоровой (1986), установлено, что в разрезе вендских отложений наиболее широким распространением пользуются пестро-и зеленоватоцветные породы, формировавшиеся в условиях слабоокислительной и нейтральной обстановки. Эти породы характеризуются низким содержанием органического вещества. В то же время, в разрезе выделены толщи, старопетровская и карлинская, которые формировались в более благоприятной геохимической обстановке, и которые диссертантом

[10], вслед за Н.П. Егоровой (1986), с точки зрения развития благоприятных минералого-геохимических фаций, отнесены к возможным нефтегазопроизводящим (НГП) породам.

Пиролитическими исследованиями диссертантом в одном из образцов байкибашевской свиты (скв. 5 Шиханская) при Р1 (индекс продуктивности) = 0,69 установлено превосходство жидкой микронефти (Б] = 0,35) над остаточным нефтегенерационным потенциалом пород (Бг = 0,16), что свидетельствует о прохождении в них нафтидонакопительных процессов. Интерпретируя соотношение между индексом Р1 и Ттах, автор сделал вывод, что некоторые изученные образцы свиты относятся к достаточно «зрелым», но в своей эволюции не достигшие главной фазы нефтеобразования (ГФН). Наиболее высокие значения водородного индекса (Н1=120 и 320) имеют породы с Р1 > 0,5. Породы, достигшие температуры 435 "С и соответствующие показателю отражательной способности витринита (Я0 ~ 0,5), по мнению автора указывают на нахождение их в условиях стадии катагенеза МКь то есть они достигли уровня генерации и эмиграции УВ.

Автор установил, что в целом образцы старопетровской свиты характеризуются более высокой степенью битуминозности по сравнению с байкибашевскими. «Прогретость» пород не превышает 491°С, показатель витринита редко выше 0,5% Я0, что указывает на незначительную степень катагенеза. По мнению диссертанта, несмотря на довольно высокие значения Н1, характерные для богатых нефтематеринских пород, часть исследуемых пород свиты не достигла высокого уровня генерации и эмиграции УВ. При интерпретации соотношения между Р1 и Ттах автором отмечено, что часть изученных образцов пород свиты в своей эволюции не достигла ГФН, а некоторые нз них вступили в главную фазу газообразования

(ГФГ).

НГП породы старопетровской свиты представлены аргиллитами, редко - глинистыми алевролитами. Органическое вещество этих пород пребывает в условиях ГФН. По результатам рентгенографического анализа преобладающими для глинистых пород свиты являются стадии катагенеза ПК3-МК2, соответствующие условиям ГФН [1].

Соотношение параметров Сорг. и ТвР (остаточный генетический потенциал пород) в салиховской свите невысокое. Но есть отдельные образцы, которые имеют исключительно хорошие значения. Что касается образцов салиховской свиты, то автор считает, что в целом, они характеризуются более высокой степенью битуминозности, чем образцы байкибашевской и старопетровской свит.' В салиховской свите битумоидный коэффициент в 9 образцах изменяется от 0,8 до 41,3 (сингенетический), а в 5 образцах - от 56,0 до 103 (эпигенетический), т.е. в салиховской свете преобладающей является сингенетичная битуминозность. Диссертант выяснил, что наиболее высокие Н1 значения имеют породы с Р1 до 0,27-Ю,44, в них 82 превосходит в], т.е. это породы, не полностью реализовавшие свой генетический по-

тенциал, скорее всего по причине отсутствия коллекторов. «Прогретость» пород не превышает 450°С, показатель Я" в 7 образцах пород - 0,3%, а в остальных 8 образцах составляет 0,5%. Это явление можно объяснить тем, что, несмотря на довольно высокие значения Ш, которые характерны для богатых нефтематеринских пород, отсутствовали породы-коллекторы и УВ не могли генерироваться. Интерпретируя соотношение между Р1 и Ттах, диссертант отметил, что часть изученных образцов пород свиты в своей эволюции достигла в основном стадии МКЬ т.е. основная масса пород достигла ГФН.

Образцы карлинской свиты характеризуются равной степенью битуминозности с сали-ховскими. Соотношение между параметрами ТОС и карлинских пород характерно для сингенетичной битуминозности. Наиболее высокие Ш значения (209...488,2) имеют породы с Р1 от 0,2 до 0,42, в основном в них вг превосходит 81. «Прогретость» основной массы пород укладывается в пределы Ттах от 425 до 433°С (Л0 не ниже 0,5%), что указывает на степень катагенеза - МКь т.е. в основном породы достигли ГФН. При интерпретации соотношения между Р1 и Ттах автором отмечается, что часть изученных образцов карлинской свиты венда в своей эволюции не достигла ГФН.

Анализируя, результаты пиролиза осадочных пород венда диссертант установил, что генерирующую УВ-ную функцию выполняют сероцветные (до черных) аргиллиты, глинистые алевролиты и известковисгые мергели. Максимальное содержание органического углерода и УВ на всех стратиграфических уровнях приурочено к аргиллитам (табл. 1).

Таблица 1 - Распределение органического углерода (ТОС) и TGP (S[+S2) в лиго-логических типах пород

Породы Количество образцов Размах значений Среднее содержание, мае. доли %

ТОС TGP (S,+S2) ТОС TGP (S,+S2)

Песчаники 6 0,01 ...0,10 0,12... 0,32 0,046 0,12

Алевролиты 22 0,04... 0,20 0,01 ...0,77 0,12 0,17

Аргиллиты 27 0,06 ... 12,26 0,06... 33,5 1,06 3,63

Мергели 3 0,10 ...0,23 0,25 ... 0,88 0,15 0,47

По среднему содержанию микронефти (Бь мг УВ/г породы) в нефтепроизводящих породах, по мнению автора, на первое место выходит салиховская свита (1,5), на второе место - старопетровская свита (0,59), на третье место - карлинская свита (0,2) и на четвертое место - байкибашевская свита (0,14).

По выявленным пиролитическим потенциалам в вендском комплексе автором выделены следующие генетические типы НП пород (табл. 2).

Первый тип - породы, достигшие ГФН или ГФГ, для которых Ттах составляет 430-5-491 °С, Щ > 200. Такую разбросанность значений Н1 диссертант объясняет различной плотностью НГП пород: плотные породы при отсутствии путей миграции для УВ нередко не могли реализовать свой генетический потенциал, и наоборот, в трещиноватых зонах процесс

битуминизации органического вещества происходил более активно. В первом случае Э2 количественно превосходит Бь а во втором - 81 преобладает над Эг-

Второй тип - породы с Н1, равным 104-^-199, способные производить УВ в небольших количествах, также достигшие ГФН или ГФГ. Для них Ттах составляет 425...450 °С.

Третий тип — это потенциально перспективные породы с Ш > 100, но не достигшие ГФН. Для них Ттах составляет 326+-421 °С. Однако обнаружение среди НГП пород этого типа образцов с Р1, достигшим значений 0,22-^0,44, позволяет предположить, что частичная генерация УВ из органического вещества пород начиналась до достижения ими ГФН.

Таблица 2 - Пиролитическая характеристика генетических типов НГП пород

Тип НГП пород I II III

Кол. образцов 16 б 8

Породы Аргиллиты, алевролиты Аргиллиты, алевро- Аргиллиты, алевро-

глинистые, мергели литы глинистые литы глинистые

Гл. залегания, м 1934-3555 2074-2941 1664-2934

Сорг. (0,10... 9,0)/0,97 (0,10 ... 12,26)/2,12 (0,07 ... 0,44)/0,25

(0,04 ... 17,8)/1,82 (0,06 ... 15,4)/3,89 (0,20 ... 1,37)/0,54

ТйР (0,24 ... 37,2)/4,75 (0,07 ... 33,5)/8,49 (0,89 ... 3,11 )/1,44

Ш 209... 887 104... 190 194... 1400

Р1 0,17 ... 0,60 0,14 ... 0,50 0,22 ...0,44

Ттах (°С) 430 ...491 425 ... 450 326... 421

Фаза НГП пород ГФН; ГФГ ГФГ

Примерная толщина НГП 30-200 50-200 50-200

пород, м

Таким образом, из 58 образцов, исследованных пиролитическим анализом, нафтидо-

производящие свойства выявлены в 30 образцах (52%). НГП породы в составе всех свит венда залегают в виде отдельных прослоев и пачек толщиной от 30 до 200 м, и чередуются в разрезе с песчаниками, а также с алевролитами и аргиллитами без нафтидогенерирующих свойств [1].

Подводя итог вышеизложенному, следует подчеркнуть, что для отдельных прослоев песчаников и алевролитов получены максимальные значения битумидного коэффициента (р = 64^240), указывающие на присутствие в их составе эпигенетического битумоида. Выявление эпигенетического битумоида в отдельных образцах аргиллитов ф = 54-415) свидетельствует о повышенной их трещиноватости, способствующей проникновению подвижных би-тумоидов [6]. Приведенные данные являются показателями прохождения нафтидонакопи-тельных процессов в рассматриваемых отложениях. Кроме того, установление для пород-коллекторов значений Р1 от 0,5 и более является признаком нахождения в них залежей УВ сырья (Лопатин, 1987).

Для вендских отложений диссертантом установлено увеличение катагенетической

преобразованное™ глинистых пород и зрелости органического вещества, обусловленных процессами регионального характера, с ростом глубины их залегания от ПКэ до МК2. Органическое вещество НГП пород названных стадий находится в условиях ГФН на глубинах от 1700 до 3390 м. Стадии катагенеза данного генезиса названы стадиями регионального типа. На фоне стадий катагенеза регионального типа нередко на локальных участках разрезов скважин появляются более высокие степени преобразованности глинистых пород (МК2.з-МК5), возникшие под влиянием дополнительных термобарических нагрузок. Локальный характер проявления этих стадий позволяет предполагать дизъюнктивную природу источника этих нагрузок прогрессивного типа. Органическое вещество НГП пород этих локальных участков находится в условиях ГФГ.

Установлены случаи деструкции слюдистых минералов глинистых пород под влиянием процессов регрессивного типа. Ими, вероятнее всего, являлись реакционные водные растворы, проникавшие в осадочную толщу по каналам дизъюнктивной природы. Все проявления катагенетического преобразования пород, возникшие под влиянием дополнительных факторов локального характера, отнесены к стадиям катагенеза экстремального типа (табл. 3).

Таблица 3 - Распределение стадий катагенеза глинистых пород венда по глубинам

Глубина, м Стадии регионального типа Стадии экстремального типа

1700-2000 ПК3; МК, МК2;МК5

2000-2500 ПКэ; МК, ПКз; МК2; МК4.5

2500 - 3000 МК, ;МК2 ПКз;МК2.5;МК5

3000-3555 МК|; МК2 МК3; МК5

В распределении НГП пород в отложениях венда на себя обращает внимание факт приуроченности их разностей с максимальной величиной Ш к Предуральской зоне. Вероятнее всего это обусловлено ускорением интенсивности процессов нефтегазообразования в зоне повышенной термодинамической активности [1].

При рассмотрении вопроса нефтегазообразования диссертант акцентировал исследования на проблеме условий образования глинистых осадков в вендском бассейне и оценил их способность к накоплению и сохранению сингенегичного органического вещества. С этой целью проанализировано распределение форм аутигенного железа в глинистых породах венда. Результаты показали, что на стадии диагенеза в глинистых осадках существовали благоприятные восстановительные условия для накопления и сохранения органического вещества, соответствующие сидеритовой, сульфидно-сидеритовой, редко - сидерито-сульфидной геохимическим фациям. При накоплении алевритового материала геохимические условия в осадке могли быть нейтральными, соответствующими глауконитовой фации.

В отложениях венда платформенного Башкортостана установлены нефте-, газо- и би-тумопроявления. Они зафиксированы почти на всей площади распространения вендских от-

ложений (Тимергазин, 1959; Клевцова, 1969; Алиев, 1977; Жуков, 1990; Козлов, 1994; Аксенов, 1995; Масагутов, 1997; Белоконь, 2001 и др.).

При рассмотрении характера распространения нафтидопроявлений в вендских отложениях диссертантом [10] выявлен факт приуроченности большинства случаев нефтепроявле-ний к интервалу глубин 1800-2950 м (в 10-и случаях из 11-и) седоовидной Камбарско-Тастубской зоны. В одном случае здесь вместе с нефтью в скв. 20 Игровская зафиксированы газопроявления, в другом случае (скв.29 Игровская) - выявлены газонасыщенность песчаников и газопроявления в процессе бурения. Газопроявления в пределах Байкибашевско-Колгановской впадины, где органическое вещество прибывает в ГФГ (в 11-и случаях из 16-и), приурочены к интервалу глубин 2440- 3580 м.

Нефтепроявления в вендских отложениях приурочены в основном к песчаникам, реже -к алевролитам, тогда как газопроявления установлены не только в песчаниках и алевролитах, но и в трещиноватых аргиллитах в разрезе скважины 5 Шиханская.

Проведенный автором анализ посвитного распределения проявлений нафтидов показал, что нефтегазопроявления приурочены преимущественно к осадкам байкибашевской свиты. Такое распределение нефтегазопроявлений в байкибашевской свите увязывается с площадью распространения нефтепроизводящей толщи калтасинской свиты. Нефте-, газо- и битумо-проявления в старопетровской свите сосредоточены, в основном, в Камбарско-Тастубской седловине. Они совпадают с площадью развития первично-битуминозных толщ калтасинской и старопетровской свит. В карлинской свите повышенные газопоказания и битуминоз-ность совпадают с площадью распространения первично-битуминозных толщ этих отложений [9, 10]. Распространение нефтегазопроизводящих свит, непосредственное залегание на них песчаных коллекторов и наличие структурно-тектонических и седиментационных ловушек, запечатанных вместе с терригенным девоном, должны рассматриваться в качестве основных факторов при оценке перспектив поисков нефти и газа в вендских отложениях.

Впервые полученные результаты анализа пиролитических исследований позволяют автору утверждать, что в разрезе вендских отложений присутствуют богатые нефтегазомате-ринские толщи, органическое вещество которых по степени преобразованности характеризуется как едва зрелое, но реализация нефтегазоматеринского потенциала в них уже началась. Автором, на основании благоприятных тектонических условий, наличия в разрезе венда пород-коллекторов и пород-покрышек в разрезе венда, гидрогеологических и геохимических обстановок, проведено схематичное районирование платформенного Башкортостана в отношении перспектив нефтегазоносности и даны предложения и рекомендации по направлению ГРР. По степени перспективности в платформенной части Башкортостана выделены 5 зон (рис. 2).

1. Высокоперспективная зона характеризуется благоприятными литологическими и структурными условиями залегания вендских свит. В этой зоне в разрезе зафиксированы песчано-алевролитовые породы-коллекторы, аргиллито-глинистые породы-покрышки, повышенные концентрации органического углерода (TOC) и наиболее интенсивные нефте-газо- и битумопроявления.

Перспективы нефтегазоносности венда в этой зоне диссертант связывает с коллекторами пластов Vvi, Vv, V\v, Vm, Vu и Vi (Масагутов, Бородулин, Габитов, Станекзай, 2003). Условия сохранения возможных залежей УВ улучшаются в восточном направлении, где увеличиваются мощности вендских отложений, а в северной части перспективы связаны с валооб-разной зоной, которая осложнена локальными поднятиями [5,10].

2. Перспективная зона включает в себя: часть Благовещенской впадины, Давлеканов-ско-Толбазинскую седловидную зону, центральную и восточную части Шкаповско-Салмышской моноклинали, Вельскую депрессию и Шихано-Ишимбайскую седловину. Основной нефтепроизводящей толщей в этой зоне является карлинская свита. В качестве возможных нефтеносных отложений в этой зоне можно считать все б пластов венда, которые изолированы друг от друга пачками плотных алевроглинистых пород. Региональной покрышкой над пластами Vvi-Vi являются аргиллито-глинистые породы карлинской свиты. В рассматриваемой части область максимального осадконакопления с развитием в ней наибольших мощностей НГП пород расположена в южной части Байкибашевско-Колгановской впадины. Однако наибольшее число нафтидопроявлений приурочено к северу от описанной области, что объясняется преобладанием в данном комплексе латеральной миграции УВ - в северном направлении к участкам повышенного залегания пород.

3. Малоперспективная зона - К этой зоне отнесена северная и северо-восточная часть Кудашско-Казанчинской впадины и северо-восточная часть Орьебашско-Караидельской седловины. Указанная зона, по мнению диссертанта, характеризуется несколько худшими кол-лекторскими свойствами, малыми мощностями пород-коллекторов и пород-покрышек.

4. Зона с невыясненной перспективностью. К этой территории относится южная часть платформенного Башкортостана, которая до настоящего времени не изучена глубоким бурением.

5. Неперспективная зона находится в северо-западной и западной частях Камбарско-Тастубской седловины, где вендский разрез представлен глинистыми породами старопетровской свиты и практически лишен органического вещества. Кроме того, из разреза венда здесь выпадают отложения байкибашевской, салиховской и карлинской свит, а в старопетровской свите коллекторы не установлены.

)

< щцишаск ЛЯ ОЬЛАСТЬ.

ЧГ1>11,!11{( к' \Я отлети

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

1- граница палеотектонических элементов; 2- Байкибашевско-Колгановская (Шкапово-Шиханская) впадина; 3- Камбарско-Тасгубская (Сарапульско-Яныбаевская) седловина; 4- высокоперспективная зона; 5- перспективная зона; 6- малоперспективная зона; 7- зона с невыясненными перспективами; 8-неперспективная зона; 9- граница распространения вендских отложений; 10-15- отложения: 10-кристаллический фундамент; 11- рифейкие отложения; 12- байкибашевская свита; 13- старопетровская свита; 14- салиховская свита; 15- карлинская свита; 16- нефтепроявления; 17- газопроявления; 18-повышенная битуминозность; 19-22- разрывные нарушения; 23- локальные поднятия; 24-административные границы; 25-западная граница складчатого Урала

ПЕпюаШ край

Рис. 2. Схематическая карта перспектив нефтегазоносное™ вендских отложений

В качестве возможных ловушек (залежей) при поиске УВ в вендском комплексе рассматриваются, в первую очередь, локальные поднятия и выступы по И-му отражающему горизонту (рис. 2). Наибольший поисковый интерес представляют те локальные поднятия, которые развиты на наиболее перспективных территориях. Кроме локальных поднятий существенную роль в формировании залежей УВ могут играть неантиклинальные ловушки: зоны выклинивания и фациального замещения песчаных пластов вблизи приподнятых блоков кристаллического фундамента и эрозионных рифейских «останцов» [10].

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Построены структурные карты по поверхности вендской осадочной толщи и по П-му отражающему горизонту, залегающему в подошвенной части разреза рассматриваемых отложений. Тектонический план П-го отражающего горизонта венда преимущественно унаследовал строение кровли авлакогенного комплекса рифея. Современные черты строения поверхность вендской части плитного комплекса приобрела совместно с палеозойскими отложениями в герцинский этап развития востока Русской плиты, поэтому по ней выделяются те же тектонические элементы, что и терригенного девона: своды, впадины, седловины, зоны грабенообразных прогибов и горстовидных поднятий, локальных осложнений Ш-го порядка.

2. В породах венда установлены пласты-коллекторы, относящиеся к двум генетическим видам (первого и второго). Выделяются коллекторы с первичными межзерновыми порами, в значительной степени измененными вторичными процессами, и порами выщелачивания и трещинные коллекторы тектонического генезиса. Благоприятные для нефти и газа коллекторы возникли в зонах тектонической раздробленности, обеспечивающей наилучшие условия для процессов выщелачивания и формирования коллекторов порового и трещинного типов.

Коллекторы первого вида характеризуют наличие прямой зависимости между пористостью и проницаемостью, либо отставание проницаемости от пористости, обусловленные изолированностью отдельных пор, возникшей под влиянием процессов уплотнения пород. Этот вид коллекторов развит в основном до глубины более 2500-3000 м. Ниже они отсутствуют.

Коллекторы второго генетического вида имеют локальный характер развития, установлены на разных глубинах и обладают более высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Для них характерно отставание пористости от проницаемости. Наиболее вероятной является приуроченность их к зонам повышенной трещиноватости. Для этого генетического вида характерно наличие вторичных пор и каверн выщелачивания, а также повышенная тре-щиноватость.

3. Рентгено-структурными исследованиями, по аналогии с разрезами скважин Шаркан-

ской и Поломской площадей Удмуртии, установлены породы-покрышки глинистого состава, в которых флюидоупорные свойства определяются наличием каолинит-хлорит-гидрослюдистой и хлорит-каолинит-смешаннослойной ассоциаций. В последней смешанно-слойная фаза представлена агрегатом слюда-смектит, содержащим максимальное количество разбухающих (до 20%) межслоев.

4. Пиролитическое изучение терригенных пород венда показало, что генерирующую УВ-ную функцию выполняют сероцветные (до черных) аргиллиты, глинистые алевролиты и известковистые мергели, то есть органическое вещество генетически связано с пелитовым материалом. Максимальное содержание органического углерода и УВ на всех стратиграфических уровнях приурочено к аргиллитам.

По выявленным пиролитическим потенциалам в вендском комплексе выявлены следующие генетические типы НГП пород:

- первый тип - породы, достигшие ГФН или ГФГ;

- второй тип - породы, способные производить УВ в небольших количествах, также достигшие ГФН или ГФГ;

- третий тип - это потенциально перспективные породы, но не достигшие ГФН;

5. Выявлен факт приуроченности большинства случаев нефтепроявлений и залежи нефти Шарканского месторождения к диапазону глубин 1800-2950 м Камбарско-Тастубской седловины, на котором органическое вещество находилось по термобарическим условиям в ГФН. Газопроявления в пределах Байкибашевско-Колгановской впадины приурочены, в основном, к глубинам 2440-3580 м, прошедшим ГФГ.

6. На основании анализа материалов параметрического и глубокого поискового бурения, сейсморазведки МОГТ и вновь полученных результатов по пиролизу автором проведено районирование платформенной части Башкортостана по перспективам нефтегазоносности венда и даны предложения и рекомендации по направлению ГРР. По степени перспективности здесь выделяются: высокоперспективная, перспективная, малоперспективная, с невыясненной перспективностью и неперспективная территории.

Исходя из оценки перспектив нефтегазоносности, основными элементами для поисковых работ являются северная часть Камбарско-Тастубской седловины и зона её сочленения с Байкибашевско-Колгановской впадиной. Предпочтительность этого направления обусловлена двумя факторами: высоким структурным положением и генетической взаимосвязью нефтегазоносности вендских отложений с рифейскими нефтематеринскими породами. Что касается зоны сочленения Камбарско-Тастубской седловины с Байкибашевско-Колгановской впадиной, то, кроме байкибашевских отложений, дополнительным объектом для поиска УВ являются осадки салиховской свиты.

Публикации по теме диссертации:

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Катагенез и условия нефтегазообразоваиия в отложениях венда платформенного Башкортостана // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». 2008 - № 8- С. 38-40.

2. Станекзай Н.М., Лозин Е.В. Основные черты тектонического строения вендских отложений северной части Байкибашевско-Колгановской впадины и прилегающей территории // Журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»,- Москва. ВНИИОЭНГ.- 2008.-№ П.-С. 6-9.

В других изданиях:

3. Иванова Т.В., Андреев Ю.В., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Фациальные особенности вендских отложений // Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан: реальность и перспективы / Материалы Республиканской научно-практической конференции - Уфа,-2002.-С. 149-155.

4. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Корреляция разрезов вендских отложений платформенного Башкортостана // Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана,-Уфа: ИГУНЦРАН; Том 1,2003,-С. 174-177.

5. Ларичев А.И., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Пиролитическая оценка нефтегазопро-изводящих свойств вендских отложений платформенного Башкортостана в связи с их перспективами II Геология, разработка, эксплуатация и экология нефтяных месторождения Башкортостана и Западной Сибири / Сборник научных трудов ДООО «Геопроект».- Уфа,- 2006. -Вып. 118.-С. 33-42.

6. Масагутов Р.Х., Иванов Д.И., Станекзай Н.М. Сравнительная характеристика нефтега-зопроизводящих свойств слоистых сред верхнего протерозоя платформенного Башкортостана по данным пиролиза II -Цитологические аспекты геологии слоистых сред / Материалы 7 Уральского регионального литологического совещания. Екатеринбург: ИГГ УрО РАН, 2006,-С. 161-163.

7. Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Сравнительная характеристика пород-покрышек венда Верхне-Камской и Шкаповско-Шиханской впадин востока Русской плиты II Научно-технические проблемы нефти в старом нефтедобывающим регионе / Юбилейный сборник научных трудов,- Уфа,- 2007,- Вып. 119, ч. I - С. 43-49.

8. Станекзай Н.М. Тектоническое строение размытой поверхности вендских отложений северной части Камбарско-Яныбаевской седловины и Байкибашевско-Колгановской впадины // Проблемы развития нефтяной промышленности (геология) / Доклады на отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов 27-28 мая 2003г., Ч. 1.,

Тюмень- 2003г.- С. 59-65.

9. Станекзай Н.М. Геологическое обоснование бурения параметрической скважины на Южно-Кубиязинской структуре // Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века / Сборник тезисов докладов молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане-Том 1- Бугульма, 2003- С. 7-9.

10. Станекзай Н.М. Перспективы нефтегазоносности вендских отложений зоны сочленения Камбарско-Яныбаевской седловины с Байкибашевско-Колгановской впадиной // Новые данные о геологии, разработке, проектировании и внедрении МУН и экономике нефтяных месторождений / ООО «Ж БашНИПИнефть».- Уфа.- 2004 - С. 52-57.

11. Станекзай Н.М. Перспективы нефтегазоносности байкибашевской свиты венда севера Башкирского Приуралья II Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостан / Сборник. Материалы VI межрегиональной научно-практической конференции. -Уфа.-2006.-С. 174-175.

Подписано в печать 18.02.2009 г. Заказ № 36

Формат бумаги 60x84/16. Бумага ксероксная Усл. печ. л. 1,57. Тираж 100 экз. Печать оперативная

Отпечатано в ООО «Башнефть-Геопроект» 450006, РБ, Уфа, Ленина, 86/1

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Станекзай, Набижан Мухаммаджан

ВВЕДЕНИЕ.

1. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ ВЕНДА.

1.1. К истории изучения стратиграфии венда.

1.2. Стратиграфия и литология вендских отложений.

1.3. Корреляция разрезов.

2. ФАЦИИ, ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ И УСЛОВИЯ ОСАДКОНАКОПЛЕ-НИЯ.

2.1. Характеристика фаций вендских осадков.

2.2.Палеогеография и условия осадконакопления вендских отложений

3. ГИДРОГЕОЛОГИЯ И ГИДРОХИМИЯ ВЕНДА.

4. ТЕКТОНИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

4.1. Строение байкибашевской свиты по П-му отражающему горизонту.

4.2. Строение поверхности вендских отложений.

5. КОЛЛЕКТОРА И ПОКРЫШКИ ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

6. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕНДА.

Геохимия и пиролитическая характеристика органического вещества.

6.2. Нефте-, газо-и битумопроявления.

6.3. Оценка перспектив нефтегазоносности.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного Башкортостана"

Актуальность темы. Длительная разработка нефтяных месторождений Республики Башкортостан привела к заметному истощению углеводородного потенциала палеозойской части осадочного чехла. В этих условиях первоочередной задачей становится выявление перспектив отложений, дающих возможность открытия в них новых запасов нефти и газа. К числу таких отложений от» носятся вендские, имеющие широкое развитие и большие мощности. Их неф-тегазоносность изучена недостаточно. Но наличие вендских отложений в осадочном чехле платформы позволяет прогнозировать скопления нефти и газа в них. О перспективности вендских отложений, помимо общепринятого признания их нефтеобразующей роли, свидетельствует наличие нефтепроявлений и получение промышленных притоков нефти на ряде площадей Удмуртии, Республики Башкортостан, Пермского края и Восточной Сибири.

Цель диссертационной работы заключается в научном обосновании перспектив нефтегазоносности и выборе основных направлений проведения геологоразведочных работ (ГРР) в вендском осадочном разрезе отложений платформенного Башкортостана.

Основные задачи исследований

1. Анализ фациальных и палеогеографических условий формирования вендских отложений.

2. Изучение закономерностей тектонического строения платформенного Башкортостана по П-му отражающему горизонту и поверхности вендского комплекса пород.

3. Детализация гидрогеологии и гидрохимии венда.

4. Определение фильтрационно-емкостных и изолирующих свойств пород венда.

Методы исследований

Поставленные в диссертации задачи решались путем сбора, анализа и обобщения обширного фондового геолого-геофизического материала по 15 па раметрическим и более тысячи поисково-разведочным скважинам, вскрывшим отложения венда на глубину от 1,0 до 1569 м. Проанализирован и обобщен вещественный состав пород, изученных петрографическим методом Т.В. Ивановой. Для палеогеографических реконструкций применялись минералого-геохимические индикаторы: коэффициент зрелости, алюмокремниевый и щелочной модули, оксидный, железистый, марганцевый показатели и малые элементы. Использовалось также соотношение калиевых и натриево-кальциевых полевых шпатов в алевропесчаных породах, которое является опосредованным показателем палеоклимата. Фильтрационно-емкостные свойства изучались на основании результатов исследований кернового материала, испытаний скважин и ГИС; изолирующие свойства пород - рентгено-структурными и петрографическими исследованиями. Собраны и обобщены данные по нефте-газо- и биту-мопроявлениям, испытанию скважин, проанализированы результаты исследований пиролиза образцов пород методом Rock-Eval (58 анализов).

Научная новизна

1. Впервые для платформенного Башкортостана построена детальная карта по поверхности вендских отложений, показавшая тождественность структурных поверхностей венда и нефтегазоносных комплексов девона и карбона.

2. Впервые с использованием рентгено-структурного анализа в аргиллитах венда изучаемой территории установлено широкое развитие ассоциаций глинистых минералов, определяющих изолирующие свойства пород.

3. Впервые установлена пиролитическая характеристика генетических типов нефтегазопроизводящих пород вендского комплекса осадков.

4. Проведено районирование платформенного Башкортостана по степени нефтегазоперспективности вендских отложений.

Основные защищаемые положения

1. Результаты изучения в разрезе венда пород-покрышек и пород-коллекторов, которые в ассоциации с благоприятными структурными дислокациями способны аккумулировать и сохранять залежи УВ.

2. Результаты изучения катагенетической преобразованности глинистых пород и органического вещества нефтегазогенерирующих толщ.

3. Проведение районирования платформенного Башкортостана по степени перспективности для рационального выбора направлений и размещения объемов ГРР.

Практическая значимость и реализация результатов работ

Рентгеноструктурные исследования, приведенные в диссертационной работе, вслед за петрографическим изучением, позволили автору инструментально обосновать наличие в вендских отложениях пород-покрышек. Породы-коллекторы, кроме ранее установленной качественной характеристики, получили своё генетическое обоснование. Результаты исследований, полученные в процессе подготовки диссертационной работы, использованы при составлении государственной Программы на проведение научно-исследовательских и производственных работ по теме «Изучение додевонской осадочной толщи платформенного Башкортостана и обоснование перспектив ее нефтегазоносности» на 2000-2005г.г.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на Всероссийских и региональных конференциях в г. Уфе (2002, 2003, 2006), г. Тюмени (2003), г. Бу-гульме (2003, доклад удостоен диплома и памятной медали).

Полученные данные использовались при построении схемы тектонического районирования вендского комплекса, схематической геологической карты со снятыми палеозойскими отложениями, карт мощностей, схем сопоставления разрезов скважин, структурных карт по подошве байкибашевской свиты (И отражающий горизонт) и по поверхности венда, схемы распространения пород-покрышек над 6 пластами - коллекторами вендского комплекса и других графических материалов. Отдельные рисунки выполнялись с использованием материалов других авторов или построены совместными усилиями.

Использованы первичные геохимические материалы, полученные Н.П. Егоровой, Т.В. Ивановой и О.Д. Илеменовой, фондовые источники ООО «Баш-нефть-Геопроект».

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Станекзай, Набижан Мухаммаджан

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Построены структурные карты по поверхности вендской осадочной толщи и по П-му отражающему горизонту, залегающему в подошвенной части разреза рассматриваемых отложений. Тектонический план П-го отражающего горизонта венда преимущественно унаследовал строение кровли авлакогенного комплекса рифея. Современные черты строения поверхность вендской части плитного комплекса приобрела совместно с палеозойскими отложениями в гер-цинский этап развития востока Русской плиты, поэтому по ней выделяются те же тектонические элементы, что и терригенного девона: своды, впадины, седловины, зоны грабенообразных прогибов и горстовидных поднятий, локальных осложнений Ш-го порядка.

Коллекторы второго генетического вида имеют локальный характер развития, установлены на разных глубинах и обладают более высокими фильтраци-онно-емкостными свойствами. Для них характерно отставание пористости от проницаемости. Наиболее вероятной является приуроченность их к зонам повышенной трещиноватости. Для этого генетического вида характерно наличие вторичных пор и каверн выщелачивания, а также повышенная трещиноватость.

3. Рентгено-структурными исследованиями, по аналогии с разрезами скважин Шарканской и Поломской площадей Удмуртии, установлены породы-покрышки глинистого состава, в которых флюидоупорные свойства определяются наличием каолинит-хлорит-гидрослюдистой и хлорит-каолинит-смешаннослойной ассоциаций. В последней смешанно-слойная фаза представлена агрегатом слюда-смектит, содержащим максимальное количество разбухающих (до 20%) межслоев.

- первый тип - породы, достигшие ГФН или ГФГ;

- второй тип - породы, способные производить УВ в небольших количествах, также достигшие ГФН или ГФГ;

- третий тип - это потенциально перспективные породы, но не достигшие ГФН;

5. Выявлен факт приуроченности большинства случаев нефтепроявлений и залежи нефти Шарканского месторождения к диапазону глубин 1800-2950 м Камбарско-Тастубской седловины, на котором органическое вещество находилось по термобарическим условиям в ГФН. Газопроявления в пределах Байки-башевско-Колгановской впадины приурочены, в основном, к глубинам 24403580 м, прошедшим ГФГ.

6. На основании анализа материалов параметрического и глубокого поискового бурения, сейсморазведки МОГТ и вновь полученных результатов по пиролизу, автором проведено районирование платформенной части Башкортостана по перспективам нефтегазоносности венда и даны предложения и рекомендации по направлению ГРР. По степени перспективности здесь выделяются: высокоперспективная, перспективная, малоперспективная, с невыясненной перспективностью и неперспективная территории.

Исходя из оценки перспектив нефтегазоносности, основными элементами для поисковых работ являются северная часть Камбарско-Тастубской седловины и зона её сочленения с Байкибашевско-Колгановской впадиной. Предпочтительность этого направления обусловлена двумя факторами: высоким структурным положением и генетической взаимосвязью нефтегазоносности вендских отложений с рифейскими нефтем'атеринскими породами. Что касается зоны сочленения Камбарско-Тастубской седловины с Байкибашевско-Колгановской впадиной, то, кроме байкибашевских отложений, дополнительным объектом для поиска УВ являются осадки салиховской свиты.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Станекзай, Набижан Мухаммаджан, Уфа

1. Аксенов А.А., Голов А.А., Чепикова И.К. и др. Перспективы нефтегазоносности рифейско-вендских отложений Пермского Прикамья // Геология нефти и газа.- 1995 № 5.- С. 2-9

2. Акульшиной Е.П. Глинистые минералы как показатель условий литогенеза / Под ред. Новосибирск: Наука, 1976 С. 192

3. Алиев М.М., Морозов С.Г., Постникова И.Е. и др. Геология и нефтега-зоносность рифейских и вендских отложений Волго-Уральской провинции — М.: Недра, 1977.- С. 157

4. Андреев Ю.В., Иванова Т.В., Келлер Б.М., Морозов С.Г., Янкаускас Т.В. и др. Стратиграфия верхнего протерозоя восточной окраины Русской плиты и западного склона Южного Урала/Изв. АН СССР- 1981 .-№10.- С. 57-67

5. Андреев Ю.В. Распространение проницаемых пластов в вендских отложениях платформенной Башкирии // Проблемы геологоразведочных работ и разработки нефтяных месторождений / БашНИПИнефть, сборник научных трудов. Уфа.- 1986,-Вып. 74.- С. 57-66

6. Архангельский А.Д. К вопросу о строении Русской платформы / ДАН СССР.- 1940.- Т. 28, №2.

7. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазо-носность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы / ИПК «Звезда».-Пермь.-2001- С. 108

8. Ботвинкина JI.H. Методическое руководство по изучению слоистости. М.: Недра, 1965.-С. 252

9. Валеев Р.Н. Авлакогены Восточно-Европейской платформы М.: Недра, 1978.-С. 6-20

10. Веселовская М.М. Эпигенетические изменения в породах рифея и венда на Русской платформе / Тр. ВНИГНИ, том 1 (вып. 74).- 1969.- С. 66-93

11. Гарань М.И. Докембрий и кембрий Урала / Изд. АН СССР. Межд. геол. Конгресс // Доклады советских геологов.- 1960.

12. Губкин И.М. Урало-Волжская нефтеносная область. Изд. АН СССР-1940.

13. Дриц В.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: смектиты, смеша-нослойные образования/М.: Наука, 1990.-С. 179-192

14. Дриц В.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: слюды, хлориты / М.: Наука, 1991,-С. 176

15. Егорова Н.П., Студенко Н.С. Битуминозность бавлинских отложений Западной Башкирии / Тр. УФНИИ, 1971. Вып. XXIX.- С. 255-265.

16. Егорова Н.П. Геохимические критерии нефтегазоносности докембрия Башкирского Предуралья // Проблемы ГРР и разработки нефтяных месторождений / Тр. БашНИПИнефть.- Уфа.- 1986.- Вып. 74.- С. 73-82

17. Жуков И.М., Макарова С.П., Новицкий Ю.В., Постоенко П.И., Яковлев В.А. Древние микроавлакогеныновые объекты поиска нефти и газа // Перспективы нефтегазоносности и выбор направлений ГРР / журнал геология нефти и газа № 12.- 1990. - С. 2-4

18. Иванова Т.В., Едренкина O.K. О некоторых палеогеографических особенностях эпохи образования рифейско-вендских (бавлинских) отложений западных районов Башкирии, выявленных геохимическими методами. // Тр. УФ-НИИ.- 1971.-Вып.29.-С. 118-127

19. Иванова Т.В., Клевцова А.А. Литолого-геохимические особенности рифейских отложений востока Русской платформы // Сборник научн. тр. ВНИГНИ.- 1972.-Вып. 121.-С. 6-30

20. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Андреев Ю.В. Ко л лекторская характеристика песчаных пород верхнего протерозоя скв. 62 Кабаково (в связи с перспективами газоносности) // Тр. БашНИПИнефти- Уфа, 1993 Вып. 87 - С. 57-63

21. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Андреев Ю.В. Условия образования и фациальные особенности разреза рифейских отложений Башкирского антикли-нория (на примере параметрической скважины 1 Кулгунино) // Тр. БашНИПИ-нефть.- 1995.-Вып. 89.- С. 37-45

22. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Корреляция разрезов вендских отложений платформенного Башкортостана // Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана / ИГ УНЦРАН.-Том 1.- Уфа-2003.- С. 174-177

23. Карпинский А.П. Очерк геологического строения европейской России- 1947.

24. Келлер Б.М. Рифейские отложения краевых прогибов Русской платформы-М.: Наука, 1952-С. 61

25. Келлер Б.М. Принципы выделения и разделения верхнего докембрия // Стратиграфия СССР / Верхний докембрий.- М.: Наука, 1963 С. 3-7

26. Клевцова А.А. Перспективы нефтегазоносности // Нефтегазоносные и перспективные комплексы центральных и восточных областей русской платформы / Тр. ВНИГНИ.- Том 1.- вып. 74.- Л.: Недра.- 1969.- С. 152-162

27. Клевцова А.А. Позднерифейский этап развития Русской плиты // Изв. высш. учеб. зав. Сер. Геол. и разведка 1977.- №11- С. 36-50

28. Козлова Е.В. Находки микрофоссилий в рифейских отложениях Южного Урала и востка Русской плиты // Геология докембрия Южного Урала и востока Русской плиты / БНЦ УрО АН СССР.- Уфа, 1990.- С. 50-56

29. Козлов В.И., Муслимов Р.Х., Гатиятуллин Н.С., Генина Л.А., и др. Верхний докембрий восточных районов Татарстана и перспективы его нефтегазоносности // РАН УНЦИГ АО «Татнефть».- Миасс «Геотур».- С. 218

30. Козлов В.И., Муслимов Р.Х., Гатиятуллин Н.С. и др. Стратиграфиявендских отложений юга Удмуртии и востока Татарстана в связи с перспективами их нефтегазоносности.- Уфа: УНЦ РАН, 1994С. 48 (Препринт).

31. Конторович А.Э., Бабина Н.М., Богородская Л.И и др. Нефтепроизво-дящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях ЗападноСибирской низменности / Тр. СНИИГГиМС, 1967. вып. 50. Д.: Недра.- С. 223

32. Копелиович А.В. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы.-М: Наука.- 1965.-С. 178-189

33. Кротова В.А. Волго-Уральская нефтеносная область гидрогеология // Тр. ВНИГРИ.- Нов. серия.- Вып. 94.- Гостопиздат.- 1956.- С. 266

34. Кротова В.А. Гидрогеологические критерии нефтеносности // Тр. НИГ-РИ-Вып. 174 -Гостоптехиздат- I960-С. 161

35. Куликов Ф.С., Морозов С.Г., Слепов Ю.Н. Геологическая история древних структур восточной окраины Русской платформы в связи с поисками нефти и газа в бавлинских отложениях // Нефтегазовая геология и геофизика — 1965.-№ 11.

36. Лагутенкова Н.С., Чепикова Н.К. Верхнедокембрийские отложения Волго-Уральской области и перспективы их нефтегазоносности М.: Наука.— 1982.-С. 110

37. Лозин Е.В. Эволюция тектоники юго-восточного склона ВосточноЕвропейской платформы на рифей-вендском этапе // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений М.: ВНИИОЭНГ.- 1993- Вып. 10 - 6-13 с.

38. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана.-М.: ВНИИОЭНГ.- 1994.-Ч. 1.-С. 72

39. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. Москва 1994 - Ч. 2 - С. 64

40. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии — М.: Наука,- 1987.-С. 139

41. Масагутов Р.Х., Козлов В.И., Иванова Т.В., и др. О перспективах нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений западного Башкортостана // Известия отделения наук о земле и экологии / АН РБ — № 1.- 1997 С. 16-22

42. Масагутов Р.Х., Козлов В.И., Андреев Ю.В. Иванова Т.В. О перспективах нефтегазоносности вендских отложений западного Башкортоста-на//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений № 7.97.- М.: 1997.-С. 2-7

43. Масагутов Р.Х., Козлов В.И, Андреев Ю.В. Иванова Т.В. О перспективах нефтегазоносности вендских отложений западного Башкортоста-на//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений № 9.97- М.: 1997.- С. 2-7

44. Масагутов Р.Х. Литолого-стратиграфическая характеристика и палеогеография позднего докембрия Башкирского Приуралья // монография М.: Недра.- 2002.- С. 224

45. Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Катагенез и условия нефтегазообразо-вания в отложениях венда платформенного Башкортостана // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». 2008.- № 8-С. 38-40.

46. Мартинов Ю.М. Опыт по корреляции разрезов доживетских отложений по данным электрического каротажа в пределах западной Башкирии / Сб. «Вопросы геологии восточной окраины Русской платформы и Южного Урала — БФАН СССР.-Вып. № 1,- 1958.

47. Морозов С.Г. Рифейские, вендские и нижнепалеозойские образования востока Русской плиты и перспективы их нефтегазоносности: Автореферат диссертации на соискание уч. ст. доктора геол.-минер. наук М., 1975 — С. 49

48. Морозов С.Г., Андреев Ю.В., Кабиров Б.З. Новые данные по геологии и нефтегазоносности рифейско-вендских отложений Башкирии / Сб. статей // Глубинные исследования докембрия востока Русской платформы.- Казань: Тат. книж. изд-во, 1980.-С. 166-168

49. Наливкин В.Д., Куликов Ф.С., Морозов С.Г., Слепов Ю.М. Новый крупный авлакоген на востоке Урало-Поволжья // Геология нефти и газа — 1964.-ЖЗ.-С. 14-17

50. Объяснительная записка и схема стратиграфии верхнего докембрия Русской платформы / ИГН АН УССР.- Киев.- 1978.- С. 36

51. Ожиганова Л.Д. Литолого-минералогическая характеристика до девонских отложений Западной Башкирии // Вопросы геологии восточной окраины Русской платформы и Южного Урала БФАН СССР. Уфа- 1959- Вып. 4 - С. 4-11

52. Ожиганова Л.Д. Петрографо-минералогические исследования древнихотложений // Древние отложений Западной Башкирии М.: Наука- 1960 — С. 28-87

53. Ожиганова Л.Д. Новые данные о стратиграфическом расчленении бав-линских отложений Башкирии (верхний протерозой) // Геологическое строение и перспективы нефтеносности Западной Башкирии- БФАН СССР.- Уфа — 1974.- С. 22-36

54. Озолин Б.В. Гидрогеологическая и гидрохимическая характеристика Бельско-Уфимского артезианского бассейна // Тр. УФНИИ.- Вып. XI — С. 196215

55. Озолин Б.В., Лерман Б.И. Закономерности изменения свойств пластовых вод продуктивных горизонтов девона в пределах платформенной области Башкирии // Тр. УФНИИ.- Вып. IV Госнаучтехиздат.- М,- 1959 - С. 69-89

56. Озолин Б.В. Гидрохимические аномалии, как показателей возможной нефтеносности (на материале юго-западной части платформенной Башкирии) / Тр. УФНИИ.- Вып. XV.- 1966.- С. 233-245

57. Озолин Б.В. Башкирское Приуралье // в книге «Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области-М.: Недра 1967- С. 98-171

58. Олли А.И. Древние отложения западного склона Урала Изд. Сарат. Ун-та.- Саратов.- 1948.- С. 400

59. Олли А.И., Романов В.А. Доордовикская история тектонического развития Южного Урала БФАН СССР.

60. Парпарова Г.М., Неручев С.Г., Жукова А.В. и др. Катагенез и нефтега-зоносность // Л.: Недра, 1981- С. 240

61. Постникова И.Е. Верхний докембрий Восточно-Европейской платформы и возможность его нефтеносности. Автореферат на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук МГУ, Москва- 1972.

62. Постникова И.Е. Корреляция разрезов верхнего докембрия западного склона Урала и Восточно-Европейской платформы. Бюллет. Моск. общ. испыт. природы, отдел, геолог-№ 5, 1972.

63. Постникова И.Е. Верхний докембрий Русской плиты и его нефтегазо-носность. М.: Наука 1977 - С. 221

64. Рабочая схема стратиграфии и корреляции разрезов верхнего протерозоя Западной Башкирии (методические рекомендации) / Лисовский Н.Н., Афанасьев B.C., Ожиганова Л.Д., Иванова Т.В. и др.- БФАН СССР.- Уфа. 1981.- С. 35

65. Романов В.А., Морозова Л.А. Основные черты тектоники докембрия Урала // Вопросы тектоники докембрия континентов ИГиГ Сиб. отдел. АН СССР.-вып. 129.- 1970.

66. Ронов А.Б., Мигдисов А.А. Основные черты элементов-гидролизатов в процессах выветривания и осадконакопления / Геохимия 1965 - № 2 — С. 131157

67. Ронов А.Б., Гирин Ю.П., Казаков Г.А., Илюхин М. Сравнительная геохимия геосинклинальных и платформенных осадочных толщ / Геохимия.— 1965.-№8.-С. 961-976

68. Руководство по рентгеновскому исследованию минералов / Под ред. В.А. Франк-Каменецкого. Л.: Недра, 1975 С. 400

69. Савельев В.А. Нефтеносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской республики Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003.-С. 288

70. Скрипий А.А. Структурные реконструкции рифея Южного Урала и Приуралья // Общие проблемы стратиграфии и геологической истории рифея Северной Евразии- Научное издание УрО РАН- Екатеринбург- 1995 С. 112-113

71. Соколов Б.С. Вендский этап в истории Земли // Докл. сов. геол. на XXIV сессии МГК М.: Наука.- 1972.- С. 114-124

72. Солонцов Л.Ф. Додевонские отложения Урало-Волжской области и смежных территорий // Нефтегазоносность Урало-Волжской области / Тр. совещания по проблемам нефтегазоносности Урало-Поволжья- М.: Изд. АН СССР.- 1956.-С. 103-113

73. Сороко Т.И. Возможные модели низкотемпературного механо-химического превращения органического вещества осадочных пород // Моделирование нефтегазообразования. М.:- 1992 С. 90-95

74. Стратиграфическая схема рифейских и вендских отложений Волго-Уральской области / Объяснительная записка.- Уфа, 2000 С. 82

75. Тимергазин К.Р. Доживетские отложения Западной Башкирии // Девон Русской платформы М.-Л.: Гостоптехиздат - 1953 - С. 179-183

76. Тимергазин К.Р. Додевонские образования Западной Башкирии и перспективы их нефтегазоносности / ГГИ БФАН СССР Уфа - 1959 - С. 311

77. Тимергазин К.Р. О разделении бавлинского комплекса востока Русской платформы на три серии // Вопросы геологии восточной окраины Русской платформы и Южного Урала / Изд. АН СССР.- М 1963.- Вып.8.- С. 5-10

78. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир-1981.-С. 501

79. Фотиади Э.Э. О крупных элементах тектоники юго-востока Европ. части СССР: Очерки по геологии СССР //Тр. ВНИГРИ. Нов.сер.- 1956.-Вып. 96Ч. 1.

80. Фролович Г.М., Кухаренко Ю.Н., Ланцев В.Ф. и др. Строение Калта-синского авлакогена по сейсмическим данным // Нефтегаз. геология и геофизика.- 1976.-№9.

81. Фролович Г.М., Хачатрян P.O., Голдобин Ю.П. и др. Строение северной части Камско-Бельской впадины по данным сейсморазведки // Изв. АН СССР, сер. Геол.- 1988.- № 10.- С. 126-136

82. Хатьянов Ф.И., Меламед Б.М. О возможности верхнедокембрийском краевом барьерном рифе в западной прибортовой зоне Бирско-Верхнекамского авлакогено // Геология нефти и газа 1968 - № 1- С. 46-54

83. Хачатрян P.O. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-камской антиклинали. Автореферат дисс. на соиск. учён. ст. доктора геол.-минер. наук, Москва 1974г.

84. Хлебников В.Д. Геологическая структура и перспективы нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений и терригенного девона Западной Башкирии // Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук.- Уфа 1977 - С. 148

85. Чепикова И.К. Акритархи вендских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной области и их значение для стратиграфии / Споры и пыльца в неф-тях и породах и их значение для стратиграфии М.: Наука - 1971- С. 60-71

86. Юб.Чибрикова Е. В. Находки спор в бавлинской свите Башкирии // ДАН СССР.- 1954.-т. 95.-№ 5.

87. Шатский Н.С. Очерки тектоники Волго-Уральской области и смежной части западного склона Южного Урала / Бюл. МОИП 1945 - Нов. сер.- Вып. 2.-№6.-С. 131

88. Шатский Н.С. Основные черты строения и развития ВосточноЕвропейской платформы / Изв. АН СССР, серия геол.- 1947 №5.

89. Espitalie J., Marquis F., Barsony J. Geochemical logging by the oil show analyser. L.: Butterworth, 1984 P. 29

90. Jacksan T.A. A relationship between crystallographic properties of illite and chemical properties of extractable organic matter in pre-phan erozoic and phan-trozoic sediments // Clays and Clay Minerals. 1977. V. 25.- P. 187-195

Информация о работе

Станекзай, Набижан Мухаммаджан
кандидата геолого-минералогических наук
Уфа, 2009
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного Башкортостана - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы