Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы"

На правах рукопись

ГАТИЯТУЛЛИН НАКИП САЛАХОВИЧ

Геология и нефтегазоносностъ докембрийских комплексов Восточно-Европейскойплатформы

Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2004 г.

Работа выполнена в Татарском геологоразведочном управлении АО «Татнефть»

Научный консультант: Член-корреспондент РАН,

профессор Бслонин Михаил Даниилович

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук Подольский Юрий Васильевич

доктор геолого-минералогических наук,

профессор Баженова Ольга Константиновна

доктор геолого-минсралогических наук,

профессор Лозин Евгений Валентинович

Ведущее предприятие - Казанский государственный университет (г. Казань).

Защита диссертации состоится «с«?/» А^ССЛ" 2004 г. в 14 часов на заседании Диссертационного Совета Д216.008.01. при Всероссийском нефтяном научно* исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ Автореферат разослан & сифеЛЛ,. 2004 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, Ученому секретарю.

Ученый секретарь Диссертацноннога Совета

А.К. Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Проблема промышленной пефтегазоносности кристаллического фундамента (КФ) и перекрывающего его докембрийского осадочного (промежуточного) комплекса (ПК) осадочно-породных бассейнов приобрела в последние годы важное научно-практическое значение. Большая актуальность этой проблемы обусловлена целым рядом причин, главная из которых - тенденция нарастающего истощения запасов углеводородного сырья (УВС), прежде всего месторождений нефти, приуроченных к осадочному чехлу. Мировая практика, особенно последних лет, показывает, что с КФ осадочных бассейнов связаны весьма крупные залежи нефти и газа в различных регионах мира. Блестящие открытия последнего десятилетия уникальных залежей нефти, приуроченных к гранитоидным образованиям фундамента в бассейнах Южно-Китайского моря (Кыулонгский, Южно-Коншонский), Восточно-Европейской платформы - Днепровско-Донецкая впадина (ДЦВ), Прикаспийского (месторождение Оймаша) и других, указывают на то, что фундамент осадочных бассейнов характеризуется региональной нефтегазоноспостью и представляет собой принципиально новый этаж промышленной нефтегазоносности, обладающий весьма значительной ресурсной базой. Следовательно, наиболее эффективным способом решения проблемы оценки, нефтегазоносного потенциала КФ и ПК является разработка принципиально новых теоретических и практических концепций, а также методов и способов освоения крупных ресурсов углеводородов (УВ), сосредоточенных в пределах этих нетрадиционных источников УВС.

Комплексные научные исследования, осуществленные в рамках представленной докторской диссертации, направлены на решение этой важной и крайне актуальной проблемы в Волго-Уральском и других регионах Восточно-Европейской платформы (ВЕП).

Теория и практика поисков и разведки залежей УВ, которыми руководствовались ранее и ориентируются вплоть до настоящего временя, реализуются- на основе общепринятой в отечественной и, особенно, зарубежной практике осадочно-миграционной * теории (ОМТ) нафтидогенеза-нефтегазонакопления применительно к объектам осадочного чехла.

По этой теории, КФ осадочных бассейнов отводится лишь роль нижнего ограничения распространения нефтегазоносных комплексов.

По мнению многих сторонников ОМТ, поисковые работы на нефть и газ в фундаменте бесперспективны в своем абсолютном большинстве.

В то же время текущая динамика прироста запасов углеводородного сырья

практически во > всех нефтегазодобывающих регионах мира имеет четко выраженную •

РОС. НАЦИОИАЛЬН*» . БИСЛИОТМЛ 1

тенденцию к снижению этой величины. На фоне устойчивого истощения УВС осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов (НГБ), обнаружение принципиально новых, крупных дополнительных его источников, является весьма актуальной и жизненно важной проблемой. К числу нетрадиционных ресурсов УВ относятся скопления нефти и газа в образованиях докембрийского промежуточного комплекса и кристаллического фундамента. Поиски и разведка промышленных скоплений УВ в указанных выше комплексах длительное время сдерживались устоявшимися представлениями об отсутствии или резко «узурпированном» содержании в них остатков органического вещества (ОВ) и, как следствие, практическим отсутствием в них нефтегазогенерирующих толщ. Однако литологические и органохимические исследования докембрийских комплексов позволили относить время формирования дофанерозойских формаций как мегаэтап с периодическим накоплением формаций, обогащенных OB (А.В. Сидоренко, 1970, 1978; СвА Сидоренко, 1991; Лопатин, 1983). Тем не менее, промышленная нефтегазоносность разновозрастного, в том числе докембрийского кристаллического фундамента, установлена в пределах 54 нефтегазоносных бассейнов мира. Активные нефтегазопроявления разнообразного характера отмечались в процессе глубокого и сверхглубокого бурения во многих бассейнах ВЕП, что дает основание констатировать региональный характер нефтегазоносности КФ в их пределах.

Все это заставляет внести существенные коррективы в традиционные представления об источниках (очагах) генерации УВ и закономерностях процессов нефтегазонакопления.

Открытие крупных нефтяных залежей в рифейских карбонатах Юрубченско-Тохомской зоны Восточно-Сибирского НГБ, уникальных залежей нефти в гранитоидах фундамента в пределах Кыулонгского бассейна (Южный Вьетнам), залежей нефти, газа и конденсата в докембрийском кристаллическом фундаменте на северном борту ДДВ и, наконец, активные нефтегазопроявления в пределах Ухта-Ижемского вала (Тимано-Печорский НГБ) позволяют рассматривать исследования нефтегазоносности докембрия древних и кристаллического фундамента молодых платформ в качестве приоритетного современного направления геологии нефти и газа.

Чрезвычайная сложность проблемы и нерешенность целого ряда принципиальных вопросов выражаются в первую очередь в отсутствии достаточпо аргументированного обоснования условий и механизма формирования залежей УВ в КФ, источников или очагов генерации УВ, стадийности и механизма заполнения резервуаров, оценки роли в масштабов геоднпамическнх и флюидодинамических процессов, а также влияния катагенетического фактора на скорость и темпы нафтидогенерации и нефтегазонакопления.

При рассмотрении характера временной > и пространственной связи процессов нафтидогенеза-нефтегазонакопления очень важным является исследование основных причин

возникновения и эволюции зон разуплотнения и деструкции (пустотного пространства) в недрах кристаллического фундамента, являющихся следствием проявления различных галогенных факторов.

Таким образом, актуальность выполненного исследования. заключается в теоретическом обосновании. и практической реализации концепции нафтидогенеза-нефтегазонакопления в кристаллическом фундаменте и докембрийском промежуточном комплексе осадочных бассейнов одной из наиболее изученных на территории бывшего Советского Союза крупнейшей надпорядковой структуры - Восточно-Европейской платформы с привлечением соответствующих материалов по другим нефтегазонефтеносным регионам.

Цель работы заключается в разработке методологии и оптимальных критериев оцепки перспектив нефтегазоносностн докембрийского кристаллического фупдамента и промежуточного комплекса осадочного чехла на основе эволюционно-генетического и геодинамического моделирования осадочных бассейнов Восточно-Европейской платформы.

Осповные задачи:

1. Тектоническое и нефтегеологическое районирование докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы в пределах седиментационных бассейнов.

2. Выделение и обоснование источников и основных очагов генерации УВ в докембрийских образованиях и оценка условий временной и пространственной связи процессов нафтидогенеза-нефтегазонакопления в кристаллическом. фундаменте и промежуточном комплексе чехла.

3. Выявление структуры и качественной категории природных резервуаров (коллекторов и экранирующих толщ) в разрезах КФ и ПК, а также условий и механизма формирования пустотного пространства в докембрийском • осадочном комплексе и кристаллическом фундаменте.

4. Определение условий, механизма и динамики формирования УВ скоплений верхнепротерозойских и архейско-нижнепротерозойских образований в бассейнах ВЕП.

5. Оценка перспектив' нефтегазоносности рифейско-вендского осадочного комплекса и кристаллического фундамента Волго-Уральского и других бассейнов ВЕП на основе моделирования флюидодинамических систем, обуславливающих тесную синхронизацию процессов нафтидогенеза.

6. Определение приоритетных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ в докембрийском осадочном комплексе и кристаллическом фундаменте Волго-Уральского и других НГБ Восточно-Европейской платформы

Научная новизна представленной работы включает в себя следующие положения:

- разработаны новые методы и принципы оценки перспектив нефтегазоносности верхнепротерозойских осадочных отложений и архейско-нижнепротерозойских кристаллических образований осадочных бассейнов ВЕЛ;

- выявлена цикличность формирования доманикоидных отложений, включая дофанерозойскую историю исследуемого района, обеспечивающую в сочетании с широким глубинным и временным диапазоном катагенеза многофазное функционирование нафтидогеперирующих систем;

- установлена тесная пространственно-временная связь процессов нефтегазогенерации и нефтегазонакопления как результат взаимодействия различных нафтидогенерирующих комплексов и глубинного аллогенеза (сейсмоакустика, геоэнергетика, гидротермальная деятельность и т.д.). с тенденцией многофазного проявления в ходе геологической эволюции;

- на примере строения кристаллического фундамента ряда бассейнов ВЕП, в частности, Волго-Уральского НГБ, отмечено широкое развитие зон разуплотнения и дезинтеграции (пустотного пространства) за счет геодинамических напряжений и других галогенных факторов;

- впервые с позиции взаимодействия и единства геодинамических факторов и флюидодинамических процессов рассмотрена проблема нефтегазоносности кристаллического и осадочного докембрийских комплексов Волго-Уральского и других НГБ Восточно-Европейской платформы.

Практическая значимость работы состоит в научном обосновании перспектив пефтегазопосности дофанерозойских рифейско-вендских комплексов и кристаллического фундамента седиментациоыных бассейнов ВЕП.

Следует. подчеркнуть, что практические рекомендации по направлениям региональных и поисково-разведочных работ на нефть и газ в Волго-Уральском бассейне и, в частности, в пределах Южно-Татарского свода с учетом результатов исследований автора в течение 1991-2002 гг., переданы и эффективно используются в различных производственных организациях. Они представлены также в проектах геологоразведочных работ в Республике Татарстан (РТ) и сопредельных ей регионах, в обосновании, сверхглубокой скважины № 20009 Ново-Елховской, параметрических и глубоких опорных скважин на - востоке и на юго-востоке Татарстана на рифей-вендские отложения и на кристаллический фундамент.

По инициативе и при участии автора диссертации в РТ был создан геодинамический полигон на территории Ромашкинского месторождения, не имеющий аналогов в России, и начато создание на базе глубоких скважин геолабораторий с их включением в состав

геообсерваторий. Разработана и осуществляется программа восстановления стволов ранее пробуренных сверхглубоких скважин с целью изучения в динамике новейших движений и изменения флюидонасыщения. Работы, проведенные в 1999-2001 г.г., позволили обосновать новые параметрические скважины на нераспределенных. землях с целью изучения нефтегазоносности как традиционно осадочных толщ палеозоя, так и осадочного докембрия и кристаллического фундамента по Российской программе.

Материалы исследований автора, по сути, отражают завершение регионального этапа исследований осадочных бассейнов ВЕП, в особенности Волго-Уральского, с оценкой его ресурсной базы и обоснованием приоритетных направлений геологоразведочных работ, в том числе на КФ и ПК.

Защищаемые положения;

1. Направленность эволюции, характер геодипамики и флюидодинамического режима - важнейшие факторы формирования и размещения залежей нефти и газа в кристаллическом фундаменте и в докембрийском осадочном комплексе седиментационяых бассейнов ВЕП.

2. Кристаллические, образования фундамента и осадочный; комплекс верхпего протерозоя НГБ ВЕП обладают всеми необходимыми геолого-геохимическими и гео-флюидодинамичсскими предпосылками промышленной нефтегазоносности..

3. На основе геодииамического и флюидодинамического подхода к проблеме нефтегазоносности докембрийских (осадочных и кристаллических) комплексов в их составе выделяется ряд нафтидогенерирующих систем, обеспечивающих под влиянием тектоно-термальных процессов синхронно протекающую генерацию и аккумуляцию УВ.

4. Промышленные залежи УВ прогнозируются как в верхней части рифейско-вендского осадочного комплекса, обладающего благоприятными геолого-геохимическими предпосылками и оптимальным сочетанием коллекторов и экранирующих толщ, так и в образованиях кристаллического фундамента в субгоризонтальных зонах разуплотнения, прослеживающихся на глубинах 5-7 и более км (Татарский свод и др.).

Фактический материал, составляющий основу представленной работы, получен, проанализирован и обобщен автором в период 1991-2003 гл\ Он включает фактологические данные личных исследований и наблюдений, автора, а также обширный- материал, полученный в процессе работ и исследований ряда производственных организаций и научных учреждений, осуществляющих геологоразведочные работы на территории Восточно-Европейской платформы. Кроме того, в диссертационной работе отражены публикации и фондовые материалы, касающиеся рассматриваемой проблемы, различных научных институтов и центров: ВНИГРИ; ВНИГНИ, ИГиРГИ, ТАТНИПИНЕФТЬ, МГУ и т.д.

Апробация работы.. Результаты исследований автора по теме диссертации многократно докладывались на рабочих совещаниях акционерного общества «Татнефть», коллегиях Министерства экологии и природных ресурсов РТ, Международных и Российских конференциях и симпозиумах; доклад был представлен на 30-ом Международном Геологическом конгрессе в Китае (Пекин, август, 1996 г.), 3 доклада - на 31-ом Конгрессе в Бразилии (Рио-де-Жанейро, август, 2000 г).

Основой диссертационной работы явились монографии: «Докембрий ВосточноЕвропейской платформы: геология и пефтегазоносность» (2002 г.) и «Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы» (2003 г.).

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав основного текста и заключения, общим объемом 151 стр., 33 внутритекстовых рисунков и 2 таблиц. Список использованных источников включает 162 наименования отечественной и зарубежной литературы по теме выполненной работы.

В процессе работы над диссертацией многие ее положения обсуждались с ведущими учеными Татарстана (РХ Муслимов, В.Г. Изотов, И.Х. Кавеев, И.Н. Плотникова), Москвы (Е.Б. Грунис, Э.М. Халимов, А.А. Плотников), Санкт-Петербурга (М.Д. Белонин, В.Н. Макаревич), Беларуси (Р.Г. Гарецкий, Р.Е. Айзберг), Украины (А.Е. Лукин), которым автор выражает искреннюю признательность за конструктивную критику, внимание и поддержку.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Проблема нефтегазоносности докембрийских комплексов Восточно-Европейской и других платформ

1.1. Современныепредставления и теоретические основы нефтегазоносности

фундамента ипромеокуточного комплекса осадочного чехла древнихплатформ.

Несмотря на очевидные успехи нефтегазовой отрасли, современная эпоха характеризуется отсутствием общепризнанной теории нафтидогенеза, а существующие биогенная и мантийно-абиогенная концепции генезиса нефти и газа длительное время являются «яблоком раздора». Этот факт существенным образом тормозит и затрудняет разработку и развитие новых нетрадиционных направлений в геологии нефти и газа.

Рассматривая многогранность и сложность проблемы нефтегазоносности докембрийских осадочного и, особенно, кристаллического комплексов, неизбежно возникает необходимость решения ее фундаментального вопроса - генезиса нефти и газа.

Без аргументированной концепции происхождения УВ, приуроченных к докембрийским комплексам, т.е. без обоснованных представлений об источниках УВ, условиях и механизме их миграции, а также закономерностях заполнения резервуаров невозможны эффективные и целенаправленные поиски продуктивных объектов в кристаллическом фундаменте и промежуточном комплексе чехла.

С точки зрения господствующей в настоящее время осадочно-миграциопной теории, нефтегазообразование и нефтегазонакопление являются результатом катагенетического преобразования органического вещества (ОВ), заключенного в терригенных топкообломочных и карбонатных толщах, испытывающих постоянное термобарическое воздействие. Учение о главной фазе (зоне) нефтегазообразования (ГФН) основано на обобщении гигантского объема фактологических данных, где четко отражена вертикальная геохимическая зональность, согласующаяся с градациями катагенеза. В основе этой концепции лежат тесные корреляционные связи между органо-геохимическими параметрами, уровнями катагенеза, фациально-генетическими типами исходного ОВ, петрофизическими показателями вмещающих пород и нефтегазоносностью. Наиболее разработанным и важным аргументом ОМТ является концепция биометок, отражающая очевидную связь нефти с «материнским» ОВ. Речь идет о содержащихся практически во всех нефтях специфических соединениях, имеющих сугубо биогенную природу (порфирины, гопаны, стераны, тритерпаны и т.д.). Такие палеобиохимические «метки» в ряде конкретных случаев позволяют установить очаги генерации УВ при формировании нефтяных и даже газоконденсатных залежей. Кроме того, присутствие дисперсных и сорбированных УВ в плотных породах «высоких» градаций катагенеза, также как и гигантские ресурсы «центрально-бассейновых» УВ газов, свидетельствуют в пользу реальности и функциональной жизненности термокаталитической концепции нафтидогенеза. Такая же палеобиохимическая коррелятивная связь свойственна пефтям, насыщающим разуплотненные породы разновозрастного КФ, а также из верхнепротерозойских осадочных образований, что подтверждает представление о «расцвете биоты» на фаперозойском рифей-вендском мегаэтапе истории земли и согласуется с предполагаемым рифейско-вендским максимумом на шкале глобальной цикличности нефтегазообразования.

Известно, что в нефтях верхнедокембрийских осадочных комплексов установлены биомаркеры и микропалинологические остатки, характеризующие ОВ рифейско-вендских доманикоидных формаций, связанные с обильной бактериально-водорослевой биотой. В

составе нефтей разновозрастного КФ также установлено присутствие биомаркеров-хемофоссшшЙ, палинологических и микропалеонтологических остатков, стратифицируемых с докембрием-кайнозоем (Петров и др., 1981).

Характеризуя в целом роль ОМТ в отечественной и зарубежной практике поисково-разведочных работ на нефть и газ следует иодчеркнуть ее достаточно высокую эффективность. На оспове этой концепции в осадочном чехле открыты тысячи месторождений нефти и газа, включая гигантские и уникальные по запасам УВ сырья.

Однако, несмотря на сугубо эмпирический характер и прочную геолого-геохимическую основу, эта теория не является универсальной и не может служить «абсолютной истиной» по ряду причин. При всей теоретической многогранности охвата геолого-геохимических аспектов, в ней недостаточно четко разработана концепция первичной миграции УВ. Кроме того, ОМТ «страдает» существенным временным разрывом между скоростью и темпами термо-катагенетических новообразований УВ и их аккумуляцией в виде залежей нефти и газа. И, наконец, возникновение мощных эпергетических аномалий, каковыми являются залежи нефти и газа, прежде всего, в кристаллических образованиях, трудно аргументировать с позиции термо-катагенетической концепции ОМТ (Лукин, 1989).

Флюидодинамическая концепция нафтидогенеза, развиваемая последние два десятилетия Б-А Соколовым (1980, 1985), несмотря на привлекательность некоторых ее аспектов (сочетание термодинамических факторов и флюидодипамики, механизма последовательной вертикальной перекачки УВ флюидов и т.д.) фактически не выходит за рамки основных постулатов ОМТ, сохраняя отмеченные выше ее «узкие» звенья.

Мантийно-абиогснная гипотеза, включая ее различные «эндогенные» варианты, легко преодолевающая, на первый взгляд, «энергетические» трудности ОМТ, сталкивается с практически непреодолимыми нафтидогеохимическими и термодинамическими противоречиями, не поддающимися аргументированному истолкованию. Это касается, прежде всего, УВ мантийных плутонов (пшербазитов, дунитов, нефелиновых спенитов и др.), т.е. нафтидоподобных компонентов сугубо абиогенного синтеза, отличающихся от УВ залежей как осадочного чехла, так и нижезалегающих образований (КФ и ПК) по геохимический специфике (отсутствие биомаркеров-хемофоссилий, более тяжелая изотопия углерода и водорода), а также отсутствием в них нафтенов и изопреноидов. Указанные выше критерии позволяют четко дифференцировать УВ биогенной и абиогенной природы. Последние, не имея практического значения, представляют лишь познавательный интерес. В этом отношении весьма показательны исследования И.А. Петерсилье (1964), установившего

коренные различия УВ щелочных плутонов и метасоматического комплекса Кольского полуострова, указавшего тем самым на различие источников УВ в фундаменте.

Резюмируя сказанное выше, можно констатировать, что современное состояние проблемы нафтидогенеза характеризуется «глубоким гносеологическим противоречием».

Разработанная А.Е. Лукиным (1991, 1999) геосинергетическая концепция, в значительной степени снимает указанные выше противоречия.

Основные постулаты этой концепции сводятся к следующим:

1. Процессы нафтидогенеза-нефтегазонакопления синхронные во времени и пространстве, подобно рудогенезу, обладают многофазным проявлением и обусловлены импульсами тектоно-термальной активизации. Установлено б таких фаз нафтидогенеза-нефтегазонакопления, каждая из которых представляет относительно кратковременный интервал, отвечающий переломному этапу тектоно-геодинамического развития НГБ.

2. Тесная пространственно временная. связь истинных фаз нафтидогенеза со скоротечным импульсным характером нефтегазонакопления, обусловленная тектопо-термальной активизацией НГБ.

3. Реализация взаимосвязанных процессов нафтидогенеза и нефтегазояакопления обусловлена вторжением глубинных высоконапорных (давление > 200 МПа) термальных (температуры ЗОО-5ОО°С) флюидов, обладающих высоким щелочным резервом.

4. Исключительно высокая гидрогенизационно-нафтидогенерирующая роль как глубинного (мантийного), так и мобилизованного (новообразованного в литосфере за счет связанной воды и ОВ) водорода.

5. Нафтидомультиплицирующая роль восходящих водородсодержащих высокотермальных флюидов, которые, взаимодействуя с доманикоидами, гомогенными (угленосными) скоплениями ОВ, кристаллическими породами, содержащими капсулированные УВ, газогидратными и твердоуглеродистыми (графит, шунгит, антроксолит, сажистые примазки) образованиями и т.п. - образуют различные пафтидогеперирующие системы (комплексы). Все это находит свое естественное выражение в виде скопления разновозрастных нафтидов в трубах дегазации земли (в понимании П.Н. Кропоткина). Не исключена конструктивная нафтидогенерирующая роль импактогенеза. Характеризуя нафтидогенерирующие системы, т.е. того «субстрата», воздействие на который глубинного мультиплицирующего фактора приводит к новообразованию и мобилизации УВ, с темпами, обеспечивающими формирование их скоплений, следует отметить их исключительно высокое генетическое многообразие (обогащенные ОВ • пелитоморфные отложения - доманшеиты, разнообразные твердоуглеродистые скопления, легкие УВ, капсулированные в кристаллических породах и т.д.).

Обобщая изложенное выше, можно констатировать, что природный нафтидогенез представляется многовариантным процессом. Главным условием формирования макроскоплений УВ (залежей) является обязательное сочетание факторов, обеспечивающих скоротечный характер нафтидогенерации и сопоставимо высокие темпы нефтегазонакопления, закономерно проявляющиеся как в кристаллических образованиях фундамента, так и в осадочных породах ПК и чехла.

Сочетание различных пафтидогенерирующих систем с мультиплицирующими факторами разной природы (ядерно-мантийными и мобилизованными в литосфере компонентами) обеспечивают широкое разнообразие скоплений нафтидов по условиям и формам залегания, фазовому составу и геохимическим особенностям, обусловливающим генетическое единство нефтегазоносности КФ, ПК и осадочного чехла.

Рассматривая современные представления о генезисе УВ, следует отметить, что достаточно близко к изложенной синергетической концепции нафтидогенеза подходит микеттенетическая (смешанная) концепция нефтегазообразования, развиваемая В Л. Гавриловым, на основе геодинамического подхода к оценке нефтегазоносности фундамента осадочных бассейнов. Сущность этой концепции сводится к объединению в качестве единой флюидодинамической системы кристаллического фундамента и осадочного чехла, в результате чего в осадочном чехле и консолидированной коре существует не одностороннее, а двухстороннее движение флюидов. В итоге и в чехле и в фундаменте локализуются смешанный флюид и УВ разного генезиса. Основным механизмом, регулирующим поток флюидов в фундамепте, служит автоколебательный режим движения, возникающий во внутрикоровых волноводах. Автоколебательный режим, регулирующий направленность флюидного потока, мог засасывать УВ в фундамент и возвращать их в пористую среду осадочного чехла. В этом случае возможно насыщение УВ лишь внешних зон кристаллических выступов фундамента.

. Исходя из метасоматической природы «гранитного» слоя коры, можно предполагать, что «гранитный» слой может обладать самостоятельным: УВ потенциалом и характеризоваться автономной региональной нефтегазоносностью.

В заключение следует отметить, что при всей универсальности и геолого-геохимической многогранности ОМТ, синергетическая концепция нафтидогенеза-нефтегазонакопления представляет несомненный. научно-практический интерес не только оригинальным подходом к весьма спорной и дискуссионной проблеме нефтегазообразования, но и способностью к «снятию» или «смягчению» очевидных противоречий между биогенной и мантийно-абиогенной концепциями-нафтидогенеза применительно к КФ и ПК чехла..

1.2. Нефтегазоносностпь кристаллического фундамента как части «гранитного слоя»литосферы

Первые промышленные притоки нефти и газа из кристаллического фундамента были получены на уникальном месторождении Пэнхендл-Хьюготон (Северо-Американская платформа).

Историческая важность открытая промышленной нефтегазоносности КФ обусловлена тем, что вплоть до середины прошлого века осадочные и магматогенно-метаморфические формации древнее позднего кембрия - ордовика, считались бесперспективными в отпошении нефтегазоносности, что нашло свое отражение в «Ограде «Кокса». Эта точка зрения базировалась на широко распространенном представлении о «безжизненности» древнейших бассейнов седиментации, обусловившей крайне низкий биотический потенциал нефтематеринских толщ, а также на слабой, по тем временам, изученности возрастпых и структурных соотношений между осадочными, осадочно-метаморфическими и кристаллическими комплексами.

С разнообразными погребенными поднятиями фундамента в пределах различных НГБ Северо-Амершсанской платформы связаны месторождения с залежами, частично или полностью приуроченными к разуплотненным архейско-нижнепротерозойским породам. Так, в пределах Мидконтинента известно 14 таких месторождений. Они контролируются погребенными поднятиями докембрийского фундамента. При этом наряду с гранитами (и разнообразными продуктами их разрушения), трещиноватыми риолитами и др., установлено широкое распространение промышленно нефтеносных нижнепротерозойских кварцитов. По данным Р. Уолтерса (Walters, 1953) из них получены высокодебитные притоки нефти более чем в 50 скважинах. Судя по приведенным в его работе разрезам месторождений по Центратьно-Канзасскому поднятию, образование коллекторов в кварцитах связано не с выветриванием, а с тектонической трещиноватостью и тектоно-кессонным разуплотнением.

При весьма конкретных различных тектонических особенностях поднятий КФ, петрохимическом разнообразии кристаллических пород и литологии перекрывающих их осадочных отложений, вариациях их возрастных соотношений сходные закономерности нефтегазоносности фундамента и чехла наблюдаются в различных НГБ. Типичны в этом отношении рифеиды (байкалиды) Сахарской плиты, где характеризующийся контрастной тектоникой верхнепротерозойский КФ перекрывается разновозрастными (нижний палеозой-мел) терригепными и карбонатными формациями. Среди большого количества известных здесь нефтяных и газовых месторождений, связанных с разнообразными поднятиями фундамента, ряд из них характеризуется сочетанием промышленной нефтегазоносности

докембрийских (рифейских) кристаллических и разновозрастных осадочных пород. Среди них группа нефтяных месторождений, приуроченных к впадине Сирт: Сарир (начальные извлекаемые запасы нефти 1,1 млрд. т.), Амал (570 млн. т.), Нафора-Ауджила (210 млн. т.) и др. Следует отметить, что указанные месторождения резко отличаются другу от друга по соотношению запасов нефти в кристаллических и осадочных комплексах. На месторождениях Сарир и Амал основная часть запасов нефти сосредоточена в базальных песчаниках мела (Сарир) и кембро-ордовика (Амал). На месторождении Нафора-Ауджила, наряду с залежами УВ в известняках и песчаниках верхнего мела, палеоцена и эоцена, значительная часть запасов приурочена к разуплотненным гранитам и гранито-гнейсам. Широкими вариациями соотношений запасов УВ в кристаллических и осадочных породах отличаются НГБ с палеозойскими и мезозойскими КФ, для которых характерен широкий стратиграфический и гипсометрический (вплоть до приповерхностных горизонтов плиоцен-четвертичных отложений) диапазон нефтегазоносности. Несмотря на существенные тектоно-геодинамические, формационные и структурные различия, все эти НГБ с признаками молодого (постплиоценового) нафтидогенеза и нефтегазонакопления характеризуются нефтегазоносностью КФ. При этом, как и в НГБ древних платформ, с архейско-нижнепротерозойским фундаментом, УВ скопления в верхнепротерозойских кристаллических породах связаны с наиболее молодыми процессами разуплотнения и нафтидогенеза.

К регионам, где давно известна нефтегазоносность пород фундамента, наряду с Мидконтинентом, Анадарко и др., относятся Маракаибо и Калифорния.

Первые нефтегазопроявления и притоки нефти из пород фундамента были получены в " начале XX века. Однако долгое время отношение нефтяников к его промышленным перспективам - было скептическим. Тем не менее, в цепочке прибрежных нефтяных месторождений (Эдисон, Санта-Мария-Велла Уилмингтон и др.) суммарная суточная добыча нефти из трещинных коллекторов фундамента в 1948 г. достигла 2000 т. В. Иглстон и Д. Макнафтон свыше 50 лет назад подчеркнули принципиальное значение этих притоков. При этом они предположили возможность «всасывания» нефти из осадочного чехла в породы фундамента вследствие возникновения обратных градиентов давления при дилатансионном трещинообразовании и на основании этого механизма предложил новое направление поисков в районах, где КФ находится на достижимых для бурения глубинах. Однако это предложение не получило развития, и последующие открытия промышленной нефтегазоносности в разновозрастном КФ носили преимущественно случайный характер при разведке базальных горизонтов осадочного чехла различных бассейнов. Тем не менее, перечень этих открытий достаточно велик. По состоянию на 01.01.2001 г. известно 452

месторождения с промышленными скоплениями нефти, газа и конденсата в фундаменте 54 нефтегазоносных бассейнов. Среди них, по данным В А Краюшкина, выделяется «39 гигантских нефтяных и газовых аккумуляций». Следует отметить, что для подавляющего большинства таких месторождений промышленная нефтегазоносность связана с коллекторами как осадочного чехла, так и фундамента при различных соотношениях их роли. Это обусловливает определенные трудности раздельного подсчета запасов. Однако сама по себе значительность величины нефтегазового потенциала КФ не вызывает сомнений, что подтверждается открытием в конце XX века группы крупных нефтяных месторождений на Зондском шельфе и, в частности, гигантской (520 млн. т.) массивной нефтяной залежи в разуплотненном мезозойском гранитоидном массиве месторождения Белый Тигр на шельфе южного Вьетнама (Арешев, Гаврилов, Поспелов, Шяип, 1997).

Все вышесказанное позволяет рассматривать изучение закономерностей нефтегазоносности КФ и научное обоснование поисков сосредоточенных в нем скоплений УВ как самостоятельную проблему. Ее целенаправленное решение осуществлялось на Восточно-Европейской платформе.

Принципиально важные данные получены при сверхглубоком бурении в пределах Балтийского щита (Кольская сверхглубокая СГ-3).

Кольская СГ-3 была. заложена на Печенгской структуре (северо-западное продолжение Центральнокольской синклинорной зоны, в пределах которой сходятся в узел все основные продольные разломы Кольского полуострова). Разрез структуры представлен мощной (6850 м) толщей нижнепротерозойских метаосадочных и метамагматических пород нижнего протерозоя, фундамент слагают архейские породы. Наряду с разнообразными формами рассеялных в кристаллических породах газов (азотного, азотпо-водородного и углеводородного состава, примазками битумов и т.п.), здесь в ряде интервалов получены притоки хлоркальциевых рассолов с различными. растворенными газами. В частности,. высокодебитный приток рассола с растворенными гелием, водородом, азотом, метаном и другими УВ получен на глубине 6500 м из срединной части мощного (4500-8000 м) волновода - зоны с пониженными. сейсмическими скоростями, в пределах которой в интервалах 4500-4600 и 6000-6500 м вскрыты участки катаклазированных и брекчированных нижнепротерозойских пород.

Сверхглубокая скважина Гравберг-1 (Швеция) была заложена в 1982г. в центральной части гигантской (диаметр 44 км) древней (360 млн. лет) астроблемы - метеоритного кратера Сильян - на гранитном - архейском фундаменте. Эта типичная импактная структура характеризуется аномальными содержаниями метана в почве, воде озер и родников, а также многочисленными и разнообразными поверхностными нефтепроявлениями. К проектной

глубине скважины, равной 7500 м, по данным сейсморазведки, приурочена кровля мошной зоны разуплотнения. По техническим причинам скважина Гравберг-1 была остановлена на глубипе 6700 м (из них 6600 м было пройдено по гранитоидам и ортогнейсам докембрия). Все породы характеризуются дисперсной газоносностью (УВ С-5, Нг, СОз, N2, Не). Наиболее высокие концентрации УВ приурочены к долеритовым интрузиям (силлам и дайкам), газонасыщенность которых в 4-10 раз выше, чем в гранитах. При этом в составе газа из долеритов метан составляет 98% (в гранитах и др. породах 50-70%), характеризуясь тяжелым (10-24%) изотопным составом углерода. При испытании скважины в течение 2-х месяцев было получепо около 15 м3 пефти, около 10 т дисперсной смеси легкой нефти с магнетитом и около 150 т хлоркальциевого рассола с растворенными УВ. Компонентный состав нефти и ее органогеохимические показатели свидетельствуют, во-первых, об идентичности глубинных и поверхностных пефтепроявлений, а во-вторых, об их природном (а не техногенном) происхождении. Вторая скважина, пробуренная в бортовой части кратера Сильян до глубины 2700 м, дала приток нефти аналогичного состава, с глубины 2000 м. Все это свидетельствует о возможной нефтегазоносности пород, залегающих ниже и не вскрытых бурением.

1.3. Условия формированиязалежей нефти и газа впородах кристаллического фундамента

Отмеченное ранее синхронное единство процессов нафтидогенеза и нефтегазообразования в докембрийском фундаменте проявляется в полной мере, в том числе и в бассейнах с полным развитием верхнепротерозойских осадочных комплексов, даже если они по степени катагенетических преобразований (апокатагенез-метагенез) относятся к ПК. Если в осадочных комплексах временной разрыв между формированием коллектора и приуроченной к нему нефтяной или иной по фазовому состоянию УВ залежи может изменяться в широких пределах в зависимости от лито-фациального и регионального факторов, то в образованиях КФ отмечается синхронность образования пустотности и соответствующее ей УВ-флюидное или рудно-битумное заполнение.

Современные геохимические методы (состав редкоземельных элементов, изотопия углерода, водорода, серы) позволяют достаточно уверенно выделять разновозрастные генерации нафтидов, свидетельствующих о многофазности процессов нефтегазонакопления и поступлении УВ компонентов из различных нафтидогенерирующих систем (доманикоидов, твердоуглеродистых скоплений, легких «капсулированных» УВ и т.д.) различной природы и глубинности. Морфогенетическое многообразие диаклазов в кристаллических породах, их рудоносность и нефтегазоносность (доминирующий

массивный тип залежей УВ) обусловлены исключительно тектоно-кессонным разуплотнением. Особая роль последнего заключается в том, что процесс формирования пустотного пространства (резервуара) сопровождается возникновением условий, благоприятных для всасывания флюидов. В этом заключается коренное отличие тектопо-кессонного эффекта (ТКЭ) от других типов разуплотнения и дезинтеграции КФ, в частности, связанного с выветриванием. Важнейшим универсальным фактором всасывания флюидов (процесс аккумуляции УВ) при тектоно-кессонном разуплотнении является появление локальных и зональных пьезоминимумов, обусловленных падением давления и температуры. С геологической позиции тектоно-кессонный сброс давления - очень скоротечный процесс (< 1 млн. лет). При ТКЭ, обусловленном рифтогепезом, грабено-горстообразовапием и т.д. снижение давления происходит постепенно (тысячи - десятки тысяч лет). В то же время, длительность процессов тектоно-кессонного разуплотнения и существования обусловленных им термодинамических ловушек УВ, в зависимости от конкретной геологической обстановки, может растянуться на десятки-сотни тысяч лет. Таким образом, тектоно-кессонная разгрузка напряженного состояния физического тела (горного массива) включает фазу падения давления и фазу существования пьезоминимума. В массивах КФ, благодаря петрофизическим особенностям обособление двух вышеуказанных фаз, различных по характеру процессов разуплотнения и миграции флюидов, но очень важных для образования и сохранения скоплений (залежей) нефти и газа, проявляется исключительно четко.

Режим первой фазы определяет степень разрушения поликристаллических пород. Если она сопровождается быстрым сейсмогенным падением давления, то в этих условиях проявляется высокая степень дезинтеграции, вызывающая разрушение зерен и освобождение газово-жидких капсулнрованных УВ включений.

Источники и пути миграции флюидов и, в частности, УВ, которые заполняют термодинамическую ловушку (локальный пьезоминимум), образованную зоной разуплотнения породного массива КФ, определяются текущей геологической обстановкой.

Все вышеизложенное дает основание рассматривать ТКЭ в качестве универсального фактора формирования нефтяных и газовых залежей в КФ, который обеспечивает возникновение резервуара и его заполнение флюидом (Лукин, 1999).

При этом необходимо подчеркнуть, что в отличие от традиционных макроскоплений УВ осадочного чехла (поровые коллекторы па локальных структурах, залегающие в интервале глубин главной фазы нефтеобразования), формирование вторичных коллекторов (пустотное пространство зон разуплотнения) в породах КФ тесно сопряжено с процессами аккумуляции УВ (пефтегазонакоплением).

Судя по вторичным изменениям минерального новообразования (вторичные отложения кислого метасоматоза - каолинизация, лейкоксенизация и т.п.), законсервированным на разных стадиях нефтяными УВ, поступление последних в залежь УВ фундамента месторождения Белый Тигр и других, происходило путем струйной миграции (нефть), а также в результате выделения УВ из нафтидообразующего флюида внутри резервуара (газ, конденсат). Отмечаемое геохимическое сродство скоплений УВ в КФ и осадочном чехле свидетельствует о едином источнике УВ, т.е. об общности их нафтидогенерирующих систем.

Таким образом, возникающее в фазу разуплотнения и быстрого падения давления первоначальное скопление УВ, источником которого могли быть совершенно различные нафтидогенерирующие системы (глубинные УВ, собственно фундамент, нижележащие аккреционные линзы, прилегающие по системам нарушений или перекрывающие выступ фундамента доманикоиды осадочных комплексов) могут активно пополняться в период последующего более длительного существования термодинамической ловушки в разуплотненной зоне кристаллического массива. Такой сценарий процесса нефтегазонакопления полностью согласуется с изложенным выше двухфазным механизмом тектоно-кессонного разуплотнения и находит подтверждение в признаках физико-химической и оргапогеохимической гетерогенности, установленных для некоторых УВ скоплений; в КФ, в частности для Хухринского и Юлиевского месторождений в ДО Днепровско-Донецкой впадины (Лукин, 2001).

В заключение следует подчеркнуть, что только на основе решающей роли тектоно-кессонного эффекта во взаимодействии с галогенными и метасоматическими процессами реализуется механизм заполнения морфологически разнообразных ловушек УВ в КФ нефтью и газом различных нафтидогенерирующих систем.

1.4. Нефтегазоносность докембрийского осадочного (промежуточного) комплекса чехла древнихплатформ

Проблема нефтегазоносности докембрийских (верхнепротерозойских) осадочных формаций имеет ключевое значение для выяснения закономерностей нефтегазонакопления в древних осадочных бассейнах. и решения наиболее дискуссионных вопросов теории пафтидогенеза, исторической геологии и эволюционной палеонтологии.

Глубокая взаимосвязь этих проблем определяется, с одной стороны, промышленной нефтегазоносностью байкальского КФ и его структурно-возрастных аналогов, а с другой -

большой ролью продуктов дезинтеграции ДФ (грубообломочно-песчаные аркозы и другое тафрогснные молассоиды) в составе рифейских комплексов.

Результаты глубокого бурения. в различных внутриплатформенных осадочных бассейнах существенно расширили стратиграфический и глубинный диапазоны нефтегазоносности осадочного чехла. К концу XX в. в нижнепалеозойских отложениях открыты сотни, а в вендских - десятки нефтяных и газовых (газоконденсатных) залежей с суммарными запасами в несколько миллиардов тонн условного топлива. При этом установлено фундаментальное различие докембрийских платформ по характеру нефтегазонакопления в наиболее древних комплексах их осадочного чехла. Так, Африканская и Северо-Американская платформы, характеризующиеся сравнительно слабым развитием позднепротерозойского авлакогенеза, отличаются колоссальными запасами нефти и газа в нижнепалеозойских комплексах, что находит свое отражение в существовании соответствующих максимумов нефтегазоносности. Открытие огромных зон нефтегазонакопления в верхнепротерозойских осадочных отложениях Сибирской платформы, а также ряда месторождений в рифее и венде на Австралийской, Индийской и Аравийской платформах, доказательство генетической связи некоторых колоссальных скоплений нафтидов (уникального Оленекского месторождения асфальтов) с широко распространенными в верхнедокембрийских формациях доманикитами (черными сланцами) позволили B.C. Вышемирскому и А.Э. Конторовичу (1997) выделить соответствующие максимумы в рифее - венде. Это дает основания предполагать промышленную нефтегазоносность таких прогибов Восточно-Европейской; платформы, как Мезенский, Московский, Камско-Бельский, Вятский, Серноводско-Абдулинский и др., что подтверждается большим количеством нафтидопроявлений и притоками нефти на некоторых площадях в центральной и восточной частях ВЕП. Поэтому наблюдающееся в последние годы возобновление интереса к перспективам нефтегазоносности верхнепротерозойских осадочных комплексов ВЕП вполне оправдано, учитывая современные экономические и топливно-энергетические проблемы России (Федоров, 1994).

Однако не следует недооценивать сложности поисков нефтяных и газовых месторождений в этих комплексах. Достаточно вспомнить длительную и драматическую историю освоения промышленной нефтегазоносности верхнего докембрия Сибирской платформы. Начатые в 20-е годы прошлого века многолетние пионерские исследования В.М. Сегоокова при господствующих представлениях о бесперспективности не только верхнепротерозойских, но и кембрийских отложений привели, в конечном счете, к открытию скоплений УВ в отложениях верхнего протерозоя, в том числе крупных Юрубченского, Куюмбинского и других месторождений.

При оцепке перспектив нефтегазоносное™ верхпедокембрийских отложений геодинамические и флюидодинамические критерии имеют особое значение. В отличие от зон сочленения древних платформ со складчато-орогенными геоструктурами, рифейские грабены их центральных частей характеризуются наличием зон растяжения и проявления режима аномально-пониженного пластового давления, включая и современный гидрогеологический режим. Это, в частности, характерно для ряда вышеупомянутых площадей в пределах позднепротерозойских авлакогенов ВЕП, где были получены притоки нефти (скважины Даниловская, Сырьянская, Сивинская и др.). Учитывая ведущую роль геодинамически обусловленного разуплотнения в формировании резервуаров в ДФ и тесную связь рифейских обломочных отложений с этими процессами, можно предположить, что эти явления характерны для общих флюидодинамических систем, включающих ДФ и базальные отложения осадочного чехла. Таким образом, благодаря общим структурно-тектоническим, геодинамическнм и гидрогеологическим факторам процессы нефтегазопакопления в верхнедокембрийских осадочных комплексах и в ДФ тесно взаимосвязаны.

В заключение необходимо отметить, что в практике поисково-разведочных работ не следует недооценивать сложностей поисков крупных месторождений пефти и газа в верхнепротерозойских комплексах. Как отмечалось выше, это самостоятельная проблема, требующая фундаментального нефтегазогеологического обоснования.

1.5. Доплатформенный этап тектоно-геодинамического развития древн их платформ

Позднепротерозойский мегаэтап формирования авлакогенов начался со стадии рифтинга - раскола коры, который сопровождался быстро нараставшим спредингом и интенсивным толеит-базальтовым вулканизмом. В результате этой первой фазы протерозойского рифтогепеза сформировались узкие протяженные зоны развития мощных базальтовых толщ, что, с одной стороны, способствовало сохранению палеорифтов при последующем сжатии, а с другой — обусловило последующее обрушение по узким ровообразпым зонам. Вследствие рифтогенеза возникла система разнообразных грабенов и горстов, морфология которых определялась строением гетерогенного ДФ. Эта стадия рифтогенеза выделяется во всех авлакогенах, где вскрыты рифейские комплексы. Они представлены красно- и пестроцветнымн молассовидными отложениями, накопление которых связано с размывом смежных горстов. При проявлении только лишь одного рифтогенеза, грабены полностью заполняются молассоидными образованиями. Накопление в приосевых зонах некоторых авлакогенов темноцветных существенно глинистых отложений с

повышенной ролью туфогснного материала указывает на возобновление раздвиговых процессов. Пространственно-временные взаимоотношения молассоидов и доманикоидов свидетельствуют о постепенпом нарастании спрединга к концу стадии рифтогенеза при ослаблении обломочного сноса. Примечательно, что стратиграфически скользящая граница между молассоидами и доманикитами в приосевой - зоне авлакогенов резкая, примесь песчано-грубообломочного материала в последних отсутствует.

Стадия рифтогенеза, которая в некоторых авлакогенах сопровождается возобновлением спрединга, сменяется стадией инверсионного валообразования, в той или иной мере проявляющейся во всех заложенных в рифее авлакогенных прогибах (Лукин, 1989). Последняя характеризуется надвиго- и складкообразованием, проявлением кислого и щелочного магматизма, а местами и процессами гранитизации. Аркозовые и полевошпат-кварцевые молассоиды сменяются граувакками с повышенным количеством обломков эффузивов, силицитов, филлитов и т.п. Все это свидетельствует о смене преобладающего на предыдущих стадиях режима растяжения режимом сжатия различной интенсивности.

В качестве заключительной стадии позднепротерозойского мегаэтапа выделяется пострифтогенно-синеклизная стадия. Обширные синеклизные прогибания, судя по широкому развитию темноцветных туфоглинистых отложений и другим лито-геодинамическим признакам, сопровождались активизацией погребенных рифтов -явлениями криптоспрединга. Связанные с этой стадией позднерифейские и вендские темноцветные алевро-глипистые отложения характеризуются повышенными концентрациями сапропелевого рассеянного органического вещества (РОВ) и высокими значениями параметров восстановленности, что указывает иа интенсивные диагеиетические процессы восстановительного минералообразования. (O.K. Баженова, Б.А. Соколов, И.Е. Постникова и. др.). Содержание в ОВ хлороформенного битумоида, например, в вендских темноцветных аргиллитах и мергелях Вятского и Камско-Бельского авлакогенов, по данным.Т.В. Белоконь, достигает 0,3-0,4%, в то время как в рифейских осадочных породах обычно не превышает 0,04%.

Степень региональных вторичных изменений верхнедокембрийских осадочных отложений в изученных разрезах различных регионов ВЕП варьирует от протокатагенсза до апокатагенеза и раннего метагенеза. Большинство их разрезов и, следовательно, основная часть объема пород характеризуются мезокатагенезом в диапазоне градаций МК1-МК4. Закономерное возрастание степени региональных изменений, вплоть до появления характерных признаков позднего метагенеза (начального метаморфизма) в виде хлоритизации и серицитизации глинистого вещества, кливажа течения, наблюдается в местах сочленения древних платформ с подвижными межплитными зонами. На ВЕП эти признаки .

характерны для рифея Бавлинского грабена, Верхнекамской впадины, а также грабенов-сателлитов Днепровско-Донецкого авлакогена, включая Зачепиловский и Синявский (Лукин, 1997).

Таким образом, пользующиеся широким распространением в пределах древних платформ и составляющие значительную часть объема их осадочного чехла, верхнедокембрийские осадочные отложения обладают всеми геолого-геохимическими предпосылками промышленной нефтегазоносности.

I лава 2. Геологическое строение докембрийских образовании Восточно-Европейской платформы <

2.1. Тектоническое и нефтегеологическоерайонирование

Восточно-Европейская платформа в границах, показанных на рисунке 1, представляет собой надпорядковый субглобальный блок дорифейской консолидированной земной коры (КЗК).

Кристаллический фундамент платформы представлен архейскими и нижнепротерозойскими комплексами. Структура фундамента состоит из системы изометрично-вытянутых блоков, образованных досвекофенно-карельскими комплексами. Последние разделены друг от друга свекофенно-карельскими складчатыми системами, линейность которых подчеркивается интенсивными магнитными и гравитационными: аномалиями. Эти складчатые системы ограничены протяженными суперрегиональными и региональными разломами доплатформенного заложения. Окончательная кратонизация • фундамента платформы произошла в эпоху готской и дальеландской фаз тектономагматической активизации.

Современные тектонические элементы ВЕП отчетливо выделяются по поверхности КФ — подошве чехла. Фундамент платформы выступает на дневную поверхность на обширном пространстве в ее северо-западной части, образуя Балтийский щит. Значительно меньший по площади выход пород КФ образует Украинский щит. Остальную часть ВЕП занимает Русская плита (РП) - обширная область длительного прогибания, фундамент которой практически повсеместно перекрыт осадочными образованиями чехла в большинстве случаев значительной мощности/ В крайней северо-восточной части 1 ВЕП расположена Печорская плита, существенно уступающая Русской по размерам.

В пределах Русской плиты выделяются 3 крупнейших положительных тектонических элемента: Белорусская, Воронежская и Волго-Уральская антеклизы, две первые из которых

Рис. I. Схема нефтегазоносных бассейнов Восточно-Европейской платформы

1 - выходы фундамента на поверхность Земли (щиты: А - Балтийский, Б - Украинский); 2 - складчатые сооружения; 3 - альпийские складчатые сооружения Карпат; 4- нефтегазоносные бассейны и их условные границы (в том числе цифрами показаны: 1 - Подлясско-Брестский, 2 - Волыно-Подольский); 5 - условные контуры главных тектонических элементов платформы (антеклшы: 1-Белорусская, П-Воронежская, ПТ-Волго-Уральская; синеклизы: 1У-Балтииская, У-Московская, У1-Мезенская; впадины: УП-Прикаспийская, Х-Печорская; УШ-Вольшо-Азовская плита; ГХ -Припятско-ДонецкиЯ авлакоген: 6 - границы Восточно-Европейской платформы; 7 - разломы

характеризуются почти повсеместным распространением чехла резко сокращенной мощности. Наиболее крупная Волго-Уральская аптеклиза, расположенная в восточной части РП, характеризуется относительно мощным (1,0-2,5 км) чехлом. Сложность ее внутреннего строения подчеркивается серией выступов и сводов (крупнейшие - Токмовский, Татарский, Жигулевский, Котелышчский), впадин, прогибов и грабенов (Докембрий ВосточноЕвропейской платформы..., 2002).

Время завершения эволюции антеклиз отвечает различным этапам геологической истории: Волго-Уральской - до карбона включительно. Белорусской - до перми, Воронежской - до триаса включительно. Разделение по кровле фундамента ВЕП на отдельные щиты, антеклизы и выступы отвечает раннеплатформенным дошштным этапам развития, когда в рифсе и раннем венде заложилась система разнонаправленных, узких, весьма глубоких и протяженных ранних авлакогенов. В частности, с юго-запада на северо-восток через всю платформу протянулась Волынско-Среднерусская система прогибов, от которой в современном структурном плане сохранилась Оршанская впадина (1,8 км) и Средне-Русский авлакоген с глубиной залегания КФ - до 3,0-4,0 км.

В направлении с северо-запада на юго-восток прослеживается вторая полоса авлакогенов - Приладожского, Пачелмского, Новоузеньского, разделившая ранее единый Сарматский мегащит на Украинско-Воронежский и Волго-Камскяй палеощиты. Наиболее протяженный из этих авлакогенов - Пачелмский имеет глубину залегания фундамента более 4,0 км.

На востоке ВЕП заложились Калтасинский и Радаевский авлакогены, которые открывались в Камско-Бельский перикратонный прогиб. Сейсмометрические данные показывают на существование рифейско-вендского авлакогена в Центральной части Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ).

С позднего венда начался плитный этап развития ВЕЛ, характеризовавшийся формированием платформенных синеклиз. Одной из них является Московская синеклиза, расположенная в центре платформы над системой сходящихся друг с другом авлакогенов. Она выполнена отложениями венда, среднего - верхнего палеозоя, мезо-кайнозоя и характеризуется длительным устойчивым погружением со значительной миграцией осей прогибания. На крайнем северо-востоке Русской плиты расположены Мезенская синеклиза, заложенная, подобно Московской, в вендское время, интенсивное развитие которой отвечает карбону и перми. К западу от Московской расположена Балтийская синеклиза, отделяющаяся от первой Латвийской седловиной. Поверхность фундамента в ее пределах погружена от 0,3-0,4 км до 4-6 км (Макаревич и др., 1998). Балтийская синеклиза является окраинной составной частью Балтийско-Приднестровской системы перикратонных

опусканий, развивавшейся в юго-западной краевой части ВЕП. Время заложения рассматриваемой системы отвечает венду, однако осповной этап ее развития синхронизируется с каледонским этапом (ранний кембрий — ранний девон).

В юго-восточной части Восточно-Европейской платформы расположена специфическая отрицательная структура - Прикаспийская впадина - глубочайшая депрессия древних платформ. В ее наиболее погруженной части КФ залегает на глубине 20-23 км. Для этой части впадины характерно отсутствие гранитно-метаморфического слоя. и резкое утончение консолидированной коры (до 10 км). В рифейско-вендское время впадина представляла собой погруженную окраипную структуру типа синеклизы, в течение среднего- позднего палеозоя (начиная с позднего девона) она являлась глубоководной структурой с субокеаническим типом строения земной коры. Одновременно с заложением Прикаспийской впадины начал свое развитие Припятско-Донецкий авлакоген (ПДА), отделяющий Украинский щит от Воронежской и Белорусской антеклиз. В составе авлакогена с запада на восток выделяются Приютский прогиб, Брагинско-Лоевская седловина, Днепровско-Донецкая впадина. Глубина залегания КФ в Припятском прогибе - 4-6 км, в ДДВ -10-22 км.

Припятско-Донецкий авлакоген выполнен образованиями герцинского комплекса (средний девон - средний триас). В мезозое (начиная с позднего триаса) и раннем кайнозое на месте Приютского и Днепровского прогибов развивалась обширная отрицательная структура, частично захватившая Белорусскую и Воронежскую антеклизы, а также фрагмент Украинского щита- Припятско-Днепровская синеклиза.

К типу авлакогенов, заложившихся в рифее - венде и затем возобновивших свое развитие в среднем-позднем палеозое, относится ряд авлакогенов ВЕП: Вятский, Доно-Медведский и др. (Докембрий Восточно-Европейской платформы..., 2002).

На основе нефтегеологического районирования ВЕП в ее пределах выделен ряд нефтегазоносных бассейнов (НТВ) и возможно нефтегазоносных бассейнов (ВНГБ), приуроченных к разнотипным геоструктурам чехла. В числе выделенных бассейнов на Восточно-Европейской платформе, согласно их изученности, значимости и ресурсного потенциала, следующие: Волго-Уральский, Тимано-Печорский, Прикаспийский, Днепровско-Донецкий, Припятский, Балтийский НТВ и Среднерусский, Мезенский, Подлясско-Брестский, Волыно-Подольский ВНГБ. Объектом непосредственных исследований нефтегазоносности докембрийских (кристаллического и осадочного) комплексов являлись Волго-Уральский, Тимано-Печорский, Днепровско-Донецкий НТВ и Среднерусский, Мезенский ВНГБ (рис. 1.). В пределах приведенных выше бассейнов КФ залегает на глубинах от 1-2 км (на подпятиях) до 6-8 км (в погруженных зонах). Тимапо-

Печорский и Днепровско-Донецкий НГБ характеризуются наибольшими глубинами залегания фундамента - 10 и 15 км соответственно. Осадочный чехол представлен отложениями верхнего протерозоя и фанерозоя. В разрезе участвуют терригенно-карбонатные формации рифея и венда, практически всего палеозоя и преимущественно карбонатно-сульфатно-галогенные образования пермского возраста (Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы, 2003).

В настоящее время промышленная нефтегазоносность КФ и ПК установлена в пределах следующих бассейнов: Днепровско-Донецком - промышленная нефтегазоносность КФ, Припятском - продуктивны верхнепротерозойские образования, продуктивность верхнего протерозоя отмечается также па восточном склоне Тимана (Тимано-Печорский НГБ). Притоки нефти из верхиепротерозойских отложений получены в пределах Волго-Уральского НГБ и Среднерусского ВНГБ.

2.2. Внутреннее строение докембрийсхого кристаллического фундамента

Исследование особенностей пространственного распространения структурно-вещественных комплексов раннего докембрия Русской плиты и близких к ним по вещественному составу и стратиграфическому положению комплексов Балтийского и Украинского щитов показывает, что наиболее значимой и характерной особенностью КФ является его симметричное строение. Эта симметрия выражается в преобладании гранулитовых и гнейсо-амфиболитовых комплексов в западной и восточной частях и приуроченности к Центральной (осевой) части позднеархейских метабазит-сланцевых и более молодых железорудных комплексов. В соответствие с изложенным выше, в западной и восточной частях плиты выделяются гранулитовые "массивы древнейшей консолидации" (Прибалтийский, Западно-Украинский и Волго-Уральский), а в центральной зоне - более молодые и менее метаморфизованные образования, включающие зонально-метаморфизованные в условиях эпидот-амфиболитовой и зеленосланцевой фаций комплексы Центрально-Карельской зоны, Курской магнитной аномалии и Кривого Рога. Вся эта осевая зона рассматривалась в качестве тектонотипа ранних карелид.

Исследования последних лет Карельской, Курской и Криворожской зеленокаменных областей подтвердили существенное сходство их геологического строения, позволившее предположить, что названные области представляют собой реликты ранее существовавшего единого мегапояса, простирающегося на расстояние более 2000 км. Его формирование происходило в специфической геодинамической обстановке, что выразилось в широком проявлении базит-ультрабазитового магматизма, а также в особенностях металлогении

(образование стратиформных железорудных и колчеданных месторождений). В итоге эта структура получила название Карельско-Курско-Криворожского гранит-зеленокаменного пояса. В пределах этого пояса наблюдаются наиболее полные и мощные разрезы образований позднего архея и раннего протерозоя, тогда как в сопредельных ему Прибалтийско-Западноукраинской (на западе) и Волго-Уральской (на востоке) геосгруктурных областях синхронные им возрастные аналоги либо отсутствуют, либо имеют весьма ограниченное по площади распространение (сармановская и околовская серии). В то же время этот факт свидетельствует о сходстве эволюционного развития западной и восточной областей платформы, разделенных в начале позднего архея протяженной долгоживущей мегаструктурой (Докембрий Восточно-Европейской платформы.., 2002).

Существенное отличие Прибалтийско-Западноукраинской геоструктурной области от Волго-Уральской заключается в том, что КФ в конце раннего - начале позднего протерозоя претерпел интенсивную переработку, связанную с тектономагматической активизацией краевой части Восточно-Европейского кратона. Результатом этих процессов явилось развитие разломных зон северо-западного направления, усиление теплового потока и активности эндогенных флюидов. Следствием этого стало выплавление огромных масс базальтовых и гранитоидных магм, сформировавших обширные габбро-анортозит-гранитные плутоны. Огромные масштабы образуемого ими плутонического пояса свидетельствуют о глубоких структурных преобразованиях земной коры и верхней мантии краевой части кратона на рубеже раннего - позднего протерозоя.

Высокоинтенсивные магнитные и гравитационные линейные аномалии субширотного простирания в центральной и восточной частях Русской плиты скорее всего отражают внутреннюю структуру литосферы, сформировавшуюся в авлакогенный этап развития платформы. Следовательно, вопрос об унаследованности авлакогенами структурных зон кристаллического фундамента остается открытым.

2.3. Региональная структура промежуточного комплекса чехла

Позднепротерозойские образования широко развиты в пределах ВЕП, охватывая практически всю Волыно-Азовскую и значительную часть Русской плиты.

На Русской плите позднепротерозойские толщи охватывают следующие структуры: Подлясско-Брестскую впадину, Полесскую седловину, восточную и северную часть Белорусской антеклизы, Оршанскую впадину, северо-запад Припятского прогиба, западный и северный борта Воронежской антеклизы, восточный борт Балтийской синеклизы, Московскую и Мезенскую синеклизы, Палемский авлакоген. В западной половине Русской

плиты подошва позднего протерозоя представляет собой структуру с приподнятой центральной пастью и опущенными к западу и востоку крыльями.

Зона центральных поднятий охватывает Полесскую седловину, Белорусскую антеклизу и восточную часть Латвийской седловины. В пределах этой зоны подошва верхнего протерозоя залегает на глубинах 0,3-0,5 км (Полесская седловина), 0-0,2 км (центр Белорусской антеклизы) и погружается в восточной части Латвийской седловины до 0,8 км.

Восточнее полосы центральных поднятий, в Припятском прогибе подошва верхнего протерозоя рассечена системой высокоамплитудных (1-4 км) субширотных разломов па ряд ступеней, погружающихся в восточном направлении (глубина залегания подошвы от 0,5 до 5,0 км). В Оршанской впадине поверхность КФ погружается к центру, образуя две мульды: Витебскую (до 1,6 км) и Могилевскую (до 1,4 км), разделенные Центрально-Оршанским горстом.

В Центральной части Русской плиты расположена Московская синеклиза, представляющая собой депрессию с наиболее опущенной центральной частью и пологими юго-восточными и северо-западным бортами. Под осевой зоной Московской синеклизы расположен Среднерусский авлакоген, состоящий из двух основных ветвей: Сухонской и Валдайской и боковой - Подмосковной. Среднерусский авлакоген представляет собой систему узких грабенов (30-100 км), смещенных друг относительно друга поперечными сдвигами. Подошва верхнепротерозойских отложений залегает на глубинах 2,5-4,0 км, опускаясь в Московском и Рослятинском грабенах до глубины 5,0 км.

В центре синеклизы к юго-востоку от Среднерусского авлакогена располагается Галичский, а к северо-западу Грязовецкий и Харовский прогибы. В пределах этих прогибов подошва верхнепротерозойского комплекса залегает на глубине 3,0-3,5 км.

Юго-восточный борт Московской синеклизы воздымается до отметок - 1,6-2,0 км, а северо-западный - до 0-0,1 км, переходя в Балтийскую моноклиналь.

Северо-восток Русской плиты занимает Мезенская синеклиза, представляющая собой депрессию, с характерным региональным наклоном поверхности фундамента с юго-запада на северо-восток. Наибольшие глубины залегания КФ фиксируются вдоль границы с Тиманской грядой. Согласно последним данным МОГТ, глубина залегания фундамента в Пешском и Сафоновском прогибах достигает 10-12 км. Мезенско-Вашкинский вал отделяет Сафоновский прогиб от Пенежского и Лешуконского прогибов. Последний отличается от Пинежского большей глубиной залегания поверхности КФ, глубина залегания которого достигает 8,0 км. Оба прогиба выполнены рифейскими отложениями. Залегающие выше венд-палеозойские осадочные образования субгоризонтально перекрывают структуры рифейского комплекса. С юга к Мезенской синеклизе примыкает Вычегодский прогиб.

простираясь вдоль Тиманской гряды и ограниченный с юго-запада выступом Волго-Уральской синеклизы. Поверхность КФ в пределах прогиба залегает на глубине 5-7 км. Наконец, Пачелмский авлакоген расположен между Воронежской антеклизой и Токмовским выступом Волго-Уральской антеклюы, характеризуется северо-западным • простиранием. Прогиб заполнен рифейскими и, частично, ннжневендскими отложениями, Подошва верхнего протерозоя в авлакогене в его прибортовых зонах залегает на глубине 3,0-4,0 км. Осевая зона приподнята по сравнению с прибортовыми на 0,5-1,0 км, представляя собой серию узких горстообразных выступов. В юго-восточном направлении авлакоген раскрывается в сторону Прикаспийской впадины.

Рифейские образования развиты в пределах линейно-вытянутых структур-прогибов, авлакогенов, грабенов. На западе, в центре и северо-востоке ВЕП рифейские отложения заполняют Волыно-Среднерусскую систему прогибов, Пачелмский авлакоген, Мезенскую впадину и Ладожский грабен.

Поверхность венда в пределах ВЕП в основном, конформна ее подошве, т.е. поверхности рифея, а в зонах его отсутствия - кровле фундамента.

Это позволяет выделить па указанном срезе те же. самые структуры, что и по поверхности рифейских отложений. Начиная с вендского времени четко просматривается начало формирования плитного типа чехла.

Глава 3. Нефтегазоносность докембрийских комплексов седиментационных бассейнов Восточно-Европейской платформы

3.1. Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн

Оценка перспектив нефтегазоносности докембрийских комплексов Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (НГБ) приобретает большое научно-практическое значение в связи с реальными геолого-геохимическими предпосылками нефтегазоносности кристаллического фундамента и осадочного (промежуточного) комплекса верхнепротерозойского возраста, а также ввиду обнаружения многочисленных нафтидопроявлений, связанных с докембрийскими образованиями (табл. 1).

Выяснение процессов нафтидогенерации, условий и механизма миграции УВ и закономерностей размещения залежей нефти и газа в докембрийских комплексах требует глубокого и всестороннего исследования структурно-вещественных формаций, внутреннего строения, специфики проявления геодинамики и флюндодинамических факторов кристаллического фупдамепта и промежуточного комплекса чехла.

Таблица

П~|1 Щ]2 СШЗ ОЕМ Ш5 Яб

Распределение залежей нефти и нефтегазопроявлений в рифейско-вендских отложениях по площадям: I - промышленный приток; 2 - интенсивные нефтепроявления; 3 - незначительные нефтепроявления; 4 - газопроявления и повышенныегазопоказания; 5 - отсутствие отложений; 6 - уровень отложений, вскрытых скважиной

В кристаллическом фундаменте Волго-Уральского бассейна, как и в западной части Русской плиты, преобладающее развитие имеют глубокометаморфизованные гранулитовые комплексы с сопутствующими им ультраметаморфическими и интрузивными образованиями.

Проведенные петрофизические исследования кристаллического фундамента рассматриваемого региона позволяют выделить в его составе две доминирующие метаморфические формации: мафит-кремнекислую (отрадненская серия) и глиноземисто-высокоглиноземистую (большечеремшанская серия), характеризующиеся общими трендами химической и минералогической эволюции и образованные за счет единого протосубстрата (Докембрий Восточно-Европейской платформы..., 2002).

Метаморфические комплексы КФ преимущественно представлены указанными выше формациями, сформированными в архейское время. Подчиненное положение занимают образования железисто-силикатной, ультрабазитовой формаций и более поздние субвулканогенные базиты лайкового комплекса. .

Процесс эволюции КФ подразделяется на ряд основных этапов:

1. Формирование первичной протокоры (магматогенный этап).

2. Формирование сиалической коры и начало ее метаморфической дифференциации.

3. Этап гранитообразования.

На завершающем этапе формирования КФ геодинамическая эволюция рассматриваемого региона протекала в условиях сформированного жесткого субстрата и дифференциация вещества была сосредоточена в узких приразломных зонах и шарьяжных структурах.

Приведенные данные о составе, строении и эволюции структурно-вещественных формаций архея - раннего протерозоя позволяют констатировать, что сиалическая структура КФ Волго-Уральского региона обусловлена совокупностью унаследованных и наложенных тектономагматических и метаморфических процессов нескольких этапов.

Выделение важнейших тектонических элементов ДФ Волго-Уральского региона осуществлялось в тесной связи со слагающими его структурно-вещественными формациями. Внутренняя структура ДФ, подразделяемая на блоки с мозаичным типом магнитных полей, отвечает палеомассивам ранней консолидации, а протяженные - зонам линейных аномалий, соответствующих свекофенно-карельским складчатым системам.

Волго-Уральский регион - обширная область развития гранулитовых комплексов архея. Основой для реконструкции структуры гранулитового субстрата является выделение двух доминирующих комплексов архея: более древней изначально магматогенной отрадоенской серии и более молодой изначально терригенной большечеремшанской серии.

Толщи высокоглиноземистых пород большечеремшаяской серии, характеризуясь большими мощностями, четко обособляются от тектонических элементов, сложенных породами отрадненской серии или иными метаморфитами. Следовательно, основным методом выделения складчатых и чешуйчато-надвиговых структур гранулитового комплекса является выделение зон развития высокоглиноземистых гнейсов и ассоциирующихся с ними пород. Такой подход позволил выделить систему линейно-складчатых элементов большой протяженности (до сотен километров). Кроме того, намечены крупные синклинории и антиклинории, сложенные соответственно образованиями болыпечеремшанской и отрадненской серий. Подчиненное положение в структуре фундамента занимают ультраметаформические эндербитоиды (Колывановской, Привятский, Бакалинский и другие массивы), что обусловлено пизкой проницаемостью литосферы, препятствующей образованию новых магматических комплексов. Рубежу позднего архея - раннего протерозоя отвечает завершение второго тектоно-магматического цикла, ознаменовавшееся заложением двух типов тектонических элементов — концентрически зональных мегаблоков и линейных складчатых зон. На этом этапе практически сформировались основные тектонические элементы ДФ. С ранним протерозоем связаны, в основном, деструктивные процессы, выразившиеся во внедрении субвулканических интрузий габброидов-пшербазитов.

Таким образом, можно констатировать, что в пределах Волго-Уральского региона в ДФ сформировалась система мегаблоков, часто с концентрической зональностью, разделяемых линейными зонами 1-го порядка, протяженностью до нескольких тысяч километров. В пределах Волго-Уральского сегмента ДФ отмечается высокая плотность локализации геомагнитных структур центрального типа, обусловливающих концентрическую структурно-формационную зональность геосистем фундамента.

Тектопотипом такой системы является структура Средне-Волжского геоблока. Аналогичными структурами являются Токмовская, Северо-Камская, Пермская, Татарская, Вятская, Верхневятско-Камская, Башкирская и другие геосистемы.

Докембрийский фундамент Волго-Уральского региона осложнен системой крупных разрывных нарушений, заложение и эволюция которых обусловлены его тектоническим развитием. Среди широкого многообразия разрывных дислокаций выделяются два основных морфологических типа, которые связаны с развитием протяженных линейных зон. и с формированием концентрически-зональных структур центрального типа. Наиболее тесно связаны с ранними этапами формирования ДФ системы разломов северо-восточной и северозападной ориентировки. Первые характерны для линейно-складчатых структур гранулитовых комплексов, вторые приурочены к секущим зонам диафтореза и ультраметасамотоза.

Наиболее четко выражена Камская система разломов, контролирующая северную границу Средне-Волжского мегаблока. Отдельные разрывные дислокации разделяют Степяоозерскую и Приказанскую гранулитовые зоны, Бакалинский гранитоидный массив и Елабужскую зону. В южной части региона резко выражены разломы, ограничивающие Туймазинскую линейную зону и одноименный анортозитовый массив, Сугушский, Сулеевский, Бакалинский и другае блоки.

В структуре ДФ уверенно выделяются разломы субмеридиопального простирания. С ними связаны процессы метасоматоза пород, а также локализация тел пегматоидных Катаевых гранитоидов. Наиболее протяженная Кузайкинская система разломов субмеридионального простирания прослеживается в пределах Ульяновского мигматитового поля и восточной части Бакалинского массива.

Концентрические и дуговые разломы играют не менее важную роль по сравнению с ортогональпыми. Весьма четко выражена связь концентрических структур с изометричными блоками, ограниченными однопорядковыми разрывными дислокациями различного простирания. В то же время отмечается преимущественное развитие субпараллельных разломов в периферических частях концентрических структур высоких порядков (Докембрий Восточно-Европейской платформы,... 2002).

В заключение следует отметить, что динамика фундамента играла ведущую структурообразующую роль в последующем становлении и развитии тектонических элементов осадочного чехла. Разломно-блоковая структура, заложившаяся на ранних этапах консолидации фундамента, унаследовано развивается и многократно активизируется, играя конструктивную роль в последующей эволюции региона.

Обобщение и анализ результатов бурения более 40 скважин (рис. 2.), вскрывших ДФ (более чем на 50 м), особенно СГ-20009-Ново-Елховской и СГ-20000 Миннибаевской скважин, показали, что КФ не представляет собой единое монолитное тело, а обладает системой глубинных зон разуплотнения пород, содержащих флюиды с признаками нефтегазоносности. При этом толща кристаллических пород фундамента является слоистой и складчатой, так как структура фундамента характеризуется развитием горизонтальных покровных пластин, осложненных субвертикальной направленностью блоковых подвижек и системой разновозрастных разломов.

Детальный анализ разреза кристаллических пород ДФ, вскрытого скважинами СГ-20000 Миннибаевской и СГ-20009 Ново-Елховской, а также рядом других поисково-разведочных скважин, позволил выявить наличие многочисленных разуплотненных зон

(рис. 3).

ОЭ т

Рис. 2. Схематический разрез земной коры и сверхглубокое бурение

Принципиальные исходные условия заложения скважин: I - шельф; II - щиты и антеклизы платформ; III - аитеклизы, интер- и перикратонные прогибы платформ. 1 - гидросфера; 2 - океанические базальты; 3 - осадочные и осадочно-вулканогенные породы рифея, венда, фанерозоя; 4 - докембрийс-кие кристаллические породы "гранитного" слоя (возраст 1000-3000 млн.лст); 5 - породы континентального "базальтового" слоя; б - породы мантии; 7 - высокоскоростные слои внутри "гранитного слоя" и граница Конрада; 8 - граница Мохоровичича

км ^

? ■ ■ 1ЫЯР«.М]

ЬмнеикШ).'!^ могшим _8НТУМКНП0П01 МацаЯЙ,

о^ -За Я..

УрглшисшКС НОВО-ЕАД&О бАСТРЫК

Шиш Нагорная 20009 и,«' 20000^20002 9Б6 676 20013 оппо

Сдаличлн ..Помсеьо 1АЗ ■ • 20005-

-4«

„ Шлрхм ДРЛАН Ш§0

ГАУБинЫ РЛЗУПЛОТНЕНИЙ

Рис. 3. Глубинные региональные разуплотнения Урало-Поволжья

1 - скважины глубокие и сверхглубокие по архейским и протерозойским толщам; 2 - разломные блоки архейского кристалического фундамента; 3 - плтные толщи архейского фундамента; 4 - рифейские осадочные толщи; 5 - глубинные региональные тектонические золы разуплотнения с документированными данными результатов испытания, геофизических и геохимических исследований

Данные ГИС при бурении скважин: 2001-Бавлинской (вскрытая мощность КФ — 1633 м), 20015 - Сотниковской (вскрытая мощность КФ - 682 м) позволили выявить в разрезах несколько горизонтов мощностью от 5 м до 42м, которые могут быть интерпретированы как интервалы интенсивного брекчирования или разрушения (разуплотнения) целостности пород. Значительный интерес представляют покровные тела габбро-диабазов и габбро-норитов, которые в зависимости от характера тектоники и петрофизических свойств пластовых тел и вмещающих их образований, способны функционировать как в качестве коллекторов, так и экранирующих горизонтов.

Предполагается, что глубинные коллекторы в большинстве приурочены к приконтактным зонам габбро-диабазовых внедрений.

Геотермические исследования, выполненные в разрезе архея, вскрытом скважиной СГ-20009 Ново-Елховской, существенно дополнили представления о количестве зон разуплотнения в КФ и закономерностях их распределения с глубиной. На термограмме скв. СГ-2009 в КФ выявлено 48 температурных аномалий и 34 зоны резкого градиента температур при мощности исследованного разреза, равной 3561 м. В ходе классификации температурно-градиентных аномалий в разрезе КФ, вскрытой Ново-Елховской скважиной, выделено 9 типов различной формы и величины аномальных зон. Также установлены скопления аномалий, приурочепных к определенным глубинам. В частности, начиная с глубины 4240 м (исследование проводилось до глубины 5365 м), количество Т-аномалий резко возрастает. Здесь выделяются не просто «аномальные пласты», а зоны Т-аномалий, мощность которых достигает 100 и более метров.

Обобщая приведенные выше данные, можно уверенно констатировать, что в кристаллических толщах ДФ широко развиты процессы разуплотнения и дезинтеграции пород. Причем эти процессы носят универсальный характер, проявляя тенденцию резкой интенсификации с ростом глубины.

В проблеме оценки перспектив нефтегазоносности ДФ Волго-Уральского региона большое значение придается древней коре выветривания (КВ). Актуальность решения этой проблемы определяется следующими факторами:

- КВ обладает оптимальными коллекторскими свойствами;

- при активной глинизации (каолинизации) может играть роль надежного экрана;

- по продуктам дезинтеграции КВ возможно определение минералогического состава материнской породы.

Выделяются два генетических типа КВ-площадной и линейно-трещинный, приуроченный к разрывным нарушениям. Наилучшие ФЕС кор выветривания обусловлены

процессами выщелачивания, вплоть до нижней части зоны проявления гидролиза, где сохраняется жесткий каркас.

В условиях Волго-Уральского НГБ возможны следующие варианты локализации УВ скоплений в коре выветривания:

1. В глубинных трещинных корах выветривания.

2. В кровле фундамента под непроницаемой экранирующей толщей.

3. В коре выветривания совместно с перекрывающими ее песчаными горизонтами осадочного чехла.

Сильно дезинтегрированные, проницаемые кристаллические породы поверхностной коры выветривания фундамента на контакте с нефтенасыщенными пластами осадочного чехла дают важную информацию о нефтеносности ДФ. Так, например, в периферической части Южно-Татарского свода признаки нефти в породах фундамента установлены в скважине 5-Шугуровской (в интервале 1809-1834 прослеживаются примазки нефти по трещинам породы). В зоне разлома на Павловской площади Ромашкинского месторождения скважинами 36 и 869 вскрыта залежь нефти в пласте Д-4, залегающем непосредственно на породах КФ, трещины также насыщены нефтью.

Интересный результат получен в скв. 3062 (Восточно-Сулеевская площадь), которая вскрыла 26 м интенсивно измененных (хлоритизированных) пород. При испытании этого объекта получен приток фильтрата с УВ газом НО см3/л, в составе которого метан и его гомологи до бутана включительно. Признаки нефти в КВ отмечались в скважине 559-Сокольегорской с притоком 0,3 л/сут (Гатиятуллип и др., 2000). Признаки нефтегазоносности, приуроченные к поверхности фундамента, установлены в пределах Уркушского амфиболито-гранитоидного пояса (Северо-Татарский свод), где в скв. 17-Кутлу-Букаш и в скв. 2-Абди в песчаниках кыновского горизонта и в подстилающей их КВ фундамента, отмечены нефтепроявления. Приведенные выше факты и общие нефтегеологические предпосылки послужили основанием Б.М. Юсупову (1980), И.Х. Кавееву, Н.С. Гатиятуллину и др. (1998) обосновывать предпочтительность поисков нефти в КФ на Северо-Татарском своде.

Весьма актуально и своевременно поставлен вопрос о выделении в самостоятельное направление геолого-поисковых работ на нефть опоискование перспективных объектов совместно в КФ и перекрывающих его коллекторских горизонтах осадочного чехла.

Для решения проблемы нефтегазоносности КФ была разработана специальная программа глубокого бурения (рис. 4.). В рамках этой программы скважина СГ-20000-Миннибаевская, пробуренная в контуре Ромашкинского месторождения на Миннибаевском блоке до 5099 м, вскрыла разрез гранито-гнейсового слоя. Были испытаны 16 объектов.

Рис. 4. Карта - программа изучения глубинных недр Татарстана (Муслимов, Лобов, Кавеев, 1976)

Поля преимущественного развития на поверхности кристаллического фундамента: 1 - гранитоидов, 2 - силлиманитовых гнейсов черемшанской серии архея, 3 - биотитовых гнейсовикской серии архея, 4 - амфиболовых гнейсов приказанской серии архея, 5 -пояса погребенных гранито-гнейсовых куполов, б - рифейско-вендскис отложения, 7 - контуры девонских месторождений, 8 - осевая зона Камско-Кинельской системы прогибов, 9 - разломы и надвиги, 10 - скважины глубокие и сверхглубокие по кристаллическому фундаменту

Наиболее высокодебитный приток получен в интервале 4876-5005 м, откуда была получена высокоминерализованная вода дебитом 102 м3/сут с содержанием метана и его гомологов до гексана включительно. В составе водорастворенных газов содержание гелия составило 7,28% объема. Высокое содержание гелия недвусмысленно свидетельствует в пользу глубинной (эндогенной) природы полученной газовой смеси. Исходя из факта высокой дебитности и объема (2680м3) отобранного газонасыщенного флюида, установлена принципиальная возможность вскрытия бурением глубинных резервуаров. Данные, полученные при бурении Миннибаевской скважины, инициировали представления о реальности генезиса УВ не только из биогенного источника.

В процессе бурения глубокой скважины СГ-20009 Ново-Елховской, вскрывшей толщи глиноземистых и амфиболитовых гнейсов архея, установлены повышенные значения газопоказаний, которые контрастно выделяются в нижней части разреза в интервалах 46105000 м и 5280-5880 м за счет появления в УВ-спектре тяжелых гомологов метана (Cs-Ce). Одновременно на глубинах: 4385м, 4595м, 4630м зафиксировано повышенное содержание гелия. Для последующих детальных исследований и испытаний рекомендованы 11 перспективных объектов в Ново-Елховской скважине.

Таким образом, вскрытие на большую глубину и комплексное исследование нафтидопроявлений КФ Миннибаевского блока и получение новых нефтегеологических данных на смежном Ново-Елховском геоблоке - универсальный научно-производственный эксперимент, отвечающий новым подходом и принципам освоения нетрадиционных пефтегазоносньгх объектов (Докембрий Восточно-Европейской платформы..., 2002).

Характеризуя нефтегазоносность рифейско-вендских отложений, необходимо отметить более двухсот зафиксированных нефтегазопроявлений в пределах Волго-Уральского НГБ, в том числе притоки нефти промышленного значения (табл. 1.).

Принимая во внимание благоприятное сочетание пачек проницаемых (коллекторы) и непроницаемых (покрышки) пород в разрезе осадочного комплекса докембрийского возраста, необходимо отметить, что на территории Татарстана (на примере скв. 20012 и 16-Бавлинской) и в сопредельных регионах около 80% нафтидопроявлений локализуется в интервале от прикровельной части верхнерифейской толщи до базальных горизонтов венда.

К этой части верхнепротерозойского разреза приурочены коллекторские горизонты с высокими параметрами ФЕС, перекрытые пелитоморфными пачками, которые по минералогическому составу, мощности и выдержанности по латерали могут играть роль надежных флюидоупоров.

Условия и особенности седиментогенеза позднедокембрийского осадочного комплекса на востоке Русской плиты позволяют выделить два основных мегацикла

осадконакоплеыия: рифейский, отвечающий этапу рифтового развития крупных структур рассматриваемого региона, и вендско-палеозойский, знаменовавший плитную стадию эволюции Волго-Уральского НГБ.

Обобщая данные, характеризующие строение и вещественный состав толщ рифейско-вендского возраста, необходимо отметить, что преимущественно осадочные образования верхнего протерозоя играют роль промежуточного комплекса чехла, отвечая квази- и катаплатформенным этапам развития региона. Они заполняют Камско-Бельский и Сергиево-Абдулинский авлакогецы. Локальное распространение этих отложений отмечается в пределах Казанско-Кировского и Калтасинского прогибов. Рифейско-вендские толщи характеризуются полифациальным строением, резко невыдержанной полпотой разрезов в различных зонах своего распространения, отсутствием активного метаморфизма и проявлений складчатых деформаций. Суммарная мощность рифейско-вендского разреза составляет 2,5 км.

Наиболее полно рифейско-вендские отложения изучены в Татарстане. В его пределах основным структурообразующим элементом является Татарский свод, обрамленный внутриплатформенными впадинами разновозрастного заложения. Впадины представляют собой линейно протяженные структуры, контролируемые системами разломов. Следует отметить, что рифейско-вендские образования, развитые в пределах Камско-Бельского и Сергиевско-Абдулинского авлакогенов, представлены примерно идентичными стратиграфическими подразделениями осадочного докембрия при значительно сокращенной мощности каждого из них, по сравнению с аналогичными разрезами в платформенной части Башкортостана.

В пределах Татарстана выделяются две основные тектонические зоны, именуемые Актанышской и Урустамакской, каждой из которых соответствуют определенные типы разрезов осадочного докембрия. Максимальная суммарная вскрытая бурением мощность рифейско-вепдекого комплекса в Урустамакской зоне составляет 1460 м, а в Актапышской зоне - 1920 м. В терригенных разрезах обеих зон доминируют (~70%) песчаники. Рифейский разрез сложен терригенными и карбонатными породами, верхневендский-терригенными образованиями. Характерным для пород рифейского комплекса является развитие в нем образований габбро-диабазовой формации. В разрезе верхнего венда отмечается присутствие вулканогенных и вулканогенно-осадочных пород.

В заключение необходимо отмстить, что геодинамика КФ играла главную структуроформирующую роль в становлении и развитии осадочного чехла. Разломно-блоковая структура, заложившаяся на ранних этапах консолидации фундамента, унаследовано развивалась, неоднократно активизировалась и усложнялась в ходе

последующего развития. Это обосновывается соответствием проявления рифсйско-фанерозойской разломной тектопики, зон резко выраженных дислокаций осадочного чехла, а также линеаментов земной поверхности, долгоживущими древними нарушениями, разделяющими различные по составу блоки кристаллического фундамента.

Основные закономерности соотношения разломпо-блоковой структуры фундамента и осадочного чехла, установленные на региональных и локальных объектах, сводятся к следующим положениям: конфигурация и простирание структур осадочного чехла в основном отвечает разломпо-блоковому строению КФ и его внутренней структурно-вещественной неоднородности, зонам отчетливо выраженных разломов фундамента отвечают системы дислокаций переменной амплитуды, а непосредственно над разломами КФ расположены оси прогибов и флексурные перегибы осадочного чехла.

Как известно, геодинамика КФ являлась ведущим структурообразующим фактором в процессе становления и развития осадочного чехла рассматриваемой территории. Мобильная разломно-блоковая структура, заложившаяся на ранних этапах консолидации КФ, унаследовано развивалась, периодически активизируясь и усложняясь в последующей истории, что находит свое отражение в характере проявления рифейско-вендской и фанерозойской разломной тектоники и в формировании зон резко выраженных дислокаций в осадочном комплексе чехла.

Геодинамическая эволюция рассматриваемого региопа, начиная с позднего протерозоя, обусловлена периодическими вертикальными перемещениями крупных структурных элементов - сводовых поднятий. К числу таких тектонических элементов относятся: система поднятий Татарского и Пермо-Башкирского сводов, разделенных Казанско-Кажимовским и Камско-Бельским рифтовыми прогибами. В начале позднего протерозоя произошло заложение рифтово-авлакогепной системы Русской плиты, которая привела к обособлению Татарского свода как горстоподобной структуры. Ранний этап формирования этой структуры, связан с процессами растяжения земной коры, вследствие чего на границах консолидированных ядер КФ закладывались фронтальные глубинные разломы с падением плоскостей смещения в сторону погружающихся рифтовых зон, в результате в рифейское время- произошло обособление Татарского свода в виде горстообразной структуры. Последующая эволюция этой структуры связана с периодически проявляющимися процессами сжатия земной коры, которые стимулировали активизацию субвертикальных движений, обусловивших существенную тектоническую перестройку Татарсхого свода, с образованием в его пределах структур более высокого порядка.

Рассматривая характер проявления современных геодинамических процессов, следует отмстить, что наиболее подвижны па рассматриваемой территории межглыбовые зоны.

Максимальные горизонтальные градиенты современных движений земной коры (СДЗК) наблюдаются в южной части Верхне-Камской впадины, в северной части Казанско-Кажпмского прогиба, в восточной части Ссргиевско-Абдуллинской впадины, в Бузулукской впадине, в северо-западной части Рязано-Саратовского прогиба, то есть в пределах линейно-вытянутых глубинных рифтовых структур, характеризовавшихся повышенной подвижпостью почти па всех этапах тектонического развития платформы. Жесткие массы консолидированного фундамента, наоборот, отличаются минимальными модулями векторов СДКЗ (Верхний докембрий.......1995).

Ссвсро-Татарский свод под давлением раздвигающейся Ссверо-Камской подвижной зоны движется на юг - через Прикамскую зону разлома на Мелекесскую впадину и ЮжноТатарский свод, оказывая боковое давление на Вятский вал. Южнее границ территории Татарстана начинают действовать локатьные противоположно направленные движения от Сергиево-Абдуллинской впадины. Давление с юга частично передается на Мелекесскую впадину. Прикамская зона разломов взбросо-надвигового характера движений является компенсатором части горизонтальных движений Северо-Татарского свода.

Токмовский свод, в целом, находится в режиме тангенциального сжатия север-юг, в его пределах наиболее устойчивым и стабильным оказывается непереработанный Саранский архейский срединный массив. Приволжская возвышенность испытывает общее опускание, что согласуется с трансрегиональной причинностью опусканий.

Опускания в регионе происходят дифференцированно по площади. Наиболее быстро опускается Северо-Татарский свод (2-4 мм в год). Мелекесская впадина опускается со скоростью 0,5-1,6 мм в год. Интерференция двух генетических типов современных движений - горизонтальных и вертикальных - наиболее отчетливо проявляются в Южно-Татарском своде, где происходит деструкция консолидированного фундамента, дифференцированная активизация блоков и появляются первые признаки орогенеза-аркогенеза. Здесь зафиксированы опускания со скоростью 3,2 мм в год и поднятия до 0,8 мм в год. Скорости увеличиваются с приближением в Прикамской зоне разломов (Верхний докембрий... , 1995).

Все сказанное свидетельствует в пользу того, что современная геодинамика территории Татарстана и прилегающих областей обуславливается относительно слабыми тектоническими поднятиями земной поверхности (до 2 мм/год), которые проявляются на периферии Волжско-Камского бассейна и активными, прежде всего, карстовыми проседаниями (до б мм/год), происходящими преимущественно в бассейнах рек Волги и Камы. В отдельных участках детальных исследований просадка земной поверхности достигает 10 и более мм/год (г. Казань и др.) и может поглощать тектонические поднятия. На юго-востоке Татарстана происходят техногенные обратимые движения земной поверхности,

связанные с добычей нефти и закачкой воды в скважины, которые достигают в отдельных зонах пересечения с разломами 20 см/год.

3.2. Нефтегазоносные и перспективные бассеты Восточно-Европейской платформы

В пределах Восточно-Европейской платформы расположены нефтегазоносные бассейны, где геолого-геофизическими методами и бурением в достаточно полной мере изучены докембрийские кристаллические и осадочные комплексы. В некоторых бассейнах из докембрийского фундамента (ДФ) и из рифейско-вендского осадочного комплекса получены промышленные притоки нефти и газа (Приютский, Днепровско-Донецкий, Тимано-Печорский НГБ), либо представительные нефтегазопроявления. Ниже приведена краткая характеристика перечисленных выше бассейнов.

3.2.1. Припятский нефтегазоносный бассейн

Припятский нефтегазоносный бассейн (ГШГБ) обособлен в пределах территории, охватывающей Припятский грабен. Граница НГБ определена по контуру максимального распространения перспективных земель подсолевого карбонатного комплекса.

Промышленная нефтегазоносность установлена в средне- и верхнедевонских отложениях. Открытия залежей нефти в вендских отложениях Рассветовского и Речицкого месторождений явились стимулом для активизации работ по оценке перспектив нефтеносности верхнепротерозойских отложений в Припятском НГБ.

В основу пефтегеологического районирования верхнепротерозойских отложений Припятского НГБ положена карта мощностей этих образований, результаты изучения их нефтегазоноспости в пределах подсолевых месторождений, а также обобщение и анализ данных бурения и ГИС во всей территории развития верхнепротерозойских пород.

В пределах Припятского бассейна выделены пять основных категорий районирования территорий с различной степенью вероятности выявления залежей УВ, а также территория (юго-восток региона), где изучаемые отложения отсутствуют (Докембрий ВосточноЕвропейской платформы..., 2002).

Территория доказанной промышленной нефтегазононости включает в себя гребень Речицко-Шатшпсовской ступени от Речицкого месторождения до Тишковского включительно. Здесь открыты и эксплуатируются две вендские залежи нефти (Рассветовская

и Речицкая). В настоящее время продолжается их разведка Имеются предпосылки открытия залежей и в других блоках этой зоны.

Территория высокой вероятности выявления залежей УВ характеризуется наличием частично опоискованных верхнепротерозойских отложений. в пределах подсолевых месторождений. Верхнепротерозойским породам здесь свойственны признаки нефтеносности, в частности, наличие коллекторов и благоприятные геолого-структурные условия для формирования залежей нефти.

Территория вероятного выявления залежей охватывает районы с неопоискованными структурами в верхнепротерозойских породах, где прогнозируются коллекторы и их боковое экранирование различной надежности (Дроздовско-Вишапская, Октябрьско-Притокская и Юго-восточная зоны, а также Комаровичский, Первомайский и Озерщинский участки).

Территория неопределенной вероятности выявления залежей включает районы с установленным наличием структур, на которых перспективы нефтегазоносности пород верхнего протерозоя пока ыс оценены.

Территория малой вероятности выявления залежей. К этим землям принадлежат: Южная, Северо-западная, Восточная и Бобровичко-Савичская зоны, а также Золотухинский участок.

Территория отсутствия верхнепротерозойских отложений включает юго-восточную часть Припятского прогиба, где по результатам бурения изучаемые отложения не установлены.

3.2.2. Днепровско-Донецкий нефтегазоносный бассейн

Днепровско-Донецкий НГБ приурочен к Днепровско-Донецкому авлакогену (ДДА) (рис. 5.). В его пределах выделяются 3 основных тектонических элемента: Северный борт, Днепровский грабен и Южный борт (Геология и нефтегазоносность...., 2003).

В кристаллическом фундаменте выделяются два. структурных этажа- нижний (архейский), представленный гнейсами и амфиболитами, и верхний (нижнепротерозойский), сложенный железисто-кремнистыми и сланцево-карбонатными формациями. ДДА -тектоническая структура 1-го порядка. В его пределах выделены поперечные мегаблоки: Припятский, Черниговский, Лохвитский, Зеньковский, Карловский, Изюмский, Донецкий.

Северный борт ДДА обладает благоприятными геолого-структурными условиями для поисково-разведочного бурения: небольшие глубины - 2-4,5 км, большое количество перспективных объектов, установленная промышленная, нефтегазоносность осадочного чехла и докембрийского КФ.

А

(л

ЕЗ1 ЕЗ2 ЕЗз

Рис. 5. Обзорная карта района исследований

1 - контуры платформенных структур (а-региональных; б-первого порядка); 2 -краевые нарушения ДЦВ; 3 - выходы складчатого основания на поверхность или область ее неглубокого залегания (а-Украинский щит. Воронежский кристаллический массив (Воронежская антеклиза); б-складчатый Донбасс); 4-оси складок Донбасса; 5-месторождения углеводородов (1-Леляковское, 2-Яблуновское,3-Глинско-Розбышевское,4-Качановское, 5-Чернетчинское, 6-Хухринское, 7-Рыбальское, 8-Бельское, 9-Скворцовское, 10-Юльевское, П-Нарижнянскос (Огульцевское), 12 -Коробочинское, 13-Западно-Крестищенское, 14-Ефремовское, 15-Шебелинское, 16-Синявское, И-Аэовское, I8-Ракитнянское, 19-Гашиновское, 20-Евгеньевское, 21 - Южно-Евгенъевское; 6- тектонические нарушения; 7-Северный борт ДДА; 8-Северо-Донбасский район

В разрезе ДФ выделяют сверху вниз: коры выветривания (площадные, линейные и комбинированные) и кристаллические породы с зонами разуплотнения (разнообразные тектониты). С корами выветривания и с зонами разуплотнения КФ связаны самостоятельные иефтегазопоисковые объекты.

На Северном борту ДЦА выделяются два нефтегазоносных этажа:

- нижний - включает породы КФ и его коры выветривания;

- верхний - охватывает все комплексы осадочного чехла.

Нефтеносность внутренних разуплотненных зон установлена до глубины 700 м от поверхности КФ.

В пределах Северного борта ДДА дебит газа из КВ достигает 0,5 млн. м3/сут, из разуплотненной зоны КФ - более 150 тыс. м3/сут. На северном борту ДЦА выделяются две нефтегазоносные зоны.

1. В пределах Турутинско-Чабановско-Романовской нефтегазоносной зоны находится Хухринскос и Чернетчинское нефтяные месторождения. Максимальные дебиты нефти из КФ составляют 69 м'/сут и 96 м3/сут соответственно.

2. В пределах Юлиевско-Марковской мобильной зоны расположены следующие месторождения:

- Скворцовское нефтегазоконденсатное месторождение (продуктивность — КФ и верхневизейские отложения);

- Юлиевское нефтегазоконденсатное месторождение (продуктивность - КФ, КВ, верхний и нижний карбон);

- Каравановское газовое месторождение (продуктивность - верхневизейские отложения);

- Огульцовское газокондепсатное месторождение (продуктивность - визейские песчаники и КФ);

- Островерховское газовое месторождение (продуктивность КФ);

- Безлюдовское нефтегазоконденсатное месторождение (продуктивность - визейские отложения - КФ);

- Коробчинское газоконденсатное месторождение (визейские отложения - КФ);

- Червонопоповское газоконденсатное месторождение (продуктивность визейские отложения - КВ - КФ).

Таким образом, открытие промышленных залежей УВ на Юлиевской, Хухринской, Схворцовской, Коробчинской и других площадях имело принципиальное значение, так как этот факт доказал потенциальную перспективность пород КФ в качестве объектов

нефтегазсшромышленного значения в ДДА и вообще в докембрийском кристаллическом комплексе.

3.2.3. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

Тимаио-Печорский НГБ рассматривается как окраина Восточно-Европейской платформы, в пределах которой- развиты кристаллические образования архейско-нижнепротсрозойского фундамента, а отложения рифейского возраста относятся к промежуточному комплексу (Докембрий Восточно-Европейской платформы..., 2002).

Выделение рифейского ПК позволяет установить приемственность структур платформенного чехла, заложенных в рифейское время. Разрез отложений среднего-верхнего рифея по наличию перерывов седиментации подразделяется на четыре структурно-вещественных комплекса (СВК), отвечающих крупным циклам осадконакопления: четласскому, быстринскому, кислоручейскому и вымскому.

Структура СВК характеризуются ритмичным строением, масштабы ритмичности изменяются от мелких ритмов флишоидного типа до мегаритмов мощностью 1600-1800 м. В разрезе рифея выделяются формации 3-х групп: терригенной (песчаная, сланцево-песчаная и сланцевая), карбонатно-терригенной (известняково-сланцевая) и карбонатной (доломитовая, строматолито-доломитовая). Тимано-Печорский геоблок, к структуре которого приурочен рассматриваемый НГБ, системой субвертикальных глубинных разломов разбит на ряд соподчиненных блоков различного ранга. Обособленные мегаблоки оказали непосредственное влияние на формирование структуры осадочного чехла, характер и масштабы его нефтегазоноспости. В пределах Тимано-Печорского НГБ последовательно с запада на восток выделяются мобильные Тиманский, Печоро-Колвинский и Северо-Предуральский мегаблоки, разделенные стабильными -. Ижма-Печорским и Белыпеземельским. Указанные выше мобильные блоки характеризуются преобладанием в осадочном' чехле относительно высокоамшгатудных структур П-го и Ш-го порядков, подчиненных, единому простиранию. Большую роль играют тектонические нарушения, обусловливающие формирование линейных кулисообразно расположенных на различных гипсометрических уровнях блоков. В пределах стабильных мегаблоков преобладают малоамплитудные структуры разнонаправленных простираний, сравнительно пологие с характерными изометрическими очертаниями.

Различная ориентировка, размеры и конфигурация поднятых и сопряженных с ними опущенных блоков обуславливает линейно-блоковое строение ПК в пределах мобильных и глыбово-блоковос в стабильных мегаблоках.

Анализ соотношения площадного распространения антиклинальных и структурных ловушек в различных комплексах осадочного чехла хорошо изученных НГБ мира позволил эмпирически установить, что в ПК доля ловушек неантиклинального типа может достигать 80% при соответственно резком уменьшении доли ловушек структурном типа.

Следовательно, поиски ловушек неантиклинального типа в рифейском комплексе Тимано-Печорского НГБ приобретают принципиально важное значение. При опоисковании ловушек этого типа необходимо учитывать ряд лито-фациальных и структурных особенностей строения рифейского комплекса:

- Формирование зон выщелачивания в карбонатпых породах быстринской серии, характеризующихся широким развитием в пределах Тиманского авлакогена и Болыпеземельского свода на оптимальных глубинах (3000-5000 м), позволяет считать карбонатные толщи основным нефтегазопоисковим объектом рифея.

- Развитие зон трещиноватости в терригенных породах с низкими коллекторскими свойствами, не поддающихся литологическому контролю, обуславливают поисковый интерес к участкам повышенной тектонической раздробленности в зонах разломов.

- Локализация ловушек тектонически-экранированного типа в прибортовых частях Тиманского и Печоро-Колвинского авлако1«нов, обусловленная развитием системы разнопогруженных блоков рифейских образований.

- Ловушки, приуроченные к зонам стратиграфического и литологического выклинивания в прибортовых частях авлакогенов, обусловленные. резким изменением литофаций и мощностей рифейских отложений.

- Развитие кор выветривания рифейских пород, толщина которых изменяется от первых метров до 200 м (скв. 29, в южной части Четласского поднятия). Они могут рассматриваться в качестве самостоятельного поискового объекта.

Характер распределения нафтидопроявлений в рифейском комплексе показывает, что 40% из них приурочено к его прикровельпой части (до 25 м), остальные нефтепроявления прослеживаются до глубин, составляющих 300 м от его кровли. Так, например, в ряде скважин Ярегского нефтяного месторождения отмечались выбросы УВ газа из интервала 340 м, расположенного ниже поверхности рифейских образований. На том же месторождении наблюдаются многочисленные нафтидопроявления в виде примазок густой нефти, асфальта и битума, развитых по трещинам в графитовиддых сланцах и кварцитовидных песчаниках. Все эти проявления отмечаются до глубины более 300 м от поверхности рифейского комплекса. Кроме того, интенсивные газопроявления в рифейской толще отмечались при бурении скважин в 5-10 км к западу от Ярегского месторождения.

В 60-ти скважинах на месторождении Водный промысел отмечались многочисленные нафтацопроявления в виде примазок, сгустков нефти и битумов, развитых по трещинам. Вскрыты также кварцитовидные песчаники, насыщенные вязкой нефтью.

Активные газопроявления, включая промышленные притоки, из верхней выветренной зоны рифейскнх сланцев установлены на многих площадях Тиманской нефтегазоносной области. Проявления жидкой нефтью получены в скважинах 820 и 840 на Южном Тимане, где она заполняет трещины в сланцах и кварцитовидных песчаниках. Многочисленные нафтидопроявления отмечались в рифейских сланцах и песчаниках в процессе бурения в Ижма-Печорской впадине.

Таким образом, многочисленные нефтегазопроявления, связанные с рифейским комплексом Тимано-Печорского НГБ, позволяют рассматривать этот комплекс в качестве объекта, обладающего значительными перспективами нефтегазоносности.

3.2.4. Среднерусский возможно нефтегазоносный бассет

В тектоническом плане бассейн охватывает Среднерусский авлакоген и прилегающие к нему структурные элементы Московской синсклизы, к числу которых принадлежат Московский и Гжатский грабены. В таком представлении рассматриваемый бассейн занимает центральную, наиболее погруженную часть Московской синеклизы.

Образования осадочного докембрия, относятся к дальеландскому, нижне- и верхнебайкальскому структурным комплексам (Баженова, 1966; Федоров, 1994).

Основными структурами бассейна, выраженными по поверхности фундамента, являются Московская синеклиза (рис. 6.) и расположенный в ее осевой части СреднеРусский авлакоген, СОСТОЯЩИЙ ИЗ двух магистральных звеньев - Валдайской и Сухонской ветвей. Вероятно, что авлакогену принадлежит и Подмосковная ветвь. В составе Валдайской ветви выделяются: Торопецкий, Демянский и Молоковский грабены, кулисообразно подставляющие друг друга. К юго-востоку от Валдайского грабена расположен Верхневолжский свод, с севера Валдайская ветвь обрамлена Прибалтийской моноклиналью, восстающей в сторону Балтийского щита (Геология и нефтегазоносность...., 2003).

Рассматривая структуру поверхности рифейских отложений, следует отметить, что при сопоставлении поверхности КФ и рифейского комплекса, выделяются две зоны, отличающихся по степени соответствия структурных планов.

Первая зона охватывает западную часть Валдайского и полностью Подмосковное звено авлакогена и характеризуется моноклинальным падением поверхности рифейского комплекса на восток (от отметок -1,0 до 1,5 км). Вторая зона охватывает Молоковский

Рис. 6. Структурная.карта поверхности фундамента Московской синеклизы.

Масштаб: 1: 30 000 000

Условные обозначение ! • ршрыниме нарушена»; 2- изогмлсы поверхности фуиламента в км; 3- скважина и абсолютная спуе^е. зшкпиния кровли фундамента а м. Структуры: I- Среднерусским ввчаюгеи: Прогибы: Грязоесикий (II). Харояский (III). Шакпыьский (IV), Галичский (V); VI. Оршанская виалина; VII- Вспижска*седловимн; УШ-Б»лтиЯс»ая монскЛииа.1ь; своды: Верхневолжский (IX). Сысольский (X); XI- Таржхтхое лолнятие: |раСсньк Москопскнй (I). Гжатский (2). Торопсихий (3). Демянский (4). Мо.юкоаскмй (5), Даниловский (6), Дыконовский (7). Солигаличский (8). - Рослятмиский (V). КпЛрпяскиЯ (10Х Кршсляинский (Ну. 12- Иестпйсхий •ыступ. Цифрами • кружках обозначены разломы: I- Севсро-Москомский. 2- Селигерский, 3- Локнпвский. 4- Южно-Молоковсхий, 8- Рыбнииский. 6> К>жж> ЛаиияомскиЛ. 7- КннешоднскиЯ, 8- Ссвсро-Сотигаличский. 9-Южно-Росл11гинский, 10- Бобровский.

грабен и всю Сухонскую ветвь. Здесь по поверхности рифейского комплекса выделяется ряд горстов, их приподнятые части ограничены высокоамплитудными разломами. С юго-запада на северо-восток последовательно расположены — Молоковский, Даниловский, Дьяконовский, Солигаличский, Западно-РослятинскиЙ и Бобриковский выступы или односторонние горсты (рис. 6.).

Поведение структуры поверхности рифейского комплекса показывает, что на большей части своего распространения рифейские образования в венде-фанерозое подвергались существенным перестройкам, приведшим к их значительной деформации.

Структура поверхности вендских отложений показывает, что в центре Русской плиты кровля венда, в целом, конформна кровле рифея, а в зонах отсутствия последнего -кристаллического фундамента.

В составе рифейского комплекса пород установлены следующие природные резервуары:

- В пределах Валдайской ветви авлакогена - крестецко-вологодский и болочаевский резервуары.

- В Сухонской ветви авлакогена - солигаличско-рослянский.

В составе вендского осадочного комплекса выделяются:

- Лаплапдско-редкинский резервуар.

- Редкинский резервуар.

- Котлинский резервуар.

На основе анализа качественных характеристик, строения и состава наиболее благоприятным природным резервуаром для нефти и газа вендского комплекса в пределах Среднерусского авлакогена является лапландско-редкинский природный резервуар.

Рифейские резервуары обладают низкими качественными характеристиками своих флюидоупоров или же их отсутствием.

Рассматривая наличие прямых признаков нефтегазоносности, следует отметить их весьма слабое проявление в пределах Среднерусского бассейна, относящегося в настоящее время к категории возможно нефтегазоносных бассейнов.

Исключение составляет единственная залежь нефти. Она была обнаружена в 70-х годах на Даниловской площади, которая приурочена к верхней части. лапландско-редкинского резервуара в юго-западной части Рыбинско-Сухонского мегавала.

Глава 4. Перспективы нефтегазоносности докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы

Проблема нефтегазоносности кристаллических пород фундамента и промежуточного комплекса приобретает все большую значимость и актуальность в свете последних открытий и успешного освоения крупных и уникальных залежей пефти в магматогенных и метаморфических комплексах фундамента. В настоящее время открыты и эффективно разрабатываются около 450 залежей нефти и газа, сосредоточенных в кристаллических комплексах фундамента древних и молодых платформ. Появление и развитие геодинамических воззрений в геологии позволили по новому оценить условия и объяснить механизм образования так называемого «гранитного слоя» земной коры и закономерностей формирования в нем нефти и газа. Бурение сверхглубоких скважин (Гравбсрг-1, Кольская СГ-3 и др.) показало, что на глубинах 7-10 и более км в недрах «гранитного слоя» коры существуют зоны пустотного пространства (зопы разуплотнепия), заполненные флюидами.

Появление принципиально новых нетрадиционных нефтегазоносных объектов в кристаллических комплексах может придать «второе дыхание» развитию нефтегазодобывающей отрасли.

Учитывая мировой опыт освоения углеводородных ресурсов фундамента, последний можно рассматривать в качестве нового потенциально высокоресурсного объекта поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Исследование проблемы нефтегазоносности кристаллического фундамента и перекрывающего его промежуточного комплекса чехла Восточно-Европейской платформы показывает, что каждый осадочно-породный бассейн платформы отличается эволюционно-генетической спецификой, строением, своей геодинамикой и флюидодинамическими процессами. Особенно это относится к древним докембрийским (кристаллическому и осадочному) комплексам.

Исходя из этого факта, прогноз и оценка перспектив нефтегазоносности образований докембрийского фундамента и промежуточного комплекса осуществляется отдельно по каждому бассейну.

4.1. Вопго-Урапъский нефтегазоносный бассейн

Наиболее целенаправленные мероприятия по решению проблемы перспектив нефтегазоносности докембрийских комплексов в пределах Волго-Уральского региона осуществляются в Татарстане, где разработана программа изучения глубинных недр, начало

реализации которой отвечает концу 70-х годов. Основные направления этой программы следующие:

1. Целенаправленное разбуривание докембрийского основания сверхглубокими скважинами (до глубины 5-7 км).

2. Углубление в толщу кристаллического фундамента на первые сотни метров отдельных поисковых и разведочных скважин, бурящихся на продуктивные. горизонты девона.

3. Вскрытие древних локальных эрозионных выступов архейско-протерозойских

толщ.

4. Вскрытие пород фундамента на 50 м разведочными и некоторыми эксплуатационными скважинами (Гатиятуллин, Кавеев, Муслимов и др., 2000).

4.2. Припятский нефтегазоносный бассейн

На основании исследования характера нафтидо-газопроявлений, коллекторов и флюидоупоров докембрийских комплексов установлены следующие положения:

1. В пределах Южного и Центрального нефтегазоносных районов, а также в крайней восточной части Северного нефтегазоносного района возможна локализация литологически ограниченных ловушек УВ в корах выветривания кристаллического фундамента, перекрытых непроницаемыми пярнуско-наровскими породами. Указанные выше районы отнесены к категории перспективных в пределах Припятского прогиба.

2. Северный НГР, характеризующийся развитием двухчленного профиля КВ и обладающего благоприятными предпосылками нефтегазоносности (наличие коллекторов) в зоне дезинтеграции КФ, флюидоупоров, представленных глинизированными породами зоны гидролиза, а также наличие многочисленных залежей нефти в подсолевом комплексе позволяют отнести его к категории высокоперспективных земель.

3. Наибольшими перспективами нефтегазоносности в пределах Северного ИГР обладают участки гребней ступеней, где открыты залежи нефти в подсолевом терригенном комплексе (район расположения Речицкого, Осташковичского, Тишковского и Рассветовского месторождения). В последнем получен промышленный приток нефти из верхнепротерозойских отложений, что делает реальными перспективы поисков и обнаружения ловушек УВ в КВ кристаллического фундамента и промежуточном комплексе в пределах Северного НГР.

4.3. Днепроеско-Донегрсий нефтегазоносный бассейн

На современном этапе геологоразведочных работ на нефть и газ Северный борт Днепровско-Донецкого авлакогена (ДДА) характеризуется всеми* необходимыми геологическими критериями, определяющими его в качестве первоочередного района для дальнейшего наращивания разведанных запасов УВ на относительно небольших глубинах.

К наиболее информативным показателям нефтегазоносяоети Северного борта ДДА относятся:

интенсивность проявления разломно-блоковой тектоники;

величина амплитуды объекта в разрезе продуктивного комплекса;

тип и амплитуда нарушений, которые окаймляют или пересекают структуру;

соотношения флюидоупоров, проницаемой части коллектора и амплитуды

нарушения.

Прогнозирование наличия ловушек УВ в породах фундамента увязывается с гипергенным и галогенным разуплотнением. Максимальное гипергенное разуплотнение образований (КВ) отмечается на выступах КФ в виде их линейного распространения и в приразломных зонах (линейные КВ).

Зоны галогенного разуплотнения контролируются системой меридиональных, широтных и диагональных нарушений и участками их пересечений.

Тектоника рассматривается в качестве позитивного фактора.

Таким образом, открытие промышленных залежей УВ на Юлиевской, Хухринской, Скворцовской и Коробочкинской и других площадях доказало перспективность пород КФ в качестве объекта нефтегазопромышленного значения в пределах ДДА.

Открытие Гашиновского нефтяного месторождения в породах КФ в пределах Старобельско-Миллеровской моноклинали южного склона Воронежского массива, а затем Евгеньевского и Южно-Евгеньевского газовых месторождений открыло новое перспективное направление поисково-разведочных работ на нефть и газа па Северном борту ДДА-

4.4. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

Региональные предпосылки нефтегазоиосности рифейского комплекса Тимапо-Печорского 11ГБ обусловлены спецификой геологической эволюции региона, характером тектонических движений, составом и строением структурно-вещественных формаций, разнообразием типов нафтидопроявлений.

Отнесение позднепротерозойских структур к категории авлакогенов, а заполняющих их осадочных образований в качестве промежуточного комплекса чехла, позволяет рассматривать их в числе нетрадиционных, перспективных нефтегазоносных объектов. Весьма важным обстоятельством является то, что Тиманский и Печоро-Колвинский авлакогены совместно с идентичными структурами Волго-Уральского региона являются составной частью единой системы Уральского перикратонного опускания. Структурно-генетическое сродство авлакогенов Тимано-Печорского НГБ с авлакогенами Волго-Уральского НГБ, где установлены разнообразные типы нафтидопроявлепий и получены притоки нефти и газа из прикровельной части рифейского комплекса, дают основание рассматривать подобные структуры в качестве возможных новых перспективных объектов нефтегазоносности.

Относительно низкая степень метаморфизма, сохранившийся четкий литолого-петрографический облик пород, представленных терригенными и карбонатными разностями, и их расслоенность (хорошо выраженное ритмичное строение) позволяют при оценке нефтегазоносности сопоставлять их с осадочными формациями.

Наличие многочисленных разнотипных нафтидопроявлений в виде выпотов и примазок тяжелой нефти по трещинам, пропиток песчаников густой нефтью, а также газопроявления различной интенсивности (вплоть до промышленных) при бурении скважин дают основание отнести рифейский комплекс к категории потенциально перспективного нефтегазоносного объекта.

На основании анализа геолого-гсохимических предпосылок нефтегазоноспости рифейского комплекса в пределах Тимано-Печорского НГБ выделяются зоны возможного нефтегазонакопления, связанные с органогеппыми постройками павъюгекой свиты быстринской серии, прослеживающейся по всему Тиманскому сооружению до Полюдова кряжа. В качестве зональных флюидоупоров в пределах Тиманского поднятия может служить кора выветривания рифейских сланцев, мощность которой составляет несколько десятков метров и пелитоморфные тимано-саргаевские отложения верхнего девона в местах залегания их на рифейской толще (Докембрий Восточно-Европейской платформы..., 2002).

Суммируя приведенные выше данные, можно уверенно констатировать, что образования рифейского комплекса Тимано-Печорского НГБ на доступных для бурения глубинах представляют собой новый перспективный нетрадиционный объект для постановки нефтегазопоисковых работ.

4.5. Среднерусский возможно нефтегазоносный бассейн

На основе анализа и обобщения геолого-геохимических и нефтегеологических предпосылок нефтегазоносности недр наиболее перспективными районами для постановки поисково-разведочных работ на нефть и газ являются Центральный и Юго-восточный районы Среднерусского бассейна. В пределах Центрального района более перспективными представляются Молоковская и Данилово-Дьяконовская возможно нефтегазоносные погруженные зоны, а в юго-восточной части рассматриваемого бассейна - его северозападная погруженная зона.

Наиболее перспективными для формирования скоплений нефти, с точки зрения качественной характеристики природных резервуаров (благоприятные коллекторы и оптимальные свойства флюидоупоров), являются отложения - прежде всего лапландско-редкинский, а затем редкинский и котлинский горизонты.

Рифейские отложения могут представлять интерес в нефтегазоносном отношении в Молоковском и Даниловско-Дьяконовском районах.

При общей оценке региона, с точки зрения его возможной нефтегазоносности существует ряд негативных факторов (геологические, гидрогеохимические и др.), но самым главным из них является очень низкая степень нефтегеологической изученности Среднерусского возможно нефтегазоносного бассейна.

В заключение следует отметить, что затронутая проблема оценки перспектив нефтегазоносности нетрадиционных объектов, связанных с древними докембрийскими комплексами ВЕП, весьма сложная и крайне актуальная, требующая как новых теоретических подходов, так и нетрадиционных практических решений.

Заключение

Представленный в диссертационной работе обширный фактический материал по крупным (надпорядковым) тектоническим элементам Восточно-Европейской платформы с реальной промышленной нефтегазоносностью фанерозойского осадочного чехла, а в пределах некоторых регионов промежуточных (рифейско-вепдеких) осадочпых комплексов и кристаллических пород фундамента, свидетельствует о необходимости наращивания усилий на современном этапе для решения сложной, давно назревшей проблемы нефтегазоносности фундамента и верхнепротерозойских осадочных образований чехла.

Высокая эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ во второй половине прошедшего столетия привела к открытию многочисленных месторождений УВ, в

том числе крупных и уникальных по запасам, в осадочном чехле, обусловив существенное сокращение его прогнозных ресурсов.

В настоящее время вероятность открытия новых крупных залежей нефти и газа в отложениях осадочного чехла на большей части территории ВЕП маловероятна. Поэтому перед нефтегазовой геологией со всей остротой встал вопрос теоретического обоснования поисков новых нетрадиционных объектов, с целью восполнения ресурсной базы УВ сырья. Тем не менее, геология нефти и газа на современном этапе не располагает общепринятой теорией пафтидогенеза - нефтегазонакопления, что существенно ограничивает возможности эффективных и целенаправленных поисков нетрадиционных нефтегазоносных объектов, приуроченных к промежуточному комплексу чехла и кристаллическим образованиям фундамента древних и молодых платформ. Господствующая в настоящее время осадочно-миграционная теория (ОМТ) нафтидогенсза имеет ряд «узких» мест, лишающих ее возможности эффективно «функционировать» за рамками осадочного чехла. С другой стороны, абиогенно-мантийная концепция, генезиса УВ, несмотря на свою привлекательность и способность, правда умозрительную, к «снятию» физико-энергетических «затруднений» ОМТ, сама сталкивается с непреодолимыми геодинамическими и, особенно, нафтидогеохимическими противоречиями.

Синергетическая концепция нафтидогенеза-нефтегазонакопления, предложенная А.Е. Лукиным, в значительной степени «убирает» теоретические противоречия в трактовке процессов генезиса и аккумуляции УВ скоплений. Подтверждением ее некоторых основных постулатов, в частности, тесной генетической и временной связи процессов нафтидогенеза и нефтегазонакопления, является приводимые в настоящей работе данные по докембрию Восточно-Европейской платформы в целом и по наиболее изученным ее крупным тектоническим элементам (структурам).

Данные, полученные в последние годы, включающие результаты геофизических и буровых работ, в первую очередь, по Припятскому, Днепровско-Донецкому, Волго-Уральскому, Тимано-Печорскому нефтегазоносным бассейнам, показывают, что кристаллический: фундамент и промежуточный (верхнепротерозойский) комплекс чехла являются важными и перспективными нефтегазоносными объектами, поиски и освоение которых требует новых нестандартных теоретических и практических решений и подходов.

В работе дается четкое обоснование актуальности проблемы дальнейшего целенаправлешюго изучения нефтегазоносностн докембрийских комплексов ВосточноЕвропейской платформы и предлагаются пути ее реализации.

ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Монографии:

1. Геологическая оценка перспектив нефтегазоносное™ и обоснование ГРР в Западной Татарии. - Альметьевск, 1990. - 76 с. (Соавторы Муслимов PJC, Исхакова Н.С., Ненароков СЮ. и др.).

2. Верхний докембрий восточных районов Татарстана и перспективы его нефтегазоносности. - Уфа, УНЦ РАН, 1995. - 218 с. (Соавторы Козлов В.И., Муслимов Р.Х. и др.).

3. Тектоника Татарстана. - Казанский Университет, 1998. (Соавтор Войтович Е.Д.).

4. Докембрий Восточно-Европейской платформы: геология и нефтегазоносность. - Санкт-Петербург, 2002. - 392 с. (Соавторы Айзбсрг Р.Е., Белонин М.Д., Аксаментова В.Н. и др.).

5. Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов ВосточноЕвропейской платформы. - СПб.: Недра, 2003. -123 с.

6. Методическое руководство по поискам, оценке и разведке месторождений твердых нерудных полезных ископаемых РТ. - Т. 2 и 3, Казанский Университет, 2003. (Соавторы Акчурин Т.М., Боровский MJL, Ведерников Н Л . и др.).

Статьи, препринты, тезисы:

7. Анализ эффективности доразведочных работ в процессе эксплуатационного бурения / Проблемы повышения эффективности геологоразведочных работ в Татарии (Тезисы докладов научно-технической конференции ПО «Татнефть»). — Альметьевск, 1989, (Соавторы Ненароков С.Ю., Гатиятуллина Н.Г.).

8. Некоторые прогнозные особенности проводки скв. 20009 Ново-Елховской / Проблемы повышения эффективности геологоразведочных работ в Татарии (Тезисы докладов научно-технической конференции ПО «Татнефть»). - Альметьевск, 1989, С. 86-87. (Соавторы Степанов В.П., Козлов Е.Н.).

9. О надвиговой природе Кандызского блока фундамента / Шарьирование и геологические процессы (Тезисы докладов научной сессии Института геологии БНЦ УрО АН СССР). - Уфа, 1989, С. 15-16. (Соавторы Близеев А.Б., Павлова Л.П., Степанов В Л.).

10. Критерии корреляции докембрийских осадочных разрезов / Всесоюзное совещание по стратиграфии верхнего протерозоя СССР. - Уфа, 1990, С. 46-48. (Соавтор Баранов В.В.).

11. Ванадисносность нсфтей и битумов Татарии / Спектроскопия, кристаллохимия и реальная структура минералов и их аналогов (Тезисы научно-технической конференции). -Казань, 1990. (Соавторы Булка Г.Р., Мухутдинова Н.Г., Низамутдинов Н.М. и др.).

12. Коррелятивное значение седиментологической цикличности верхнего докембрия востока Русской плиты / Всесоюзное совещание по стратиграфии верхнего протерозоя СССР. - Уфа, 1990, С. 54-55. (Соавторы Диденко А.Н., Низамутдинов А.Г.. Ситдикова Л.М.)-

13. Распределение железа в размерных фракциях песчаников рифейского комплекса Татарии. - Казань (прикладная Мессбауэровская конференция), 1990, С. 145. (Соавторы Ситдикова Л.М., Низамутдинов А.Г.).

14. Тектоника Прикамского глубинного разлома и его отражение в осадочном чехле в связи с его современной тектонической активностью / Экспертиза геолого-гидрогеологических и тектонических условий площадки Татарской АЭС и прилегающие районов (Тезисы докладов научно-технической конференции ПО «Татнефть»). -Альметьевск, 1991, С. 14-18. (Соавторы Степанов В.П., Козлов Е.Н.).

15. Тектоническое строение юго-востока Татарстана и сопредельных районоЕ Башкортостана по данным бурения, аэромагнитно-сейсморазведки и космического дешифрирования в свете шарьяжно-яадвиговой тектоники / Шарьяжно-надвиговая тектоникг и поиски полезных ископаемых (Тезисы докладов научной сессии Института геологии АК Республики Башкортостан). - Уфа, 1992, С. 6-7. (Соавторы Степанов В.П., Муслимов Р.Х. Ненароков СЮ.и др.).

16. Терригенные коллекторы верхнего докембрия Волго-Уральской провинции < Нетрадиционные источники УВ-сырья и проблемы его освоения (Тезисы международногс симпозиума). - Санкт-Петербург, 1992. (Соавторы Изотов В.Г., Диденко А.Н., Ситдиковг Л.М.).

17. Девонские грабенообразные прогибы Татарстана // Геология, геофизика г разработка нефтяных месторождений. - № 10, 1993, С. 14-16. (Соавторы Ларочкина И.А-Сухова В .А., Ананьев В.В.).

18. Критерии корреляции докембрийских осадочных разрезов // Верхни* докембрий Южного Урала и востока Русской плиты. Уфа: УНЦ РАН, 1993, С. 95-99 (Соавтор Баранов В.В.).

19. Прогнозирование пористости в песчано-алевролитовых породах верхнего докембрия на основе анализа комплекса литологических предпосылок // Геология, геофизик* и разработка нефтяных месторождений. -№ 7, 1993, С. 16-18. (Соавторы Диденко А.Н. Изотов В.Г., Низамутдинов А.Г. и др.).

20. Совершенствование методики картирования малоамплитудных локальных поднятий с помощью тренд-преобразований сейсмических данных // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1993, № 8, С. 21-23. (Соавторы Куликов С.А., Тарасов Е.А.).

21. Основные направления деятельности геологоразведочного управления АО «Татнефть» / Геология и разработка нефтяных месторождений (Тезисы докладов научно-практической конференции). - Альметьевск, 1993, С. 36-37. (Соавторы Тарасов Е.А., Медведев A.M.).

22. Решенные и нерешенные вопросы изучения осадочного докембрия в Республике Татарстап / Геология и разработка нефтяных месторождений (Тезисы докладов научно-практической конференции). - Альметьевск, 1993. (Соавтор Баранов В.В.).

23. К вопросу о механизме напряженного состояния Татарского свода / Напряжения в литосфере (первый Международный семинар). - М., 1994. (Соавторы Ситдикова Л.М., Изотов В.Г., Хасанов P.P.).

24. Метод оцепки степени раскрытия трещин / Напряжения в литосфере (первый Международный семинар). - М., 1994. (Соавтор Сафин В.А.).

25. Напряженно-деформированное состояние гранито-гнейсового слоя в районе сверхглубокого бурения и современной сейсмоактивности Татарского свода ВосточноЕвропейской платформы / Напряжения в литосфере (первый Международный семинар). -М., 1994. (Соавторы Муслимов Р.Х. Кавеев И.Х., Назипов А.К. и др.).

26. Результаты геологоразведочных работ, проведенных на месторождениях битумосодержащих пород Татарстана в 1978-1991 г.г. / Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (Международная конференция). -Казань, 1994, С. 1146-1156. (Соавторы Шаргородский И.Е., Тарасов Е.А., Салаватуллин Р.Ф.).

27. Стратиграфия вендских отложений юга Удмуртии и востока Татарстана в связи с перспективами их нефтегазоносности. - Уфа, 1994. - 48 с. (препринт). (Соавторы Козлов В.И., Муслимов Р.Х., Генина Л.А. и др.).

28. Тектоника кристаллического фундамента на территории Татарстана // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -№ 1, 1994, С. 15-18. (Соавторы Ларочкина И.А., Ананьев В.В).

29. Волжско-Камский шарьяж и падвиговая структура фанерозойского чехла Татарстана - зона напряженно-деформированного состояния земной коры / Напряжения в литосфере (глобальные, региональные, локальные) (Тезисы докладов первого Международного семинара). - М.» Изд-во ИГиРГИ, 1994. (Соавтор Степанов В.П.).

30. Диагенетические резервуары УВ в отложениях верхнего докембрия востока Русской платформы / Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов (тезисы научно-практической конференции). - Альметьевск, 1994, С. 66-67.

31. Поиски и освоение залежей нефти в отложениях венда и рифея / Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов (тезисы научно-практической конференции). - Альметьевск, 1994, С. 65-66. (Соавтор Баранов В.В.).

32. Условия формирования пермских природных битумов на территории Татарстана / Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (Международная конференция). - Казапь, 1994, С. 527-531. (Соавторы Муслимов Р.Х., Войтович Е.Д.).

33. Геолого-геофизическое обоснование выделения сейсмогенных зон Татарстана / Глубинное строение, геодинамика, сейсмичность Восточно-Европейской платформы (Труды научно-координационного совещания). - Саратов, 1995. (Соавторы. Степанов В.П., Мирзоев К.М., Муслимов Р.Х. и др.).

34. О создании системы мониторинга геологической среды (из опыта проведения мониторинга подземных вод на юго-востоке РТ) / Материалы Первой Всероссийской конференции. - 10-15 ноября 1997, С. 153-166. (Соавторы Бубнов Ю.П. и др.).

35. Новые направления комплексной интерпретации данных бурения и геолого-геофизических материалов для выявления нефтеперспективных объектов в западном Татарстане. - Казань, 10-11 ноября 1998, С. 110-116. (Соавторы Степанов В.П., Тарасов Е.А., Мирзоев К.М.).

36. К оценке перспектив алмазоносности территории Республики Татарстан // Научно-технический журнал «Георесурсы». - №2,2000, С. 24-28. (Соавторы Муслимов Р.Х., Кавеев И.Х.).

37. Кристаллический фундамент - реальный объект поисков нефти и газа на территории Татарстана / Всероссийская научно-практическая конференция. - Пермь, 8-10 февраля, 2000, Том 2, С. 353-364. (Соавтор Степанов B.IL).

38. Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений, геологоразведочных работ. Перспективы и проблемы нефтегазоносности рифейско-вендской формации Востока Русской плиты / Сборник научных докладов. - Пермь, 8-10 февраля, Том 1, С. 295-303. (Соавторы Изотов В.Г. и др.).

39. Опыт применения нейрокомпьютерной системы для прогнозирования залежей нефти в Татарстане / «Нефть, газ - 2000» (Труды научно-практической конференции VII

Международной выставки). - Казань, 5-7 сентября, 2000, С. 393-396. (Соавторы Кулико] С.А. и др.).

40. Явления деформации в докембрийских образованиях и их влияние на процессь газонакопления // Научно-технический журнал «Георесурсы». - №2,2000, С. 2-4. (Соавтор! Баранов В.В., Кавеев И.Х.).

41. Теоретические и практические аспекты подготовки, девонских локальны? поднятий к глубокому бурению / Материалы региональной научно-практическо! конференции. - Ижевск, 4-5 октября 2001, С. 110-116. (Соавторы Тарасов Е.А. и др.)

42. Диагенетические резервуары - важнейший вид природных скоплени] углеводородов в верхнепротерозойских, формациях востока. Русской плиты / ААРС Региональная международная конференция. - Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 15-18 июля 2001 С. 12-14. (Соавторы Изотов В.Г., Ситдикова Л.М.).

43. Основные этапы изучения кристаллического фундамента в Татарстане / Научно-технический журнал «Георесурсы». - №4, 2003. (Соавторы Кавеев И.Х. Муслимов Р.Х.).

44. Ресурсная база Республики Татарстан // Нефтяное хозяйство. - №8, 2003 (Соавторы Хисамов Р.С., Нафиков А.З., Тарасов Е.А., Ананьев В.В.).

45. Zones of Abnormally Lov Pressure in the Tatarstan Republic / Abnormal Pressure: in Hidrocarbon Enviranents. - Denver, 1994, P. 57-58. (Соавтор Ананьев В.В.).

46. Active faults of the earts crust in the Romashkino oil field (Tatarstan, Russia) Traced usina geological, geophysical and geodesic data. - Bulgaria, June 18-22, 2001. (Соавторь Мирзоев К.М. и др.).

Гатиятуллин Накип Салахович Геология инефтегазоносностьдокембрийскихкомплексов Восточно-Европейской платформы Автореферат

Заказ №12294. Подписано в печать 14 апреля 2004г. Формат 60 х 90 1/16. Объем 16 п.л. Ризограф DUPLO DP-430, тираж 100 экз. Отпечатано с оригинал - макета ООО ЦОП 420107, г. Казань, ул. Хади Такгаша, 105

»-80 19