Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-геохимическое обоснование перспективных направлений геологоразведочных работ на юге Прикаспийской впадины на зрелой стадии освоения нефтегазовых ресурсов

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимическое обоснование перспективных направлений геологоразведочных работ на юге Прикаспийской впадины на зрелой стадии освоения нефтегазовых ресурсов"

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

На правах рукописи УДК 550.8.02:550.84 (470.4)

I и

НАУКЕНОВА КАЛИМА ИСАНОВНА

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ

НАПРАВЛЕНИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ЮГЕ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ НА ЗРЕЛОЙ СТАДИИ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ

04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 1995 г.

Работа выполнена в Институте геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) Министерства топлива и энергетики Российской Федерации и Российской Академии наук

Научный руководитель: доктор геол.-мин. наук, проф. Э.М. Халимов

Официальные оппоненты: доктор геол.-мин. наук, проф. А.Н. Золотов канд. геол.-мин. наук, доцент A.B. Ярошенхо

Ведущее предприятие: АО "Эмбамунайгаз"

Защита диссертации состоится " о" " гч+'ф^ 7993 г. в часов на заседании диссертационного Совета Д.Ь02.80.01 при Институте геологии и разработки горючих ископаемых по адресу: 117312 г. Москва, ул. Ферсмана, 50 (ИГиРГИ)

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГиРГИ

Автореферат разослан " " С/С/зб/?^199^ г.

Ученый секретарь диссертационного Совета,

кандидат геол.-мин. наук /г * „ В.Ф. Мазанов

Общая характеристика работы

Актуальность работы - Прикаспийская нефтегазоносная провинция (принимается в границах современной Прикаспийской впадины) - крупнейший нефтегазоносный'регион России и Казахстана. Здесь уже открыты и введены в разработку крупные месторождения в подсолевых отложениях. В общем объеме ресурсов углеводородов ведущая роль принадлежит южной части провинции, где в карбонатных отложениях карбона открыто уникальное нефтяное месторождение Тенгиз. Несмотря на то, что регион находится в зрелой стадии освоения, недоразведанная часть ресурсов нефти и газа еще значительна по объему. Прогнозные ресурсы нефти Каратон-Прор-винской зоны, Новобогатинского и Гурьевского по-грабенных сводов составляют более 1 млрд.т. В пределах Казахстанской части Прикаспийской нефегазоносной провинции (ПНГП) начальные ресурсы нефти оцениваются в 28% от суммарных.

Несмотря на высокие перспективы нефтегазоносности региона, реализация их - технически сложная задача из-за того, что прогнозируются геологически сложно построенные ловушки, преимущественно небольших размеров, находящиеся на значительных глубинах, со сложным строением и агрессивной средой. Все это создает трудности при бурении и эксплуатации скважин, значительно удорожая освоение запасов и добычу нефти.

Поэтому актуально исследование, посвященное геологическому анализу и обобщению результатов предшествующих поисково-разведочных работ, выявлению благоприятных природных условий для проведения и обоснования первоочередных направлений поисково-разведочных работ с учетом технических возможностей на территории южной части ПНГП.

Цели и задачи исследований 1. Геологический анализ и обобщение материалов по результатам поисково-разведочных работ в южной части ПНГП и'уточнение нефтегеологического районирования.

2. Сравнительный анализ геохимических особенностей палеозойских отложений с целью ранжирования объектов поиска по их перспективности.

3. Выявление геологических условий, благоприятных для скоплени: нефти и газа в подсолевых и надсолевых отложениях, и определение тех нических возможностей их открытия.

4. Анализ применяемой методики поисково-разведочных работ и оп ределение условий ее эффективного использования для поисков перепек тивных объектов.

Научная новизна исследований

1. Определены пространственные соотношения формаций подсолево го палеозоя на основе комплексного структурно-фациального анализа I тектонических палеореконструкций.

2. Выполнено нефтегеологическое районирование южной части При каспийской нефтегазоносной провинции (НГП) по степени перспективное подсолевых и надсолевых отложений.

3. Проведена сравнительная оценка нефтегазоносности подсолевого I надсолевого палеозоя по геохимическим показателям.

4. Обоснованы перспективные направления геологоразведочных рабо на юге Прикаспийской НГП.

Фактический материал

В диссертации изложены результаты исследований, выполненных ав тором в 1990-1995 гг. в Атырауской группе ИГиРГИ (г. Атьрау Республик Казахстан) в процессе обучения в заочной аспирантуре ИГиРГИ.

В основу диссертации положены первичные геолого-геофизически материалы, собранные автором в ПО "Эмбанефть", "Тенгизнефтегаз", 'Прикаспийбурнефть", Турьевнефтегазгеология", геологических трестов "Эмбанефтегеофизика", 'Карах", 'Казахнефтегеофизика" и 'Саратовнефте-геофизика". При обобщении геологических данных использованы материа лы публикаций и фондовых отчетов ИГиРГИ, ИГН им. К.И.Сатпаева АН Ка захстана, Каз.НИГРИ, КазНИПИнефть, ВНИГНИ, НВ и НИИГГ, ГАНГ ии И.М.Губкина, а также тематических работ производственных объединений.

Исследования по диссертации автором проводились в рамках научно-исследовательских работ ИГиРГИ "Анализ результатов и обоснование направлений геологоразведочных работ по выявлению наиболее перспективных объектов поисков нефти и газа в надсолэвых отложениях юго-востока Прикаспийской впадины", 'Особенности строения и нефтегазоносность подсолевого комплекса юго-зостока Прикаспийской впадины", "Анализ освоения прогнозных ресурсов УВ на территории деятельности ПО "Эмбанефть" и задачи поисково-разведочных работ на 1986-1990 гг., 19911992 гг.

Практическое значение работы

По результатам комплексного исследования отложений подсолевого и надсолевого палеозоя обоснованы перспективные направления геологоразведочных работ на юге Прикаспия, включающем Эмбинский район и междуречье Урала и Волги, а также даны практические рекомендации по продолжению поисков нефтегазоносных месторождений.

Результаты исследований, изложенные в диссертации и научно-исследовательских отчётах, переданы в объединение 'Эмбанефть" и АО "Эмбамунайгаз" для использования при разработке программ геологоразведочных работ.

Апробация работы >

Основные положения диссертации докладывались на геологических совещаниях в ПО "Эмбанефть" в 1990-1993 гг. на объединенных коллоквиумах лабораторий ИГиРГИ (1991-1994 гг.).

По теме диссертации опубликовано 3 статьи в научно-технических изданиях.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из пяти глав, введения, заключения и содержит страниц машинописного текста, иллюстрирована таблицами, рисунками и схемами. Список использованной литературы включает 6 наименований опубликованных и фондовых работ.

Автор выражает сердечную признательность профессору, члену-корреспонденту Академии естественных наук РФ Э.М.Халимову за научное руководство. Автор весьма благодарна за ценные советы при подготовке работы д.г.-м.н. Т.Т.Клубовой, к.г.-м.н. В.П.Аврову, к.г.-м.н. М.Б.Балгимбаеву, к.г.-м.н. З.В.Голубевой, С.Намазову, О.С.Исказиеву, к.г.-м.н. Ю.А.Карпенко.

В главе I рассмотрены особенности геологического строения подсо-левых отложений. Вопросам геологического строения подсолевых отложений юго-востока Прикаспийской впадины посвящено много исследований, авторами которых являются: П.Я.Авров, В.П.Авров, Г.Е.-А.Айзенштадт, Н.Т.Ай-тиева, Н.А.Амирова, АААксенов, А.А.Бакиров, Э.А.Бакиров, М.Б.Балгимбаев, А.В.Бухаров, В.Г.Варламов, Ю.А.Врлож, Э.С.Воцалевский,

B.П.Гарецкий, З.В.Голубева, М.М.Грачевский, Р.И.Грачев, И.БДальян, А.Н.Дмитриевский, Г.Н.Джумагалиев, В.С.Днепров, В.С.Журавлев, А.К.Зама-ренов, А.Н.Золотов, Ю.А.Иванов, Б.А.Искужиев, М.П.Казаков, О.С.Исказиев, Л.Б.Каламкаров, Н.А.Каланин, И.Н.Капустин, Л.Г.Кирюхин, И.И.Кожевни-ков, А.Кожабаев, В.М.Котельников, В.Н.Кривонос, Н.А.Крылов, С.П.Максимов, Л.И.Лебедев, В.С.Мильничук, В.Н.Михалькова, В.Г.Можаева, Н.В.Неволин,

C.Н.Нурсултанова, И.Е.Постникова, Б.К.Прошляков, А.Н. Руднев, Р.Б.Сапож-ников, А.Б.Сагингалиев, Б.А.Соколов, В.Л.Соколов, К.Суесинов, М.И.Тарханов, К.Таскимбаев, О.С.Турков, С.У.Утегалиев, Д.Л.Федоров, В.Е.Хаин, А.Б.Чепелюгин, С.Чакабаев, В.Г.Чистяков, В.П.Шебалдин, А.Е.Шлизингер, А.Л.Яншин, А.В.Ярошенко и др. В этих работах обосновывается высокая перспективность региона на нефть и газ. Материалы предыдущих исследований по изучению геологического строения региона были дополнены автором. В частности с использованием последних материалов бурения и сейсморазведки построены структурные схемы сейсмических отражающих гори-

зонтов П, (кровля артинских отложений), П3 (подошва карбонатной толщи верхнего девона) и поверхности фундамента.

Фундамент характеризуется высокой дислоцированностью, контрастностью, разнообразием размеров и форм блоков, на которые он разбит разноориентированными разломами. Приподнятые блоки фундамента определяют размеры и конфигурацию сводов, имеющих слабо выраженное контрастное строение. На приподнятых блоках отмечается значительное сокращение мощности перекрывающего осадочного чехла, главным образом за счет выпадения из разрезов его нижних (допермских) горизонтов.

К северу от области выступов поверхность фундамента моноклинально погружается в сторону Центрально-Прикаспийской депрессии. В погруженных частях ее фундамент залегает на глубине 20 км и более.

На юге расположена крупная линейно-вытянутая погруженная зона -Южно-Эмбинский папеопрогиб, протягивающийся в пределах суши от северо-восточной акватории Каспийского моря более чем на 200 км. В опущенных осевых его частях фундамент залегает на глубине 12-14 км. Прогиб имеет ассиметричное строение: северный борт более пологий, чем южный. С севера и юга прогиб ограничен крупными зонами глубинных разломов.

К югу от Гурьевского выступа вдоль северо-восточного побережья Каспийского моря на фоне общего погружения фундамента выявлена субмеридиональная Каратон-Прорвинская зона поднятий. Строение ее фундамента определяется системой разрывных нарушений, которые определяют приподнятые блоки с глубинами залегания 8-9 км от опущенных ступеней. Каратон-Прорвинская зона, отделенная от Южно-Эмбинского прогиба суб-меридионапьным разломом, представляет собой поперечный тектонический элемент.

Структурный план горизонта П3 в основном наследует строение фундамента. Повышенным залеганием горизонта П3 характеризуются Новобога-тинский, Гурьевский и Биикжальский своды, с глубиной их залегания 6,77,4 км.-

Сохраняя региональное направление наклона фундамента, горизонт П3 полого погружается на север в направлении к Центрально-Прикаспийской депрессии и на юго-востоке 6 направлении к Южно-Эмбинскому палеопро-

гибу. Структура горизонта осложнена пликативными дислокациями, наследующими блоковую' природу цоколя. Наиболее ярко выражена флексура субмеридионального простирания, отделяющая Каратон-Прорвинскую зону от Южно-Эмбинского палеопрогиба, где поверхнсть Пз на расстоянии 12 км резко погружается с 7 км до 9 км.

Более полно строение описываемого региона изучено по сейсмическому отражающему горизонту Пь В зависимости от глубины размыва на подсолевую допермскую поверхность выходят разновозрастные породы от девонских во внутренних частях до каменноугольных - в прибортовых частях Прикаспийской впадины.

Сравнительный анализ структурных схем по горизонту П, и фундаменту показал, что на месте Южно-Эмбинского прогиба по фундаменту располагается одноименная зона повышенного залегания поверхности под соле-^ вых отложений, а зоне выступов фундамента по подошве соленосных отложений отвечает относительно выположенная ступень, осложненная локальными структурами (Новобогатинский, Гурьевский и Биикжальский своды) и небольшими уступами разной ориентировки. К югу от этой ступени региональные наклоны поверхностей П1 и фундамента имеют противоположную направленность. В северном же направлении наблюдается согласованное поведение поверхностей П, и фундамента, наклонных к северу. Погружение горизонта П, происходит моноклинально без заметного увеличения градиента мощности в сторону Центрально-Прикаспийской депрессии, где глубины его залегания превышают 9-10 км.

В структуре горизонта П1 происходит некоторое сглаживание допе м-ского рельефа и уменьшение амплитуды локальных поднятий.

Каратон-Прорвинская зона по фундаменту и нижним горизонтам чехла представляет четко выраженную крупную положительную структуру, состоящую из совокупности обширных сводов и прогибов, с амплитудой до 1000 м. В современном структурном плане (поверхность П^) зона выражена слабо, что связано с тем, что породы докунгурскОй нижней перми имеют покровное плащеобразное залегание и маскируют некоторые характерные черты строения верхнедевонско-каменноугольного карбонатного комплекса.

Отмечено различив в региональном наклоне пластов. Горизонт П3 также, как и поверхность фундамента, погружается к югу, а поверхность П, имеет заметный региональный наклон (до 8 м/км) к северу.

Автор исследовала пространственное соотношение формаций, понимая под формацией литологическое выражение отдельных стадий геотектонического развития территории: цикл - структура - Формация. Иными словами, формация - это сообщество пород, объединенных общностью структурного положения и образования в определенный геологический этап. Од-новозрастные, но различные по литолого-экологическим показателям, представляют собой градации, а разновозрастные - субформации (И.В.Хво-рова). Формации, субформации и градации могут быть моно- или полифа-циальными. Пространственные соотношения формаций, определенные по результатам детального структурно-фациального и формационного анализа, а также палеореконструкций, выполнены на тектонической основе. Выделены миогеосинклинальные, платформенные и орогенные ряды формаций. Формационный анализ подсолевого палеозоя выполнен в рамках темы N 453 совместно с З.В.Голубевой и В.П.Авровым.

Автор рассматривает вслед за И.К.Королюк, А.И.Летавиным, О.М.Мкртчяном (1984) части формаций и зональные комплексы как элементы нефте-геологического районирования, т.е. естественно-ограниченные объекты регионального прогноза нефтегазоносности. Выделены следующие нефтегазоносные комплексы подсолевого палеозоя юга Прикаспия:

- преимущественно терригенно-карбонатный среднедевонский;

- карбонатный верхнедевонско-средневизейский;

- терригенный нижнекаменноугольный (турнейско-средневизейский);

- карбонатный верхневизейско(окско)-средне-верхнекаменноугольный;

- преимущественно терригенный нижнепермский.

Преимущественно терригенно-карбонатный

комплекс среднего девона принимается в объеме одно-возрастной и одноименной градации. На территории рассматриваемого региона скважинами не вскрыт. В пределах Жаркомысско-Енбекской зоны сводовых поднятий, на Кызылджарском, Биикжапьском, Гурьевском сводах, в Чапаевской и Каратон-Лрорвинской зонах ожидаются коллекторы

(карбонатные трещинно-каверново-поровые и их модификации), связнные в основном с органогенными постройками в бийско-афонинской части разреза.

Карбонатный верхнедевонско-средневизей-ский комплекс принимается в стратиграфическом объеме полновозрастной формации органогенных известняков, в полном объеме этот комплекс распространен лишь в Каратон-Прорвинской зоне.

По сейсмическим данным отложения комплекса прогнозируются в пределах Чапаевской ступени, в южной части Гурьевского и Биикжалского сводов, а также в Жаркомысско-Енбекской зоне сводовых поднятий, где они, по-видимому, представлены верхнедевонской частью разреза. Ожидаемая глубина их залегания - 5,5-6,5 км.

Терригенный нижнекаменноугольный т у р -нейско-средневизейский комплекс прогнозируется в объеме одновозрастной терригенно-песчано-глинистой формации. Развит в пределах Примугоджарского и Южно-Эмбинского палеопрогибов или на одноименных позднепалеозойских поднятиях. Предполагается также, что в объеме одновозрастной песчано-алевритовой градации он развит в пределах Жаркомысско-Енбекской зоны сводовых поднятий, а также на Биик-жальском и Кызылджарском сводах.

В юго-восточной части региона в пределах Южно-Эмбинского поднятия отложения комплекса вскрыты многими скважинами на площадях Торе-сай, Тортай, Южно-Молодежная и др.

Карбонатный верхневизейско(окско)-сред-не-верхнекаменноугольный комплекс принимается в объеме одновозрастной биоритмитной формации. Импульсно-прерывисто-восходящие движения всей рассматриваемой территории в предпоздневи-зейское время обусловили формирование позднепалеозойских поднятий -Примугоджарского, Южно-Эмбинского сводов и Южно-Эмбинской моноклинали, а также в их пределах высокоамплитудных (до 3000 м) поднятий). 'Активный тектогенез обусловил в каждой выделенной структурной зоне значительные изменения стратиграфического объема и вещественного состава отложений.

На юго-востоке региона в пределах Южно-Эмбинского поднятия отложения комплекса протягиваются узкой полосой от площади Киндыкты на северо-востоке до Южно-Молодежной на юго-западе, окаймляя его сводовую часть. В этой зоне открыто лишь два мелких по запасам месторждения нефти - Тортайское и Равнинное. Поэтому вполне обосновано сокращение объема поисково-разведочного бурения на рассматриваемый комплекс в этом районе.

В Каратон-Прорвинской зоне комплекс пройден глубоким бурением в пределах высокоамплитудных структур: Приморский вал (поднятия Каратон, Тажигапи, Кошкимбет), Королевская, Тенгиз, Южная.

В южном поднятии разрез комплекса наращивается более чем на 800 м по сравнению с поднятием Тенгиз за счет отложений верхнебашкирского и московского ярусов.

По характеру распределения коллекторов Каратон-Прорвинской зоны в пределах высокоамплитудных структур (Каратон, Тенгиз, Южная) в разрезе рассматриваемого комплекса выделены три обособленные толщи известняков, с преимущественно каверново-трещинным типом коллекторов.

Преимуществ.енно-терригенный нижнепермский комплекс принимается в объеме одновозрастной сероцветной молассовой формации, выполняющей внутренние борта, а также центральную часть Прикаспийской впадины. Комплекс залегает с размывом на подстилающих отложениях. Характерно изменение вещественного состава по разрезу и по латерали, а также наличие в нижней части разреза биогерм-ных построек, объединенных в субформацию биогермных массивов.

На юго-восточном борту Прикаспийской впадины в разрезе комплекса , выделяются три основных типа: Сарыкумский, Тортай-Сазтюбинский и Шолькара-Маткенский.

Отложения Сарыкумского типа в нижней (ассельской) части рареза представлены биогермными известняковыми постройками, с размывом залегающими на подстилающих образованиях среднего и верхнего карбона. Известняки значительной части разреза доломитизированы. Коллекорские свойства резко изменяются, даже в пределах одной площади, и отсутствует

региональная покрышка (соленосная толща кунгура). Поэтому перспективы его оцениваются весьма низко.

Тортай-Сазтюбинский тип. Породы этого типа погружаются в юго-западном направлении от -3000 м до 3800 м. В этом же направлении увеличивается мощность и количество обломочного материала. Отложения этого типа не имеют региональной соляной покрышки. Однако, здесь из ас-сельских пород на пл. Сазтюбе был получен промышленный приток нефти, что свидетельствует о наличии в разрезе коллекторов и локальных покрышек.

Шолькара-Маткенский тип вскрыт на многих площадях. Разрез характеризуется чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород с единичными прослоями известняков и мергелей, а также присутствием грубо-облмочных пород. Характерно наличие в основном первично-поровых коллекторов. Открытая пористость песчано-алевритовых пород составляет 46%, из-за карбонатной цементации. Низкими коллекторскими свойствами объясняются незначительные скопления нефти и газа при их относительно благоприятных современных-структурных условиях. Промышленные притоки нефти получены лишь на пл. Елемес и Аиршагыл.

Предполагается широкое распространение терригенно-карбонатного среднедевонского и карбонатно-верхнедевонско-средневизейского комплексов, а также карбонатного верхневизейско (окско) - средне-верхнекаменноугольного комплексов. Пласты-коллекторы в карбонатных отложениях отличаются более высокими емкостными свойствами, обусловленными тектонической трещиноватостью на больших глубинах. В карбонатных породах этих комплексов, по представлениям автора, сосредоточена значительная часть потенциальных ресурсов углеводородов. Предполагается, что попутный газ и газовые залежи будут содержать сероводород (до 12%). Основные перспективы связаны с терригенным нижнекаменноугольным тур-нейско-средневизейским и преимущественно нижнепермским комплексами востока Прикаспия, где в последние годы открыты месторождения бессернистой нефти (Бозоба, Кенкияк, Каратюбе, Акжар, Локтыбай).

Описанные нефтегазоносные комплексы пород охватывают разрез до-кунгурского палеозоя в интервале от 3,5 до 7,5 км. Перспективными с по-

зиций структурно-формационного анализа являются также и нижнепалеозойские отложения (ордовик и силур), которые находятся на глубинах от 7,5 до 12 км. Однако, они бурением не вскрыты.

В главе II изложены результаты геохимического изучения палеозойских отложений и дан раздельный прогноз их нефте- и газоносности.

Проблема генезиса нефтей в подсолевом и надсолевом комплексах Прикаспийской впадины не имеет однозначного решения. Часть исследователей считает, что нефти надсолевых отложений сингенетичны (М.К.Калин-ко, Т.А.Ботнава, 1983). Значительная часть исследователей приводит доказательства того, что большинство надсолевых нефтей образовано за счет миграции углеводородов из подсолевых отложений (В.С.Соболев, 1975, О.В.Барташевич, Ф.А.Алексеев, И.Б.Дальян, 1976 1979). О.К.Наврицкий, В.С.Соболев, Р.А.Твердова, Е.С.Ларская и другие относят подсолевые породы в прибортовых частях Прикаспийской впадины к нефтепроизводящим, но с различными нефтегазогенерирующими свойствами. Р.А.Твердова (1987) по наличию следов миграции аллохтонных битумоидов в нижнепермских породах юго-востока Прикаспия отнесла большинство залежей в этих отложениях к эпигенетичным.

Исследованиями в ИГиРГИ (О.А.Черников, В.П.Авров, А.А.Аксенов, Р.А.Твердова) подсолевых палеозойских отложений южной части Прикаспия установлено, что значительными генерационными свойствами обладают нижне-среднекаменноугольные отложения. В меньшей степени этими свойствами обладают нижнепермские отложения Каратон-Прорвинской зоны сводовых поднятий и Гурьевского свода.

Автор продолжила геохимическое изучение этих отложений. Основное внимание было уделено оценке масштабов генерации и эмиграции углеводородов. Детально, проанализированы битуминологические параметры, применяемые для оценки перспектив нефтегазоносности. Впервые для подсолевых отложений юго-восточного борта Прикаспийской впадины обобщены результаты экспресс-пиролиза пород. В качестве основного критерия, определяющего фазово-генетический тип УВ в залежах и качественный состав нефтей, использован генетический тип исходного ОВ, который обусловливает генерацию тех или иных флюидов. Установлена ге-

нетическая связь качественных и количественных характеристик РОВ с ли-толого-фациальными особенностями вмещающих пород. В подсолевых отложениях юго-востока Прикаспия определено исходное ОВ, связанное с прибрежно-морскими, континентальными, морскими относительно глубоководными и морскими мелководными осадками.

С учетом типа исходного РОВ, автором выполнен прогноз сингене-тичных нефтей различного качественного состава. Установлено, что свойства нефтей подсолевых отложений юго-востока Прикаспия отражают гене-тичекий тип исходного РОВ и соответствуют стадиям его катагенеза, что указывает на их сингенетичность вмещающим отложениям. Аллохтонные скоплния УВ характерны в основном для нижнепермских пород юго-востока. На юго-восточном борту Прикаспия выделена зона гипергенно измененных нефтей, совпадающая с границей предпермского регионального размыва.

Закономерности изменения растворимых битуминозных компонентов и УВ в ОВ, установленные автором для различных литолого-страти-гафических комплексов, позволяют положительно оценить песпективы Ар-ман-Елемесской и Ушмолинской зон, а также Гурьевского свода. Положительно оцениваются й перспективы верхнедевонских отложений в пределах Каратон-Прорвинской и Южно-Эмбинской зон поднятий.

К основным факторам определяющим нефтегазоматеринский потенциал подсолевых отложений, отнесены генетический тип исходного ОВ и геотермический режим недр. Генетический тип исходного РОВ подсолевых отложений - смешанный с преобладанием в одном случае апиновых, а в других - арконовых компонентов. Стадии катагенеза РОВ изменяются, за редким исключением, в пределах градации ПК3, МК^, МКг, МК3.

Генерационный потенциал нефтематеринской породы подсчитан, исходя из общего содержания рассеянного органического вещества в породе (РОВ), которое определено по параметрам, замеренным в породе: Сорг., ХБ, СББ, ДСББ, НОВ и данных по их элементному составу.

РОВ верхнедевонских отложений Южно-Эмбинского поднятия характеризуется весьма низким коэффициентом р1. Низкий процент хлорформ-ного битумоида иуМ з (содержание УВ и ХБ, пересчитанное на породу при низком генерационном потенциале свидетельствует о том, что верхнеде-

вонскоо ОВ в пределах Южно-Эмбинского поднятия, по всей вероятности, исчерпало свои возможности генерировать жидкие УВ, а толща отнсится к малоперспективным. Однако, судя по содержанию НОВ в составе РОВ верхнедевонской толщи (0,25 на породу) и количеству водорода (4,3%), ке-роген еще может генерировать газообразные УВ и небольшое количество жидких УВ.

Сапропелево-гумусовое ОВ нижнекаменноугольных отложений этой же зоны характеризуется несколько повышенной величиной р1 = (0,42) и выским содержанием НОВ в породе (1,01%) позволяет предполагать, что эта толща может генерировать не только газообразные, но и жидкие УВ.

Наиболее высоким генерационным потенциалом в Южно-Эмбинской зоне обладает ОВ среднекаменноугольных отложений. Высокое количество водорода, содержащегося в РОВ свидетельствует о том, что в этой толще генерировались жидкие УВ.

Высокий генерационный потенциал отличает также ОВ каменноугольных отложений Каратон-Прорвинской зоны. Высокое содержание растворимых битуминозных компонентов, керогена в породе и его характеристика (содержание Нкб,3%) свидетельствует о генерации в основном жидких УВ. В каменноугольных отложениях снижается потенциал генерации в направлении от Тенгиз-Королевской площади на север к Каратону ^=0,45) и на юге к площади Южная, где р1=0,38. В нижнепермских отложениях Гурьев-ского свода, также как в нижнепермских отложениях Каратон-Прорвинской зоны, процессы генерации преобладают над процессами эмиграции.

Высокими потенциалами генерации характеризуются подсолевые отложения Арман-Елемесской зоны (в среднекаменноугольных отложениях р1=0,82, а в нижнепермских Р1=0,72). Р.А.Твердовой (1989) установлено, что ОВ подсолевых отложений Арман-Елемесской зоны представлено в основном автохтонными битумоидами, слабо отдававшими свои УВ, то есть в них процессы генерации во много раз превышают процессы эмиграции.

Для определения возможного количества жидких УВ автором обобщены результаты анализов элементного состава керогенов (всего 700 определений), выделенных из различных комплексов Прикаспийской впадины. Подсчитаны также изменения параметров концентратов НОВ в зависимости

от отражательной способности витринита, величины которой взяты из литературы. По результатам исследования керогенов, выделенных из нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений юго-восточного борта При-каспия, следует, что ОВ этих отложений содержит достаточно водорда для генрации не только газообразных, но и жидких УВ. С учетом градиентов параметров НОВ и характеристики керогенов верхнедевонско-камен-ноугольных отложений ориентировочная граница скопления жидких -УВ в пределах Южно-Эмбинской зоны изменяется в пределах 6,500-7000 метров. Ниже могут быть легкие газоконденсатные залежи переходного состояния, но главным образом газовые залежч.

По результатам проведенных исследований битуминологических параметров установлено, что на общем фоне высокой и повышенной битуми-нозности к малоперспективным относятся девонско-нижнекаменноугольные отложения Южно-Эмбинского свода, хотя они и- были нефтепроизводящи-ми. Нижнекаменноугольные отложения Южно-Эмбинского поднятия, характеризующиеся активной эмиграцией УВ и низким остаточным генерационным потенциалом также относятся к малоперспективным. Процессы генерации УВ и их последующая активная эмиграция привели к тому, что средне- и нижнекаменноугольные отложения юга и севера Каратон-Прорвинской зоны имеют низкий остаточный генерационный потенциал. Поэтому эти отложения здесь малоперспективны. Несмотря на высокий темп генерации и эмигрции УВ, среднекаменноугольные отложения могут быть отнесены к перспективным на Южно-Эмбинском поднятии и в Биикжальской зоне. Каменноугольные отложения Арман-Елемесской зоны, хотя и обладают высокими битуминологическими параметрами, не могут считаться перспективными из-за того, что в пределах этой зоны не наблюдалось интенсивной эмиграции.

Автором проведен также анализ результатов экспресс-пиролиза образцов пород подсолевых отложений палеозоя Прикаспийской впадины на автоматизированной установке "ЯосК-ЕуаГ*. По результатам этого анализа

* данные ИГиРГИ и В.Н.Литвиновой

оценены генерационные способности нефтегазоносных комплексов под солевых отложений юго-востока Прикаспийской впадины.

Суммируя результаты геохимических исследований РОВ подсолевых палеозойских пород юго-восточного борта Прикаспийской впадины, сделаны следующие выводы: нефтепроизводящие возможности РОВ этих пород в значительной степени проявились в девонско-нижнекаменноугольных отложениях Южно-Эмбинского поднятия и складчатой зоны, в пределах верхнего девона и нижнего карбона Каратон-Прорвинской зоны поднятий. ОВ в этих отложениях можно рассматривать как неиспользованный на нефтеоб-разование остаток. К нефтепроизводящим отложениям, в которых генерационные процессы происходили и происходят до настоящего времени, отнесены породы нижнего и среднего карбона Каратон-Прорвинской и Арман-Елемесской зон, среднего карбона Южно-Эмбинского поднятия и нижнего-среднего карбона Биикжальской зоны. В отложениях нижней перми юго-востока Прикаспия отмечено снижение процессов эмиграции по сравнению с каменноугольными и девонскими породами. Незначительными нефтепро-изводящими свойствами отличаются породы нижней перми Гурьевского свода и Каратон-Прорвинской зоны. В связи с этим предполагается, что большинство нефтяных месторождений в нижнепермских отложениях Прикаспия являются эпигенетичными.

По результатам проведенных автором исследований, в пределах юго-востока Прикаспия выделяются три фациально-генетических типа нефтей, которые отражают состав исходного РОВ вмещающих отложений. Подтвержден сделанный ранее В.С.Соболевым, Р.А.Твердовой, Л.В.Шестоперовдй и И.В.Князевой вывод о сингенетичности нефтей в нижне- средне и верхнекаменноугольных отложениях.

В главе III рассмотрены особенности геологического строения нефтегазоносных комплексов надсолевых отложений.

В разрезе надсолевых отложений исследователи выделяют два крупных нефтегазоносных комплекса: верхнепермско-среднетриасовый и верх-нетриасово-юрско-меловой. В составе последнего основные ресурсы УВ сосредоточены в верхнетриасовой, среднеюрской и нижномелоэой нефтегазоносных толщах. Карбонаты верхней юры и верхнего мела обычно вы-

полняют роль региональных флюидоупоров (покрышек), но на отдельны участках при наличии проницаемых горизонтов содержат промышпенны залежи нефти и газа. Залегающие в нижней части надсолевого разрез верхнепермско-среднетриасовые отложения имеют мощность б межкуполь ных депрессиях до 3-4 тыС.метров.

Отложения верхней перми и нижне-среднего триаса рассматриваютс как единый осадочный комплекс. Более полный разрез верхнепермских 01 ложений вскрыт в прибортовых частях Прикаспийской впадины. Промыи. ленные скопления нефти в верхней перми достоверно известны лишь восточной прибортовой зоне Прикаспия на месторождениях Кенкияк и Кг ратюбе. Из верхнепермских отложений получены притоки газа на площад Кульсзры. Отмечались таюке признаки нефти и газа в процессе бурения н площади Зап.Макат. Из верхнепермских отложений получены промышлеь ные притоки нефти в подкарнизных условиях на-месторождениях Новобогг тинск Юго-Восточный и Доссор Юго-западный. Залежи нефти и газа прк урочены к апевритово-песчаным горизонтам мощностью 8-12 м с и; менчивыми фильтрационно-емкостными свойствами. Верхнепермские 01 ложения по геолого-геофизическим условиям седиментации не могли прс дуцировать нефтяные УВ. Залежи нефти в них эпигенетические, образовав ные за счет вертикальной миграции из подсолевых пород.

Нижнетриасовые породы (песчаники, алевролиты и .др.) имею отчетливо выраженное двучленное циклическое строение. Каждый цик начинается песчаными породами, которые вверх по разрезу сменяются бс ле тонкими разностями (алевролитами и глинами). Основные скопления У приурочены к песчаным коллекторам базапьных пачек, образующих ря продутивных горизонтов с высокими фильтрационными свойствами колле> торов. Залежи УВ в горизонтах нижней толщи вскрыты на месторождения: Северное, Пекине, Сагиз, Доссор, Макат и Танатар. На юге междуречь Урал-Волга в нижнетриасовом комплексе также выявлено несколько прс дуктивных^оризонтов (до 15 пластов - Восточный Жанаталап). Из нижж триасового горизонта в этой зоне получены притоки нефти с дебитом д 15 м3/с. Промышленная залежь нефти открыта на северо-западном крыл купола Юго-Западной Камышитовой

В среднетриасовых отложениях залежей нефти промышленного значения не обнаружено. Непромышленные притоки УВ получены из ба-зальной среднетриасовой пачки песчаников (Сагиз, Пекине Северное).

Толща глин мастексайской свиты, мощностью около 100 м, на большей части Прикаспийской впадины образует надежный регионально выдер-жаный флюидоупор, что создает благоприятные условия для сохранения скоплений УВ, залегающих ниже.

Верхнетриасовая нефтегазоносная толща часто залегает на нижележащих отложениях с несогласием. На Прорвинских структурах из установленных шести продуктивных триасовых горизонтов 4 приурочено к верхнему триасу. Глинистые разделы между горизонтами песчаников, выполняющие роль локальных покрышек - флюидоупоров, обычно невелики по мощности (от 5 до 25 м), но регионально выдержаны.

Верхнеюрские отложения выполняют в основном роль покрышки и лишь на отдельных куполах, при наличии проницаемых горизонтов, содержат промышленные залежи.

Промышленная нефтеносность среднеюрских отложений установлена на многих структурах Южной Эмбы и Приморской зоны (Бадахан, Восточная, Кокарна, Досмухамбетовская, Камышитовое Юго-Восточное). На долю отложений средней юры на территории южной Эмбы приходится 45% всех промышленных запасов нефти в подсолевых отложениях. Продуктивными являются пласты песков, песчаников и алевролитов. Пески и песчаники, как правило, мелкозернистые. Количество среднеюрских нефтеносных пластов растет вместе с ростом мощностей в южном направлении: от 4-5 в районе Доссор и Макат до 12-16 горизонтов на Кульсарах, Косчагыле и Боранкуле. Некоторые залежи в среднеюрских отложениях (Прорва, Кульсары, Боранкуль) имеют газовые шапки.

Залежи нефти и газа в нижнемеловой нефтегазоносной толще прослеживаются от валанжина до датского яруса. Наиболее значительные залежи сосредоточены в терригенных отложениях нижнего мела, которые содержат около 40% разведанных промышленных запасов нефти в надсоле-вых отложениях.

Неокомские отложения содержат основные запасы нефти и газа, Суммарная мощность нижнемеловых отложений изменяется от 100 до 200300 м. В районе месторождения Прорва мощности достигают 1000-1100 м.

Основным флюидоупором для отложений баррема и низов аптскогс яруса является глинистая пачка в верхней части аптского яруса. Группу залежей, сосредоточенных в альбских отложениях, экранирует известняково-глинистая пачка верхнего мела.

Мощности продуктивных горизонтов варьируют в пределах от 1 до 2025 м (чаще 5-10 м).

В главе IV изложены результаты исследования по нефтегеоло' гическому районированию Южно-Прикаспийской НГО.

Обобщенна данных по геологическому отроению южной части При каспйской НГП позволило автору выполнить нефтегеологическое райониро вание исследуемой территории. При этом имелось в виду, что деление территории на отдельные части по сходству геотектонического строения, ; также составу и региональной нефтегазоносности слагающих их осадочны; образований (А.А.Бакиров, 1976) позволит не только выявить закономерны« связи нефтегазонакопления с геоструктурными элементами, но и позволи обосновать для каждого отдельного района единый методический подход I поискам залежей, что в свою очередь повысит эффективность поисково разведочных работ.

Составляя карту нефтегазогеологического районирования, автор ис пользовала материал, отражающий особенности геологического строения I распространения залежей углеводородов в выделенных нефтегазоносны районах.

Современная региональная структура обычно служит основой дл нефтегеологического районирования, поскольку крупные зоны нефтегазона копления связывают с положительными тектоническими элементами I и порядка. Однако, в данном случае следует учитывать, что региональный фо подсолевых отложений Прикаспийской впадины осложнен соляным диапи ризмом, в значительной мере повлиявшим на характер распределени мощностей надсолевых осадков.

На карте вырисовывается несколько крупных тектонических элементов. Наиболее заметным из них является Северо-Каспийско-Саргаевский вал, протягивающийся в субширотном направлении от Предуральской моноклинали к Астраханскому поднятию. Северо-западнее вала располагается Центрально-Прикаспийская депрессия, в сторону которой происходит погружение на 200 м сейсмического горизонта, приуроченного к подошве юрских отложений. К югу в направлении к южному борту Прикаспийской впадины и Северному Устюрту сейсмический горизонт моноклинально погружается с перепадом от глубин 1500 м на расстоянии 150 км (<1,5°) (ЮжноУстюртская моноклиналь).

Выявление связей между основными элементами региональной структуры нижней части юрских отложений представляет практический интерес при изучении нефтегазоносности всей толщи юрско-меловых отложений, поскольку последние почти полностью наследуют региональный структурный план подошвы и заключает в себе подавляющее большинство известных скоплений нефти и газа.

В главе V описаны перспективы освоения ресурсов углеводородов надсолевого и подсолевого комплексов и даны рекомендации по дальнейшему направлению геологоразведочных работ.

Сравнение результатов количественной оценки перспектив нефтегазоносности по всей Атырауской области показывает, что наиболее высокая концентрация нефти и газа (значения средних удельных плотностей начальных извлекаемых ресурсов УВ) приурочена к континентальной части Тенгиз-Каратонской зоны. Значительная концентрация этих ресурсов предполагается также на Новобогатинском и Гурьевском сводах и их морских продолжениях на глубинах от 6000-6300 м.

Прогнозные ресурсы Каратон-Прорвинской зоны в основном связаны с карбонатным верхнедевонским комплексом, глубины залегания которого 5400-6000 м. Они освоены на 37%. Значительный объем прогнозных ресурсов нефти приурочен к Гурьевско-Биикжальскому нефтегазоносному району (территория деятельности "Эмбанефти"), где сосредоточено 25% ресурсов УВ Южной НГО Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Глубина запе-

гания перспективных комплексов среднего и возможно верхнего девона колеблется в пределах 6200-6500 м.

Прогнозные ресурсы нефти остальной части территории Атырауской области, на которой проводят работы разведочные предприятия Казахстана, размещены в пределех Южно-Эмбинского поднятия, восточной части Биикжальского свода и прилегающих районов его Южного склона. Следует ожидать, что горно-геологические характеристики этих прогнозных ресурсов будут в целом сложными, так как впервые параметрические скважины, пробуренные здесь,' показали, что подсолевые отложения отличаются аномальными давлениями (свыше 1000 атм.), а пластовая нефть содержит сероводород, углекислоту и меркаптаны.

Сложны также сейсмогеологические условия подготовки подсолевых объектов. Все подсолевые объекты слабо выражены в солевом и в надсо-левом комплексах отложений. Амплитуда локальных поднятий (Тенгиз, Приморский вал, Королевское) по кровле подсолевых отложений почти в два раза меньше, чем их амплитуда по размытой кровле преднижнепермской поверхности. Нет четких сейсмических горизонтов, фиксирующих размытую предартинскую кровлю подсолевых отложений.

Для ранжирования нефтегазоносных районов по потенциалу построена карта удельной плотности начальных разведанных запасов нефти по над-солевым отложениям.

Наибольшей удельной плотностью начальных извлекаемых запасов нефти характеризуется Каратон-Прорвинская зона, объединяющая группу соляных куполов, не перешедших в диапировую стадию развития. Зона приурочена к Приморскому своду - крупному поднятию в подсолевом ложе, с которым связаны уникальные по запасам месторождения нефти.

Второй по степени концентрации разведанных запасов нефти районов приурочен к Новобогатинскому выступу фундамента и южному склону Севе-ро-Каспийско-Сагизского вала.

На крайнем северо-западе и юго-востоке Южно-Эмбинской части территории развитой нефтедобычи, северо-западный участок расположен на южном склоне Северо-Каспийско-Сагизского вала, а юго-восточный - в пределах Южно-Эмбинской-Устюртской моноклинали. Низкую удельную

плотность разведанных запасов нефти - (0,5-1 тыс/км2) имеет восточная часть этой территории, расположенная на Биикжальском выступе фундамента Южно-Эмбинско-Устюртской моноклинали. Низкую удельную плотность разведанных запасов нефти - (0,5-1 тыс/кмг) имеет восточная часть этой территории, расположенная на Биикжальском выступе фундамента Южно-Эмбинско-Устюртскай моноклинали.

К недостаточно изученным участкам отнесена большая часть Между-реченской зоны - к северу от южного участка.

С учетом современной изученности региона выделены высокоперспективные районы: Каратон-Тенгизский и Южно-Биикжальский. Эти районы характеризуются благоприятными условиями залегания нефти. Нефтегазоносные карбонатные комплексы верхнедевонск'ого и нижнекаменноугольного возраста содержат коллекторы высокой емкости и повышенные концентрации прогнозных ресурсов УВ.

К перспективным землям отнесены Елемесский и Гурьевско-Биик-жапьский районы.

В пределах Каратон-Тенгизского нефтегазоносного района дальнейшие исследования рекомендуется направить на изучение нижней (верхне-девонско-нижневизейской) части карбонатного комплекса. Предлагается пробурить параметрическую скважину с проектной глубиной 6000 м на площади Северный Култук, учитывая современные технические возможности бурового оборудования. Параметрическую скважину с учетом современной техники бурения рекомендуется заложить на площади Аксаган.

Предлагается начать бурение на Огайской площади, где имеются реальные предпосылки обнаружения залежей нефти в нижнекаменноугольных отложениях на глубинах 4800-5600 м. Целесообразно также продолжить сейсморазведочные работы в пределах акватории Каспийского моря к западу от Огайской площади.

Основной задачей поисков в пределах всего Гурьевско-Биикжальского района является изучение внутренней структуры подсолевого преднижне-пермского разреза и особенности выхода различных стратиграфических уроней палеозоя на преднижнепермскую поверхность. Главным объектом поисково-разведочных работ должны стать отложения, залегающие под

размытой нижнепермской поверхностью, где имеются благоприятные условия для развития различного типа коллекторов и их сохранности.

Для региона важнейшим условием эффективных результатов геологоразведочных работ является соответствие технико-технологических условий проводки скважин и сейсмических работ геологическим задачам.

Объектами поисков являются малоамплитудные поднятия на склонах соляных массивов и в межкупольных зонах (на соляных перешейках и отрогах). Перспективы открытия новых залежей нефти и газа в мощной толще пермотриаса связаны в основном со структурами межкупольного, периферийного и подкарнизного типов. В связи с этим поиски промышленных скоплений УВ под карнизами, а также в условиях экранирования хрутыми соляными склонами соляных штоков следует рассматривать как самое перспективное направление геологоразведочных работ на надсолевой комплекс.

В менее освоенных районах сохраняются перспективы открытия достаточно крупных месторождений нефти и газа в верхней части надсолевого комплекса, подтверждением чего служит открытие таких месторождений как Молдабек Восточный, Катыртас Северный. Здесь могут быть перспективными и пермотриасовые отложения. К числу таких районов относится в первую очередь северо-восточная часть Атырауской области и граничащая с нею часть Актюбинской области.

Для выявления и картирования ловушек в пермотриасовой части разреза необходимо, как показывает опыт, применять более эффективную сейсморазведку и сложные программы обработки материалов. Подкарниз-ные ловушки могут считаться подготовленными для поисково-разведочных бурения только тогда, когда детально закартирована внутренняя поверхность соляного карниза и выявлены структурные условия залегания перспективных пермотриасовых отложений.

В работе защищаются:

1. Пространственное соотношение формаций подсолевого палеозоя, установленное при комплексном структурно-фациальном анализе отложений в различных структурных зонах южной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции, сформировавшихся при однотипном тектоническом режиме.

2. Обоснование приоритетного объекта поисково-разведочных работ преднижнепермской толщи палеозоя, характеризующейся благоприятными внутренней структурой подсолевого разреза и условиями развития и сохранности коллекторов.

3. Сравнительная оценка нефтегазового потенциала под солевых и над-солевых отложений по геохимическим показателям.

4. Районирование территории по степени перспективности на нефть и газ. К высокоперспективным по подсолевым отложениям отнесены Каратон-Тенгизский и Южно-Биикжальский районы, в которых верхнедевонский и нижнекаменноугольный комплексы содержат коллекторы высокой емкости и с которыми связаны повышенные концентрации прогнозных ресурсов углеводородов. К перспективным отнесены Елемеский и Гурьевско-Биикжаль-ский районы.

К перспективным территориям в надсолевом комплексе отложений отнесена наименее изученная мощная толща пермотриаса северного склона Биикжальского свода. Здесь объекты для поисков УВ приурочены к сводам соляных куполов, соляным перешейкам, межкупольным зонам - периферийный и подкарнизный типы залежей.

Список опубликованных и фондовых работ по теме диссертации

1. Критерии оценки перспективности поисковых объектов в надсолевых отложениях южной части Прикаспийской впадины. /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1992, ВНИИОЭНГ, выпуск 11, с. 1-7 (совместно с ЮЛ. Карпенко).

2. Геолого-геофизические особенности нефтей терригенных нижнека менноугольных отложений восточной и юго-восточной частей Прикаспий ской впадины /Геология нефти и газа, 1993, N 3, с 12-18 (совместно < H.A. Крыловым, В.П. Авровым, P.A. Твврдовой). ■

3. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Каратон Прорвинской зоны (Прикаспийская впадина) /Бюллетень Московского об щества испытателей природы, отд. геологии, 1992, т. 67, вып. 5, с. 31 -Ф (соместно с A.A. Аксеновым, В.П. Авровым, З.В. Голубевой, A.B. Орлом Ю.А. Романовым).

4. Анализ осовения прогнозной оценки территории деятельности объе динения "Эмбанефть" и основные задачи поисково-разведочного бурения в XII пятилетке и на перспективу. Отчет по теме ü/89-90, 199Q г. Москва Фонды ИГиРГИ. Отв. Исполнители В.П. Авров, Ю.А. Карпенко, К.И. Наукено ва.

5. Анализ результатов и обоснование направлений геологоразведочны) работ по выявлению наиболее перспективных объектов поисков нефти и га за в надсолевых отложениях юго-востока Прикаспийской впадины (на зем лях Миннефтегазпрома). Отчет по теме 86/91, 1991, Москва. Фонды ИГиР ГИ. Исполнители Ю.А. Карпенко, К.И. Наукенова и др.

6. Анализ освоения прогнозных ресурсов УВ на территории деятельно сти ПО 'Эмбанефть" и задчи поисково-разведочных. Отчет по теме 11/9192, 1992 г., Москва. Фонды ИГиРГИ. Отв. исполнители К.И. Наукенова Ю.А. Карпенко и др.'