Гидрогеологические и геотермические закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы

Логинова, Марина Павловна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Гидрогеологические и геотермические закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Гидрогеологические и геотермические закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы"

На правах рукописи

Логинова Марина Павловна

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ВО ЛГО-УРАЛЬСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

Специальность 25.00.12 Геология, поиск и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

иил58955

Саратов - 2007

003158955

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Саратовский государственный университет имени Н Г Чернышевского»

Научный руководитель

доктор геолого-минералогических наук, профессор Маврин Константин Алексеевич

Официальные оппоненты

Ведущая организация

доктор геолого-минералогических наук, заслуженный геолог РФ Навроцкий Олег Константинович, доктор геолого-минералогических наук, профессор Анисимов Леонид Алексеевич Филиал «Саратовская геофизическая экспедиция» ФГУП «НВ НИИГГ»

Защита диссертации состоится «26» октября 2007 г в 14-00 часов на заседании Диссертационного Совета (Д.212.243 08) геологического факультета Саратовского государственного университета по адресу 410012, г Саратов, ул Астраханская, 83, ауд 53, 1 учебного корпуса СГУ

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Саратовского государственного университета

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять Ученому секретарю Диссертационного Совета по указанному адресу

Автореферат разослан «20» сентября 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор геолого-минералогических наук, Л

профессор фЬ<{(1^ О П Гончаренко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП), являясь одним из старейших нефтегазодобывающих регионов, продолжает играть важную роль в формировании минерально-сырьевой базы России В настоящее время рассматриваемый регион переживает период падающей добычи как по нефти, так и по газу Это связано со значительной выработанностью ранее открытых месторождений Восполнить падение добычи нефти и газа невозможно без открытия новых месторождений, даже при использовании новейших методик интенсификации отдачи продуктивных пластов, капитального ремонта скважин и других технологических приемов Несмотря на высокую степень разведанности запасов на рассматриваемой территории юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, входящей в состав Волго-Уральской НГП, сохраняются значительные резервы для продолжения поисково-разведочных работ и открытия новых скоплений углеводородов (УВ). При этом основной задачей геологоразведочных работ на ближайшую перспективу является не только поиск новых залежей, содержащих углеводородное сырье, но и раздельный прогноз фазового состояния УВ и оценка их качественных характеристик

В сложившихся условиях высокой степени изученности рассматриваемой территории актуальным является комплексный подход при геологическом изучении, выборе направлений поисково-разведочных работ и оценке их рентабельности Результаты комплексных исследований позволяют выделить рациональный набор показателей размещения залежей углеводородов, различных по фазовому состоянию, а также по физико-химическим свойствам Использование гидрогеологических и геотермических показателей неф-тегазоносности при региональных исследованиях остается неоправданно минимальным

Цель и задачи работы. Основной целью настоящей диссертационной работы являлось изучение и анализ гидрогеологических (гидрогеохимических, гидрогеодинамических) и геотермических показателей палеозойских нефтегазоводоносных комплексов для выявления общих закономерностей в размещении различных по фазовому состоянию и качественным характеристикам скоплений УВ, раздельного прогноза нефтегазоносности и районирования территории Для достижения данной цели были поставлены следующие задачи

1 Изучить общегидрогеохимические показатели (в том числе водорас-творенное органическое вещество и газы) продуктивных комплексов для выявления закономерностей в размещении различных по физико-химическим свойствам и фазовому состоянию залежей УВ

2 Проанализировать геотермические характеристики комплексов с целью определения глубинных и площадных границ размещения скоплений углеводородов, различных по фазовому состоянию

3 Выявить особенности гидрогеодинамических условий, для оценки степени гидрогеологической «закрытости» недр и сохранности залежей УВ

4 Осуществить комплексный анализ гидрогеологических и геотермических показателей с целью районирования изучаемой территории и раздельного прогноза нефтегазоносности изучаемых комплексов

Объект исследований — комплекс палеозойских отложений в пределах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, территориально включающей восточную часть Самарской, северо-восточную часть Саратовской, западную и центральную части Оренбургской областей

Предмет исследований - гидрогеологические (гидрогеохимические, гидрогеодинамические) и геотермические показатели нефтегазоносности эйфельско-нижнефранского, визейского, верейско-мелекесского и среднека-менноугольно-нижнепермского комплексов.

Фактический материал и методы исследований. Диссертация основана на анализе, систематизации, научном обобщении фактического материала, собственных исследований, опубликованной литературы и фондовых источников ФГУ «ТФИ по Приволжскому федеральному округу», ФГУП «Ниж-нее-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики» и др В работе использованы гидрогеологические и геотермические данные более чем по 300 месторождениям в пределах изучаемой территории, информация по которым была проанализирована и сформирована в электронный банк данных Исследования проводились при активном использовании компьютерных программ и методик

На защиту выносятся следующие основные положения.

1 Спрогнозировано фазовое состояние залежей УВ, их физико-химические свойства и оценены условия сохранности на основе гидрогеологических (гидрогеохимических и гидрогеодинамических) показателей пластовых вод эйфельско-нижнефранского, визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнепермского комплексов

2. Установлены геотермические и глубинные границы, определяющие особенности размещения скоплений УВ различного фазового состояния по площади развития изучаемых комплексов и вертикальному разрезу

3. Дан раздельный прогноз фазового состояния залежей У В и проведено районирование изучаемой территории по комплексу гидрогеологических и геотермических данных

Научная новизна:

лах Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия и Соль-Илецкого выступа, позволившие провести нефтегазогеологическое районирование изучаемой территории,

- выявлены гидрогеологические и геотермические закономерности в размещении и сохранении залежей углеводородов, различных по фазовому состоянию и качественным характеристикам,

- составлены схематические карты взаимосвязи между степенью мета-морфизации пластовых вод и удельными плотностями нефтей, схематически е карты геоизотерм, уточнены схематические карты приведенных напоров,

- проанализирован характер зависимости между коэффициентом мета-морфизации подземных вод (Км) и плотностью нефтей, а также (Км) и содержанием серы, (Км) и содержанием парафинов в нефтях, определены коэффициенты корреляции

- разработаны методические основы раздельного прогноза залежей углеводородов по комплексу гидрогеологических и геотермических показателей

Практическая ценность работы. По результатам комплексного анализа гидрогеологических и геотермических показателей произведено районирование территории для различных по составу, мощности и глубинам залегания нефтегазоводоносных комплексов Это позволяет осуществлять раздельный прогноз углеводородов и их качественных характеристик, а также определять приоритетные направления поисково-разведочных работ на рассматриваемой и аналогичных по геологическому строению территориях

Апробация работы, публикации. Основные положения и выводы выполненных исследований докладывались на научных и научно-практических конференциях Всероссийской научной конференции «Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков, посвященной памяти профессора В В Тикшаева» (Саратов, 2000), научно-практической конференции «Нефтегазовая отрасль тенденции и перспективы развития» (Саратов, 2000), научной конференции «Геологические науки - 2007» (Саратов, 2007), Шестой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2007) По теме диссертации опубликованы 10 научных и учебно-методических работ Результаты проведенных исследований используются в учебном процессе при освоении студентами курсов «Гидрогеология нефти и газа», «Гидрогеология, геокриология и инженерная геология»

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 5 глав, введения, заключения и списка литературы Общий объем диссертации -171 страница, в том числе 27 рисунков, 4 таблицы, библиографический список содержит 123 наименования

Автор выражает глубокую благодарность и признательность сотрудникам ФГУП «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики» Е В Постновой, О И.Меркулову, Н В Клычеву, Л И Сизинцевой, И А Фокиной, преподавателям и сотрудникам геологического факультета Саратовского госуниверситета А Т Колотухину, Е Н Волковой, Л А Коробовой, Е К Толмачевой, В В Дмитриевой за ценные советы, консультации и практическую помощь при подготовке диссертационной работы. Особую благодарность автор выражает научному руководителю - заведующему кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых СГУ им Н Г Чернышевского доктору геолого-минералогических наук, профессору К А Маврину.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во «Введении» сформулированы актуальность проблемы, цель и задачи исследований, положения, выносимые на защиту, научная новизна и практическая значимость работы

В первой главе (1) приводится общая характеристика геологического строения юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы В разделе «Ли-толого-стратиграфическая характеристика разреза» (§11) произведено расчленение палеозойского осадочного чехла в соответствии с новой общей стратиграфической шкалой и учетом Стратиграфического кодекса Межведомственного стратиграфического комитета Более подробно освещаются стратиграфическая полнота, особенности патологического состава и характер развития по площади эйфельско-нижнефранского, визейского карбонатно-терригенных, верейско-мелекесского терригенно-карбонатного и среднека-менноугольно-нижнепермского сульфатно-карбонатно-галогенного комплексов, являющихся предметом исследования данной диссертационной работы

В разделе «Тектоническое строение» (§12) дана характеристика основных структурных элементов южного окончания Южно-Татарского свода, Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия и Соль-Илецкого выступа

В региональном плане поверхности кристаллического фундамента и палеозойского осадочного чехла на изучаемой территории устойчиво погружаются в южном и юго-восточном направлениях Крупные тектонические элементы первого порядка, в основном, находят отражение как в фундаменте, так и по всем маркирующим горизонтам палеозоя Основными особенностями тектонического строения описываемой территории являются сходное, сильно нарушенное строение фундамента и перекрывающего комплекса девонских отложений, затухание разломной тектоники в вышележащих комплексах и выполаживание структур вверх по разрезу

Во второй главе (2) последовательно приводятся существующие представления о гидрогеохимических показателях нефтегазоносности, включая общегидрогеохимические показатели и показатели по водорастворенному органическому веществу и газам, дается гидрогеохимическая характеристика выделяемых нефтегазоносных комплексов и раздельный прогноз нефтегазоносности по гидрогеохимическим показателям

«Существующие представления о гидрогеохимических показателях нефтегазоносности» (§ 2 1) Проблемам нефтегазовой гидрогеохимии посвящены работы многих исследователей (Сулин, 1948, Гуревич, 1956, Кротова, 1960, 1967, Карцев, 1972, Барс, Зайделъсон, 1973, Питьева, 1978 и др.). В качестве показателей нефтегазоносности используют общую минерализацию пластовых вод, гидрогеохимические типы, коэффициент метаморфизации, присутствие различных микроэлементов и др

Характерным типом пластовых вод, связанных с залежами углеводородов в палеозойском комплексе пород являются высокоминерализованные и метаморфизованные хлоридно-кальциевые рассолы. В нефтегазоносных бассейнах наиболее общим показателем, характеризующим геохимическую среду, степень метаморфизации вод и возможную связь с ними различных залежей УВ, является коэффициент метаморфизации (Км), представляющий отношение гМа/гС1 в подземных водах

По величине коэффициента К„ определяется перспективность территорий и комплексов пород в нефтегазоносном отношении (Швай, 1973, Ново-силецкий, Савка, Шарун, 1977)

Палеозойский комплекс пород, характеризующийся распространением вод хлор кальциевого типа с коэффициентом Км от 0,6 до 1,0 является наиболее перспективным (благоприятным) для формирования и сохранения нефтяных и газовых залежей, и, по-видимому, для генерации в больших маоштабах углеводородных, преимущественно, высокомолекулярных нефтяных и кон-денсатных соединений Максимальное количество открытых залежей УВ палеозойского комплекса связано с пластовыми водами, имеющими такие значения коэффициента метаморфизации

При низкой степени метаморфизации пластовых вод хлоркальциевого типа с коэффициентом Км от 0,85 до 1,0 в зависимости от количества и состава захороненного ОВ, а также гидрогеодинамических условий встречаются газовые и нефтяные залежи Нефть в основном имеет плотность от 0,84 до 1,0142 г/см3, а в растворенных газах, как правило, преобладает метан В газовых залежах обычно отсутствуют конденсирующиеся УВ

В области распространения вод средней метаморфизации с коэффициентом Км от 0,85 до 0,60 содержатся нефтяные и газоконденсатные скопления Нефти в основном легкие с плотностью 0,79-0,83 г/см3, а в растворенных газах обычно преобладают гомологи метана Для газоконденсатных залежей характерно высокое содержание конденсата

При значениях коэффициента Км от 0,6 до 0,4 также выявлены нефтяные и газовые залежи Нефть обычно легкая (0,80-0,86 г/см3), значительно недонасыщенная газом, а попутный газ, как правило, содержит большое количество гомологов метана В зоне развития подземных вод с высокой степенью метаморфизации возможно одновременное размещение нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей

Весьма важным показателем нефтегазоносности являются показатели газовой группы общая газонасыщенность, общая упругость газов, коэффи-

циент насыщения воды газом (Рг/Р„), содержание в водорастворенном газе метана, тяжелых углеводородов (ТУ) и др

Теоретические основы и принципы районирования водонапорных систем по данным изучения газов подземных вод рассмотрены в работах А С.Зингера (1966), Л М Зорькина (1973), В П Савченко, ЕВСтадника, Ю И Яковлева (1974), В Н Корценштейна (1963, 1976) и др В зависимости от общих гидрогеохимических условий бассейнов и особенностей их геолого-гидрогеологического развития выделяют три основные гадрогеохимиче-ские обстановки формирования, сохранения и разрушения залежей обстановки фазового равновесия, смещенного равновесия и отсутствия фазового равновесия

Для газогеохимической обстановки фазового равновесия Рг/Рв > или равно 1 Такие условия характерны для в северной бортовой зоны Прикаспийской и южных районов Бузулукской впадин (Зорькин и др , 1973)

Обстановка смещенного фазового равновесия между залежами и подземными водами отличается превышением гидростатических давлений, а также давлений газов в залежах над упругостью растворенных газов (Рг/Рв <1) Залежи углеводородов при этом разрушаются В условиях значительного смещения фазового равновесия процессы разрушения углеводородных газов резко превалируют над их генерацией Площади перспективны преимущественно на нефть

Газогеохимическая обстановка смещенного фазового равновесия характерна для значительной части Русской платформы В Волго-Уральской НГП сюда включаются большинство районов, с выявленной нефтегазоносностью, Волгоградско-Саратовского Поволжья, Самарской и Оренбургской областей

«Гидрогеохимическая характеристика выделяемых нефтегазоводонос-ных комплексов» (§ 2 2) Эйфелъско-нижиефранский комплекс включает отложения эйфельского, живетского и нижнефранского возраста Его можно рассматривать как первый регионально выдержанный в пределах изучаемой территории нефтегазоводоносный комплекс. Глубины залегания комплекса изменяются в широких пределах от 1800 м до 5500 м при общем региональном наклоне пород на юг

Пластовые воды комплекса принадлежат к крепким рассолам хлоридно-кальциевого типа Воды этих отложений имеют минерализацию от 231 до 293 г/л, удельный вес - 1,18-1,195 г/см3. Воды с высокой минерализацией и метаморфизацией приурочены к центральной части Бузулукской впадины, меньшими значениями минерализации воды характеризуются на севере и юге изучаемой территории На севере территории воды содержат (в мг/л) брома - 130-2300, бора - 10-100, йода - 1-15, лития - 8-40, стронция 1261600, значения Км составляют 0,6-0,85 (Логинова, Клычев, 2007) В центральной части Бузулукской впадины коэффициент Км составляет 0,5-0,7 Воды содержат небольшое количество сульфат-иона (от нуля до 200 мг/л), много брома (1200-2000 мг/л), первая соленость составляет 58,8-39,9% (Логинова, Маврин, Смирнов, 2006) В южном направлении метаморфизация вод снижается, Км изменяется от 0,6 до 0,85

Газонасыщенность пластовых вод терригенных отложений девона изменяется в широких пределах - от 180 до 1500 см3/л, составляя в среднем 300400 см3/л Отмечается общая тенденция к увеличению газонасыщенности в южном направлении В этом же направлении возрастает содержание метана, максимальные концентрации которого (до 80-90%) установлены в южной бортовой зоне Бузулукской впадины Для состава водорастворенного газа характерно повышенное содержание гелия (часто более 1%) и полное отсутствие или крайне низкое содержание сероводорода В подавляющем большинстве водорастворенные газы комплекса принадлежат к азотно-метановому типу с содержанием метана в среднем до 75 %

Отличается характер газонасыщения и состав водорастворенного газа в южной и юго-западной частях Бузулукской впадины Газовый фактор пластовых вод возрастает от 600 до 1840 см3/л, а степень газонасыщенности (или Рг/Рв) вод составляет от 0,45-0,8 до 1 Содержание углеводородов в газе колеблется от 54 до 97% по объему, в том числе содержание ТУ, представленных С2Н6 - С6Н14 изменяется от 0,91 до 8,28% по объему Газ характеризует-( ся как метановый и азотно-метановый (Клычев, 1999)

В состав визейского комплекса входят породы бобриковского, тульского и алексинского горизонтов На рассматриваемой территории комплекс залегает на глубинах от 1200 до 4500 м и более, при общем региональном накло-• не на юго-восток

Минерализация вод комплекса изменяется с севера на юг от 226 до 280 г/л Содержание брома изменяется от 150 до 600 мг/л, преимущественное распространение имеют воды с содержанием брома от 200 до 400 мг/л Км имеет значения 0,99-0,7 (Логинова, Клычев, 2007) Увеличение степени ме-таморфизации вод происходит в южном и юго-западном направлениях.

В отложениях нижнего карбона обнаруживается тесная взаимосвязь химического состава вод и растворенных в них газов. Менее метаморфизо-ванным водам с повышенным содержанием сульфатов соответствуют газы азотного и метаново-азотного состава с высоким содержанием С02 и H2S Концентрация гелия в пластовых водах комплекса колеблется от 0,2 до 0,6 % Водорастворенные газы комплекса на юге территории почти повсеместно относятся к азотно-метановому и метановому типам Суммарное содержание УВ в газе изменяется от 61,4 до 93,3% по объему, в том числе содержание ТУ составляют 0,3-13,8%. Газовые факторы в основном высокие - 750-3300 см3/л, а газонасыщенность вод составляет 500-750 см3/л Рг/Рв изменяется от 0,4-0,5 на севере и в центральной части территории до 0,9 - 1,29 - в пределах всей южной окраины Северная граница зоны предельной газонасыщенности вод не выходит за пределы линии Оренбург — Саратов (Якобсон, Булычев, Самсонов, 1981)

Верейско-мелекесский комплекс представлен породами мелекесского и верейского горизонтов Комплекс залегает на глубинах от 700 м до 4000 м при региональном погружении на юг и юго-восток Он отличается различной стратиграфической полнотой и литологическим составом в пределах изучаемой территории в западных и центральных частях верейско-мелекесские от-

ложения имеют преимущественно терригенный и карбонатно-терригенный состав, на востоке и юго-востоке они представлены в основном карбонатными разностями

Пластовые воды верейско-мелекесского комплекса сходны по типу, составу, содержанию микроэлементов с водами визейского комплекса, хотя минерализация вод снижается (Логинова, Маврин, Смирнов, 2006) Они представлены хлоридно-натриево-кальциевыми рассолами с минерализацией от 70 до 170 г/л Минерализация увеличивается в юго-восточном направлении с ростом глубины залегания водовмещающих пород Значения Км изменяются с северо-востока на юго-запад и юго-восток от 1,0 до 0,7 и менее, отражая низкую и среднюю степень метаморфизации вод Изменение степени метаморфизации вод происходит более резко в юго-восточном направлении

Описываемый комплекс слабо охарактеризован пробами пластовых вод По аналогии с нижележащим нефтегазоводоносным комплексом характер насыщения вод газами, их состав сохраняют ту же направленность В пределах изучаемой территории распространены газы углеводородно-азотного (сумма УВ 25-50 объем.%) и азотно-углеводородного (50-75% объем %) состава Общая газонасыщенность вод от нескольких десятков см3/л до 200300, реже до 400 см3/л Рг/Рв менее 0,5 (в большинстве случаев 0,1-0,3)

Среднекаменноуголъно-нижнепермский комплекс представлен сульфатно-карбонатными породами каширского горизонта, верхнемосковского подъ-яруса среднего карбона, верхнего карбона и нижней перми (до подошвы галогенной толщи кунгурского яруса). Комплекс залегает на глубинах от 200 -300 м до 3500 м при общем региональном наклоне на юго-восток

В гидрогеохимическом отношении воды комплекса - это крепкие рассолы с минерализацией от 200 до 299 г/л, различной степени метаморфизации и повышенной сульфатности Значения Км изменяются с севера на юг от 1,0 до 0,4 и менее Для вод комплекса характерны хлориды щелочных металлов (от 31-71% до 91,0-96,7%), сульфаты (от 150-550 мг/л до 1990-9400 мг/л), бром (от 113-125 мг/л до 700-3380 мг/л), йод (от 2-4 мг/л до 17,4-42,3 мг/л), бор (457-1874 мг/л), магний (6,75-31,03 мг/л) и др

Воды каменноугольных отложений характеризуются метаново-азотным составом газов, содержат 33,8% метана и только 2,2% ТУ Газовый фактор невысокий - 100-200 см3/л

Воды нижнепермских отложений, сохраняя метаново-азотный состав газов, содержат азота до 36% в центральной части Бузулукской впадины Газовый фактор колеблется от 319 до 950 см3/л Концентрации гелия низкие На юге территории водорастворенные газы относятся к метановому и азотно-метановому типам, содержат повышенные концентрации ТУ, составляющие 2,4-12,5% по объему Газоводяные факторы высокие и изменяются от 300 до 1000-2000 см3/л Газонасыщенность вод высокая и составляет в среднем 600 -700 см3/л

«Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по гидрогеохимическим показателям» (§2 3) Для качественной оценки перспектив нефтегазоносности исследуемой территории были по-

строены схематические карты взаимосвязи степени метаморфизации пластовых вод (Км) и удельных плотностей нефтей для изучаемых комплексов, отражающие характер зависимости между Км, фазовым состоянием и качественными характеристиками залежей углеводородов Для количественной оценки взаимосвязи между Км и физико-химическим составом флюидов были построены графики зависимости плотности нефтей, их сернистости и пара-финистости от Км, а также рассчитаны коэффициенты корреляции

Эйфельско-нижнефранский комплекс Зонам средней метаморфизации подземных вод соответствуют нефти повышенной удельной плотности (более 0,85 г/см3) В зоне высокометаморфизованных вод отмечаются преимущественно залежи легких нефтей (0,8-0,84 г/см3) Все нефти характеризуются как сернистые, малосмолистые, малопарафинистые, с высоким содержанием легких фракций В южной части рассматриваемой территории при средних значениях метаморфизации вод выявлены нефтегазоконденсатные и газоконденсатные скопления Коэффициенты корреляции между Км и плотностью нефтей, содержанием серы, содержанием парафинов, составляющие соответственно 0,53, 0,53, 0,245,(оказались весьма низкими.

Визейский комплекс содержит преимущественно нефтяные залежи с незначительными газовыми факторами В гидрогеохимических зонах с низкой и средней степенью метаморфизации вод размещаются только тяжелые и средние по плотности нефти, с пониженным содержанием легких фракций Для южной части рассматриваемой территории, с более высокой метаморфи-зацией вод, характерно распространение средних и легких нефтей, с более высоким содержанием легких фракций Все нефти характеризуются высокими содержаниями серы и парафинов Нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи наиболее вероятны только на крайнем юге южной гидрогеохимической зоны. Коэффициенты корреляции между К„ и плотностью нефтей, содержанием серы, содержанием парафинов составляют соответственно 0,78,0,54, 0,28

В составе верейско-мелекесского комплекса выявлены только нефтяные залежи Нефти средние и тяжелые по плотности, с повышенным содержанием серы, парафинистые, смолистые, с низкими значениями газового фактора, что вполне согласуется с низкой степенью метаморфизации вод комплекса Коэффициент корреляции между Км и плотностью нефтей составляет 0,77

В среднекаменноуголыючтжиепермском комплексе зависимость между Км пластовых вод и фазовым состоянием выявленных в нем углеводородных скоплений не столь четкая, как в нижележащих комплексах При этом прослеживается взаимосвязь между Км пластовых вод и изменением плотности нефтей Так, для юга Южно-Татарского свода, северной половины Бузулук-ской впадины, Восточно-Оренбургского поднятия характерно размещение газовых, нефтяных и газонефтяных залежей, (Км 0,85-1) Нефти здесь тяжелые и средние по плотности, часто не имеющие промышленного значения, с высоким содержанием серы, парафинов и смол, с незначительным газовым фактором и содержанием легких фракций В составе газовых залежей и в нефтерастворенном газе часто присутствует азот Для южной половины Бу-

зулукской впадины, Восточно-Оренбургского поднятия, севера Соль-Илецкого выступа, наряду с нефтяными и газонефтяными характерно размещение нефтегазоконденсатных залежей, (Км 0,8-0,2) Здесь нефти средние и легкие по плотности, с повышенным газовым фактором, содержащие серу, незначительное количество парафинов, смол и легкие фракции (до 70%) Южное окончание Бузулукской впадины и Соль-Илецкого выступа благоприятны для размещения нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей В газе также отмечается повышенное содержание азота Коэффициенты корреляции между Км и плотностью нефтей, Км и содержанием серы, Км и содержанием парафинов составляют соответственно 0,69, 0,62, 0,77

Газовые и нефтегазовые залежи широко развиты в разрезе комплекса Вероятно, это связано с вторичным перераспределением углеводородов в течение геологической истории изучаемой территории Многочисленными исследованиями установлено, что большинство газовых месторождений, расположенных на небольших глубинах, генетически не связаны с вмещающими их отложениями Общая же картина в распределении залежей нефти, различной по плотности, и размещение нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей в составе комплекса подтверждает первое защищаемое положение

В третьей главе (3), состоящей из четырех разделов, на основе существующих представлений о геотермических показателях нефтегазоносности, региональных геотермических условиях палеозойских отложений Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (НГБ), геотермической характеристики выделяемых комплексов осуществлен раздельный прогноз нефтегазоносности по геотермическим показателям

«Существующие представления о геотермических показателях нефтегазоносности» (§ 3.1) Результаты геотермических исследований широко используются для установления региональных условий нефтегазообразования, нефтегазонакопления и размещения залежей УВ В качестве геотермических показателей обычно принимаются величины температур, геотермических ступеней и градиентов, плотности теплового потока

Работы, проведенные Высоцким ИВ, Олениным В Б (1964), С.Г Неручевым (1969), В Ф Ерофеевым (1971, 1973), Наливкиным В Д, др (1971), В.А Кротовой (1975), Польстер Л А, др (1976), Висковским ЮА, др (1976) для различных регионов подтвердили закономерность, установленную К К Ландес, в размещении залежей нефти и газа в вертикальном разрезе бассейнов в зависимости от температурных условий (Зорькин, Суббота, Стадник, 1982) Исследованиями, проведенными в различных НГБ древних и молодых платформ (Урало-Поволжье, Днепровско-Донецкая впадина, Предкавказье и др) установлено, что зоны преимущественного нефтенакопления и размещения залежей нефти приурочены к областям умеренных температур (40°-100°С), нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых залежей -к областям повышенных температур (110°-130°С и более) Изменение температурного режима в пределах НГБ обычно приводит к качественной и количественной смене состояния УВ С возрастанием температуры от окраинных

частей бассейна в сторону центральных (с ростом глубины залегания пород) отмечается увеличение содержания растворенных газов в нефтях и подземных водах

«Региональные геотермические условия отложений палеозоя» (§32) Температура на поверхности кристаллического фундамента изменяется в широких пределах На Татарском своде и других участках Волго-Уральской антеклизы, где фундамент залегает на глубинах от 800 м до 2000 м, температура на его поверхности не превышает 20-35°С По мере погружения поверхности фундамента в восточном и южном направлениях до 9000 - 10000 м и более (Предуральский прогиб, Прикаспийская мегавпадина), по расчетным данным температура возрастает до 150-170°С, а возможно и выше

На глубине 500 м температуры пород составляют 12-18°С на севере изучаемой территории, увеличиваясь на юг и юго-восток в Бузулукской впадине, Соль-Илецком выступе и Предуральском прогибе до 20°С На западе территории преобладают температуры 16,0°-18,0°С с отклонением от 12,5° до 23,0°С

На глубине 1000 м в пределах Южно-Татарского свода преобладают температуры 22,0°С при экстремальных значениях 20°-31°С В западной части территории температуры составляют 22,0°-25,0°С при отклонениях 19,0°-31,0°С, на востоке - 21,0°-23,0°С, при отклонениях от 18,0°С до 2б,5°С,

На глубинах 2000 м и более происходит перестройка геотемпературного режима На востоке и в центральной части территории выделяется обширное низкотемпературное поле Температурный режим изменяется от 30°С до 45°-50°С Самые низкие температуры (30°С) характерны для Восточно-Оренбургского валообразного поднятия В пределах Бузулукской впадины от ее центральных частей в западном направлении отмечается увеличение температуры от 35°С до 45°С. На юге Восточно-Оренбургского поднятия и Соль-Илецком выступе температуры увеличиваются от 30°С до 50°С

Таким образом, региональное геотермическое поле как на фиксированных глубинах (500-2000 м), так и на отдельных стратиграфических уровнях и поверхности фундамента, дифференцировано

«Геотермическая характеристика выделяемых нефтегазоводоносных комплексов» (§33) Эйфельско-иижнефранский комплекс Температуры в региональном плане возрастают с севера на юг от Южно-Татарского свода в направлении бортовой зоны Прикаспийской мегавпадины Интервал изменения составляет от 40°С до 120°С и более С запада на восток температуры увеличиваются от 60°С до 70°С Комплекс характеризуется сложным характером распределения современных температур в Бузулукской впадине, что, вероятно, является отражением блокового строения и соответствующей ориентировки разрывных нарушений в фундаменте и перекрывающих отложениях нижнего девона Менее сложным геотермическим режимом характеризуется Восточно-Оренбургское поднятие, для которого характерны более низкие температурные условия по сравнению с теми же широтами в Бузулукской впадине (Логинова, 2007)

Температуры в визейском комплексе изменяются с севера на юг от 22°-24°С на юге Южно-Татарского свода до 108°С на юге Бузулукской впадины С запада на восток температуры возрастают от 40°С до 70°С В пределах Восточно-Оренбургского поднятия температуры изменяются от 29°С до 55°С Соль-Илецкий выступ характеризуется последующим увеличением температур в южном направлении в среднем от 50°С до 80°С и более

Сравнивая между собой температурные условия эйфельско-нижнефранского и визейского комплексов, следует отметить, что первый, в пределах юга Бузулукской впадины и в центральной ее части характеризуется более напряженным температурным режимом (90°-110°С) В визейском комплексе зона 90°-110°С развита в узкой полосе на юге Бузулукской впадины Аномалии пониженных и повышенных температур более четко выражены в эйфельско-нижнефранском комплексе; в визейском комплексе они, в основном, находят отражение, но становятся более сглаженными

В верейско-мелекесском комплексе температуры изменяются от 30°С на юге Южно-Татарского свода и западе Бузулукской впадины до 70°-80°С на (юге впадины и Соль-Илецкого выступа В северной части Соль-Илецкого выступа выделяется низкотемпературный участок, который является отражением аномалии, выявленной в нижележащем комплексе Температурный режим верейско-мелекесского комплекса характеризуется меньшими значениями пластовых температур по сравнению с визейским

Температуры среднекаменноугольно-нижнепермского комплекса в целом изменяются от 20°С на севере и северо-западе, до 60°-70°С - на юге изучаемой территории В северной части выделяются многочисленные низкотемпературные участки Температуры 30°-40°С являются преобладающими для центральной части территории, на юге они возрастают до 50°-70°С — в Бузулукской впадине, и не превышают 60°С - на юге Соль-Илецкого выступа Низкотемпературная аномалия в пределах Соль-Илецкого выступа сохраняет свои размеры и ориентировку

«Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по геотермическим показателям» (§34) Характеристика современного геотермического режима изучаемых комплексов позволяет осуществлять прогноз в размещении залежей УВ, различных по составу флюида.

Большая часть эйфельско-нижнефраиского комплекса благоприятна для размещения, в основном, нефтяных залежей. Для южной и частично центральной частей Бузулукской впадины характерно одновременное присутствие нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей Южная бортовая зона впадины - это зона газоконденсатных скоплений

Для визейского комплекса также в основном характерны нефтяные залежи Лишь на крайнем юге Бузулукской впадины выделяются поочередно узкие зоны размещения нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей, и, преимущественно, газоконденсатных

Температурный режим верейско-мелекесского комплекса определяет размещение нефтяных залежей по всей мощности и площади его развития

Среднекаменноуголъно-нижнепермский комплекс характеризуется наибольшим разнообразием залежей углеводородов Для температурного режима, не превышающего 30°С, характерно одновременное размещение газовых, нефтяных и нефтегазовых залежей Для температурного интервала 30°-60°С характерно присутствие нефтяных и нефтегазоконденсатных скоплений УВ Температурные условия, превышающие 60°С (60°-90°С) обусловливают размещение нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей

Размещение нефтяных залежей в эйфельско-нижнефранском, визейском и верейско-мелекесском комплексах определяется близким температурным режимом, в основном, не превышающим значений 100°С Глубинная граница 3500 м и температуры более 90°С являются определяющими для появления нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей в разрезах эйфельско-нижнефранского и визейского комплексов (Логинова, 2007) На глубине 2000 м (40° - 60°С) во всех изучаемых комплексах размещаются преимущественно нефтяные залежи Глубинная граница 1000 м и температурный интервал 15° - 30°С являются определяющими для размещения вторичных газовых залежей в среднекаменноугольно-нижнепермском комплексе. Приведенный выше материал доказывает второе защищаемое положение

В четвертой главе (4), состоящей из трех разделов, рассмотрены существующие представления о гидрогеодинамических показателях, гидро-геодинамические характеристики выделяемых комплексов, сделан вывод о возможности использования гидрогеодинамических условий для оценки степени гидрогеологической «закрытости» недр и сохранности залежей УВ

«Существующие представления о гидрогеодинамических показателях» (§4 1.) К гидрогеодинамическим критериям нефтегазоносности относятся показатели процессов водообмена, гидрогеологическая «закрытость» недр, величины пьезометрических напоров, скорости движения подземных вод, распределение пьезомаксимумов и пьезоминимумов и др

Гидрогеодинамические показателей нефтегазоносности недр рассмотрены в работах В А Кротовой (1960), А А Карцева (1963), М И Зайдельсона (1969), МИ Субботы, В Ф Клейменова, ОИЛариковой (1971), Л Г Каретникова, Г Ю Валукониса(1972), В В Колодия (1983) и др

В практике гидрогеологических исследований для построения карт пьезометрической поверхности используются приведенные напоры (давления),. методика вычисления которых предложена А И Силиным-Бекчуриным (1949) Эта методика в нефтегазопромысловой гидрогеологии и до настоящего времени остается наиболее действенной Хотя позднее ряд методических приемов расчета напоров были предложены и другими исследователями (Корценштейн, 1963, Якобсон, Качалов, 1965; Шестаков, 1969, др)

На базе региональных гидрогеологических исследований сложились основные представления относительно источников создания напора в пластовой системе Одним из источников напора в бассейне является инфильтрация вод с поверхности В возникновении другого (элизионного) - играют роль процессы отжатия вод в пределах прогибающихся частей бассейна в результате уплотнения пород Решающей причиной движения пластовых вод

является перепад напоров (давлений). Он возникает как при погружении, сопровождающемся вытеснением межслоевых вод из глинистых толщ в коллекторы под действием геостатической нагрузки, так и в результате повышения напора за счет инфильтрации в областях выходов водоносных комплексов на поверхность. Возникшее в том и другом случае давление передается всей водонапорной системе комплекса Это перераспределение напоров и обуславливает движение (фильтрацию) подземных вод в водоносных комплексах, их разгрузку по тектоническим нарушениям, а иногда и через водоупоры (Ходжакулиев, 1966, Кудряков, 1974,)

Важными гидрогеодинамическими показателями нефтегазонос-ности недр являются пьезометрические аномалии, которые выражаются в локальных понижениях и повышениях напоров подземных вод (пье-зоминимумы и пьезомаксимумы). К пьезоминимумам, связанным с очагами разгрузки подземных вод, часто приурочены области локализации нефти и газа Роль пьезоминимумов в формировании скоплений УВ и их поисковое значение установлены в ряде нефтегазоносных бассейнов Для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции Кротовой В А < (1962, 1967), В А Кудряковым (1985) и др также показана связь размещения залежей нефти и газа с глубинными гидрогеодинамическими аномалиями

Основные зоны создания напора и инфильтрационного питания палеозойских комплексов Волго-Уральского артезианского бассейна связаны с системой внутренних положительных тектонических элементов Русской плиты — Воронежской антеклизой, Токмовским и Татарским сводами Падение пьезометрических напоров в девонских и каменноугольных комплексах происходит в южном и юго-восточном направлениях, что свидетельствует о движении подземных вод и рассолов на современном этапе с севера и запада на юг и восток в направлении Прикаспийской мегавпадины Местными областями разгрузки могут являться зоны тектонических нарушений (Жигулевские, Кинельские и др дислокации) Скрытые очаги разгрузки в вышележащие горизонты, находящие отражение в гидрогеодинамических и гидрогеохимических аномалиях, широко распространены, на этих участках может происходить переток рассолов из девонских горизонтов в каменноугольные, а из последних в пермские и т д

Механизм фильтрационного водообмена в палеозойских продуктивных комплексах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы представляется как сочетание вертикальных и горизонтальных потоков, причем, проводящими каналами служат участки, испытавшие активные тектонические подвижки в недалеком геологическом прошлом

Особенности гидрогеодинамического режима находятся в соответствии с гидрогеохимическими и геотермическими закономерностями

«Гидрогеодинамическая характеристика выделяемых нефтегазоводо-носных комплексов» (§ 4 2) Эйфелъско-нижнефранскш5 комплекс Гидро-геодинамический режим характеризуется общим снижением пьезометрических напоров с северо-востока на запад, юго-запад и юг Максимальные значения напоров (393 м) отмечаются на юго-восточном окончании Южно-

Татарского свода и севере Восточно-Оренбургского поднятия Центральную часть изучаемой территории занимает зона умеренных напоров 340-320 м Минимальные напоры 280-275 м характерны для юга Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия Локальные участки пониженных и повышенных напоров, а также изменения в направлении возможного движения пластовых вод отмечены на севере и северо-западе Бузулукской впадины

Визейский комплекс Приведенные напоры характеризуются более высокими значениями по сравнению с эйфельско-нижнефранским комплексом По мнению М И Субботы, Г П Якобсона (1967) такой гидрогеодинамический режим указывает на потенциальную возможность поступления нижнекаменноугольных вод в отложения эйфельско-нижнефранского комплекса, там, где нижние флюидоупоры отсутствуют, нарушены или уменьшается их мощность, и на ограниченность такого процесса в обратном направлении Зона повышенных напоров (390-380 м) охватывает юг Южно-Татарского свода В южном и юго-западном направлениях происходит плавное снижение напоров до 350-340 м Минимальные значения (342-350 м) характерны для центральной и юго-западной частей Бузулукской впадины, центра и юга Восточно-Оренбургского поднятия Характер снижения пьезометрических напоров, его направленность, местоположение относительных пьезомаксимумов и пьезо-минимумов аналогичны гидрогеодинамическим условиям нижележащего комплекса, что обусловлено, вероятно, влиянием общих факторов

Верейско-мелекесский комплекс Пьезометрические напоры в комплексе изменяются в от 390 м на севере, до 350 м - на юге, и 330 м - на западе территории Максимальные напоры приурочены к югу Южно-Татарского свода (389 м), минимальные значения отмечены в центральной и западной частях Бузулукской впадины (330-335 м) Комплекс характеризуется плавным и незначительным снижением напоров в южном и юго-западном направлениях В западной части Бузулукской впадины возможное движение пластовых вод локализовано может происходить и в обратном направлении (на северо-запад), в соответствии с падением напоров от 355 м до 330 м

Отметки приведенных напоров рассмотренных комплексов рассчитаны по методике А И Силина-Бекчурина относительно плоскости сравнения -2000 м (Барс, Зайдельсон, 1973)

Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс Приведенные напоры для характеризуемого комплекса рассчитаны по методике В М Шестакова для плоскости сравнения -574 м (Питьева, 1971) Пьезометрические напоры комплекса меняются от 900 м до 550 м Максимальные значения характерны для северной и центральной частей Восточно-Оренбургского поднятия Минимальные напоры отмечены в центральной части Бузулукской впадины, на Соль-Илецком выступе и востоке изучаемой территории Наиболее интенсивно снижение напоров происходит в пределах Восточно-Оренбургского поднятия, и, в меньшей степени, в Бузулукской впадине, в южном и юго-западном направлениях Гидрогеодинамический режим комплекса характеризуется более резкими перепадами напоров на севере и востоке территории

Для всех изучаемых комплексов характерно общее снижение приведенных напоров с севера - северо-востока на юг и юго-запад. Главной областью инфильтрационного питания является южная часть Южно-Татарского свода Инфильтрационное влияние Урала не прослеживается (Попов, 1985) Выделенные пьезоминимумы и пьезомаксимумы по всем изучаемым комплексам являются участками внутрипластовых перетоков Оценивая роль Прикаспийской мегавпадины в гидрогеодинамическом режиме палеозойских продуктивных комплексов, следует отметить ее как незначительную, в связи со сложностью строения северной бортовой зоны мегавпадины Только на отдельных участках возможно существование такой взаимосвязи На современном этапе геологического развития нефтегазоводоносные комплексы палеозойских отложений образуют самостоятельную водонапорную систему с доминирующим значением внутренних очагов питания и разгрузки. Встречное движение подземных вод в палеозойских отложениях, направленное от Прикаспийской мегасинеклизы в северном направлении возможно на крайнем юге Бузулукской впадины и Соль-Илецкого выступа, где повышение пьезометрических напоров может происходить в результате термоэлизион-ных процессов, в наиболее погруженных центральных частях Прикаспийской мегавпадины (Маврин, 1999 г )

«Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по гидрогеодинамическим показателям» (§ 4.3 ) Эйфельско-нижнефранский комплекс находится в зоне весьма затрудненного водообмена пластовых вод Он характеризуется незначительным перепадом приведенных напоров, не превышающем 100 м Такие условия благоприятны для сохранения залежей УВ Локальный пьезоминимум на севере территории, являющийся участком внутрипластовой разгрузки вод, может, вероятно, расцениваться как потенциальный объект современной аккумуляции У В Северовосточный и северо-западный пьезомаксимумы являются зонами возможного внутрипластового питания комплекса, т е эти участки являются гидрогеологическими «окнами» Это находит подтверждение и в качественных характеристиках, выявленных нефтяных залежей Нефти характеризуются повышенной удельной плотностью (Яблоневый Овраг, Чубовское, Красноярское, Сул-тангулово-Заглядинское, Демское и др)

Визейский комплекс также находится в условиях затрудненного водообмена Характер изменения напоров имеет ту же направленность, что и в нижележащем комплексе, перепад напоров не превышает 50 м Локальный пьезоминимум, охватывающий южную часть Южно-Татарского свода и северный склон Бузулукской впадины свидетельствует о внутренней разгрузке вод комплекса, и является возможным участком современного нефтегазонакоп-ления Зоны повышенных напоров на Южно-Татарском своде, на западе и в центральной части Бузулукской впадины, также как и в эйфельско-нижнефранском комплексе, являются участками внутрипластовых перетоков Нефти, выявленных в их пределах залежей, характеризуются повышенной удельной плотностью (Байтуганское, Султангулово-Заглядинское, Боровское идр)

Гидрогеодинамический режим верейско-мелекесского комплекса по характеру водообмена, изменения приведенных напоров, условиям сохранения залежей сходен с нижележащим комплексом, перепад напоров не превышает 60 м

Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс характеризуется более активным гидрогеодинамическим режимом Снижение напоров имеет южную, юго-западную и юго-восточную направленность, диапазон изменения напоров существенно возрастает и составляет 350 м Комплекс характеризуется менее благоприятными условиями сохранности залежей, особенно на участках отсутствия соленосных толщ кунгурского и казанского возраста, либо незначительных их мощностей Такими участками являются южное окончание Южно-Татарского свода, северная и западные части Бузулукской впадины Представленный в данной главе материал служит также доказательством первого защищаемого положения

В главе пятой (5) осуществлен раздельный прогноз нефтегазоносности изучаемых комплексов по совокупности гидрогеологических и геотермических показателей

Эйфелъско-нижнефранский комплекс характеризуется высокой степенью гидрогеологической «закрытости» На большей части территории условия благоприятны для размещения и сохранения преимущественно нефтяных залежей При этом, на глубинах залегания от 1800 м до 2800 м, что соответствует температурному диапазону от 40° до 60 - 70°С, средней степени мета-морфизации пластовых вод (Км = 0,85-0,6), нефти характеризуются как средние по плотности (0,84-0,88 г/см3), сернистые, малосмолистые, малопарафи-нистые, с низким газовым фактором (15-80 м3/т), содержание легких фракций не превышает 45% Такие условия и скопления нефтей с обозначенными физико-химическими свойствами можно ожидать в пределах южного окончания Южно-Татарского свода и северо-западной части Бузулукской впадины (рисунок, а)

На западе, востоке и частично центральной части Бузулукской впадины, в пределах Восточно-Оренбургского поднятия на глубинах залегания комплекса от 2800 м до 4500 м в температурном диапазоне от 60-70°С до 90°С, высокой степени метаморфизации пластовых вод (Км= 0,6-0,4) можно предполагать залежи нефтей преимущественно легких (0,84-0,8 г/см3 и менее) и средних (0,84-0,88 г/см3) по плотности, с более высоким газовым фактором (75-288 м3/т) и содержанием легких фракций до 48-59% На юге и, частично, в центре Бузулукской впадины, на тех же глубинах залегания комплекса, но там, где пластовые температуры составляют 90°—110°С и более, степень метаморфизации вод средняя и высокая, газонасыщенность их предельна, возможно, одновременное размещение нефтяных, нефтегазоконденсатных и га-зоконденсатных залежей Нефти характеризуются средней и пониженной плотностью (0,82-0,87 г/см3), повышенными газовыми факторами (300 м3/т и более), высоким содержанием легких фракций (до 60%) На крайнем юге Бузулукской впадины на глубинах залегания комплекса, превышающих 4000 м

Ус.lOKHЫС ООО<H.t'l£lIHM.

- UV ajMimucipiniläiijH tfwiisiü.i ól :iv>JMiViKv;iiiiJ4 ipjüiiiu

• 1|ШШИЫ KpyiNOlUlllt 1С krtotu PkVKMX X МП Tüll

- t-paiîHUW крупных

ГСМиЛЛЧССКНЧ >,K'»IÍHT<

• - iipcji:o.iaj эсшл lyumiu-i 1»сф1сй pál,1W4 noil ИЛИ I HOC TU

- vin мсстрождснмн

с >.i<.;¡biiu(t Iiiouioi гью нсфш

0.S5 J см II

- 10Î4J Ш'фтуих ML'Í 10 pOak. J-СНИП С улС,*UUlift ц.нпиос] Ь,К> нефги Ojbt^jS Гч-M ii

- ила неф t коих, Исф i era wii -.K"it.[ii¡u\ и га уичцсiicaiкы\ Uit ïûjïi»* it й

Mil IJ I d'Htbjüll.lv'] 1СЛf II ыч

Схематические карты paíдельного при; nota нсфтсгзюцосносш эифельско-н11жлефрпнского (а 1 и вщенекого (б) комплексов

и геотермическом режиме более 110°С условия благоприятны для размещения преимущественно газоконденсатных залежей

Для визейского комплекса можно также отметить высокую степень гидрогеологической «закрытости» и сохранности залежей УВ Для большей части Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия, Соль-Илецкого выступа характерно размещение нефтяных залежей При этом, на южном окончании Южно-Татарского свода, в северной и северовосточной частях Бузулукской впадины, северной и центральной частях Восточно-Оренбургского поднятия на глубинах залегания комплекса от 1200 м до 2500 м можно ожидать скопления нефтей средних и тяжелых по плотности (0,84-0,936 г/см3), с высоким содержанием серы, парафинов и смол, с низкими газовым фактором (21-88 м3/т) и содержанием легких фракций (1844%) (рисунок, б) Для западной и центральной частей Бузулукской впадины, юга Восточно-Оренбургского поднятия и Соль-Илецкого выступа, на глубинах залегания комплекса от 1700 м до 4000 м, пластовых температурах 60°-90°С, средней степени метаморфизации подземных вод (Км=0,85-0,7), условия благоприятны для размещения залежей нефтей средних и легких (0,820,864 г/см3), сернистых, парафинистых и малосмолистых, со средним содержанием легких фракций (36—48%). На юге территории, включая южное окончание Бузулукской впадины, крайнюю юго-западную часть Соль-Илецкого выступа, характеризующихся глубоким залеганием визейского комплекса (до 4500 м и более), высокими температурами (90°-110°С), более высокой степенью метаморфизации вод (Км < 0,7) и предельной их газонасыщенностью, имеются предпосылки для размещения, наряду с нефтяными, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей В узкой полосе южного борта Бузулукской впадины, с геотемпературными условиями, превышающими 110°С, комплекс перспективен для размещения газоконденсатных залежей

Верейско-мелекесский комплекс по всей площади развития на глубинах залегания от 700 м до 4000 м, при пластовых температурах от 30° до 80°С, низкой и средней степени метаморфизации вод (Км - от 0,7 до 1,0), характерной для большей части изучаемой территории, низкой степени их газонасыщенности, характеризуется размещением нефтяных залежей Нефти средние и тяжелые по плотности, с повышенным содержанием серы, парафинов, смол и низкими значениями газового фактора Зональность в распределении нефтяных скоплений различных по физико-химическим свойствам аналогична визейскому комплексу, при этом зона залежей нефти повышенной плотности занимает полностью Восточно-Оренбургское поднятие

Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс отличается разнообразием фазового состояния залежей УВ Размещение вторичных газовых залежей можно ожидать до глубин 1000 м, в температурном диапазоне 15°-30°С, при значениях Км пластовых вод от 0,85 до 1,0 Такие условия характерны для северной половины территории, включающей юг Южно-Татарского свода, северные части Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского подня-

тия В этой же зоне одновременно возможно выявление нефтяных и газонефтяных залежей (газовые залежи с нефтяной оторочкой, нефтяные с газовой шапкой) На северо-востоке обозначенной зоны нефтяные залежи часто не имеют промышленного значения; нефти тяжелые и средние (0,904-0,884 г/см3), высокосернистые, смолистые и парафинистые, содержание легких фракций не превышает 40% Остальные участки зоны перспективны для выявления залежей нефтей легких и средних по плотности (0,831-0,865 г/см3), с повышенным содержанием серы, смол и малопарафинистых, с повышенным газовым фактором и содержанием легких фракций до 59% Южнее, в пределах Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия в интервале глубин 1500-2500 м, и температурном режиме - 30°-55°С располагается зона нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей. Нефти также средние и легкие по плотности (0,811-0,865 г/см3), сернистые и малосернистые, ма-лопарафинистые, с широким диапазоном значений газового фактора и высоким содержанием легких фракций (до 70%) Растворенный газ - метановый, часто с высоким содержанием азота (до 32%). На глубинах 2500-4000 м, на южных окраинах Бузулукской впадины и Соль-Илецкого выступа отмечается зона преимущественного размещения нефтегазоконденсатных и газоконден-сатаых залежей

В эйфельско-нижнефранском, визейском и верейско-мелекесском комплексах до глубин 2000 м характерно размещение нефтяных залежей В эйфельско-нижнефранском и визейском комплексах глубина 3500 м является границей, ниже которой возможно выявление газоконденсатных, и в меньшей степени, нефтегазоконденсатных залежей На глубинах близких к 2000 м во всех исследуемых продуктивных комплексах размещаются преимущественно нефтяные залежи Сделанные выводы доказывают третье защищаемое положение.

В «Заключении» подведены основные итоги проведенных исследований

1 Впервые рассмотрен характер зависимости между Км и плотностью нефтей, Км и содержанием серы, Км и содержанием парафинов, определены коэффициенты корреляции между обозначенными параметрами Между коррелируемыми параметрами установлена прямая зависимость, коэффициенты корреляции между Км и плотностями нефтей для визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнеперского комплексов характеризуются следующими значениями 0,78, 0,77, 0,69, что позволяет по величине степени метаморфизации вод прогнозировать качественные характеристики УВ Между Км и содержанием серы, Км и содержанием парафинов также выявлена прямая зависимость, но возможность оценки физико-химических свойств УВ по значениям К„ достоверна только для среднека-менноугольно-нижнепермского комплекса (0,62, 0,77).

2 Построенные схематические карты зависимости степени метаморфизации пластовых вод и удельных плотностей нефтей позволили выделить в пределах изучаемых комплексов по площади их развития зоны различных по плотности УВ флюидов

3 Составлена и детально охарактеризована геотермическая модель палеозойских отложений, которая позволила установить региональную и вертикальную зависимость фазового состояния флюидов от температуры недр и глубины залегания продуктивных комплексов

4 Схематические карты приведенных напоров позволили уточнить гид-рогеодинамические условия изучаемой территории и выявить взаимосвязь региональных пьезоминимумов и пьезомаксимумов с качественными характеристиками УВ

5 На основе комплексного исследования гидрогеологических и геотермических показателей проведено районирование территории и дан раздельный прогноз нефтегазоносности изучаемых комплексов

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК РФ

1 Использование геолого-геофизических, геохимических и неотектонических исследований для прогноза нефтегазоносности //Вестник Воронежского государственного университета Сер геол - 2006 - № 2, С 193-198 (Соавт Е К Толмачева, А Т Колотухин, Е Н Волкова)

Список публикаций по теме диссертации

1 К вопросу о характере флюидонапорной системы палеозойских комплексов и мнимых наклонах водо-нефтяных контактов в залежах Нижнего Поволжья //Ученые записки геологического факультета Саратовского госуниверситета Новая серия - 1997 - Вып 1 - С 110-111 (Соавт КАМаврин, В А Смирнов).

2 Общегидрогеологическая и гидрохимическая характеристика нефтегазоносных комплексов юго-востока Русской плиты //Вопросы геологии и геохимии горючих ископаемых Юбил сб науч тр - Саратов Изд-во Сарат. унта, 2006 - Вып 2 - С 43-53 (Соавт К А Маврин, В.А Смирнов)

3. Температурный режим и фазовое состояние залежей углеводородов в пределах юго-востока Волго-Уральской антеклизы //Вестник Воронежского государственного университета Сер геол —2007 -№ 1 -С 115-119

4 Степень метаморфизации глубокозалегающих подземных вод, как показатель физико-химических характеристик залежей углеводородов (на примере юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы) //Недра Поволжья и Прикаспия - 2007 - Вып 50 - С 35-40 (Соавт Н В Клычев)

5 Гидрогеологические условия нефтегазонакопления в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины //Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков- Мат Всероссийск науч конф, посвященной памяти проф В В Тикшаева (Саратов, 27-30 марта 2000 г) - Саратов Изд-во Сарат ун-та, 2000 - С 67-68 (Соавт К А Маврин)

6 Обоснование направлений поисковых работ на Большеузеньско-Южно-Алтатинском участке по геолого-геохимическим данным //Нефтегазовая отрасль тенденции и перспективы развития Тез док науч -практ конф , (Сара-

TOB, 15-16 августа 2000 г) - Саратов, 2000. - С 11-12 (Соавт А Т Колотухин, Е К Толмачева, В П Климашин, Н П Бекишов)

7 Фазовое состояние залежей углеводородов в пределах юго-востока Волго-Уральской антеклизы по гидрохимическим и геотемпературным показателям //Геологические науки - 2007 Матнауч межведомств конф (Саратов, 10-13 апреля, 2007 г) - Саратов Изд-во Сарат ун-та, 2007 - С 22-23

9 О возможности прогнозирования различных скоплений углеводородов по гидрогеологическим показателям //Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии -Мат Шестой международ науч.-практич конф студентов, аспирантов и научных работников (г Астрахань, 26-28 сентября 2007 г) - С 155-161 (Соавт К А Маврин)

8 Гидрогеология и воды нефтяных и газовых месторождений. //Учебное пособие для студентов - Саратов Изд-во Сарат. ун-та, 2001 - 52 с (Соавт К А Маврин, В А Смирнов)

Логинова Марина Павловна

Специальность 25 00 12 Геология, поиск и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Подписано в печать 14 09 07 Формат 60x84 1/16 Объем 1,0 п л Тираж 100 экз Заказ 100

Типография Издательства Саратовского университета 410012, Саратов, Астраханская, 83

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Логинова, Марина Павловна

Глава 1. Геологическое строение территории исследований. П

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

1.2. Тектоническое строение.

Глава 2. Гидрогеохимическая характеристика нефтегазоводоносных комплексов.

2.1. Существующие представления о гидрогеохимических показателях нефтегазоносности.

2.1.1. Общегидрогеохимические показатели нефтегазоносности.

2.1.2.Показатели нефтегазоносности по водорастворенному органическому веществу и газам.

2.2. Гидрогеохимическая характеристика выделяемых нефтегазоводоносных комплексов.

2.3. Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по гидрогеохимическим показателям.

Глава 3. Геотермическая характеристика нефтегазоводоносных комплексов. Ю

3.1. Существующие представления о геотермических показателях нефтегазоносности.

3.2 Региональные геотермические условия отложений палеозоя. Ю

3.3. Геотермическая характеристика выделяемых нефтегазоводоносных комплексов.

3.4. Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по геотермическим показателям.

Глава 4. Гидрогеодинамическая характеристика нефтегазоводоносных комплексов.

4.1. Существующие представления о гидрогеодинамических показателях.

4.2. Гидрогеодинамическая характеристика выделяемых нефтегазоводоносных комплексов.

4.3. Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по гидрогеодинамическим показателям. ^

Глава 5. Комплексный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Гидрогеологические и геотермические закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы"

Актуальность работы. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП), являясь одним из старейших нефтегазодобывающих регионов, продолжает играть важную роль в формировании минерально-сырьевой базы России. В настоящее время рассматриваемый регион переживает период падающей добычи как по нефти, так и по газу. Это связано со значительной выработанностью ранее открытых месторождений. Восполнить падение добычи нефти и газа невозможно без открытия новых месторождений, даже при использовании новейших методик интенсификации отдачи продуктивных пластов, капитального ремонта скважин и других технологических приемов. Несмотря на высокую степень разведанности запасов на рассматриваемой территории юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, входящей в состав Волго-Уральской НГП, сохраняются значительные резервы для продолжения поисково-разведочных работ и открытия новых скоплений углеводородов (УВ). При этом основной задачей геологоразведочных работ на ближайшую перспективу является не только поиск новых залежей, содержащих углеводородное сырье, но и раздельный прогноз фазового состояния УВ и оценка их качественных характеристик.

В сложившихся условиях высокой степени изученности рассматриваемой территории особенно необходим комплексный подход при геологическом изучении, выборе направлений поисково-разведочных работ и оценке их рентабельности. Результаты комплексных исследований позволяют выделить рациональный набор показателей размещения залежей углеводородов, различных по фазовому состоянию, а также по физико-химическим свойствам. Использование гидрогеологических и геотермических показателей неф-тегазоносности при региональных исследованиях остается неоправданно минимальным.

Цель и задачи работы. Основной целью настоящей диссертационной работы являлось изучение и анализ гидрогеологических (гидрогеохимических, гидрогеодинамических) и геотермических показателей палеозойских нефтегазоводоносных комплексов для выявления общих закономерностей в размещении различных по фазовому состоянию и качественным характеристикам скоплений УВ, раздельного прогноза нефтегазоносности и районирования территории. Для достижения данной цели были поставлены следующие задачи:

1. Изучить общегидрогеохимические показатели (в том числе водорас-творенное органическое вещество и газы) продуктивных комплексов для выявления закономерностей в размещении различных по физико-химическим свойствам и фазовому состоянию залежей УВ.

2. Проанализировать геотермические характеристики комплексов с целью определения глубинных и площадных границ размещения скоплений углеводородов, различных по фазовому состоянию.

3. Выявить особенности гидрогеодинамических условий, для оценки степени гидрогеологической «закрытости» недр и сохранности залежей УВ.

4. Осуществить комплексный анализ гидрогеологических и геотермических показателей с целью районирования изучаемой территории и раздельного прогноза нефтегазоносности изучаемых комплексов.

Объект исследований - комплекс палеозойских отложений в пределах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, территориально включающей восточную часть Самарской, северо-восточную часть Саратовской, западную и центральную части Оренбургской областей.

Фактический материал и методы исследований. Диссертация основана на анализе, систематизации, научном обобщении фактического материала, собственных исследований, опубликованной литературы и фондовых источников ФГУ «ТФИ по Приволжскому федеральному округу», ФГУП «Ниж-нее-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики» и др. В работе использованы гидрогеологические и геотермические данные более чем по 300 месторождениям в пределах изучаемой территории, информация по которым была проанализирована и сформирована в электронный банк данных. Исследования проводились при активном использовании компьютерных программ и методик.

На защиту выносятся следующие основные положения.

1. Спрогнозировано фазовое состояние залежей УВ, их физико-химические свойства и оценены условия сохранности на основе гидрогеологических (гидрогеохимических и гидрогеодинамических) показателей пластовых вод эйфельско-нижнефранского, визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнепермского комплексов.

3. Дан раздельный прогноз фазового состояния залежей УВ и проведено районирование изучаемой территории по комплексу гидрогеологических и геотермических данных.

Научная новизна:

- выполнены комплексные региональные исследования гидрогеохимических, геотермических и гидрогеодинамических параметров для основных продуктивных эйфельско-нижнефранского, визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнепермского комплексов в пределах Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия и Соль-Илецкого выступа, позволившие провести нефтегазогеологическое районирование изучаемой территории;

- составлены схематические карты взаимосвязи между степенью мета-морфизации пластовых вод и удельными плотностями нефтей, схематические карты геоизотерм, уточнены схематические карты приведенных напоров;

- проанализирован характер зависимости между коэффициентом мета-морфизации подземных вод (Км) и плотностью нефтей, а также (Км) и содержанием серы, (Км) и содержанием парафинов в нефтях; определены коэффициенты корреляции.

- разработаны методические основы раздельного прогноза залежей углеводородов по комплексу гидрогеологических и геотермических показателей.

Практическая ценность работы. По результатам комплексного анализа гидрогеологических и геотермических показателей произведено районирование территории для различных по составу, мощности и глубинам залегания нефтегазоводоносных комплексов. Это позволяет осуществлять раздельный прогноз углеводородов и их качественных характеристик, а также определять приоритетные направления поисково-разведочных работ на рассматриваемой и аналогичных по геологическому строению территориях.

Апробация работы, публикации. Основные положения и выводы выполненных исследований докладывались на научных и научно-практических конференциях: Всероссийской научной конференции «Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков, посвященной памяти профессора В.В.Тикшаева» (Саратов, 2000); научно-практической конференции «Нефтегазовая отрасль: тенденции и перспективы развития» (Саратов,

2000), научной конференции «Геологические науки - 2007» (Саратов, 2007), Шестой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2007). По теме диссертации опубликованы 10 научных и учебно-методических работ. Результаты проведенных исследований используются в учебном процессе при освоении студентами курсов «Гидрогеология нефти и газа», «Гидрогеология, геокриология и инженерная геология».

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 5 глав, введения, заключения и списка литературы. Общий объем диссертации - 171 страница, в том числе 27 рисунков, 4 таблицы, библиографический список содержит 123 наименования.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность сотрудникам ФГУП «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики» Е.В.Постновой, О.И.Меркулову, Н.В.Клычеву, Л.И.Сизинцевой, И.А.Фокиной, преподавателям и сотрудникам геологического факультета Саратовского госуниверситета А.Т.Колотухину, Е.Н.Волковой, Л.А.Коробовой, Е.К.Толмачевой, В.В.Дмитриевой за ценные советы, консультации и практическую помощь при подготовке диссертационной работы. Особую благодарность автор выражает научному руководителю - заведующему кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых СГУ им.Н.Г.Чернышевского доктору геолого-минералогических наук, профессору К.А.Маврину.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Логинова, Марина Павловна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эйфельско-нижнефранский, визейский, верейско-мелекесский и средне-каменноугольно-нижнепермский нефтегазоводоносные комплексы являются широко распространенными и относительно выдержанными в пределах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы. С ними связана основная доля добываемого в провинции углеводородного сырья и большой объем неразведанных запасов УВ. Целесообразность и рентабельность освоения углеводородных ресурсов, сосредоточенных в рассмотренных комплексах, определяется их размерами, глубинами залегания, а также прогнозом их фазового состояния и качественных характеристик. Рассмотренные гидрогеохимические, геотермические и гидрогеодинамические особенности изучаемых комплексов позволили осуществить раздельный прогноз их нефтегазоносности и провести на этой основе районирование территории.

Основные итоги проведенных исследований заключаются в следующем:

1. Впервые рассмотрен характер зависимости между Км и плотностью нефтей; Км и содержанием серы; Км и содержанием парафинов; определены коэффициенты корреляции между обозначенными параметрами. Между коррелируемыми параметрами установлена прямая зависимость; коэффициенты корреляции между Км и плотностями нефтей для визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнеперского комплексов характеризуются высоким значениями (0,78, 0,77, 0,69), что позволяет по величине степени метаморфизации вод прогнозировать качественные характеристики УВ. Между Км и содержанием серы, Км и содержанием парафинов также выявлена прямая зависимость, но возможность оценки физико-химических свойств УВ по значениям Км достоверна только для среднекаменноугольно-нижнепермского комплекса (0,62, 0,77).

2. Построенные схематические карты зависимости степени метаморфи-зации пластовых вод и удельных плотностей нефтей позволили выделить в пределах изучаемых комплексов по площади их развития зоны различных по плотности УВ флюидов.

3. Составлена и детально охарактеризована геотермическая модель палеозойских отложений, которая позволила установить региональную и вертикальную зависимость фазового состояния флюидов от температуры недр и глубины залегания продуктивных комплексов.

5. Схематические карты приведенных напоров позволили уточнить гид-рогеодинамические условия изучаемой территории и выявить взаимосвязь региональных пьезоминимумов и пьезомаксимумов с качественными характеристиками УВ.

6. На основе комплексного исследования гидрогеологических и геотермических показателей проведено районирование территории и дан раздельный прогноз нефтегазоносности изучаемых комплексов.

Таким образом, разработанная автором методика позволяют более надежно оценивать перспективы открытия новых залежей УВ в пределах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, прогнозировать их фазовое состояние и качественные характеристики, корректировать направления дальнейших поисково-разведочных работ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Логинова, Марина Павловна, Саратов

1. Амосов И.И., Горшков В.И. Палеотемпературы нефтеносных пород. //Проблемы диагностики условий и зон нефтегазообразования. М.: Изд-во ИГиРГИ, 1971,- С.210-221.

2. Анищенко Л.А., Креме А.Я., Саар Д.А. О вертикальной зональности размещения углеводородов в Тимано-Печорской провинции. //Геология нефти и газа. 1972. - № 3. -С.1-6.

3. Афанасьев Т.П., Макаренко Ф.А., Покровский В.Л. О геотермии областей нефтегазонакопления. // Изв. АН СССР. Сер.геол. 1973. - № 11.1. С. 123-126.

4. Барс Е.А., Зайдельсон М.И. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Вол го-Уральской области. М.: Недра, 1973. - 280 с.

5. Барс Е.А., Коган С.С. Методическое руководство по исследованию органических веществ подземных вод нефтегазоносных областей. Изд. 2-е, переработ, и доп. М.: Недра, 1979. - 156 с.

6. Булычев М.М., Кузнецов В.И., Малиновская В.И., Синюхина Л.А. Органическое вещество подземных вод Оренбуржья в связи с нефтегазоносно-стью. //Исследования в области органической гидрогеохимии нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1982. - С.88-91.

7. Валуконис Г.Ю., Ходьков А.Е. Геологические закономерности движения подземных вод, нефтей и газов. Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1973. - 304 с.

8. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. //Изв. АН СССР. Сер.геол. 1967. -№11.- С. 135-156.

9. Висковский Ю.А., Высоцкий В.И., Моделевский М.Ш., Польстер Л.А. Теория и практика районирования нефтегазоносных территорий зарубежных стран. //Принципы нефтегеол. районир. в связи с прогно-зир.нефтегазоносн.недр. М.: Недра, 1976. — СЛ42-149.

10. Всеволожский В.А. К вопросу о формировании разгрузки артезианских вод. //Вопр.гидрогеолог. М.: Изд-во МГУ, 1973, С.59-62.

11. Высоцкий И.В., Оленин В.Б. Глубинная зональность в распространении скоплений углеводородов. //Вестник Моск. ун-та. Геология. 1964. —6. С.20-27.

12. Вышемирский B.C. Геологические условия метаморфизма углей и нефтей. Саратов: Изд-во Сарат.ун-та, 1963. 377 с.

13. Гатальский М.А. Значение динамики в формировании подземных вод Русской платформы. //Тр. ВНИГРИ. Нов.серия. Геол.сб. JL, 1956. - Вып.95, № 2.- С. 232-242.

14. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. /Под ред. А.С.Пантелеева и Н.Ф.Козлова. Оренбург: Оренбург, книж.изд-во, 1997.-270 с.

15. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции /Под ред. С.П.Максимова М.: Недра, 1970. - 801 с.

16. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области. /Под ред. М.И.Субботы и Г.П.Якобсона М.: Недра, 1967. - 422 с.

17. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области. /Под ред. Е.А.Барс и М.И.Зайдельсона М.: Недра, 1973. - 279 с.

18. Гидрогеология нефтегазоносных провинций. /Под ред. В.В.Колодия. Киев: Наук.думка, 1982. - 156 с.

19. Глушенко В.В., Новосилецкий P.M., Корчинская И.А. Основные закономерности размещения газоконденсатных и нефтяных залежей в Днеп-ровско-Донецкой впадине. //Геология нефти и газа. 1972. - № 1. - С. 10-15.

20. Голов A.A., Мохнаткин В.А. Перспективы развития поисково-разведочных работ на южном погружении Бузулукской впадины в Оренбургской области. //Геология нефти и газа. 2004. - № 3. - С. 11-16.

21. Государственная геологическая карта Российской Федерации /Ред. Зайонц В.Н. 1:200000. - Серия Средневолжская. Лист N-39-ХХШ (Бугурус-лан). Объяснительная записка. С.-Петербург, 2001. - 116 с.

22. Грунис Е.Б., Байрак И.К. Структура, степень освоенности и резервы развития сырьевой базы нефтегазодобычи Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. //Геология нефти и газа. 2005. - № 1. - С.5-9.

23. Гуревич М.С. Принципы комплексного нефтепоискового изучения подземных вод. //Материалы Всесоюз.науч.исслед. геол. ин-та. Нов.серия. -Л.: Гостоптехиздат, 1956. Вып. 18. - С. 184-197.

24. Егорова JI.3. Строение и состав кристаллического фундамента и бав-линских отложений Куйбышевской и Оренбургской области. //Тр. Куйбы-шев.НИИНП. 1964. - Вып.24. - 207 с.

25. Ерофеев В.Ф. О природе тепловых аномалий Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. //Сов. геология. 1969. - № 5. - С.81-90.

26. Ерофеев В.Ф. Геотермическая активность недр и размещение залежей углеводородов. //Сов. геология. 1970. - № 11. - С. 142-147.

27. Ерофеев В.Ф. Геотермическое районирование нефтегазоносных территорий и размещение залежей углеводородов. //Тр. ВНИГРИ. -Л., 1971. -Вып. 305. С. 70-84.

28. Ерофеев В.Ф. Геотермическая зональность артезианских бассейнов в связи с размещением залежей. //Тр. ВНИГРИ. JI.: Недра, 1973. - Вып.338, С.28-35.

29. Зайдельсон М.И. О природных водонапорных системах нефтегазоносных бассейнов платформенного типа. //Труды Куйбышев.НИИНП. 1969. - Вып. 43. - С.57-74.

30. Зерчанинов И.К. О методике расчета приведенных напоров пластовых вод.//Тр. ВНИИ. -М, 1960. Вып.30. - С.128-135.

31. Зингер A.C. Газогидрохимические критерии нефтегазоносности локальных структур (на примере Нижнего Поволжья). //Тр. HB НИИГГ. Саратов, 1966.-Вып.5.-475 с.

32. Зингер A.C., Долгова Г.С., Федоров Д.Л. Генезис опресненных глубинных вод и кислых компонентов газов юго-востока Русской платформы

33. Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Обзор ВИЭМС.-М., 1980.-17 с.

34. Зорькин J1.M. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1973. 224 с.

35. Зорькин J1.M., Стадник Е.В., Сошников В.К., Юрин Г.А. Геохимическое районирование пластовой системы докунгурских отложений Русской платформы. //Геология нефти и газа. - 1973. - № 8. - С.40-44.

36. Зорькин J1.M., Стадник Е.В. Особенности газонасыщения пластовых вод нефтегазоносных бассейнов в связи с генезисом углеводородов и формированием их залежей. //Изв.высш.учеб.заведений. Геол. и разведка. 1975. -№ 6. -С.85-99.

37. Зорькин JI.M., Стадник Е.В., Козлов В.Г. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности Прикаспийской впадины. М.: Недра, 1975. 113 с.

38. Зорькин JI.M., Стадник Е.В. Газы водонапорных систем осадочных бассейнов как показатели при решении вопросов нефтегазовой геологии. //Водорастворенные газы нефтегазоносных бассейнов. М.: Наука, 1981. -С.11-16.

39. Зорькин J1.M., Стадник Е.В. Гидрогеотермические условия юго-востока Русской платформы как критерий при поисках залежей нефти и газа. //Науч.-техн.совещ. по геотерм.методам.исслед.в гидрогеол., 1975. Тезисы. -М., 1975.-С.85-86.

40. Зорькин J1.M., Суббота М.И., Стадник Е.В. Нефтегазопоисковая гидрогеология. М.: Недра, 1982. 216 с.

41. Игнатович Н.К. О закономерности распределения и формирования подземных вод. //ДАН СССР. 1944.- Т.45, №3, (34). - С.133-136.

42. Игнатович Н.К. О региональных гидрогеологических закономерностях в связи с оценкой условий нефтеносности. //Сов. геология. 1945. - № 6. - С.69-72.

43. Игнатович Н.К. Гидрогеология палеозоя Русской платформы. //ОНТИ. 1948. - 333 с.

44. Каретников Л.Г., Валуконис Г.Ю. Критерии нефтегазоносности. Минск: Наука и техника. 1972. - 280 с.

45. Карцев A.A. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: Гостоптехиздат. 1963. - 353 с.

46. Карцев A.A. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра.- 1972.- 280 с.

47. Карцев A.A., Вагин С.Б., Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра. 1986. - 224 с.

48. Катагенез и нефтегазоносность. /Под ред. С.Г.Неручева. JL: Недра. - 1981.-240 с.

49. Киссин И.Г. О методике изучения напоров в глубоких водоносных горизонтах. //Новости нефт.техн. Сер.геол. 1961. - № 4. - С.24-26.

50. Козлов АЛ. О закономерностях формирования и размещения нефтяных и газовых залежей. М.: Гостоптехиздат. 1959. - 163 с.

51. Колодий В.В. Роль подземных вод в формировании залежей нефти. //Гидрогеол. и нефтегазоносность. Минск, 1982. - С.25-46.

52. Колодий В.В. Подземные воды нефтегазоносных провинций и их роль в миграции и аккумуляции нефти (на примере юга СССР) Киев: Нау-кова думка. - 1983. - 248 с.

53. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. М.: Гостоптехиздат. 1963. - 168 с.

54. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. М.: Недра. 1976. - 309 с.

55. Кротова В.А. Роль гидрогеологических факторов в образовании, сохранении и разрушении нефтяных залежей. //Тр. ВНИГРИ. Д., 1957. - Вып. 103,- 128 с.

56. Кротова В.А. Гидрогеологические критерии нефтеносности. //Тр. ВНИГРИ. Д., 1960. - Вып. 147. -161 с.

57. Кротова В.А. Гидрогеологические факторы в формировании нефтяных месторождений (на примере Предуралья). //Тр. ВНИГРИ Д., 1962. -Вып. 191. - 329 с.

58. Кротова В.А. Роль зон разгрузки подземных вод в формировании углеводородных скоплений и их нефтепоисковое значение. //Сов. геология.1966.-№3.-С.97-105.

59. Кротова В.А. Развитие основных принципов гидрогеологического прогноза нефтегазоносности крупных территорий. //Тр. ВНИГРИ Д.: Недра,1967. Вып.259. - С.82-95.

60. Кротова В.А. Геотермические аномалии земной коры и разгрузка подземных флюидов. //Тр. ВНИГРИ Д.: Недра, 1975. - Вып.369. - С.7-23.

61. Кудельский А.В., Козлов М.Ф. Геохимия, формирование и распространение йодо-бромных вод. Минск: Наука и техника. 1970. - 143 с.

62. Кудряков В.А. Пьезометрические минимумы как гидрогеологический показатель нефтегазоносности. //Нефтегаз.геол и геофиз. Науч.-техн.сб. 1964. - № 4. - С.35-39.

63. Кудряков В.А. Гидрогеологические факторы, влияющие на формирование нефтяных и газовых месторождений. //Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. М., ВИЭМС. 1974. - 45 с. (Обзор. Сер.У.).

64. Кудряков В.А. Нефтегазонакопление в геогидродинамических системах. /Под ред.А.М.Акрамходжаева. Ташкент: Фан, 1985. - 143 с.

65. Лагунова И.А. Условия проявления и особенности формирования вод пониженной минерализации в глубоких зонах осадочных бассейнов. //Сов. геология. 1979. - № 2. С.48-62.

66. Логинова М.П. Температурный режим и фазовое состояние залежей углеводородов в пределах юго-востока Волго-Уральской антеклизы. //Вестн. Воронеж, ун-та. 2007. - № 1. - С.ЮМ 15.

67. Лондон Э.Е. Степень насыщения пластовых вод растворенными углеводородами и сульфатами как поисковый признак при оценке перспектив нефтегазоносности. //Геология нефти и газа. 1964. - № 11. - С.41-47.

68. Маврин К.А. Гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности Оренбургского Приуралья. //Вопр.геол. Южного Урала и Поволжья: Материалы по геологии нефти. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1983. -С.101-110.

69. Маврин К.А. Тектоника, палеогидрогеология и полезные ископаемые палеозоя Южного Предуралья. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1988. - 219 с.

70. Маврин К.А. Палеогидрогеологический метод в нефтегазовой геологии. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1999. - 48 с.

71. Макарова С.П., Макаров В.Г. Особенности тектоники кристаллического фундамента Оренбургской области //Геология и нефтегазоносность

72. Оренбургской области: Тр. ЮУО ВНИГНИ. Саратов.: Приволж.кн. изд-во, 1973.-Вып.2.-С.51-56.

73. Макарова С.П. Новые данные по стратиграфии и литологии девонских отложений юга Оренбургской области. //Геология и перспективы нефте-газоносности бортовых зон Прикаспийской впадины. М., ВНИГНИ, 1983. -Вып. 248. -С.158-162.

74. Малиновская В.И. Гидрохимическая характеристика палеозойских отложений Оренбургской области. //Тр. ЮУО ВНИГНИ. Саратов, 1973. -Вып. 11.-С. 107-115.

75. Малиновская В.И. Геохимические типы вод палеозойских отложений юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы. //Геология нефти и газа.- 1982. № 11. - С.45-47.

76. Матвиенко В.Н., Сергиенко С.И. Геотермические аномалии зон неф-тегазонакопления. //Сов. геология. 1983. - № 12. - С.24-31.

77. Наливкин В.Д., Кругликов Н.М., Лазарев В.С., Сверчков Г.П., Черников К.А. О раздельном прогнозировании скоплений нефти и газа. //Пробл. нефтеносности Сибири. Новосибирск: Наука, 1971. - С. 114-121.

78. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Изд. 2-е.- Л.: Недра, Ленингр.отд-е, 1969. 240 с.

79. Новосилецкий P.M. Условия формирования и сохранения залежей углеводородных флюидов в глубокозалегающих горизонтах. //Особенности формирования залежей нефти и газа в глубокозалегающих пластах. М.: Наука, 1980. - С.166-167.

80. Новосилецкий P.M., Савка Е.П., Шарун Д.В. (УкрНИГРИ). Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных пород по степени метаморфизации пластовых вод. //Геология нефти и газа. 1977. - № 3. - С.30-33.

81. Осадчий В.Г., Лурье А.И., Ерофеев В.Ф. Геотермические критерии нефтегазоносности недр. -Киев: Наукова думка, 1976. 143 с.

82. Парфененко Н.В. Основные закономерности геотермической характеристики Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. //Геология нефти и газа.- 1972. -№ 3.-С.57-72.

83. Питьева К.Е. Подземные воды палеозоя Северного Прикаспия. М.: Изд-воМГУ, 1971.-356 с.

84. Питьева К.Е. Гидрогеохимия (формирование химического состава подземных вод). М.: Изд-во МГУ, 1978. 325 с.

85. Попов В.Г. Гидрогеохимия и гидрогеодинамика Предуралья. М.: Наука, 1985.-277 с.

86. Постнова Е.В., Тальнова Л.Д., Удачина М.А. Гидрогеологические условия нефтегазонакопления в палеозойских отложениях Жигулевско-Пугачевского свода и юго-западной части Бузулукской впадины. //Геология нефти и газа. 1997. - № 4. - С.26-31.

87. Постнова Е.В., Орешкин И.В. Динамика ресурсной базы углеводородного сырья Волго-Уральской нефтегазоносносй провинции. //Геология нефти и газа. 2004. - № 4. - С. 19-22.

88. Роговская Н.В., Соколовский Л.Г. О некоторых гидродинамических закономерностях мезозойских отложений центральных и западных районов Туранской плиты. //Сов.геология. 1972. - № 8. - С.23-35.

89. Роговская Н.В. Закономерности строения подземной гидросферы платформенных областей. М.: Наука, 1991. - 230 с.

90. Савченко В.П., Стадник Е.В., Яковлев Ю.И. Газогидрохимические критерии поисков залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. - 105 с.

91. Сальников В.Е., Попов В.Г. Геотермический режим и гидродинамические условия Южного Урала и Приуралья //Изв. АН СССР. Сер.геол. -1982. № 3. - С.128-135.

92. Севостьянов О.М., Севостьянова С.К. Подземные воды кунгурских отложений Оренбургского Приуралья //Вопр.геологии Южного Урала и Поволжья. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1970. - Вып.7, 4.1. Палеозой и мезозой. - С.20-33.

93. Силин-Бекчурин А.И. Формирование подземных вод северо-востока Русской платформы и западного склона Урала. //Тр. Лаборатории гидрогеологических проблем им. Ф.П.Саваренского АН СССР. М., 1949. - Т.1У. -159 с.

94. Силин-Бекчурин А.И. Динамика подземных вод. М.: Изд-во Моск.ун-та, 1958.-258 с.

95. Соколов В.Л., Чайковская Э.В. Зональность распреления нефтяных углеводородов в Северо-Каспийском нефтегазоносном бассейне. //Генезис нефти и газа. М.: Наука, 1968. - С. 194-204.

96. Соколов В.А. Процессы образования и миграции нефти и газа. М.: Недра, 1965.-267 с.

97. Соколов В.А. Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением. М.: Недра, 1972. 276 с.

98. Стадник Е.В. О зональности процессов нефтегазообразования в недрах Русской платформы. //Труды ВНИИЯГТ, 1975. Вып.22. - С.204-221.

99. Станкевич Е.Ф. Приведение давлений в гидрогеологии. //Советская геология. 1963. - № 4. - С.99-109.

100. Станкевич Е.Ф. О динамике подземных вод глубинных водоносных горизонтов осадочной толщи платформы. //Изв. АН СССР. Сер.геол. 1971. - № 4. - С.130-136.

101. Суббота М.И., Клейменов В.Ф., Ларикова О.И. О характере разгрузки вод глубоко погруженных горизонтов нефтегазоносных бассейнов. //Гидрогеологические критерии нефтегазоносности Русской платформы. Минск: Наука и техника, 1971. С.118-125.

102. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений в системе природных вод. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1946. 96 с.

103. Сулин В.А. Условия образования, основы классификации и состава природных вод. 4.1. М.: Изд-во АН СССР, 1948. 105 с.

104. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1948. 480 с.

105. Ю.Сухаревич П.М., Чикин М.Н., Кайдалов В.И., Шляпников Г.М. Нефтегазоносные комплексы Оренбургской области. //Тр. ЮУО ВНИГНИ. Саратов, 1975. - Вып. 3 (148).- С.84-95.

106. Филатов К.В. Основные закономерности формирования химического состава подземных вод и поисковые признаки нефтегазоносности. М.: Недра, 1976.-304 с.

107. Фомина Г.В., Борисова Е.П. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности девонских отложений в южной части Оренбургской области. //Геология нефти и газа. 1987. - № 1. - С. 40-43.

108. Ходжакулиев Я.А. Основные черты современной региональной гидрогеологии нефтегазоносных районов Запада Средней Азии. М.: Изд-во МГУ, 1966.- 126 с.

109. Ходжакулиев Я.А., Суббота М.И. Природные водонапорные системы бассейнов артезианского типа. В кн.: Методика палеогидрогеологических исследований. Ашхабад: Статистика, 1970. - С.128-133.

110. Ходжакулиев Я.А. Гидрогеологические закономерности формирования и размещения скоплений газа и нефти. М.: Недра, 1976. 336 с.

111. Шашель А.Г. Геология и нефтегазоносность терригенного комплекса девона Самарского Поволжья. М.: Изд-во ИГиРГИ, 2000. 100 с.

112. Швай Л.П. Подземные воды Днепровско-Донецкой впадины в связи с нефтегазоносностью. М.: Недра, 1973. 104 с.

113. Швец В.М. Органические вещества подземных вод. М.: Недра, 1973.- 191 с.

114. Ягодин В.В. К методике определения приведенного давления пластовой воды в скважинах. //Вопросы геологии нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1957 376 с.

115. Якобсон Г.П. Палеогидрогеологические и современные гидрогеологические закономерности формирования и размещения нефтегазовых месторождений. М.: Недра, 1973. 268 с.

116. Якобсон Г.П., Булычев М.М., Самсонов Ф.П. Газогидрохимическая зональность и критерии нефтегазоносности локальных структур. //Водорастворенные газы нефтегазоносных бассейнов, М.: Наука, 1981.1. С. 16-23.

117. Якобсон Г.П., Качалов Ю.М. Методика вычисления приведенных давлений пластовых вод в водонапорных системах. //Геология нефти и газа. -1965. № 6. - С.59-68.

118. Якобсон Г.П., Качалов Ю.М., Самсонов Ф.П. Перспективы нефтегазоносности центральной части Каракумского бассейна по гидрогеологическим критериям. //Нефтегазовая геолология и геофизика. 1968. - С. 12-15.

Информация о работе

Логинова, Марина Павловна
кандидата геолого-минералогических наук
Саратов, 2007
ВАК 25.00.12

Диссертация

Гидрогеологические и геотермические закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы