Геология и перспективы нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений Башкирского свода

Зубаиров, Азат Валерьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геология и перспективы нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений Башкирского свода
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геология и перспективы нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений Башкирского свода"

На правах рукописи.

ЗУБАИРОВ АЗАТ ВАЛЕРЬЕВИЧ

ГЕОЛОГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ БАШКИРСКОГО СВОДА

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

9 ФЕВ Ш

Уфа-2012

005010243

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Уфимском государственном нефтяном техническом университете (ФГБОУ ВПО УГНТУ)

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич

Официальные оппоненты

доктор геолого-минералогических наук, профессор Лозин Евгений Валентинович

кандидат геолого-минералогических наук Кучурина Ольга Евгеньевна

Ведущая организация

Институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина (г. Бугульма)

Защита диссертации состоится «28» февраля 2012г. в 1600 часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа, ул.8-ое марта, 12

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

Автореферат разослан «27» января 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного Д.А. Хисаева

совета, доктор химических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Для разрабатываемых нефтегазоносных бассейнов постоянную актуальность имеет проблема восполнения сырьевой базы углеводородов, обостряющаяся по мере выработки запасов нефти и газа. Добыча нефти и газа в Республике Башкортостан, которая относится к числу старых нефтедобывающих регионов, началась в 1932 г. В настоящее время многие месторождения находятся на поздней стадии разработки, а ежегодные объемы открытия новых запасов (залежей и месторождений) нефти не восполняют объемы добычи, вследствие чего происходит постепенное истощение топливноресурсной базы. Остро стоит вопрос изучения новых территорий и доизучения разрезов районов, где уже установлена промышленная нефтегазоносность, путем изыскания новых нефтеносных горизонтов. К потенциально перспективным комплексам, наряду с основными продуктивными комплексами терриген-ных толщ нижнего карбона и девона, относятся карбонатные отложения пермской системы, среднекаменноугольной системы и верхнедевонско-турнейского комплекса отложений, которые представляют пять из семи верхних нефтегазоносных комплексов на территории Республики Башкортостан. Карбонаты башкирского и московского ярусов промышленно нефтеносны на западном и северо-западном склонах Башкирского свода (БС). В данной диссертационной работе рассмотрены перспективы нефтеносности отложений среднего карбона на всей территории БС, поскольку степень разведанности начальных ресурсов нефти для последнего составляет 76,9%, а степень разведанности среднекаменноугольного комплекса в целом составляет менее 60%, т.е. имеется потенциал для дальнейшего изучения разреза среднего карбона. О перспективности карбонатов (реже терригенных пород) среднего карбона свидетельствуют многочисленные нефтегазопроявления и открытие в краевых западных и северных районах нефтяных и газовых месторождений.

Вышеизложенное подтверждает актуальность диссертационной работы и вызывает необходимость изучения литологического строения, условий осадко-накопления, тектонического развития и научного обоснования перспектив неф-тегазоносности среднего карбона недостаточно изученного Башкирского свода.

Цель диссертационной работы заключается в изучении геологического строения среднекаменноугольных отложений БС и научном обосновании перспектив их нефтегазоносности.

Объектом исследования являются отложения среднего отдела каменноугольной системы палеозойского осадочного чехла в пределах БС.

Предметом исследования является геологическое строение отложений среднекаменноугольной системы и перспективы их нефтегазоносности.

Основные задачи исследования

1. Анализ и изучение геологического строения, условий распространения пород-коллекторов и пород-флюидоупоров в разрезе среднего карбона Башкирского свода, составление корреляционных схем, схем сопоставлений, геологических профилей.

2. Исследование особенностей эволюции тектонического строения среднекаменноугольного комплекса отложений и изучение строения современного структурного плана.

3. Выявление роли гидрогеологических условий в формировании скоплений углеводородов (УВ) в отложениях среднего карбона. Выделение новых зон нефтегазонакопления в отложениях среднего карбона БС.

4. Выделение наиболее перспективных зон на поиски углеводородов в среднекаменноугольных отложениях в пределах БС.

Методы исследования

Поставленные в диссертации задачи решались путем сбора, анализа и обобщения материалов по тектонике, литологии, стратиграфии, коллекторским свойствам, определениям свойств пластовых флюидов и другим данным более полутора тысяч поисковых, разведочных и глубоких структурно-поисковых скважин, пробуренных на территории БС. Расчленение разреза и анализ автор проводил с использованием материалов ГИС. Полученные отметки маркирующих горизонтов и значения мощностей отдельных стратиграфических подразделений использовались при построении структурных карт, карт толщин, схем сопоставления, геологических профилей и других материалов для изучения геологического строения среднекаменноугольной осадочной толщи рассматриваемой территории. Использованы данные сейсморазведки МОВ и МОГТ-2Д и ЗД, дистанционных исследований, а также других геологопоисковых методов.

Научная новизна

1. По материалам ГИС впервые выделен «нижнемячковский» репер.

2. С помощью построенных впервые схематических структурных карт по терригенной толще нижнего карбона (ТГОК) и нижневерейскому реперу выявлены особенности тектонического развития территории БС, выразившиеся в

изменении ее восточной границы и ориентировки сводовой части. Научно обоснована нефтеконтролирующая роль дизъюнктивных нарушений северовосточного склона БС.

3. Разработаны геолого-геофизические критерии выделения новых и закономерности в распределении прогнозных зон нефтегазонакопления.

Защищаемые научные положения

1. Эволюция осадконакопления в среднекаменноугольный период времени на территории БС.

2. Тектоническое развитие территории БС и геологические особенности строения современного структурного плана по отложениям среднего карбона.

3. Научно обоснованное районирование среднекаменноугольных отложений по степени перспектив нефтегазоносности.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обосновывается детальным анализом и использованием фактического материала по бурению скважин (более 1500), сейсморазведочным работам, применением общепринятых методов корреляций и стратиграфических разбивок.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Построена детальная структурная карта по кровле «нижневерейского» репера, с помощью которой прослеживаются особенности строения современного структурного плана и пространственная приуроченность залежей УВ в среднем карбоне.

2. Выявленная роль дизъюнктивных нарушений, а также структурных и органогенных построек в формировании возможных ловушек УВ может служить основным критерием успешности ГРР на нефть и газ.

3. Районирование по степени перспективности территории БС обеспечивает возможность выбора рациональных направлений и размещения объемов ГРР.

4. Даны конкретные рекомендации по выявлению новых залежей нефти и газа в отложениях среднего карбона.

Личный вклад автора. Графические материалы, представленные в диссертационной работе и не имеющие ссылок на других авторов, составлены и оформлены автором с использованием специальных программ. Автором проводилось расчленение и анализ разреза с использованием материалов ГИС, проведен сбор, анализ и обобщение имеющегося материала по теме диссертационной работы. В работах, опубликованных в соавторстве, автору принадлежат по-

становка задач, участие в аналитических исследованиях и обобщении полученных результатов.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Научно-технической конференции, посвященной 100-летнему юбилею М.В.Мальцева в г.Октябрьском, 2010 г., на Четвертой молодежной научно-практической конференции в г.Уфе, 2011 г., на конференции молодых ученых и специалистов в ООО «БашНИПИнефть» в г.Уфе, 2011 г.

Публикации. Основное содержание работы опубликовано в 8 научных статьях, в том числе 2 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Она изложена на 152 страницах машинописного текста и сопровождается 26 рисунками, 1 графическим приложением и 3 таблицами. Список использованных источников включает 112 наименований.

Автор глубоко признателен и выражает искреннюю благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору Ю.А.Котеневу, а также доктору геол.-минерал. наук, профессору Р.Х.Масагутову за постановку темы, постоянную поддержку и внимание к работе. Искренне благодарен автор доктору геол.-минерал.наук Ф.И.Хатьянову, кандидату геол.-минер.наук В.Н.Минкаеву, В.А.Федорченко за ценные советы и критические замечания. Автор выражает благодарность Н.А.Мингазовой, канд. геол.-минер.наук

О.Д.Илеменовой, Е.А.Крыловой, канд. геол.-минер.наук В.Н.Пазухину, М.В.Васильеву, А.С.Беляловой, Г.И.Косьяненко, канд. геол.-минер.наук Д.И.Иванову, Л.И.Красильниковой за поддержку и консультации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрывается актуальность выбранной темы, определены цель и основные задачи, сформулированы научная новизна, основные защищаемые научные положения, показана значимость работы.

Глава 1. Краткий обзор предыдущих исследований среднекаменноугольных отложений Башкирского свода. Среднекаменноугольные отложения до сих пор изучены совершенно недостаточно, главным образом потому, что они до последнего времени не являлись непосредственным объектом для исследования. Изучение их проводилось при бурении на девонские и нижнекаменноугольные отложения. В платформенном Башкортостане каменноугольные отложения впервые были вскрыты в 1935-1936 гг., когда были пробурены пер-

вые глубокие скважины на Туймазинском поднятии (Южно-Татарский свод). На территории Башкирского свода каменноугольные отложения начали изучаться несколько позже, когда в 1949-1951 гг. по данным структурногеологической съемки была введена в бурение Уржумовская площадь. К настоящему времени большая плотность бурения достигнута на западном и северо-западном склонах БС и на его Кушкульской вершине. На остальных частях изучаемой территории скважины пробурены редкой сетью, особенно на восточном склоне БС. В 1951 г. А.Я. Виссарионовой была выполнена сводная работа по среднему и нижнему карбону, в которой были отражены вопросы стратиграфии, выделены типовые разрезы и дана фациальная характеристика отложений различных горизонтов. В 60-70-х гг. прошлого столетия стратиграфию, тектонику и нефтеносность среднего карбона изучали А.Д.Надежкин,

В.М.Познер, Д.В.Постников, АЛ.Виссарионова, Н.П.Егорова, А.М.Тюрихин, М.А.Юнусов, Н.Н.Лисовский, В.С.Афанасьев, Г.С.Саитов. Наиболее детальные исследования литологии и геохимии среднекаменноугольных отложений выполнены Н.П.Егоровой, А.Я.Виссарионовой, А.М.Тюрихиным. В более поздние годы изучением геологии Республики Башкортостан, в том числе и среднего карбона, занимаются Е.В.Лозин, Р.Х.Масагутов, Ф.И.Хатьянов.

В результате предыдущих исследований в отложениях среднего карбона открыт ряд нефтяных и газовых месторождений на северо-востоке БС. На западном и северо-западном склонах БС открыты крупные и ряд более мелких месторождений в терригенном девоне, терригенном нижнем карбоне и среднем карбоне. Автором диссертации за период с 2008 по 2011 гг. был проведен анализ и обобщение накопленного материала, проведены самостоятельные исследования. Результаты, рекомендации и выводы исследований представлены в последующих главах диссертационной работы.

Глава 2. Геологическая характеристика отложений среднего карбона. В главе освещена литолого-стратиграфическая характеристика среднего карбона, особенности условий осадконакопления, характеристика пород-коллекторов и нефтегазоупоров. Расчленение разреза среднего карбона автором проводилось согласно «Обобщенной схеме расчленения геологического разреза Башкирии», принятой в 1998 г. Среднекаменноугольные отложения палеозойского осадочного чехла Башкирского свода состоят из двух ярусов (снизу вверх) -башкирского и московского (рис. 1).

Рисунок 1. Сводный геолого-геофизический разрез среднего карбона Башкирского свода

Граница между серпуховским и башкирским ярусами, которая одновременно является границей между нижним и средним карбоном, проводится по смене светлых кристаллических сахаровидных доломитов органогенными и органогенно-обломочными известняками, с типичными для башкирского яруса комплексами фауны. Башкирский ярус подразделяется на нижнебашкирский, объединяющий краснополянский, северокельтменский и прикамский горизонты, и верхнебашкирский подъярус, объединяющий черемшанский и мелекес-ский горизонты. Представлен ярус в основном известняками с подчиненными прослоями доломитов. Пласты-коллекторы представлены известняками пористо-кавернозными, участками трещиноватыми. Коллекторы залегают в верхней (пачка Сбш) и нижней (пачка Сбш1) частях яруса.

Диссертантом построена карта толщин отложений башкирского яруса, позволившая проследить, что наиболее возвышенными участками в этот период являлись Красноключевская и Кушкульская вершины БС. Наименьшие толщи-

ны отложений башкирского яруса приурочены к западным частям рассматриваемой территории. Карбонаты яруса рассматриваются как базальные осадки, залегающие в западных районах с перерывом на отложениях серпуховского яруса.

О трансгрессии с востока на запад свидетельствует скользящий возраст осадков в пределах яруса и выпадение из разреза нижнего краснополянского горизонта. Это обусловлено тем, что в конце нижнекаменноугольного периода значительная часть территории БС испытывала подъем территории, и глубоководный режим осадконакопления сменился мелководным. Некоторые участки могли быть выведены на дневную поверхность или подвергаться подводному размыву. В конце башкирской эпохи осадконакопления в результате регрессивного цикла размыву подверглись отложенные осадки башкирского яруса. Западный склон Башкирского свода длительное время подвергался денудации, о чем свидетельствует брекчии известняков с башкирской фауной в подошве Верейского горизонта (Орьебаш, Акинеево).

В отложениях московского яруса выделяются 2 подъяруса: нижнемосковский, подразделяющийся на верейский и каширский горизонты, и верхнемосковский, подразделяющийся на подольский и мячковский горизонты.

Характерной особенностью верейского горизонта является его глинистокарбонатный состав. В северо-восточных районах описываемой территории появляются прослои песчаников и известковистых алевролитов, достигающие толщин 16 м (скв. 106 КЫЗ). По материалам сейсморазведки МОГТ здесь фиксируется рукавообразное развитие песчаников. Литологически граница между башкирским ярусом и верейским горизонтом проводится по смене светлых, чистых от глинистых примесей известняков башкирского яруса прослоем аргиллитов и глинистых известняков верейского горизонта. Породы-коллекторы верейского горизонта слагаются преимущественно неравномерно пористыми известняками, где выделяются пачки Св1, Св2, СвЗ, Св4. Наиболее выдержанными и промышленно нефтеносными являются пачки СвЗ и Св4. Процесс накопления отложений верейского горизонта характеризуется тремя седимента-ционными трансгрессивно-регрессивными циклами, что хорошо увязывается и с литологическим строением горизонта. Каждый ритм состоял из двух частей -нижней терригенной (трансгрессивный режим) и верхней карбонатной (регрессия), обусловленный большой мобильностью обстановки в морском бассейне. Для характеристики палеотектонической обстановки в верейское время, отли-

чающееся терригенно-карбонатным составом осадков, автором построена карта толщин горизонта. Исходя из распределения толщин на карте можно отметить, что на значительной части изучаемой территории в верейское время осадкона-копление происходило при крайне мелководном режиме морского бассейна и почти полностью отвечало обстановке мелководного шельфа. Основная масса терригенных пород поступала с северо-запада. Палеоморе равномерно покрывало всю территорию БС, о чем свидетельствует равномерное накопление осадков и небольшой разброс толщин горизонта по всей изучаемой территории. Относительное увеличение толщин отмечается на северном, северо-восточном и юго-восточном склонах БС. Наиболее возвышенными участками, к которым приурочены минимальные толщины осадков верейского возраста, являются Красноключевская, Кушкульская вершины и западный склон БС.

Каширский горизонт представлен доломитами и доломитизированными известняками с прослоями глинисто-мергельных пород, проявляющихся при продвижении в сторону Предуральского прогиба, преимущественно в нижней половине горизонта. В каширском горизонте на основании анализа геологокаротажных материалов выделяются 4 продуктивные пачки, разделенные между собой плотными, непроницаемыми разностями карбонатов. Наиболее выдержанной по простиранию является пачка Скш4, представленная органогенно-детритовыми известняками и тонкокристаллическими доломитами. На каротажных диаграммах она соответствует «каширскому» реперу. Литологогеохимический анализ пород каширского горизонта показывает, что исследуемая территория, как и вся платформенная область Башкортостана, в период осадконакопления представляла собой мелководный шельф с резкорасчлененной поверхностью дна моря, относительно устойчивым гидродинамическим режимом и повышенной соленостью водных масс. Появление в разрезе каширского горизонта доломитовых пород указывает на значительную удаленность области акватории рассматриваемой территории от береговой линии, куда из областей влажного климата поступали пресные воды. В связи с формированием Предуральского прогиба начинается постепенное прогибание восточной части БС и дифференциация дна морского палеобассейна на глубоководную и мелководную части.

Отложения верхнемосковского подъяруса изучены глубоким бурением менее детально. На каротажных диаграммах подольский горизонт выделяется пониженными значениями на кривой КС и положительной, но сильно диффе-

ренцированной кривой ПС. Горизонт, в основном, представлен известняками, доломиты встречаются небольшими прослойками преимущественно в нижней части, как переходная толща от доломитов каширского горизонта. Выделение подольского репера (мощностью 4-8 м) на изучаемой территории затруднительно, поскольку повышенными сопротивлениями и резко дифференцированными кривыми КС и ПС представлена вся толща, относимая к подольскому горизонту. Этот репер четко выделяется в разрезе площадей на западном склоне Башкирского свода на 15-25 м ниже кровли горизонта «пикой» повышенных сопротивлений. В разрезе подольского горизонта по комплексу ГИС условно выделяют 3 продуктивные пачки - СпдЗ, Спд2 и Спд1.

Отложения мячковского горизонта распространены повсеместно, однако детальное описание их невозможно, поскольку в большинстве случаев эти отложения пройдены бурением без отбора керна. Представлен горизонт в основном известняками с прослоями доломитов. По каротажной характеристике мяч-ковский горизонт можно подразделить на две почти равные части. Нижняя часть характеризуется повышенными сопротивлениями на кривой КС и пониженными на кривой ПС. Верхняя часть, наоборот, характеризуется положительными аномалиями на кривой ПС и пониженными значениями по кривой КС. В верхней части мячковского горизонта предыдущими исследователями выделен мячковский репер, представленный широкой отрицательной аномалией ПС, пониженными значениями дифференцированной кривой ГК при повышенных значениях КС и НТК. Мячковский горизонт характеризуется широким распространением палеокарстовых коллекторов. В разрезе его по геофизическим данным, а также по поглощению бурового раствора в процессе бурения, выделяются до 8 пористо-проницаемых пачек,

В нижней части мячковского репера автором выделена выдержанная на всех площадях изучаемой территории пачка, на каротажных кривых выраженная положительной аномалией ПС, повышенными значениями ГК, НТК, при пониженных значениях КС. В юго-восточных районах характерные аномалии по радиокаротажу для этой пачки не отмечаются, здесь выделение этой пачки проводится только по электрокаротажу. Залегает эта пачка на 10-25 м выше подошвы мячковского горизонта. Увеличение расстояния от подошвы отмечается в восточном направлении. Региональный характер ее распространения и четкое выделение на каротажных кривых позволяют выделить рассматриваемую пачку в качестве самостоятельного репера, который может служить вспомогательным

репером при расчленении подольского и мячковского горизонтов. Таким образом, автором предлагается к выделению «нижнемячковский» репер, а выделяемый ранее «мячковский» репер интерпретировать как «верхнемячковский» репер.

Рассматривая условия осадконакопления по построенным автором картам толщин с начала среднекаменноугольного периода времени до его завершения, автором отмечается, что на протяжении всего этого времени наиболее возвышенными участками являлись Красноключевская и Кушкульская вершины БС. Формирование Предуральского прогиба напрямую влияло на режим и фаци-альную обстановку осадконакопления, в первую очередь, на сопряженных территориях. В результате во всех периодах времени наиболее мобильными оставались восточные части изучаемой территории. Западный склон БС в целом всегда отвечал мелководному режиму осадконакопления. В позднемосковское время бассейн, в связи с продолжавшимся формированием Предуральского прогиба, продолжал прогибаться, что обусловило литологический переход доломитов, накапливающихся в начальный период времени, в известняки, характеризующие углубление дна палеобассейна. Начавшаяся в каширское время дифференциация дна палеобассейна до конца среднекаменноугольного периода осадконакопления не только унаследовалась, но и приобретала более выраженный характер. В верейско-каширское время участки сноса терригенного материала были значительно снивелированы, благодаря чему здесь отмечается малая доля присутствия терригенного материала.

Глава 3. Эволюция тектонического строения. Современная тектоника и связь ее с нефтегазоносностью. В этой главе автором с использованием схематической структурной карты по поверхности кристаллического фундамента и построенных схематических структурных карт по кровле ТТНК и кровле нижневерейского репера, а также построенных карт толщин отложений башкирского яруса, верейского и мячковского горизонтов рассмотрена эволюция тектонического строения территории БС. На основании новых материалов, полученных по результатам геолого-съемочных, геофизических и буровых работ, впервые построена схематическая структурная карта по кровле нижневерейского репера территории БС, по которой детализирован современный структурный план по среднему карбону. Многие геологи, занимавшиеся изучением региона, отмечали сложное тектоническое строение осадочного комплекса.

Башкирский свод в региональном плане располагается на востоке Русской платформы, в зоне сочленения последней с герцинской складчатой системой Урала. По кровле фундамента территория БС представляет собой прогиб, разделяющий между собой Красноуфимский выступ Пермско-Башкирского свода и Альметьевский выступ Татарского свода. За период нижнерифейского времени происходит инверсия существующей геосинклинали с формированием контрастного Кушкульского поднятия - в виде сейсмической аномалии, отчетливо выделяющейся и на временных разрезах. В рифей-вендский этап тектонического развития контрастность этого поднятия уменьшается. Палеозойский осадочный чехол с размывом залегает на значительно снивелированной толще вендского комплекса отложений. Известно, что в течение кыновско-пашийского времени наиболее приподнятыми участками являлись восточный и северовосточный склоны БС. За период с девонского времени по нижнекаменноугольное происходит постепенное смещение сводовой части БС. На построенных схематических структурных картах по кровле ТТНК и кровле нижневерей-ского репера отчетливо видно, что наиболее возвышенному участку соответствует современное положение Кушкульского месторождения. Однако, за период герцинской складчатости, наряду с формированием Кушкульского поднятия и прогибанием северо-восточной и юго-восточной частей изучаемой территории происходит формирование горного складчатого комплекса Кара-Тау и одновременно с ним Красноключевской вершины БС, которая наряду с Кушкуль-ской была наиболее высокой в гипсометрическом отношении.

При сравнительном анализе современного структурного плана по построенным схематическим структурным картам по нижнему и среднему карбону автором отмечается, что за период с нижнего по средний карбон существенных изменений не происходило. В результате длительной перестройки изменились ориентировка и конфигурация БС, восточный склон которого сместился к западу, а свод сместился к юго-западу. При этом несколько изменилась ориентировка сводовой части: по нижнему карбону сводовая часть протягивается от Каратауского выступа через Красноключевскую и Кушкульскую вершины в северо-западном направлении, а по среднему карбону сводовая часть проходит от Каратауского выступа через Красноключевскую и Кушкульскую вершины в се-вер-северо-западном направлении; отличается также и амплитуда падения слоев. По кровле терригенной толщи нижнего карбона она составляет, соответственно, 500, 170 и 540 м для северо-восточного, западного и южного

склонов Башкирского свода. К среднему карбону современный структурный план значительно меняется лишь на западном склоне, где амплитуда падения слоев возрастает до 370 м от Красноключевской и Кушкульской вершин. Это объясняется вероятнее всего тем, что в период с нижнего по средний карбон, наряду с прогибанием восточной части Башкирского свода происходит некомпенсированное прогибание северо-западного склона, что также подтверждается и смещением осевой части изучаемой территории.

Наиболее пониженными участками являются южный и северо-восточный склоны БС. Автором отмечается, что если на восточном склоне БС выделение Благовещенской впадины не вызывает сомнения и противоречий со структурными построениями, то вызывает дискуссии вопрос выделения по среднему карбону юго-восточного окончания Бымско-Кунгурской впадины. По кровле терригенной толщи нижнего карбона, как и по кровле нижневерейского репера, резких дифференциаций поверхности на территории Бымско-Кунгурской впадины не отмечается. Таким образом, автор считает, что согласно простиранию падения слоев по нижнему и среднему карбону более уместно будет провести восточные границы БС в север-северо-западном направлении, не выделяя «клиновидное» окончание Бымско-Кунгурской впадины.

В современном структурном плане юго-западная и северо-восточная границы БС имеют прямолинейный характер и отражают их тектонический генезис. По кровле нижневерейского репера БС испытывает неравномерное, ступенчатое погружение в северном, северо-западном, западном, юго-западном и восточном направлениях. Наиболее приподнятыми участками свода оставались Кушкульская и Красноключевская вершины.

Кушкульская и Красноключевская вершины оконтуриваются изогипсой -625 м и разделены между собой узким прогибом. Красноключевская вершина, оборванная с востока разрывным нарушением складчатого комплекса Кара-Тау, сейсморазведкой и бурением изучена очень слабо. Кушкульская вершина, где открыто одноименное месторождение с залежами в терригенной толще девона, карбонатном турнее и ТТНК, хорошо изучена бурением, плотность разбуренно-сти составляет 7,7 км2/скв.. Осевая часть БС прослеживается от Каратауского структурно-тектонического комплекса, через Красноключевскую, Кушкуль-скую вершины, далее через Кизгановскую, Тепляковскую и Югомашевскую площади переходит в Верхне-Камскую впадину. Наивысшие отметки зафиксированы в скв. 7, 8, 4 ККЛ (Красноключевская вершина), где отметки нижневе-

рейского репера равны -529 м, -565 м, -569 м, соответственно. Западные, северо-западные и юго-западные склоны БС пологие и осложнены структурными выступами и террасами. Северный склон БС осложнен серией постседимента-ционных грабенообразных прогибов (ПГП) северо-западного простирания, установленных сейсморазведочными работами МОГТ. С запада на восток здесь выделяются: Верхне-Карышевский, Шавъядинский, Артакульский, Байкин-ский, Степановский, Западно-Аскинский, Тюйский, Восточно-Тюйский, Биа-вашский, Уршадинский, Озеркинский, Сухоязский, Токаревско-Курбатовский и Устайско-Дороховский ПГП. Автором работы была произведена переинтерпре-тация Уршадинского, Озеркинского, а также Сухоязского, Токаревско-Курбатовского и Устьайско-Дороховского грабенов с использованием материалов временных разрезов последних проведенных здесь сейсморазведочных работ. Было прослежено, детализировано и нанесено в плане развитие дизъюнктивной тектоники по отражающему горизонту «В», соответствующему кровле верейского горизонта. В результате полученная картина значительно отличается от того представления, которое имелось об этом участке территории. Структурный план характеризуется более дифференцированным строением и разбит нарушениями на многие блоки. Наиболее раздробленным оказались Озеркинский и Сухоязский ПГП. В целом, по полученной картине прослеживаются борта этих прогибов.

Одним из основных структуро-формирующих факторов северо-западного и западного склонов БС, примыкающих к бортовым частям Шалымского и Акта-ныш-Чишминского прогибов Камско-Кинельской системы прогибов (ККСС), является развитие контрастных биогермных построек позднефранско-раннефаменского возраста. Некоторые древние поднятия за счет этих процессов усиливали свою контрастность, в остальных формировались новые амплитудные поднятия. Эти биогермные сооружения в виде структур облекания находят свое отражение и в разрезах нижнего и среднего карбона, пермской системы, постепенно сглаживаясь вверх по разрезу.

Глава 4. Гидрогеология и нефтегазоносность среднекаменноугольных отложений. По схеме гидрогеологического районирования территория Башкирского свода является частью Волго-Камского артезианского бассейна. С востока БС обрамляет Юрюзано-Айский артезианский бассейн, с юга Бель-ско-Уфимский артезианский бассейн, с запада и севера Камский артезианский бассейн. Гидрогеологическая характеристика изучалась по ре-

зультатам бурения глубоких структурных и поисково-разведочных скважин. Разрез толщи среднего карбона делится полурегиональным водоупором - толщей аргиллитов верейского горизонта, на две части: башкирский ярус и карбонатную часть московского яруса. Указанный водоупор залегает на глубине 800-900 м с преобладающими средней и суммарной толщинами аргиллитов более 15 м. В связи с тем, что регионально нефтеносными являются отложения башкирского яруса, верейского и каширского горизонтов, эти отложения наиболее гидрогеологически охарактеризованы. Воды в карбонатах находятся в пористых, кавернозных и трещиноватых разностях известняков и доломитов и заключают в себе минерализованные пластовые воды хлор-кальциевого типа (по классификации В.А.Сулина), в единичных случаях хлор-магниевого типа (каширский горизонт, мячковско-подольские отложения). Минерализация вод колеблется в широких пределах - от 19 г/л (скв. 50 КУШ) до 248 г/л (Бураев-ское месторождение). Плотность вод меняется от 1015 до 1158 кг/м3, причем увеличение плотности прямо пропорционально увеличению солевого состава пластовых вод.

На гидрогеологическую закрытость также указывает незначительное содержание сульфатов и гидрокарбонатов - от сотых долей до 4 г/л. Дополнительным критерием гидрогеологической закрытости является наличие в этих водах сероводорода, брома, йода и аммиака. Содержание брома достигает 751 мг/л, йода 15,4 мг/л, аммиака - 163 мг/л. В целом по пробам содержание йода не превышает 10 мг/л. Присутствие сероводорода было отмечено в пластовых водах Надеждинского, Культюбинского, Кунгакского месторождений. Высокое содержание трехокиси бора установлено на Сухоязском месторождении (до 313 мг/л). Степень гидрогеологической закрытости, обусловливающая сохранность залежей УВ, зависит в первую очередь от наличия в отложениях кунгурского яруса пермской системы хемогенных пород, являющихся региональным флюи-доупором, разделяющим верхний пресноводный комплекс от нижележащих минерализованных вод. Таким условиям отвечает практически вся территория БС, за исключением области Красноключевской вершины, где на поверхность выходят отложения артинского яруса, вследствие чего нет водоупора.

Отложения среднего карбона приурочены к 3 нефтегазоносным комплексам: окско-башкирскому (карбонатному), верейскому (терригенно-

карбонатному) и каширо-гжельскому (карбонатному). При районировании территории по характеру размещения нефтегазоносности автором выделены зоны

нефте, газо- и нефтегазонакопления, различающиеся строением, историей развития, характером распространения нефтегазоносности, условиями залегания флюидов и другими особенностями (рис. 2).

Рисунок 2. Зоны скоплений УВ в среднекаменноугольном комплексе отложений: I - Оръебаъи-Куединская, 11 - Аскинская, III - Кубиязинская, IV - Биавашская, V - Кунгак-ская, VI - Метелтская, VII - Кушкульская, VIII - Надеждинская, IX - Культюбинская.

Проблеме изучения и выделения зон нефтегазонакопления палеозоя Башкортостана посвящены работы А.А.Трофимука, Г.П.Ованесова, Л.Н.Розанова, Ю.И.Кузнецова, Н.П.Егоровой, М.А.Юнусова и Е.В.Лозина. Наиболее современной классификацией, в которой учитывались все известные к тому времени геолого-геофизические и геохимические данные, является классификация Е.В.Лозина (2000 г.). Согласно этой классификации в упомянутых выше нефтегазоносных комплексах на рассматриваемой территории выделяется 9 зон: Орь-ебаш-Кузбаево-Бураевская, Татышлинско-Югомашевская, Игровская, Надеждинская, Каюмовско-Биавашская, Кунгакская, Метелинско-Кызылбаевская, Надеждинская, Тавтимано-Уршакская.

Автором диссертационной работы на основе проведенного анализа выделено 9 зон накопления УВ: Орьебаш-Куединская, Аскинская, Кубиязинская, Биавашская, Кунгакская, Метелинская, возможная Кушкульская, Надеждинская, Культюбинская. Не учитывая объединения или разобщения некоторых зон, совпадают практически все зоны, кроме выделенных вновь Аскинской и возможной Кушкульской. Выделяемые ранее Орьебаш-Кузбаево-Бураевская, Татышлинско-Югомашевская и Игровская зоны автором объединены в единую

Орьебаш-Куединскую зону; прежняя Каюмовско-Биавашская автором отождествляется с выделяемыми раздельно Кубиязинской и Биавашской зонами. Ме-телинская зона, выделенная автором, отвечает выделяемой Метелинско-Кызылбаевской зоне, а Культюбинская зона выделена как северное окончание более широкой Тавтимано-Уршакской зоны.

Среди них автономными являются Аскинская и южная часть Кубиязинской (Южно-Кубиязинское, Моталинское месторождения) зоны. Остальные, как правило, имеют транзитный характер распространения, то есть приурочены к зонам скоплений углеводородов в нижележащих продуктивных горизонтах, чаще всего в отложениях терригенной толщи нижнего карбона.

Надеждинская зона нефтенакоппения приурочена к крупному Карабаев-скому валу, осложнена многочисленными локальными поднятиями. Залежи нефти установлены в нижней части Верейского горизонта (пачки СвЗ и Св4) и практически по всему разрезу каширского горизонта. Максимальные дебиты при опробовании в колонне составляли 14,1 т/сут (скв. 88 НЕФ).

Орьебаш-Куединская зона нефтегазонакопления расположена на западном склоне Башкирского свода и представляет собой район, приуроченный к бортовой части Янаульской мульды. Сосредоточенные в этой зоне залежи УВ контролируются локальными поднятиями различных конфигураций и размеров, осложняющих Куедино-Гожанский (Четырманское, Татышлинское, Югома-шевское месторождения) и Орьебашско-Чераульский выступ (Орьебашское, Кузбаевское, Гарное и др. месторождения). Ввиду благоприятной структурной характеристики в среднекаменноугольных отложениях нефтеносность связана с карбонатами башкирского яруса (пачка Сбш и Сбш1), верейского (Св1, Св2, СвЗ и Св4) и каширского (Скш2, СкшЗ, Скш4) горизонтов.

Небольшие газоносные объекты установлены на Татышлинской площади в разрезе верейского (пачки СвЗ+Св4) и каширского горизонтов (пачка Скш4). При опробовании в колонне отложений башкирского яруса дебиты нефти достигали 36 т/сут. Максимальный дебит нефти из отложений верейского горизонта составил 37,8 т/сут, газа - 7600 м3/сут. В разрезе каширского горизонта нефтеносными в этой зоне в основном являются пачки Скш2 и Скш4. Промышленная нефтеносность пачки СкшЗ установлена на Краснохолмском, Орьебашском и Гарном месторождениях. Наибольшие притоки нефти получены из карбонатов пачки Скш4 (12,2 т/сут), газовая залежь установлена на Татышлинском месторождении, где из пачки Скш4 притоки достигали 18747 м3/сут.

Аскинская зона газонакопления приурочена к Караидель-Чернушинскому валу и контролируется северным окончанием западного блока Западно-Аскинского ПГП. Промышленные притоки газа получены в отложениях Верейского горизонта на Ново-Казанчинской структуре (скв. 341 БЛЧу, 1001 БЛЧу). Полученные дебиты газа варьировали в пределах 5000-15000 м3/сут.

Кубиязинская зона нефтегазонакопления с юго-запада ограничивается Тюйским постседиментационным грабенообразным прогибом и, трассируясь в южном направлении, ограничивается западным бортом Восточно-Тюйского ПГП. Эта зона, так же как и Аскинская, приурочена к Караидель-Чернушинской валообразной зоне. В этой зоне выделяется ряд сейсмических поднятий, которые относятся к типу горстовидных и осложнены рифогенными образованиями. Промышленная нефтегазоносность этой зоны установлена в широком диапазоне отложений среднего карбона, начиная с отложений башкирского яруса и заканчивая подольским горизонтом. Глубина залегания этих отложений не превышает 950 м. В отложениях башкирского яруса нефтегазоносность установлена в скв. 109 КУБ, в которой получен приток нефти и газа дебитами 1,8 т/сут и 3900 м3/сут, соответственно (Южно-Кубиязинское месторождение). В отложениях верейского горизонта (пачки Св1, СвЗ и Св4) установлена одна залежь нефти и несколько залежей газа. Залежь нефти открыта в скв. 395 АСК, где при опробовании в колонне дебит составил 9 м3/сут, полученные притоки газа изменяются от 32 до 176 тыс.м3/сут. Непромышленные притоки нефти получены в отложениях каширского горизонта, в разрезе подольского горизонта установлена залежь нефти на Каюмовском месторождении (пачка Спд2).

Биавашская зона нефтенакопления связана с линией горстовидных поднятий Караидель-Чернушинского вала и контролируемого восточным бортом Биавашского ПГП. Промышленная нефтеносность этой зоны связана с карбонатами верейского горизонта. Непромышленный приток нефти при опробовании в колонне получен в отложениях башкирского яруса, где он составил 1 м3/сут, в каширском горизонте при опробовании испытателем пластов на трубах (ИПТ) получен слабый приток нефти с водой. Залежи нефти в верейском горизонте открыты в пачках СвЗ и Св4. Следует отметить хорошие коллекторские свойства этих отложений, вследствие чего здесь были получены высокие дебиты - до 156,6 т/сут (при совместном опробовании пачек).

Кунгакская зона нефтегазонакотенш связана с серией линейновытянутых структур, в тектоническом отношении приуроченных к Бымско-Кунгурской впадине. Многочисленные нефтепроявления по каменному материалу отмечались по всему разрезу среднего карбона, однако промышленных притоков нефти не получено. Слабый приток нефти при опробовании ИПТ был получен из карбонатов башкирского яруса. В приграничных отложениях Верейского и каширского горизонтов установлена промышленная газоносность (Ая-зовское месторождение): при опробовании в открытом стволе в

скв. 1017 КРШу получен приток газа дебитом 88700 м3/сут.

На Кушкульском поднятии, являющемся сводовой частью БС, наметилась возможная Кушкулъская зона нефтенакопления. К настоящему времени промышленная нефтеносность этой зоны установлена по отложениям терригенного и карбонатного девона, карбонатного нижнего карбона. По отложениям среднего карбона эта зона представляет собой крупное поднятие, изрезанное многочисленными прогибами, вследствие чего здесь выделяются контрастные локальные поднятия меньшего порядка, осложняющие сводовую часть структуры. Перспективы нефтеносности связываются с отложениями башкирского яруса и верейского горизонта. Нефтепроявления в виде запаха, различной пропитанности по шламу, керну и грунтам были отмечены на юго-западном склоне Куш-кульской вершины. Благоприятный структурный фактор, наличие покрышек и выделение по комплексу каротажных диаграмм нефтенасыщенных пропластков несомненно делают этот район перспективным в отношении нефтеносности.

К участку перехода БС (юго-восточная его часть) и Благовещенской впадины к складчатому комплексу Кара-Тау приурочена Культюбинская зона нефтенакопления^ связанная с зоной горстовидных поднятий и ПГП. Эта зона отличается сложностью геологического строения вследствие приуроченности к такому активному тектоническому району, как Кара-Тау. Здесь в смежной части БС и Благовещенской впадины выявлены нефтяные залежи в отложениях башкирского яруса и верейского горизонта. Глубина залегания по верейскому горизонту 1220 м, по башкирскому ярусу - 1250 м. Притоки нефти при опробовании в колонне достигали 5,2 т/сут.

Метелинская зона нефтегазонакотенш выделяется в районе сочленения Бымско-Кунгурской впадины и Юрюзано-Сылвенской депрессии и связана с Метелинским и Кызылбаевским антиклинальными поднятиями субмеридио-нального простирания, картируемыми по отложениям среднего карбона. Неф-

Рисунок 3. Районирование Башкирского свода по степени перспективности поисков залежей УВ в отложениях среднего карбона

Критерии выделения нефтеперспективности следующие, і 1. Наличие 3-х основных признаков ловушек УВ: коллектор; благоприятная і структурная форма (антиклиналь, приподнятое залегание слоев или их экранирование); покрышка.

2. Приуроченность к структуре более высокого (И) порядка - валу, тектони-- ческой зоне, региональному дизъюнктиву, флексуре.

тегазоносность среднекаменноугольных отложений этой зоны связана с отложениями верейского горизонта и башкирского яруса. По отложениям башкирского яруса выделяются пачки Сбш1 и Сбш2. Как правило, пачка Сбш1 газоносна, где дебиты достигали 358200 м3/сут на 20 мм штуцере, а пачка Сбш2 -нефтеносна, максимальный дебит нефти составил 131 т/сут на 9 мм штуцере. В некоторых пробах поверхностной нефти выявлено присутствие ванадия и никеля, их содержание в среднем составляет 77 и 17 мг/т, соответственно.

Глава 5. Перспективы нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений. Для обоснования перспектив нефтегазоносности проведено районирование территории Башкирского свода (рис. 3) и выделены 3 подтеррито-рии: 1) перспективные; 2) с невыясненной перспективностью; 3) менее перспективные

Условные обозначения

обобщенные контуры место контуры залежей нефти - н отложениях среднего

Перспективные терри

Территории с невыясненной перспективностью (требующие проведення дополнительных ГРР)

Мснсс перспективные территории

3. Приуроченность к установленной зоне нефтегазонакопления (её ожидаемому продолжению по данным сейсморазведки или иным геологопоисковым методам) или к новой, выделяемой по тем же признакам.

4. Степень гидрогеологической закрытости и разобщенности пресноводного и потенциально продуктивного горизонта (наличие гипсо-ангидритовых толщ в пермской системе).

5. Степень изученности территории (бурением, сейсморазведкой и др.методами).

Таблица 1 - Геологические критерии нефтеперспективности локальных структур

№ п/ п Нефтеперспек-гивные территории Приуроченность к Наличие открытых месторождений Тектоническая (геол.) приуроченность Степень гидрогеол. раскр-ти (закрыт.)

валооб- разным зонам борто- вым частям ПГП флексу- рам устан, зонам скоплений УВ бортовым частям ККСП

1 Перспективные да да да да да Более 20 (3 крупных, 5 средних, ост. -мелкие), в т.ч. 4 газовых, 3 нефтегазовых Северо-западный, северный, северовосточный, юговосточный склоны, Кушкульская вершина закр

2 Менее перспективные терри-гории не выяснено воз- можно воз- можно - - - Красноключевская вершина раскр

3 С невыясненной перспективностью воз- можно да да - возможно (южная часть БС) - Обрамление Куш-кульской вершины закр

К перспективным территориям относятся северо-западный, северный, северо-восточный и юго-восточный склоны и Кушкульская вершина БС. На этих территориях установлено значительное количество промышленных скоплений УВ. Основные перспективы на поиски залежей УВ следует связывать с отложениями башкирского яруса, верейского и каширского горизонтов.

К менее перспективным территориям относятся Красноключевская вершина Башкирского свода, примыкающая к зоне сочленения с горно-складчатым комплексом Кара-Тау. Основными критериями, занижающими нефтеперспек-тивность этой территории, послужили ее гидрогеологическая раскрытость, небольшие глубины залегания отложений среднего карбона (кровля башкирского яруса залегает на глубине 750-800 м). Однако аргиллиты и мергели в разрезе нижнемосковского подъяруса могут служить полурегиональным флюидоупо-ром, разобщающим верхний пресноводный комплекс. Таким образом, перспективы нефтеносности на этой территории следует связывать с башкирским ярусом и верейским горизонтом среднего карбона, а также с продуктивными толщами нижнего карбона и верхнего девона.

Остальные территории, а именно обрамляющие присводовые части Куш-кульской вершины, отнесены автором к территориям с невыясненной перспективностью, но требующими доизучения и проведения современных сейсморазведочных работ (МОГТ 2Д и ЗД). Для этой территории характерна редкая сеть пробуренных скважин (степень разбуренности территории составляет более 50 км2/скв.). В дополнение следует отметить, что согласно последним проведенным здесь сейсморазведочным работам (80-90-х гг.) территория характеризуется преимущественно моноклинальным строением, однако по результатам проведенных дистанционных исследований здесь прогнозируются морфострукту-ры, отождествляемые с валообразными зонами.

Основные выводы

1. Геологическое строение и тектоническое развитие БС изучены недостаточно детально. На территории БС открыто более 20 месторождений нефти и газа, из них 3 крупных и 5 средних по запасам. Установленная промышленная нефтеносность, в том числе по отложениям среднего карбона, убывает в восточном направлении.

2. На основе изучения геологического строения отложений среднего карбона установлена слабая зависимость эволюции осадконакопления на территории БС в среднекаменноугольный период от развития Уральской складчатой системы, что подтверждается в основном платформенным типом разреза. В нижней части разреза мячковского горизонта выделена пачка, на геофизических кривых выраженная положительной аномалией ПС, которая прослеживается на всех площадях и предлагается как самостоятельный «нижнемячков-ский» репер для детального и надежного расчленения разреза среднего карбона на каротажных кривых.

3. Составлена региональная структурная карта по кровле «нижневерей-ского» репера, на которой отражены все структурно-тектонические особенности строения современного структурного плана; проведена переинтерпретация и детализация дизъюнктивных нарушений, позволившая выявить значительное отличие морфологии выделяемых на этой территории ПГП, более сложное блоково-ступенчатое строение северо-восточного склона БС.

4. Показано, что гидрогеологическая характеристика пластовых вод среднего карбона на большей части территории БС благоприятна для накопления и сохранения углеводородов.

5. Выделено 9 зон скоплений углеводородов (четыре нефте-, одна газо- и четыре нефтегазонакопления), большинство которых детализируют ранее выделенные, а 2 зоны выделены вновь. Промышленная нефтеносность связана с башкирским ярусом, верейским, каширским горизонтами, одна залежь нефти в отложениях подольского горизонта, наиболее продуктивными и перспективными в нефтепоисковом плане являются пачки Сбш, СвЗ-4 и Скш4.

6. Территория БС районирована на 3 подтерритории по степени перспективности для открытия залежей УВ в отложениях среднего карбона: перспективные, менее перспективные и с невыясненной перспективностью. Приоритетными направлениями ГРР с целью выявления новых скоплений УВ являются, в первую очередь, слабоизученные участки перспективных территорий, а также территории с невыясненной перспективностью.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано:

В изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

1. Котенев Ю.А. Нефтеносность и условия формирования ловушек в среднекаменноугольных отложениях Югомашевско-Куединской зоны нефтена-копления /Ю.А.Котенев, А.В.Зубаиров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - №8. - С.28-32.

2. Зубаиров А.В. Районирование Башкирского свода по перспективности

на поиски углеводородов в среднем карбоне /А.В.Зубаиров // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2011. - №5. - С.261-270.

URL: http://www.ogbus.ru/authors/ZubairovAV/ZubairovAV 1 .pdf.

В других изданиях:

3. Зубаиров А.В. Перспективы нефтеносности среднекаменноугольных отложений Кушкульской вершины Башкирского свода /А.В.Зубаиров // Сборник тезисов докладов молодых ученых и специалистов-нефтяников. Научнотехническая конференция, посвященная 100-летнему юбилею М.В.Мальцева. г.Октябрьский,- 2010 - С.8-9.

4. Зубаиров А.В. К возможности выявления нового нефтеносного горизонта на Кушкульском месторождении /А.В.Зубаиров //Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление». Уфа: изд-во «НПФ «Геофизика». -2010. —Вып.7. - С.26-30.

5. Зубаиров А.В. Корреляция и уточнение некоторых стратиграфических границ отложений среднего карбона Башкирского свода и Бымско-Кунгурской

впадины в связи с перспективами их нефтегазоносности /А.В.Зубаиров //Сборник научных трудов «Новейшие исследования в нефтяной геологии, моделировании, разработке нефтяных месторождений и добыче нефти» - Уфа, изд. БашНИПИнефть. - 2011. - Вып. 122. - С.68-75.

6. Зубаиров А.В. Перспективы нефтеносности среднекаменноугольных отложений Тепляковского нефтяного месторождения /А.В.Зубаиров //Сборник докладов научно-практической конференции «Разведочная геофизика: проблемы и перспективы». - ОАО «Башнефтегеофизика». - 2011. - Уфа. - Вып. 4. -

С.105-110.

7. Зубаиров А.В. История формирования осадков и развитие пород-коллекторов в разрезе среднего карбона Башкирского свода/ А.В.Зубаиров //Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление». Уфа: изд-во «НПФ «Геофизика». - 2011. -Вып.8. — С.34-45.

8. Зубаиров А.В. Нефтеносность разреза среднего карбона структурнотектонических зон, контролируемых северо-западным окончанием Тюйского прогиба /А.В.Зубаиров //Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление». Уфа: изд-во «НПФ «Геофизика». - 2011. - Вып.8. - С.46-54.

Подписано в печать 25.01.2012г.

Заказ №1

Формат бумаги 60х84/16.Бумага ксероксная Усл.печ.л. 1,56. Тираж 100 экз. Печать оперативная. Отпечатано в ООО «БашНИПИнефть» 450006,Башкортостан, Уфа,Ленина 86/1

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Зубаиров, Азат Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКИЙ ОБЗОР ПРЕДЫДУЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ БАШКИРСКОГО СВОДА

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОТЛОЖЕНИЙ СРЕДНЕГО КАРБОНА 17 2.1 Основные черты литолого-стратиграфического разреза и палеогеографии Башкирского свода

2.1.1 Стратиграфическая характеристика разреза

2.1.2 Особенности палеогеографии и условия осадконакопления в среднекаменноугольный период

2.1.3 Характеристика пород-коллекторов среднего карбона

2.1.4 Структурно-литологические типы коллекторов

2.1.5 Нефтефлюидоупоры среднего карбона

3. ЭВОЛЮЦИЯ ТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ. СОВРЕМЕННАЯ ТЕКТОНИКА И ЕЕ СВЯЗЬ С

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ

4. ГИДРОГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

4.1 Гидрогеологическая характеристика

4.2 Нефтегазоносность

5. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 126 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 137 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 139 ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Схематическая структурная карта по кровле «нижневерейского» репера

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геология и перспективы нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений Башкирского свода"

Для разрабатываемых нефтегазоносных бассейнов постоянную актуальность имеет проблема восполнения сырьевой базы углеводородов, обостряющаяся по мере выработки запасов нефти и газа. Добыча нефти и газа в Республике Башкортостан, которая относится к числу старых нефтедобывающих регионов, началась в 1932 г. В настоящее время многие месторождения находятся на поздней стадии разработки, а ежегодные объемы открытия новых запасов (залежей и месторождений) нефти не восполняют объемы добычи, вследствие чего происходит постепенное истощение топливно-ресурсной базы. Остро стоит вопрос изучения новых территорий и доизучения разрезов районов, где уже установлена промышленная нефтегазоносность, путем изыскания новых нефтеносных горизонтов. К потенциально перспективным комплексам, наряду с основными продуктивными комплексами терригенных толщ нижнего карбона и девона, относятся карбонатные отложения пермской системы, среднекаменноугольной системы и верхнедевонско-турнейского комплекса отложений, которые представляют пять из семи верхних нефтегазоносных комплексов на территории Республики Башкортостан. Карбонаты башкирского и московского ярусов промышленно нефтеносны на западном и северо-западном склонах Башкирского свода (БС). В данной диссертационной работе рассмотрены перспективы нефтеносности отложений среднего карбона на всей территории БС, поскольку степень разведанности начальных ресурсов нефти для последнего составляет 76,9%, а степень разведанности среднекаменноугольного комплекса в целом составляет менее 60%, т.е. имеется потенциал для дальнейшего изучения разреза среднего карбона. О перспективности карбонатов (реже терригенных пород) среднего карбона свидетельствуют многочисленные нефтегазопроявления и открытие в краевых западных и северных районах нефтяных и газовых месторождений.

Вышеизложенное подтверждает актуальность диссертационной работы и вызывает необходимость изучения литологического строения, условий осадконакопления, тектонического развития и научного обоснования перспектив нефтегазоносности среднего карбона недостаточно изученного Башкирского свода.

Основные задачи исследования

Методы исследования

Поставленные в диссертации задачи решались путем сбора, анализа и обобщения материалов по тектонике, литологии, стратиграфии, коллекторским свойствам, определениям свойств пластовых флюидов и другим данным более полутора тысяч поисковых, разведочных и глубоких структурно-поисковых скважин, пробуренных на территории БС. Расчленение разреза и анализ автор проводил с использованием материалов ГИС. Полученные отметки маркирующих горизонтов и значения мощностей отдельных стратиграфических подразделений использовались при построении структурных карт, карт толщин, схем сопоставления, геологических профилей и других материалов для изучения геологического строения среднекаменноугольной осадочной толщи рассматриваемой территории. Использованы данные сейсморазведки MOB: и МОГТ-2Д и ЗД, дистанционных исследований, а также других геологопоисковых методов.

Научная новизна

1. По материалам ГИС впервые выделен «нижнемячковский» репер.

2. С помощью построенных впервые схематических структурных карт по терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) и нижневерейскому реперу выявлены особенности тектонического развития территории БС, выразившиеся в изменении ее восточной границы и ориентировки; сводовой части. Научно обоснована нефтеконтролирукяцая роль дизъюнктивных нарушений северо-восточного; склона БС.

Защищаемые научные положения

1. Эволюция осадконакопления в среднекаменноугольный. период времени на территории БС.

Практическая значимость и реализация результатов работы

4. Даны конкретные рекомендации по выявлению новых залежей нефти и газа в отложениях среднего карбона.

Структура и объем работы.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Зубаиров, Азат Валерьевич

Выводы: •• *

1. Аргиллиты верейского горизонта служат относительным водоупором и делят разрез среднего карбона на два> водоносных комплекса.

2. По классификации В.А.Сулина пластовые воды среднего карбона относятся в основном к хлоркальциевому типу, редко к хлормагниевому типу. Минерализация вод колеблется в широких пределах — от 19 г/л до 248 г/л и, в общем, имеет тенденцию к увеличению вниз по разрезу.

3. По содержанию в водах среднекаменноугольного комплекса сероводорода, брома, йода, аммиака, ионов С1, Иа, К можно сказать, что гидрогеологическая характеристика благоприятна для скопления и сохранения залежей УВ.

4. По характеру размещения, строению и условиям залегания* флюидов на территории БС можно выделить 9 зон скоплений

УВ. Из них 4 нефтегазовые зоны — Оръебаш-Куединская, Кубиязинская, Метелинская, Кунгакская; 1 зона газонакопления - Аскинская; 4 зоны нефтенакопления - Биавашская, Надеждинская, Кушкульская, Культюбиская.

5. Нефти среднего карбона Башкирского свода характеризуются широким спектром физико-химических свойств нефтей. Кинематическая вязкость колеблется в значительных пределах -от 12,84 до 132,38 мм /сек. Плотность нефтей изменяется от 0,856 до 0,921 кг/м3. В целом четко определенных закономерностей в латеральном изменении свойств нефтей не наблюдается. Среднекаменноугольные нефти высокосернистые [17], с содержанием серы более 2,2 %.

6. Сложный тип порового пространства характерный для карбонатных коллекторов наряду со структурным фактором играет немаловажную роль в распределении скоплений углеводородов. На северном склоне БС имеют место развитие дизъюнктивных нарушений, служащих дополнительным экраном. Тем самым предполагаемые типы залежей могут быть структурные, структурно-тектонические, структурно-литологические. Наиболее продуктивные горизонты отмечены в верхней части башкирского яруса, нижней части верейского горизонта и нижней части каширского горизонта.

7. В распространении газовых залежей наблюдается явно выраженная приуроченность к наиболее мобильным в тектоническом отношении участкам. По составу они в основном азотистые, реже метановые. На некоторых площадях отмечается в составе газа содержание сероводорода.

5. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Промышленная нефтегазоносность отложений среднего карбона БС, установленная на ряде площадей, свидетельствует о необходимости продолжения целенаправленного ведения ГРР на менее изученных территориях [22].

При анализе перспектив нефтегазоносности следует обратиться к вопросу генезиса залежей нефти и газа в среднем карбоне для дальнейшей обоснованности перспективности различных участков рассматриваемой территории [17, 39, 67, 91]. По результатам проведенного анализа геолого-геофизической информации, полученной при исследовании среднекаменноугольных отложений, а также учитывая опыт предшествующих работ, следует отметить, что в распространении промышленных скоплений УВ и нефтегазопроявлений в осадках среднего карбона на значительной территории БС прослеживается связь с зонами глубокопогруженных нефтегазоносных комплексов [20, 30]. Ближайшим по разрезу регионально-битуминозным и нефтеносным горизонтом является терригенная толща нижнего карбона [71]. Такое территориальное совпадение нефтегазоносных зон палеозойского осадочного чехла можно объяснить лишь с позиции вертикальной миграции из подстилающих продуктивных толщ девона и нижнего карбона. На это указывает территориальное совпадение зон скоплений УВ в среднем карбоне с залежами в нижележащих горизонтах, приуроченность их к одним и тем же структурам II порядка, относительное облегчение нефтей среднего карбона, наличие нефтепроявлений в интервале глубин терригенного нижнего карбона до среднего карбона. Совокупность этих фактов дает основание предполагать, что залежи нефти в среднем карбоне сформировались за счет вертикальной миграции углеводородов. Вертикальная миграция УВ происходила по трещиноватым зонам, приуроченным к наиболее мобильным участкам территории [41]. Выявленные на северном склоне БС ПГП и приуроченность к их бортам промышленных скоплений нефти и газа, как в среднем карбоне, так и в нижележащих отложениях, является одним из показателей в доказательство выше сказанного предположения.

Нефти среднего карбона, как по общим физико-химическим показателям, так и по углеводородному составу и величине отношения ванадия к никелю отличаются от нефтей,, к примеру,, нижнего карбона [18, 21]. Так, содержание ароматических углеводородов во фракции до 200°С обычно составляет 11-14%, в. то время как в нефтях терригенной. толщи нижнего: карбона оно редко превышает 6-7% [ЮЗ]. Снижается также содержание нафтеновых; структур в масляных фракциях. По этим признакам нефти среднего карбона, приближаются к нефтям башкирского яруса и верейского горизонта.Юрюзано-Сылвенской депрессии [20, 21,31, 32]. Если облегчение нефтей от нижележащих горизонтов; к среднему карбону можно объяснить фильтрационными процессами,: то изменения углеводородного состава нефтей в сторону увеличения легкой ароматики с помощью фильтрации объяснить невозможно, так как при фильтрации на первоначальных этапах происходит даже потеря ароматических углеводородов за счет адсорбционных процессов [34]. Все это дает основание считать,, что в формировании залежей среднего карбона БС, наряду с вертикальной миграцией; существенное; значение имело органическое вещество глинисто-карбонатных отложений среднего карбона Уральского складчатого пояса [20,-21, 82]. На это также указывает появление газовых шапок в залежах при продвижении с запада на восток, а также переход их в чисто газовые залежи с небольшой; нефтяной оторочкой в районе Кызылбаево.

В западных районах БС по бортам Камско-Кинельской системы прогибов сосредоточена основная по объемам концентрация нефти в отложениях среднего, карбона. При относительно монолитном строении палеозойского чехла и малой разрозненностью дизъюнктивной тектоникой определяющим фактором в сформированных залежах УВ в среднем карбоне уделяется латеральной миграции. Как известно, по западным бортам БС, характеризующимися понижением рельефа основных маркирующих горизонтов, установлены значительные по количеству запасы нефти. Значительное развитие трещин и каверн в отложениях башкирского яруса, пластово-сводовые и выдержанные по площади коллектора верейского горизонта и каширского горизонта, являлись благоприятными предпосылками для развития процессов вторичной миграции из пониженных участков Шалымского и Актаныш-Чишминского прогибов вверх по восстанию слоев по западному борту БС. Подтверждением этого факта является схожий состав нефтей в разрезе среднего карбона при продвижении по западному борту БС и при погружении в область Верхне-Камской впадины.

Наименьшее распространение среди исследователей-геологов придается гипотезе об отложениях среднего карбона, ^как о нефтепродуцирующих. Как известно, наиболее благоприятными для захоронения органических остатков и последующей ее трансформации в соединения углеводородного ряда являются терригенные отложения, в основном аргиллиты и глины. Непременным условием для захоронения и запечатывания органических остатков является интенсивное погружение бассейна накопления и перекрытие их более плотными породами, исключающие первичную миграцию УВ, которым в принципе отвечал верейско-каширский палеобассейн [49]. На фоне общего мелководно-шельфового типа осадконакопления имели место довольно динамические движения морского дна, определившие специфику отложений среднего карбона, выраженные в чередовании карбонатных отложений аргиллитами и мергелями. Вторым непременным условием преобразования захороненных УВ - наличие благоприятной восстановительной обстановки, на фоне повышенных температур и давления. Такие условия возникают в стадии катагенетического преобразования осадков. Наличие донной фауны, гидроокислов железа и сульфатов свидетельствует о том, что окислительно-восстановительная обстановка для всех горизонтов среднего карбона в период седиментации была слабо окислительной. В стадии диагенеза она сменилась слабо восстановительной, скорее даже нейтральной, для которой характерно наличие небольшого избытка кислорода и постоянная борьба окислительных и восстановительных условий. Недовосстановленность окисных соединений связана, по всей видимости, с низким содержанием органического вещества. Восстановительная обстановка в среднем карбоне распространена в Предуральском прогибе, где отмечаются более мощные толщи аргиллитов и мергелей в разрезе среднего карбона.

Автор придерживается мнения, что нефти среднекаменноугольных отложений в большинстве своем обязаны вертикальной миграции из нижележащих горизонтов, преимущественно нижнего карбона. Что касается органических веществ среднего карбона, как генетических источников нефти и газа в этих отложениях, то автор придерживается мнения, что ее роль на фоне миграционной гипотезы незначительна.

Учитывая вышеизложенное, автором была составлена* схематическая карта, в которой-территория БС районирована по степени перспектвности на проведение ГРР (рис. 25). При этом использовались следующие критерии (табл. 3):

1) Наличие 3-х основных признаков ловушек УВ: коллектор; благоприятная структурная форма (антиклиналь, приподнятое залегание слоев или их экранирование); покрышка.

2) Приуроченность к структуре более высокого (II) порядка - валу, тектонической зоне, региональному дизъюнктиву, флексуре.

3) Приуроченность к установленной зоне нефтегазонакопления (её ожидаемому продолжению по данным сейсморазведки или иным геологопоисковым методам) или к новой, выделяемой по тем же признакам.

Рисунок 25

Условные обозначения обобщенные контурь контуры залежей нефти в отложениях среднего

Перспективные терр

Территории с невыясненной перспективностью (требующие проведения дополнительных ГРР)

Менее перспективные территории

- Районирование территории БС по степени перспективности. о

4) Степень гидрогеологической закрытости и разобщенности пресноводного и потенциально продуктивного горизонта (наличие гипсо-ангидритовых толщ в пермской системе).

5) Степень изученности территории (бурением, сейсморазведкой и др.методами).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

2. На основе изучения геологического строения отложений среднего карбона установлена слабая зависимость эволюции осадконакопления на территории БС в среднекаменноугольный период от развития Уральской складчатой системы, что подтверждается в основном платформенным типом разреза. В нижней части разреза мячковского горизонта выделена пачка, на геофизических кривых выраженная положительной аномалией ПС, которая прослеживается на всех площадях и предлагается как самостоятельный «нижнемячковский» репер для детального и надежного расчленения разреза среднего карбона на каротажных кривых.

3. Составлена региональная структурная карта по кровле «нижневерейского» репера, на которой отражены все структурно-тектонические особенности строения современного структурного плана; проведена переинтерпретация и детализация дизъюнктивных нарушений, позволившая выявить значительное отличие морфологии выделяемых на этой территории ПГП, более сложное блоково-ступенчатое строение северовосточного склона БС.

5. Выделено 9 зон скоплений углеводородов (четыре нефте-, одна газо-и четыре нефтегазонакопления), большинство которых детализируют ранее выделенные, а 2 зоны выделены вновь. Промышленная нефтеносность связана с башкирским ярусом, верейским, каширским горизонтами, одна залежь нефти в отложениях подольского горизонта, наиболее продуктивными и перспективными в нефтепоисковом плане являются пачки Сбш, СвЗ-4 и Скш4.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Зубаиров, Азат Валерьевич, Уфа

1. Архипова В .В. Палеонтологическое обоснование каротажных реперов московского яруса по фораминиферам / В.В.Архипова, О.В.Козлова // Геология и разработка нефтяных месторождений? Башкортостана. Сборник научных трудов. 1999. - Вып.99. - С.29-34.

2. Арчи Г.Е. Классификация пористых карбонатных пород и их петрофизические свойства. / Г.Е.Арчи // Вопросы, промысловой геофизики. Сб.статей. 1957. -Гостоптехиздаг. - С.25-48.

3. Баймухаметов КС. Геологическое строение и разработка нефтяных: и газовых месторождений Башкортостана. / К.С.Баймухаметов, П.Ф.Викторов, К.Х.Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов // Уфа: РИЦ АНК «Башнефть». 1997. -424 с.

4. Балаев В.А. Об эталонном?, разрезе башкирского яруса. / В1А.Балаев // 1958. Л.

5. Батурин В.П. О нефтепроизводящих отложениях в разрезах древнего палеозоя Южного Урала. / В.П.Батурин // Изд. АН СССР. -1939.

6. Белов А.В; Определение эффективной емкости карбонатных коллекторов в; среднекаменноугольных. отложениях Северо-Западной Башкирии. / А.В.Белов // Новости нефтяной и газовой техники. Геология. -1962.-№11.

7. Богомолов Г.В. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области. / Г.В.Богомолов, В.Г.Герасимов // 1967. М. - Недра. - 421с.

8. Бухарцев. В.П. Особенности формирования? нефтегазоносных структур Волго-Уральской области. /В.П.Бухарцев // Геология нефти и газа. -1965. №10. - С.52-57.

9. Виссарионова А.Я. Стратиграфия и фации средне- и нижнекаменноугольных отложений; Башкирии и их нефтеносность. Труды УфНИИ /А.Я.Виссарионова// 1959. Москва. - Вып.У. - 221с.

10. Виссарионова А.Я,: Нефтеносные горизонты в карбонатной толще девона и карбона Башкирии7 А.Я.Виссарионова, М.А.Тюрихин // Геология, разработка и эксплуатация- нефтяных и газовых месторождений. Труды УфНИИ. 1963. - Вып. 1Х-Х.

11. Виссарионова А.Я: Нефтегазоносные комплексы палеозоя Башкирии. / А.Я.Виссарионова, В.С.Голубев; Н.П.Егорова и др.// 1968. — УфНИИ. Вып.ХХ1У. - с. 17-34.

12. Виссарионова А.Я. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. / А.Я.Виссарионова// 1975. М.

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

14. Грачевский М.М. Стратиграфические и палеогеографические предпосылки поисков залежей нефти в Камско-Кинельской впадине. / М.М Л рачевский // Геология и нефтегазоносность юго-востока Русской платформы. — 1963. М: Гостоптехиздат. - С.79-97.

15. Грязнов Н.К. Основные черты тектоники Волго-Уральской нефтегазоносной области. / Н.К.Грязнов, А.И.Клещев, В.А.Клубов и др. И 1967 -М. Недра 302 с.

16. Губкин И.М. Учение о нефти. / И.М.Губкин / 1937. М-Л. ОНТИ НКТП. - 460 с.

17. Деменкова П.Я. О связи ванадия и никеля с компонентами нефтей Волго-Уральской области. /П.Я.Деменкова, Л.Н.Захаренко, А.П.Курбатская //

18. О происхождении нефти в каменноугольных и пермских отложениях Волго-Уральской области. 1958. -Гостотехиздат. - с.186-213.

19. Егорова Н.П. Геохимическая характеристика нефтеносных толщ палеозойского разреза западной Башкирии (средний карбон-нижняя пермь). / Н.П.Егорова, Л.И.Леонова // 1965. Уфа.

20. Егорова Н.П. К вопросу об источниках нефти в, среднем карбоне Западной Башкирии. / Н.П.Егорова // Труды УфНИИ. 1967. - Уфа. -Вып.ХХ. - с.240-250.

21. Егорова Н.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. /Н.П.Егорова, Э.М.Халимов // Том IV. Башкирская АССР. -1975. М. Недра. - 237с.

22. Казьмин М.М; О нефтеносности карбонатных отложений; палеозоя Башкирии. / М.М.Казьмин // Геология нефти и газа.- 1957.- Уфа.- №9-С.49-52.

23. Камалетдинов М.А. Покровные структуры Урала. / М.А.Камалетдинов// 1974. М. Наука. - 130 с.

24. Камалетдинов М.А. Геология и перспективы нефтегазоносности Урала. / М.А.Камалетдинов // 1988. М.

25. Каменский Г.Г. Гидрогеология СССР. / Г.Г.Каменский, М.М.Толстихина// 1960. - М.: Гостоптехиздат. - 167с.

26. Козлов A.JI. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. / А.Л.Козлов // 1959. - М.:Гостоптехиздат.

27. Комаров В.Л. Определение пористости карбонатных пород по данным промысловой геофизики. / В.Л.Комаров, В.М.Лайкам, Ю.В.Голубев // Вопросы геологии и нефтеносности Башкирии. Труды УфНИИ. 1961. -Вып. VIII.

28. Кротова В.А. Волго-Уральская нефтеносная область. Гидрогеология. / В.А.Кротова // 1956. - Гостоптехиздат, Ленинград. - 266с.

29. Кротова В.А. Роль гидрогеологических факторов в образовании, сохранении и разрушении нефтяных залежей. / В.А.Кротова // Тр.ВНИИГРИ. 1957. - М.¡Гостоптехиздат. - Вып. 103. - 128 с.

30. Лазько Е.М. Региональная геология СССР. Т1. / Е.М.Лазько // -1975.-М.:Недра.-334 с.

31. Леворсен А.И. Геология нефти и газа. / А.И.Леворсен // 1958. -М.: Гостоптехиздат.

32. Лисовский H.H., Хлебников В.Д., Кухаренко Ю.Н., Хатьянов Ф.И. Новая нефтеносная зона, контролируемая грабенообразными прогибами в Башкирии. / Н.Н.Лисовский, В.Д.Хлебников, Ю.Н.Кухаренко, Ф.И.Хатьянов // ГеологиЯ'Нефти и газа. 1974. - №11. - С.22-29.

33. Лобов В.А. Прямые доказательства вертикальной миграции нефти и газа в осадочной толще востока Русской платформы. / В.А.Лобов и др. // Генезис нефти и газа. 1968. - М.: Недра. - С.158-193.

34. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. Часть 1: Монография. / Е.В.Лозин // -1994.1. М. :ВНИИОЭНГ. -74с.

35. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. Часть 2: Монография. / Е.В. Лозин //- 1994.1. М. :ВНИИОЭНГ. 62с.

36. Лозин Е.В. Системы постседиментационыых грабенообразных прогибовна юго-востоке Русской плиты. / Е.В.Лозин: // Сборник научных трудов «Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Башкортостана». 1993. - Уфа. - Вып. 87. - С.32-41.

37. Лозин Е.В. Тектоническая эволюция осадочного чехла платформенной Башкирии. / Е.В.Лозин // Тр.Башнипинефть. 1991. — Уфа. -Вып.83. - С.158-166.

38. Лозин Е.В. Зоны нефтегазонакопления палеозоя. / Е.В.Лозин // Биостратиграфия и нефтегазоносность палеозоя Башкирского Приуралья. Сборник научных трудов. 1993. - Уфа. - Вып.93. - С.93-108.

39. Маймин З.Л: О возможности выделения нефтепроизводящих пород в разрезе карбона и перми Волго-Уральской области. /З.Л.Маймин// О происхождении нефти в каменноугольных и пермских отложениях Волго-Уральской области. 1958. - Гостотехиздат. - С.252-276.

40. Максимов В.М. Справочное руководство гидрогеолога. / В.М.Максимов // 1979. -М.:Недра. - 512с.

41. Максимов С.П. Геологиянефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. / С.П.Максимов, А.Я.Виссарионова, В.А.Киров // 1970. - М.:Недра. - 806с.i <4 52. Максимович Г.А. Палеокарстовые коллекторы нефти и газа. /

42. Г.А.Максимович, В.М.Армишев // Гидрогеология и карстоведение. Ученые записки Пермского Гос.университета им.А.М.Горького том XXIV. 1962. -Пермь. - Вып.З.

43. Масагутов Р.Х. К методике поисков месторождений нефти и газа в восточной части Башкирского свода (в связи с шарьяжами на Урале). / Р.Х.Масагутов // Шарьяжи Урала и связь с ними полезных ископаемых. -1980.- Уфа. -С.46-50.

44. Масагутов Р.Х. Связь гравитационных аномалий с дизъюнктивными нарушениями в зоне сочленения Башкирского свода и Бымско-Кунгурской впадины. / Р.Х.Масагутов // Труды БашНИПИнефть. — 1986. - Уфа. - Вып 74. - С.50-57.

45. Масагутов Р.Х. Особенности геологического строения севера Башкирии по данным дистанционных исследований. / Р.Х.Масагутов // -Аллохтонные структуры в земной коре и связь с ними полезных ископаемых. 1987. - БФАН СССР. - С.120-133.

46. Масагутов Р.Х. Сравнительная характеристика девонских и нижнепермских грабенообразных прогибов восточной окраины Русской платформы. / Р.Х.Масагутов // Известия АН КазССР. Серия геологическая. -1988.-№2.-С.39-43.

47. Масагутов Р.Х. О роли линеаментов в формировании месторождений нефти и газа (на примере Таныпской системы линеаментов северо-западного склона Башкирского свода) / Р.Х.Масагутов // 1988. -ВНИИГИС . - Октябрьский. -№2. - с.8.

48. Масагутов' Р.Х. Палеозойские отложения Красноключевской структуры как возможный резерв углеводородов в Башкирии. / Р.Х.Масагутов // Тр.Башнипинефти. - 1988. - Уфа. - Вып.77. - С.44-50.

49. Масагутов Р.Х. Палеогеографические условия осадконакопления средне- и верхнефранских отложений Башкирского палеосвода в связи снефтегазоносностью. / Р.Х.Масагутов // Тектоника и нефтегазоносность -БНЦ УрО АН СССР. - С.60-65.

50. Масагутов Р.Х. О возможности выявления новых видов неантиклинальных ловушек в палеозойском осадочном чехле Башкирии. / Р.Х.Масагутов // Известия5АН КазССР. Серия геологическая. — 1989. - №2. -С.21-25

51. Масагутов Р.Х. Потенциальные возможности продуктивных горизонтов среднего карбона в Башкирии. / Р.Х.Масагутов, В.С.Афанасьев // Труды Башнипинефти. 1990. - Уфа. - Вып.81. - С.19-27.

52. Масагутов Р.Х. К вопросу о южной границе Бымско-Кунгурской впадины. / Р.Х.Масагутов // Шарьяжно-надвиговая' тектоника и ее роль в формировании месторождений полезных ископаемых. Тезисы докладов. — 1991. -Уфа. -С.134-135.

53. Масагутов Р.Х. Турнейские отложения как возможный объект разработки Кушкульского месторождения. / Р.Х.Масагутов, Н.Б.Амельченко // Сборник научных трудов Башнипинефть. — 1992. — Уфа. С.108-112.

54. Мирчинк М.Ф. Нефтепромысловая геология. / М;Ф.Мирчинк // МЛ., Гостоптехиздат. — 1946. 699 с.

55. Мирчинк М.Ф. Тектоника и; происхождение: Камско-Кинельской системы:прогибов. / М.Ф.Мирчинк, Р.О.Хачатрян, О.М.Мкртчян // Вопросы тектоники нефтеносных областей. М.:изд-во АН СССР. - 1962. - С.86-101.

56. Мирчинк М.Ф; Тектоника и размещение нефтегазовых месторождений востока Русской платформы. / М:Ф.Мирчинк// М. - 1968.

57. Мирчинк М.Ф. Тектоника и зоны нефтегазонакопления Камско-Кинельской системы прогибов. / М.Ф.Мирчинк, Р.О.Хачатрян, О.М.Мкртчян// Наука, М. - 1965.

58. Мирчинк М.Ф. Генезис нефти и газа. / М;Ф:Мирчинк// М. - 1967.

59. Мкртчян О.М. Верхнедсвонские рифы и их роль в формировании нефтеносных структур востока Урало-Поволжья. /О.М.Мкртчян//-М., Наука.-1964.-119 с.

60. Мкртчян О.М: Закономерности- размещения структурных форм на востоке Русской плиты./О.М.Мкртчян// М:; Наука.-1980:-135 с.

61. Надежкин А.Д. Новые данные о газоносности среднекаменноугольных отложений Башкирии./А.Д.Надежкин, Ю.И.Шатов// Нефтегазовая геология и геофизика. 1963.- №5.

62. Надежкин А.Д. Особенности нефтеносности каменноугольных отложений Башкирии; /А.Д.Надежкин//Геология нефти и газа.-1962.-№12.

63. Наливкин В.Н. Стратиграфия и тектоника Уфимского плато и Юрюзано-Сылвенской депрессии. /В.Н.Наливкин// Л-М.:Гостоптехиздат.-1949.- 205 с.

64. Наливкин Д.В. Учение о фациях. / Д.В.Наливкин//Москва, из-во АН СССР.-1956.- 535 с.

65. Наливкин В.Н. Волго-Уральская нефтеносная область. Тектоника./В.Н.Наливкин, Л.Н.Розанов и др.//Л:Гостоптехиздат.-1956.- 312 с.

66. Ованесов Г.П. Формирование залежей нефти и газа в Башкирии, их классификация и методы поисков./Г.П. Ованесов// М.гГостоптехиздат. — 1962.- 295 с.

67. Ованесов Г.П. Геологическая эффективность геофизических работ в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции./Г.П.Ованесов// М.- 1979.

68. Огаринов И.С. Глубинное строение Урала. /И.С.Огаринов// М.:Наука.-1974.-67с.

69. Озолин Б.В. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области. /Б.В.Озолин// М.-1973.

70. Пазухин В:Н. Среднекаменноугольные комплексы конодонтов Башкирского Приуралья. /В.Н.Пазухин// Верхний палеозой России: стратиграфия и палеогеография. Материалы Всероссийской конференции. -2007.- Казань: КГУ.- С.243-246.

71. Познер В.М. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной области. /В.М.Познер, Т.И.Кирина, Г.С.Порфирьев и др.// Тр.ВНИГРИ. 1957.-Гостоптехиздат.- Вып. 122.

72. Постников Д.В. Нефти Башкирии. /Д.В.Постников// Справочная книга.-Уфа.-1960.

73. Потапов В.П. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов девона и карбона новых разведочных площадей Пермской области. /В.П.Потапов//-1960.

74. Проворов В.М. Нефтегазогеологическое районирование центральной платформенной части Пермского края./В.М.Проворов// НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -Москва. 2005. - Вып.2. - С. 18-25.

75. Розанов JI.H. История формирования тектонических структур Башкирии и примыкающих областей./JI.Н.Розанов// М.:Гостоптехиздат.-1957.-208 с.

76. Розанов Л.Н. Методика оценки перспективных и прогнозных запасов нефти и газа платформенных областей./Л.Н.Розанов//М.-1963.

77. Розанов Л.Н. Методика поисково-разведочных работ на нефть в Башкирии. /Л.Н.Розанов, А.Я.Виссарионова//- Уфа. -1956.- 36 с.

78. Розанов Л.Н. Тектоника и нефтегазоносность востока Русской платформы./Л.Н.Розанов//-Москва.-1965.-260 с.

79. Розанов Л.Н. Особенности размещения тектонических структур нефтегазоносных областей СССР./Л.Н.Розанов//-Л.-1974.

80. Смехов Е.М. Емкость карбонатных пород./Е.М.Смехов//-Труды ВНИГРИ.-1962.-Вып.193.

81. Страхов Н.М. Историческая геология./Н.М.Страхов//-Мг. :Учпедгиз.-1938 .-499 с.

82. Сюндюков А.З. Литология, фации и нефтеносность карбонатных отложений западной Башкирии./А.З.Сюндюков//-М.:Наука.-1975.-173с.

83. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах./Г.И.Теодорович//Л.:Гостотехиздат.-1958.-572 с.

84. Трофимук A.A. Нефтеносность палеозоя Башкирии./А.А.Трофимук//-М-Л.:Гостоптехиздат.-1950.-248 с.

85. Трофимук A.A. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность./А. А.Трофимук//-М.-1974".

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

87. Халимов Э1М. Комплексное изучение геологического строения многопластовых нефтяных месторождений./Э.М.Халимов, В.М.Лайкам//-М. .-Недра.-1975.

88. Халимов Э.М. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР./Э.М.Халимов//-М. :Недра-1987.

89. Хачатрян Р:0. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы. /Р.О.Хачатрян//-М.:Наука.-1979.-171 с.

90. Хворова И.В. Атлас карбонатных пород среднего и верхнего карбона Русской,платформы. /И.В.Хворова//-Изд. АН СССР.-1958.

91. Шатский Н.С. Очерки тектоники Волго-Уральской нефтеносной области и смежной части западного, склона Южного Урала./Н.С.Шатский//-М. Изд-во Моск.об-во испыт.природы.-1945 .-131 с.

92. Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая. гидрогеология. /В.П.Шугрин//-М.: Недра.-1973 .-168 с.

93. Юнусов М.А., Архипова В.В. Сводный литолого-стратиграфический разрез палеозойских отложений платформенного Башкортостана./М.А.Юнусов, В.В.Архипова//-Тр.Башнипинефть.-Уфа.-1998.-Вып. 95.-С.88-105.

94. Юнусов M.А. Литолого-стратиграфические реперы палеозоя Башкортостана./М.А.Юнусов, В.В.Архипова, Г.М.Юнусова//-Тр.Башнипинефть. Часть 2.-Уфа.-2000.-Вып.108.-С.22-41.

95. Юнусов М.А. Башкирский ярус юго-востока Юрюзано-Айской впадины./М.А.Юнусов, Р.Х.Масагутов, В.В.Архипова, В.Н.Пазухин и др.// Зональные подразделения карбона общей статиграфической шкалы России: Матер. Всерос.совещ.-Уфа:Гилем.-2000.-С.112-113.

Информация о работе

Зубаиров, Азат Валерьевич
кандидата геолого-минералогических наук
Уфа, 2012
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геология и перспективы нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений Башкирского свода - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы