Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Особенности строения и оценка перспектив нефтегазоносности Верхнедевонско-Нижнекаменноугольного нефтегазоносного комплекса Мелекесской впадины

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Особенности строения и оценка перспектив нефтегазоносности Верхнедевонско-Нижнекаменноугольного нефтегазоносного комплекса Мелекесской впадины"

На правах рукописи

003484246

Горюнова Любовь Федоровна

ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕДЕВОНСКО-НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА МЕЛЕКЕССКОЙ ВПАДИНЫ

Специальность: 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка горючих

ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва-2009

003484246

Работа выполнена на кафедре геологии Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Гаврилов Виктор Петрович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, Филиппов

Виктор Павлович, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина

Ведущая организация: Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГУП «ВНИГНИ»)

Защита диссертации состоится «24» ноября 2009 г. в ауд.232 в 15.00 на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д212.200.02 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, В-296, Ленинский проспект, дом 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан «22» октября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук, Мазанов Виктор Федорович, ФГУП «Институт геологии и разработки горючих ископаемых»

кандидат геолого-минералогических наук

;.А. Леонова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Урало-Поволжский регион многие годы является основным нефтегазодобывающим регионом европейской части России. Основной объем нефти, добываемой в Урало-Поволжье, приходится на Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию (> 99,9 %). Разведанность ресурсной базы Волго-Уральской НГГТ — старейшей нефтегазодобывающей провинции страны -приближается к 70%. Основной объем геологоразведочных работ обеспечивается деятельностью недропользователей.

Урало-Поволжский регион обладает достаточно мощным топливно-энергетическим комплексом: по производству основных нефтепродуктов он занимает 1-е место в стране, по добыче нефти и газа - 2-е. В то же время, несмотря на наличие значительного ресурсного потенциала УВ и большие потребности в энергоносителях, состояние ресурсной базы УВ сырья в регионе оставляет желать лучшего.

Вместе с тем значительные запасы углеводородов связаны с различными типами терригенных и карбонатных пород верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК Мелекесской впадины, для которых характерны относительно сложные геологические условия залегания, связанные с антиклинальными и неантиклинальными ловушками. В связи с этим, разработка геолого-геофизических методов прогнозирования типов ловушек, позволяющих повысить достоверность построения геологических моделей объектов, оптимизировать размещение поисковых и разведочных скважин, а также повысить эффективность разработки месторождений

Цель работы.

Целью исследований является выявление общих закономерностей в строении верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК Мелекесской впадины, геологической истории развития, что позволит выделить зоны нефтегазонакопления и дать качественный прогноз перспектив нефтегазоносности, при этом наметив основные направления дальнейших поисково-разведочных работ.

Основные задачи исследовании.

В соответствие с поставленной целью решались следующие задачи:

— обобщение и анализ имеющегося геолого-геофизического материала, а также результаты многолетних исследований по истории геологического развития Мелекесской впадины, выполненные в разные годы большим количеством исследователей;

— на основании базиса предыдущих геологических изысканий выявить особенности строения верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК Мелекесской впадины;

— привести типизацию выявленных ловушек и залежей исследуемого комплекса;

— в результате генетической типизации верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений провести нефтегазогеологическое районирование зон нефтегазонакопления с выделением категорий перспективных земель в рамках исследуемого района;

— оптимизация методики поисков ловушек нефти в органогенных постройках и обосновать приоритетные направления геологоразведочных работ.

Научная новизна.

Впервые по результатам отработанных региональных сейсмических профилей и с учетом данных бурения скважин выделена предполагаемая область пелеорифта, проходящего вдоль осевой зоны Мелекесской впадины.

Установлено влияние тектонического фактора на формирование построек верхнедевонско-нижнекаменноугольного возраста и воссоздана палеогеографическая обстановка на границе турнейского и визейского веков.

Приведена типизация ловушек и их приуроченность к конкретным литофациальным толщам.

В результате проведенных исследований применительно к верхнедевонско-нижнекаменноугольному НТК территория разделена на три категории в зависимости от степени их перспектив в нефтегазоносном отношении.

Обоснованы первоочередные районы для ГРР в карбонатном верхнедевонско-нижнекаменноугольном и терригенном визейском комплексах центрального, юго-западного и юго-восточного борта Мелекесской впадины.

Практическое значение и реализация результатов исследований.

Результаты исследований автора изложены в публикациях по теме диссертации, производственных и тематических отчетах НЭГЦ ВНИИГеофизика», ФГУ ГНПП «Спецгеофизика». Полученные результаты исследований и предложенный рациональный комплекс геологоразведочных работ использовались при составлении программ разведки и разработки Аллагуловской, Южно-Аллагуловской, Новолабитовской, Западно-Лабитовской, Равнинной, Мордовоозерской, Кустовской, Ковыльной, Рудневской, Маркаровской, Бирлинской, Филипповской, З-Вишенской площадей и месторождений углеводородов.

Использование проведенного в работе анализа позволит повысить эффективность работ на нефть и газ за счет выявления рифогенных ловушек УВ в юго-западном и юго-восточном обрамлении Мелекесской впадины (одиночные и групповые органогенные образования), ловушек в терригенных отложениях осевой части УЧП (клиноформы, литологически-ограниченные). С этой целью даны рекомендации по оптимизации и приоритетным направлениям ГРР.

Апробация работы н публикации.

Основные положения работы изложены в научно-производственных отчетах и доложены на конференциях: Губкинских чтениях (2004, 2009г.г.), на научно технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплексы России» (2007г.), международной научно-технической конференции «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона» (2007г.). По теме диссертации автором опубликованы восемь печатных работ, из них две в реферируемых журналах.

Фактический материал.

В основу диссертации положены первичные фактические материалы более 40 параметрических, поисковых и разведочных скважин, вскрывших позднедевонские отложения в исследуемом районе; результаты региональных комплексных геофизических (сейсморазведка, электроразведка МТЗ (ЗСБ), высокоточная гравиразведка) и т.д. Учитывались и использовались опубликованная и фондовая литература по литологии, стратиграфии, тектонике, сейсмофациальному анализу и нефтегазоносное™ Мелекесской впадины ВНИГНИ, ИГиРГИ, ОАО «Ульяновскнефтеотдача», ОАО «Татнефть», «Татнефтегеофизика», ТГРУ, ТатНИПИнефть, ЗАО СП «Нафта-Ульяновск», НЭГЦ ВНИИГеофизика», ФГУ ГШ 111 «Спецгеофизика» и др.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, изложенных на 150 страницах, заключения; табличного материала и 28-ми иллюстраций; список использованной литературы включает 105 наименований.

Работа выполнена в период работы на кафедре геологии РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.П. Гаврилова, которому автор выражает особые слова благодарности.

За помощь в процессе подготовки работы автор признателен A.B. Ярошенко, А.Н. Рудневу, В.П. Филиппову, A.B. Лобусеву, В.В. Поспелову.

Защищаемые положения:

1. Выделение палеорифта в центральной части Мелекесской впадины, над которой в позднем протерозое заложился Усть-Черемшанский прогиб.

2. Особенности размещения перспективных структур Мелекесской впадины:

а) в осевой зоне:

- структурные ловушки, связанные с поднятиями по фундаменту (пашийский и тиманский горизонты Дз^) и ловушки облекания,

- неструктурные ловушки, связанные с зонами регионального выклинивания малиновского надгоризонта;

б) во внутренней бортовой зоне:

- неструктурные - органогенно-седиментационные (рифовые) постройки (верхнедевонско-турнейский карбонатный НТК);

в) во внешней бортовой зоне:

- структурные (пластовые, массивные и т.д.) и ловушки облекания органогенно-седиментационных построек и другого рода поднятий (C|t, C|bb, C,tl, C2b, C2vr).

3. Обоснование первоочередных объектов для ГРР в карбонатном верхнедевонско-турнейском и терригенном визейском НГ комплексах юго-западного и юго-восточного борта Усть-Черемшанского прогиба.

4. Рациональный комплекс поисково-разведочных работ на базе качественной оценки перспектив нефтегазоносности.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1.

Анализ состояния геолого-геофизической изученности и методики работ.

Мелекесская впадина (MB) и входящий в ее состав внутриплатформенный Усть-Черемшанский прогиб (УЧП), охватывают земли западного Татарстана, значительной части Ульяновской области и северозападную часть Самарской области.

Геологическое строение и перспективы нефтеносности исследуемой территории рассмотрены в работах многих исследователей (К.Б. Аширов, A.A. Голов, В.А.Лобов, С.Я. Вайнбаум, М.Н. Зайдельсон, В.А.Клубов, Ф.А. Кензин, С.П. Максимов, М.Ф. Мирчинк, О.М. Мкртчян, Р.О. Хачатрян и др.).

Геолого-геофизическая изученность Ульяновской, Самарской и Татарстанской частей Мелекесской впадины крайне неравномерная.

Наиболее слабо охарактеризованы осевая, внутренняя бортовая, западная внешняя бортовая зоны впадины. Для этих районов оценка перспектив нефтегазоносности очень важна. В Ульяновской области на территории исследования уже открыты и разрабатываются нефтяные месторождения, однако из-за отсутствия достаточного количества подготовленных объектов объемы поисково-разведочных работ здесь сокращаются. В Татарстане также стоит задача подготовки перспективных объектов.

В различные годы здесь проводилась геологическая съемка, региональные и детальные геофизические работы, АКГИ, структурное, параметрическое и поисковое бурение.

В Волго-Уральском регионе, в том числе Татарстане, Ульяновской и Самарской областях основным методом подготовки структур является сейсморазведка.

Считалось, что геофизические исследования обеспечили максимальную изученность глубинного строения MB. Анализ показал, что практически весь объем их открытий приходится на структурные ловушки нижнего и среднего карбона (ОГ C|tl, C2vr). Горизонты же, отбивающие внутреннее строение и

морфологию поверхности 026п, С^ не прослежены сейсморазведкой 7080-х годов ни на одной площади МВ.

Необходимо отметить, что еще в 70-е годы некоторые известные геологи (С.П. Максимов, М.Ф. Мирчинк, О.М. Мкртчян, Б.А. Соловьев, Р.О. Хачатрян, Ф.А. Кензин и др.) предсказывали, что биоморфные и органогенно-обломочные карбонатные фации верхнего девона и турнейской части среднего карбона в пределах внутренней и внешней бортовых зон МВ должны иметь рифогенный характер.

Анализ показал, что практически весь объем открытий месторождений приходится на структурные ловушки нижнего (ОГ С^) и среднего (ОГ С2уг) карбона. Отражающие границы поверхности карбонатного и терригенного девона оказались менее достоверными. Горизонты же, отбивающие внутреннее строение и морфологию поверхности Озбп, СП не прослежены

сейсморазведкой 70-80-х годов ни на одной площади Мелекесской впадины.

Не добавили ясности в поисках неструктурных ловушек в пределах Мелекесской впадины и Усть-Черемшанского прогиба и стандартные приемы гравиразведки, аэрогеофизические, газо-геохимические и другие исследования прошлых лет, служившие основой для картирования локальных объектов. В результате рекомендованные ими скважины дали весьма неоднозначные результаты. Объяснялось это положение наличием целого ряда осложняющих факторов, таких, как амплитуды поднятий, слабая скоростная и гравитационная дифференциация разреза по вертикали, сложность палеорельефов, наличие горизонтальных градиентов скоростей и т.д.

С целью уточнения границ основных тектонических элементов, обоснования новых направлений нефтепоисковых работ и отработки методики интерпретации разрезов в различных зонах объединением «Татнефтегеофизика» на территории Татарии начата отработка региональных сейсмических профилей. В 2000 г. ФГУ ГШ 111 «Спецгеофизика» был проведен комплекс региональных геофизических работ в Ульяновской области по профилю Стрелецкая-сквЛ-Южно-Охотничья-берег р. Волга-скв. 1-Мелекесская-Вороний Куст. В результате получено более детальное представление о строении юго-восточной части Токмовского свода и Мелекесской впадины. В области сочленения этих структур выявлен карбонатный (возможно рифогенный) массив в отложениях девонско-каменноугольного палеошельфа, отмечен целый ряд биогермных построек, отмечен ряд локальных перегибов в толще осадочного чехла, представляющих нефтепоисковый интерес.

К настоящему времени кондиционной степенью плотности сейсморазведкой опоискована внешняя восточная бортовая зона УЧП.

Наиболее слабо охарактеризованы осевая, внутренняя бортовая и западная внешняя бортовая зоны УЧП. Для этих районов оценка перспектив нефтегазоносности очень важна. В Ульяновской области на территории исследования уже открыты нефтяные месторождения (Лабитовское, Новобесовское и др.) и успешно разрабатываются, однако из-за отсутствия

достаточного количества подготовленных объектов объемы поисково-разведочных работ здесь сокращаются.

Таким образом, в впервой главе автор акцентирует внимание на необходимости дальнейшего развития научных подходов для изучения условий формирования, закономерностей строения и перспектив нефтегазоносности отложений осадочного чехла; определения направлений и выбора соответствующих поставленным задачам методик и комплексов геологоразведочных работ, т.к. это является главным условием повышения эффективности открытия новых месторождений.

Глава 2.

Основные черты геологического строения Мелекесской впадины.

Мелекесская впадина разделяет крупные тектонические элементы первого порядка: Южно-Татарский, Жигулевский и Токмовский своды. Поверхность фундамента фиксируется на отметках от —1.8 км в северной части до -2.0 км на юге; в зоне сочленения с Кузнецким (Ставропольским) прогибом погружается до -2.5 км. На юго-востоке Мелекесская впадина граничит с западным замыканием Серноводско-Абдулинского палеорифта, где поверхность фундамента погружена до отметки -3.5 км. Борта впадины по фундаменту относительно пологие и превышают ее центральную часть всего на 400-500м.

Наиболее древние отложения рифея и венда связаны с Серноводско-Абдуллинским палеорифтом, имеющим субширотное простирание, и Алькеевско-Пичкасским грабеном. По геофизическим данным их максимальная мощность достигает 2 км. Генезис совместного тектонического плана поверхности кристаллического фундамента и осадочного чехла Мелекесской впадины обусловлен широким проявлением разновозрастных и разнонаправленных разрывных дислокаций, обуславливающих формы и размеры основных структурных элементов фундамента и покровных отложений.

Внутриформационный Усть-Черемшанский прогиб (УЧП), участвующий в строении Мелекесской впадины, является частью Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов (ККСП). Среднее Поволжье и его главный тектоно-седиментационный элемент - Камско-Кинельская система внутриформационных некомпенсированных впадин, проходящая здесь через Республику Татарстан, Ульяновскую и Самарскую области, развивалась в два цикла: позднедевонский трансгрессивный и турнейский регрессивный.

В течение первого цикла формировалась сама Камско-Кинельская система впадин. Ее борта слагались рифогенно-карбонатными постройками. Крутые стенообразные склоны этих построек были обращены во внутреннюю зону системы, где происходило некомпенсированное накопление темно-окрашенных глинисто-кремнистых и кремнисто-карбонатных илов, обогащенных рассеянным органическим веществом. В процессе диагенеза из илов образовались кремнисто-глинисто-карбонатные тонкослоистые и высокобитуминозные породы, послужившие впоследствии источником образования углеводородов, т.е. нефти и газа.

Глубина дна впадины, где накапливались верхнедевонские доманикоидные нефтегазоматеринские толщи, достигала 300-400 м от уровня моря. Сероводородное заражение морской воды в зоне некомпенсированных впадин приводило к массовой гибели планктона и другой фауны с образованием в породах рассеянных органических веществ сапропелевого состава. Подвижки фундамента создавали благоприятные условия для образования рифогенно-карбонатных гряд, внутренних одиночных выступов и атоллов.

В регрессивный этап развития позднедевонско-турнейского шельфа происходило заполнение или компенсация внутриформационных впадин и других отрицательных его элементов. Этот процесс, начавшийся в позднем фамене, практически полностью завершился к тульскому веку. Заполнение впадин происходило по двум направлениям: за счет образования прибортовых полосовых зон развития все более молодых отдельных органогенно-карбонатных массивов позднефаменско-турнейского возраста и за счет усиленного осадконакопления терригенного материала в прибортовых и центральных частях Камско-Кинельской и Камско-Волжской систем внутриформационных впадин. При этом заполнении очень часто формировались прибортовые клиноформные карбонатно-терригенные тела, иногда с рифогенными «ядрами».

Огромную роль в дальней миграции нефти сыграли тектонически консервативные, т.е. длительно сохранившиеся положительные структуры первого порядка. Именно из-за их «устойчивости» с течением времени образовались региональные наклоны проводящих пластов в сторону соседних впадин — очагов генерации углеводородов. Нефтегазовые флюиды из этих впадин по восстанию пластов мигрировали на значительные расстояния. Встречая на своем пути зоны разломов, флюиды перетекали в вышележащие комплексы и, встречая на своем пути ловушки тектонического и другого происхождения, образовывали все новые залежи эпигенетичных нефтей. Поэтому, как и в других регионах Урало-Поволжья, с удалением от основных очагов генерации углеводородов залежи их становятся все более молодыми по возрасту вмещающих пород, нефти в них становятся все более тяжелыми, а коэффициент заполнения структур-ловушек нефтью вверх по региональным наклонам неуклонно снижается.

Локальными очагами генерации углеводородов могли также служить и девонские грабенообразные прогибы, или микрограбены, как их часто называют в Башкортостане, Татарстане и в других регионах Урало-Поволжья. Выделение тепловой энергии при их формировании усиливало процесс реализации нефтематеринского потенциала терригенного девона, содержащего рассеянные органические вещества преимущественно гумусового состава.

Анализ материалов показывает, что основным очагом генерации нефти была Мелекесская впадина, а еще точнее — осложняющий ее Усть-Черемшанский прогиб (внутриформационная впадина) Камско-Кинельской системы. Взаимное наложение или пересечение этих двух структур привело к образованию своеобразной узловой структуры первого порядка, которая и

оказалась впоследствии главным очагом генерации углеводородов. Сформировавшиеся нефтяные флюиды по восстанию пластов мигрировали в ловушки нефти. Структуры облекания позднедевонско-турнейских органогенно-карбонатных построек бортовых зон Камско-Кинельской системы впадин, оказались практически рядом с очагом генерации углеводородов.

Поэтому основной ареал скопления сингенетичных нефтей оказался сконцентрирован возле очага их генерации. Переполнение первичных ловушек нефти в девоне и нижнем карбоне, изменение региональных наклонов, неотектонические подвижки, нарушающие целостность покрышек, — все это впоследствии приводило к переформированию первичных залежей нефти, ее частичным перетокам по вертикали в ловушки среднего карбона с образованием новых залежей, но уже эпигенетичных нефтей.

Мелекесская впадина самостоятельного значения в верхнедевонско-турнейский период не имела и развивалась в качестве одного из звеньев системы прогибов. Над центром будущей впадины формировался Усть-Черемшанский прогиб. Значительная часть современного восточного борта впадины входила в состав Южно-Татарского палеосвода, где в условиях шельфа шло активное накопление девонских рифовых фаций.

В конце фаменского века ККСП, в том числе УЧП, начали сокращать свои границы. В турнейский век завершился этап некомпенсированного развития палеодепрессий. Наиболее прогнутые зоны по-прежнему оставались местом накопления глубоководных фаций, но границы их резко сузились. В связи с «зарастанием» прогибов от их внешних границ к внутренним зонам происходило омолаживание рифогенных массивов (с франско-фаменского возраста на турнейский. Последующие тектонические движения в сочетании с процессами облекания биогермов более молодыми осадками стали причиной образования самостоятельного структурного этажа.

Процессы компенсации депрессионных зон ККСП завершились в тульское время.

Палеозойская группа представлена отложениями девонской, каменноугольной пермской систем, сложенными терригенными, карбонатными и галогенными породами различной мощности (1500-3500 м), которые залегают на размытой поверхности архея, рифея и венда. Полнота разреза изменяется главным образом за счет выпадения нижних (девон) и верхних (пермь) подразделений и, частично, за счет внутриформационных размывов и перерывов, имеющих зональный и локальный характер. Терригенные отложения развиты, в основном, в девонской (эйфельский, живетский, франский ярусы), каменноугольной (визейский ярус, верейский горизонт) и верхней части пермской систем. Галогенные породы присутствуют в нижней и средней части пермской системы. Карбонатные породы, слагающие до 75% всей толщины геологического разреза, представлены в основном известняками и вторичными доломитами.

Мезо-кайнозойские отложения распространены спорадически, представлены аллювиальными терригенными отложениями, мощность которых достигает 200-300 м в так называемых преднеогеновых врезах.

Практически повсеместно разрез осадочного чехла перекрывают четвертичные отложения мощностью 2-30 м. Глава 3.

Особенности геологического строения верхнедевонско-

нижнекаменноуголыюго нефтегазоносного комплекса.

3.1. Характеристика еерхнедееопско-ниэкиекаменпоуголыюго НГК.

Развитие вопросов строения верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений нашло отражение в трудах М.Ф. Мирчинка, О.М. Мкртчяна, P.O. Хачатряна, A.A. Троховой, В.И. Громеки, Г.В. Нартова и др. (ИГиРГИ); М.Ф. Филипповой, Г.А. Каледы и др. (ВНИГНИ); В.И. Троепольского, С.С. Эллерна, В.М. Проворова (КамНИИКИГС) Ф.А. Кензина (Ульяновская НЭ ПГО «Нижневолжскгеология»), Э.З. Бадамшина (КГУ); Р.Х. Муслимова, Е.Д. Войтович (О.А.О. «Татнефть»); Н.Г. Абдуллина, Н.С. Исхаковой и др. (ТатНИПИнефть); А.Я. Виссарионовой, М.А. Юнусова и др. (БашНИПИнефть) и других.

Верхнедевонско-нижнекаменноугольный комплекс неоднороден по составу. В нем выделяется ряд толщ (комплексов), закономерно сменяющих друг друга по латерали и вертикали, роль которых в формировании внутренней структуры неоднозначна. К основным, выделяемым структурно-вещественным комплексам, отвечающим рангу формаций, относится специфическая в литологическом отношении (битуминозно-кремнисто-карбонатная) доманиковая формация (в объеме семилукского горизонта), мелководно-шельфовая и депрессионная доманикового типа (мендымско-турнейские отложения), различающиеся по строению и составу слагающих их отложений и образуемым ими региональным геологическим формам. На большем или меньшем протяжении сформированные осадочные тела имеют достаточно резкие морфологические границы, представленные флексурообразными уступами или склонами, отвечающими поверхности того или иного комплекса (Мирчинк, Мкртчян и др., 1977).

Верхпедевонско-турнейский карбонатный комплекс включает отложения саргаевского, доманикового (семилукского) горизонтов среднефранского подъяруса, верхнефранского подъяруса, фаменского и турнейского ярусов. В последний входят малевский, упинский, черепетский и кизеловский горизонты. Нижняя часть рассматриваемого комплекса представлена темно-серыми пелитоморфными известняками саргаевского горизонта мощностью до 18-20 м, кремнисто-глинистыми битуминозными известняками и мергелями семилукского горизонта мощностью 35-45 м и темно-серыми и серыми глинистыми известняками мендымского горизонта мощностью 38-40 м. Эта часть разреза характеризуется литологической выдержанностью, позволяет уверенно проводить площадную корреляцию.

Отложения верхнефранского подъяруса, фаменского и турнейского ярусов характеризуются фациальной зональностью, отражающей развитие Усть-Черемшанского прогиба. Для рассматриваемых стратиграфических подразделений характерно развитие трех типов разрезов:

— осевого - депрессионного,

— бортового,

— мелководно-шельфового.

Депрессионный тип характерен для осевой зоны УЧП (Мелекесская, Усть-Черемшанская, Ново-Лабитовская, Ново-Бесовская, Булатовская и другие площади). Выполнен аргиллитами, сланцевыми и глинисто-карбонатными породами, причем количество карбонатов уменьшается с омоложением возраста. Нижняя часть мощностью 50-110 м относится к лихвинскому, верхняя мощностью 40-90 м - к чернышинскому надгоризонтам. Суммарная мощность в этой зоне составляет 115-200 м.

Бортовой тип выделяется в зонах, окаймляющих с запада и востока осевую зону. Этот тип разреза установлен на Зимницкой, Калмаюрской, Северо-Филипповской, Лабитовской и других площадях. Здесь развиты известняки биоморфные, органогенно-обломочные, иногда хемогенные, серые и светло-серые, прослоями трещиноватые, закарстованные, переходящие в доломиты с небольшими по мощности прослоями мергелей и аргиллитов. Мощность резко возрастает и достигает 300-350 м, сокращаясь до 150-200 м с замещением депрессионными фациями к осевой зоне Усть-Черемшанского прогиба.

Отложения мелководного шельфа, развитые в области палеосводов, представлены известняками, доломитизированными известняками и доломитами с присутствием глинистых пород, иногда ангидритов. Мощность 230-330 м.

Суммарная мощность карбонатного верхнедевонско-турнейского комплекса изменяется от 300-350 м в осевой части УЧП до 750-760 м на его западном борту и колеблется в пределах 500-675 м на сводах, что отражено на составленной автором карте мощности верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК. Увеличение мощности комплекса связано с развитием на территории ККСП рифогенных тел, охватывающих стратиграфический диапазон от верхнефранского подъяруса до кизеловского горизонта включительно.

Покрышками для нефтяных залежей комплекса являются аргиллиты, мергели, глинистые известняки и глинисто-битуминозные сланцы. Почти все покрышки имеют локальное и зональное распространение. Исключением являются глинисто-карбонатные отложения кровельной части кизеловского горизонта и перекрывающие их аргиллиты елховского горизонта, являющиеся региональным флюидоупором для турнейских залежей.

Терригенный комплекс нижнего карбона сложен переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов с прослоями глинистых известняков, углей, углистых и глинистых сланцев.

В зависимости от стратиграфической полноты разреза и мощности (25-437м) в его объеме выделяется до 10 пластов-коллекторов. Наибольшей мощностью (300-430 м) комплекс характеризуется в осевой зоне прогиба, где представлен полным стратиграфическим разрезом терригенного визе, включающим малиновские и яснополянские отложения нижнего карбона.

Малиновские отложения развиты лишь в зоне развития Усть-Черемшанского прогиба, яснополянские - повсеместно. Малиновский надгоризонт выделяется в объеме елховского и радаевского горизонтов. Елховский горизонт представлен аргиллитами, переслаивающимися с подчиненными пропластками и пачками песчаников, алевролитов, мергелей, известняков и доломитов. В осевой зоне УЧП развит карбонатно-терригенный тип разреза горизонта, с явным преобладанием аргиллитов (65-80%). На западе превалируют карбонатные прослои, а на востоке и северо-востоке - песчано-алевритовые. Мощность изменяется от 65 до 220 м. Радаевские отложения имеют сплошное распространение в осевой и внутренней бортовой зонах Усть-Черемшанского прогиба. В разрезе преобладают песчаники, в меньшей степени присутствуют алевролиты и аргиллиты. Мощность изменяется от 60-80 м в осевой части до 10-20 м во внутренней бортовой зоне прогиба и менее 20 на палеошельфах.

Яснополянский надгоризонт включает отложения бобриковского и тульского горизонтов. Бобриковский горизонт сложен глинисто-алеврито-песчаными породами с пропластками и линзами угля и углисто-глинистых пород. Мощность его варьирует от первых метров до 55 м. В бортовых зонах эта пачка сокращается в мощности до 2-3 м, а на участках полного размыва отложений малиновского надгоризонта бобриковские отложения залегают на турнейских известняках.

Тульский горизонт представлен аргиллитами, включающими прослои и пласты песчаников, известняков и известняков глинистых; общая мощность горизонта колеблется от 10 до 50 м.

В целом мощности терригенного нижнекаменноугольного комплекса изменяются от 300-437 м в осевой части УЧП, сокращаяясь резко до 50-70 м во внутренней бортовой и до 20-65 м во внешней бортовой частях прогиба; в присводовых участках не превышают 25-30 м.

В разделе автором приводятся разрезы по региональным сейсмическим профилям, отработанных в период с 1988 по 2001 годы различными организациями, на которых отчетливо прослеживаются описанные выше особенности строения исследуемого комплекса (рис. 1). Результаты интерпретации позволили выделить область развития верхнепротерозойских отложений, приуроченных к палеорифту, осложняющего осевую зону УЧП с севера на юг.

Кроме того, намечены антиклинальные перегибы по горизонтам терригенного девона (отражающие горизонты БзрБ+кп и 03зг), а также в приразломных зонах (в том числе на участках намеченных микрогорстов и микрограбенов). В карбонатных отложениях франского, фаменского, и турнейского ярусов во внешней бортовой и внутренней бортовой зонах Мелекесской впадины намечена серия органогенных построек, перспективных в нефтегазоносном отношении. Выполнено ранжирование их по возрасту относительно расположения борта впадины. Во внутренней бортовой зоне отмечается приуроченность органогенных построек к тектоническим нарушениям.

М е л е к е с с к а я впадина

\ уС1 сейсмические горизонты

11 разломы

терригенный комплекс карбонатный комплекс

органогенные построики

кристаллическим фундамент

зоны замещения комплексов

Рисунок 1

Геолого-геофизический разрез по профилю 040005-040006 ФГУ ГНПП «Спецгеофизика» (интерпретация Горюновой Л.Ф., 2007)

3.2. Типизация ловушек и залежей верхнедевонско-нижнекаменноугольного НГК.

Анализ особенностей тектонического строения позволяет предполагать, что на исследуемой территории преимущественное развитие получили следующие типы ловушек:

1. Структурные, связанные, с:

— поднятиями по фундаменту (пашийский и тиманский горизонты Дз^, скв.4 Лабитовская и мендымский горизонт Дз^ь пашийский горизонт Казаковского нефтяного месторождения);

— структурами облекания органогенно-седиментационных построек и другого рода поднятий (нефтяные залежи С^, С,ЬЬ, С^, С2Ь, С2уг на Мордовоозерском, Равнинном, Лабитовском, Новобесовском, Кустовском, и др. месторождениях).

2. Неструктурные:

— органогенно-седиментационные (рифовые) постройки в зоне сочленения прибортовых уступов Усть-Черемшанского прогиба и Мелекесской впадины позднефранского (Дз£0 (скв.40, 32, 30, 38 Новолабитовские), фаменского (Дзйп) (скв.37, 32, 40 Новолабитовские; скв.27,31 Лабитовские; скв. 240 Казаковская; скв. 226 Булатовская), и, возможно, башкирского (скв.25,26, Мордовоозерские) ярусов.

— литолого-стратиграфические (зоны регионального выклинивания). Последние, несмотря на значительную площадь распространения и четкую прослеживаемость на сейсмических профилях, до сих пор специально не опоисковывались.

Глава 4.

Прогноз нефтегазоносности.

4.1. Характеристика и перспективы нефтеносности верхнедевонско-нижнекаменноугольного нефтегазоносного комплекса.

Исследуемая территория характеризуется широким стратиграфическим диапозоном нефтегазоносности. Основными нефтеносными комплексами являются карбонатные отложения верхнедевонского, турнейского и терригенные образования визейского (тульский, бобриковский горизонты) ярусов нижнего карбона, а также карбонаты башкирского и московского (верейский, каширский горизонты) ярусов среднего карбона. Известны зале: 14 пермских битумов, контролируемых валами и валообразными структура...«, наложенного типа (Арбузовское и др.).

Нефтеперспективный терригенный эйфельско-нижнефранскнн комплекс на рассматриваемой территории представлен отложениями эйфельского, живетского, франского ярусов. Коллекторами служат песчано-алевритовые пласты воробьевского, старооскольского, муллинского, пашийского, кыновского (таманского) горизонтов (пл. от Д-4 до Д-0). Суммарная мощность последних изменяется в широких пределах (от 0 до 25

м), в целом пропорционально мощности комплекса, сокращаясь за счет выпадения из разреза отдельных стратиграфических горизонтов.

Над возможно перспективными пластами терригенного девона развиты покрышки регионального (верхнекыновско-саргаевские отложения), зонального и локального типов глинистого, глинисто-карбонатного состава также невыдержанные по мощности (5-30 м).

Залежи нефти установлены в кыновских отложениях на Нурлатском, Елховском, Дубровском (пласт Дк) (территория Татарстана), в пашийских коллекторах - на Казаковском, Елховском месторождениях (пласт ДО (Самарская область). Свидетельством тому, что промышленные залежи нефти могут быть получены из рассматриваемого комплекса в пределах осевой и внутренних бортовых зонах Усть-Черемшанского прогиба служат такие факты, как непромышленный приток нефти из пласта (на границе пашийского и таманского горизонтов) в скв.4 Лабитовской площади. На это указывают и нефтепроявления из старооскольского горизонта в виде нефтяных и битумных пятен и примазок в керне из пласта Ду Мулловских, Новиковских и Усть-Черемшанских скважин.

Нефтеносный верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс.

В комплексе выделяется несколько горизонтов с доказанной нефтеносностью.

Верхнефранско-семилукские известняки, вскрытые бурением в южной части УЧП скважинами 1 и 2 Северо-Филипповской, 1-Лебяжинской, 4-Лабитовской, по ГИС характеризуются наличием нескольких нефтенасыщенных, проницаемых, высоко- и среднепористых пластов-коллекторов. Нефтепроявления во франско-фаменской зафиксированы на Степноозерсой, Северо-Елтанской, Пичкасской площадях.

В осевой зоне УЧП открыты залежи нефти в верхнефранско-фаменских отложениях на Булатовском месторождении в пределах Самарской и Ново-Лабитовском и Ново-Бесовском месторождениях Ульяновской областях.

Следующим нефтесодержащим горизонтом считаются породы фаменского яруса, коллектора которого опробованы в скважине 30 Западно-Лабитовской. При опробовании интервала 2023.6-2026.4 м получен приток нефти дебитом 2.39 м3/сут.

В пределах внешнего восточного борта УЧП установлены залежи в турнейских отложениях, приуроченные к структурам облекания франско-фаменских биогермов, на Аканском, Степноозерском, Ахматовском, Введенском, Верхне-Ивановском, Титовском, Полтавском, Смородинском, Югаиском и др. месторождениях.

Промышленная нефть в турнейских отложениях приурочена, в основном, к кизеловско-черепетским и упинским коллекторам. Скважинами 32 и 37 Северо-Лабитовского поднятия выявлена залежь нефти, приуроченная к карбонатам нижнетурнейского подъяруса (малевско-упинский и заволжский горизонты) и верхней части фаменского яруса.

В верхнетурнейском подъярусе открыты многочисленные залежи и установлены нефтепроявления на Новиковской, Охотничьей, Барановской

площадях. В пределах западного борта впадины в Ульяновской области на Зимницком, Равнинном, Бирлинском, а также Филипповской группе месторождений также нефтеносен пласт В].

Залежи в карбонатном комплексе девона-турне - пластовые, пластово-сводовые, массивные тектонического, седиментационного (биогермы и их облекание) и эрозионного генезиса.

Покрышками для нефтяных залежей комплекса являются аргиллиты, мергели, глинистые известняки и глинисто-битуминозные сланцы нижневизейского возраста. Почти все покрышки имеют локальное и зональное распространение. Исключением являются глинисто-карбонатные отложения кровельной части кизеловского горизонта и перекрывающие их аргиллиты елховского горизонта, являющиеся региональным флюидоупором для турнейских залежей.

Нефтеносный терригенный комплекс нижнего карбона представлен переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов с прослоями глинистых известняков, углей, углистых и глинистых сланцев.

В зависимости от стратиграфической полноты разреза и мощности (25-437м) в его объеме выделяется до 10 пластов-коллекторов. Наибольшей мощностью (300-430 м) комплекс характеризуется в осевой зоне прогиба, где представлен полным стратиграфическим разрезом терригенного визе, включающим Малиновские и яснополянские отложения нижнего карбона. Малиновские отложения развиты лишь в зоне развития Усть-Черемшанского прогиба, яснополянские - повсеместно.

Локальные увеличения мощности комплекса выявлены на территории Татарстана во внешних прибортовых зонах прогиба, где они заполняют эрозионные врезы в турнейской карбонатной толще.

Яснополянский надгоризонт включает отложения бобриковского и тульского горизонтов. Бобриковский горизонт сложен глинисто-алеврито-песчаными породами с пропластками и линзами угля и углисто-глинистых пород. Мощность его варьирует от первых метров до 55 м. Обычно в осевой зоне УЧП нижняя граница горизонтов проводится по кровле пачки аргиллитов и глинисто-углистых сланцев мощностью до 4-8 м, характеризующихся высокими значениями КС и положительными аномалиями ПС. В бортовых зонах эта пачка сокращается в мощности до 2-3 м, а на участках полного размыва отложений Малиновского надгоризонта бобриковские отложения залегают на турнейских известняках.

В разделе приводится описание основных нефтяных залежей в осевой, внутренней бортовой и внешней бортовой зонах впадины.

4.2. Обоснование выделения перспективных земель.

В результате проведенных исследований применительно к верхнедевонско-нижнекаменноугольному НТК территория разделена на три категории: 1-ой, И-ой и Ш-й (рис.2).

Условные обозначения:

ЕИ. £32. ИПЗ. GE34. (235. ЕЗб. СЛ7. Шв. СШэ.

Рисунок 2

Схема перспектив нефтегазоносности Мелекесской впадины.

Условные обозначения: 1 - Границы тектонических элементов 1 порядка, 2 - Серноводско-Абдуллинский палеорифт, 3 - Усть-Черемшанский палеорифт, 4 - Региональные сейсмические профили; Границы Усть-Черемшанского прогиба: 5 - осевой зоны, 6 -внутренней бортовой зоны; Категории перспективных земель: 7 - 1-ой категории -внутренняя бортовая зона, 8 - 11-ой категории - осевая зона, 9 - Ш-ей категории - внешняя бортовая зона

К высокоперспективным землям 1-ой категории отнесена внутренняя бортовая зона Мелекесской впадины, имеющая региональную покрышку кожимского надгоризонта, выдержанные по площади коллектора с пористостью не менее 10 %, органогенно-седиментационные (рифовые) ловушки в зоне сочленения прибортовых уступов.

К перспективным землям П-ой категории отнесена осевая зона, имеющая зональные покрышки хорошего качества, выдержанные по площади или ограниченные, но мощные по разрезу коллектора с пористостью более 10 %, ловушки:

- структурные, связанные, с поднятиями по фундаменту,

- одиночные рифы (атоллы, биостромы),

- структуры облекания органогенно-седиментационных построек,

- литолого-стратиграфические (зоны регионального выклинивания).

К менее перспективным землям Ш-ей категории отнесена внешняя бортовая зона, имеющая зональные или локальные покрышки среднего качества, невыдержанные по площади коллектора с пористостью 10 % и менее, ловушки пластовые, структурные, связанные со структурами облекания органогенно-седиментационных построек.

Глава 5.

Рекомендации по оптимизации и выбору приоритетных направлений геологоразведочных работ.

5.1. Совершенствование методики и выбор оптимального комплекса геологоразведочных работ.

Верхнедевонско-нижнекаменноугольный НТК представляет наиболее интерес и значение при освоении ресурсов Мелекесской впадины, т.к. специфика его строения заставляет проводить наиболее целенаправленные работы.

Для выработки единой модели строения и геологического развития Мелекесской впадины и Усть-Черемшанского прогиба провести дополнительные региональные сейсмические исследования по сети субширотных и субмеридиональных сейсмических профилей с использованием новейших технологий при полевых наблюдениях, обработки и интерпретации сейсмических материалов. Схема размещения региональных сейсмических профилей должна быть заложена с учетом необходимости многократного пересечения зон развития тектонически экранированных структур, прогнозных зон распространения ловушек литологического типа. Изучение условий формирования палеозойских отложений проводить на основе палеоструктурных, сейсмофациальных и литолого-фациальных исследований. Проводить анализ разрывных нарушений (выделение, типизация, ранжирование разломов на основе материалов сейсморазведки, данных бурения, результатов анализа материалов аэро - и космических съемок). Оценивать роль разломов в формировании особенностей строения нижнего структурного этажа и локальных нефтегазопоисковых объектов.

Для выделения зон карбонатных построек используется современная сейсморазведка (МОГТ). Положение карбонатных построек, их гребней довольно уверенно выделяется на современных временных разрезах после стандартной обработки. Однако качество визуализации значительно улучшается после обработки сейсмических материалов на ЭВМ при использовании современных пакетов программ. В разделе автором приводятся результаты динамической интерпретации временных разрезов, позволяющих достаточно уверенно выделять на них органогенные постройки (рис. 3).

Продолжить системное изучение строения центральных зон Усть-Черемшанского прогиба, прежде всего, включая региональные сейсморазведочные, поисковые, детальные и исследования, а также их научно-методическое сопровождение.

Региональный этап. Заложение профилей необходимо проводить на расстоянии до 10 км между профилями, ориентируя их в субширотном и северо-восточном направлениях вкрест простирания структурно-формационных зон фундамента и осадочного чехла.

Поисковый этап. При получении достоверной информации о наличии рифогенных построек необходимо картировать зону рифов с плотностью профилей 2-3 пкм/км2. Для подготовки структур использовать сейсморазведку ЗВ.

Рисунок 3

Пример выделения органогенных построек на временном сейсмодинамическом разрезе.

Условные обозначения: 1 - разломы; 2 - ловушки нефти и газа.

При бурении поисковых скважин, вскрывающих отложения верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК, необходимо исходить из того, что:

1. отложения являются регионально нефтегазоносными;

2. в них существуют ловушки литологически ограниченного, структурно-литологического, структурного типов, экранируемые в основном зональными и локальными покрышками;

3. во избежание пропуска залежей в первых скважинах должны опробоваться все интервалы коллекторов, не зависимо от их геофизической характеристики.

Без решения этих составляющих локальный прогноз нефтегазоносности в верхнедевонско-нижнекаменноугольном комплексе будет оставаться на низком уровне.

5.2. Приоритетные направления геологоразведочных работ.

Геологическое обоснование первоочередных направлений и объектов геологоразведочных работ верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений Мелекесской впадины опирается на сравнительный анализ результатов всего комплекса проведенных исследований.

Основными задачами дальнейшего изучения геологического строения, выявления и подготовки новых нефтеперспективных объектов на территории Мелекесской впадины являются:

1. Сосредоточение основных видов детальных работ во внешней бортовой, бортовой и осевой ее частях:

а) в эйфельско-нижнефранском терригенном комплексе на отложения живетского яруса, кыновско-тиманского (пашийского) горизонта, отложения доманиковых слоев с целью поиска литологических, тектонически экранированных ловушек;

б) в верхнедевонско-турнейском карбонатном комплексе (карбонатные отложения франского, фаменского и турнейского ярусов), для выявления ловушек в органогенных постройках;

в) в визейском терригенном комплексе на антиклинальные перегибы по яснополянскому надгоризонту и верейскому горизонту для поисков стратиграфически выклинивающихся пластов в радаевском горизонте на участке «визейского вреза», а также во внутренней части Усть-Черемшанского прогиба.

2. Провести дополнительные региональные сейсмические исследования по сети субширотных и субмеридиональных сейсмических профилей с использованием новейших технологий при полевых наблюдениях, обработке и интерпретации сейсмических материалов. Схема размещения региональных сейсмических профилей должна быть заложена с учетом необходимости многократного пересечения зон развития тектонически экранированных структур, прогнозных зон распространения ловушек литологического типа.

3. Изучение условий формирования палеозойских отложений проводить на основе палеоструктурных, сейсмофациальных и литолого-фациальных исследований.

4. Проводить анализ разрывных нарушений (выделение, типизация, ранжирование разломов на основе материалов сейсморазведки, данных бурения, результатов анализа материалов аэро- и космических съемок). Оценивать роль разломов в формировании особенностей строения нижнего структурного этажа и локальных нефтегазопоисковых объектов.

5. Провести подготовку локальных антиклинальных и тектонически экранированных ловушек терригенного девона в наиболее перспективных на поиски залежей нефти центральной, юго-западной и юго-восточной частях Мелекесской впадины. Об этом свидетельствует опыт проведенных поисковых работ в Ульяновской (Рудневско-Ковыльная и Новолабитовско-Новомальпслинская зоны) и Самарской (Казаковское, Дубровское, Елховское, Булатовское месторождения) областях, где открыты залежи нефти.

6. В зонах развития рифогенных ловушек верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса провести подготовку структур тектоно-седиментационного происхождения, выявленных на площадях относимых, к Рудневско-Ковыльной и Новолабитовско-Новомалыклинской зонам.

7. В залегающем выше визейском терригенном нефтегазоносном комплексе, представленном отложениями яснополянского надгоризонта (отражение С ^р) провести подготовку антиклинальных структур.

Заключение

Основные результаты и выводы диссертационной работы сводятся к следующему:

1. Верхнедевонско-нижнекаменноугольный комплекс обладает высоким нефтегазовым потенциалом. Палеогеографические особенности его формирования, сложность строения и специфичность зонального распределения залежей УВ (депрессионные, мелководно-шельфовые) обособляют его в отдельное направление геологоразведочных работ.

2. Уточнено положение тектонических нарушений, ограничивающих Усть-Черемшанский палеорифт.

3. Намечены антиклинальные перегибы по горизонтам терригенного девона (отражающие горизонты Бэрв+кп и 03зг). Здесь, а также в приразломных зонах (в том числе на участках намеченных микрогорстов и микрограбенов), следует сосредоточить дальнейшие работы на нижний терригенный комплекс.

4. В карбонатных отложениях франского, фаменского, и турнейского ярусов во внешней бортовой и бортовой зонах Мелекесской впадины намечена серия органогенных построек, перспективных в нефтегазоносном отношении. Выполнено ранжирование их по возрасту относительно расположения по борту впадины. В бортовой зоне отмечается приуроченность органогенных построек к тектоническим нарушениям.

5. На западном борту Мелекесской впадины выделен карбонатный уступ в сторону глубоководной части франско-фаменского бассейна. Толща его заполнения представлена нижнекаменноугольными терригенными образованиями малиновского надгоризонта. Карбонатный уступ наиболее «богат» развитием органогенными постройками, которые представляют первоочередной поисковый интерес.

6. В терригенной толще малиновского надгоризонта центральной части Усть-Черемшанского прогиба выделены участки выклинивающихся пластов, особенно в приразломных зонах перспективные для поисков УВ.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ:

1. Горюнова Л.Ф., Руднев А.Н. Особенности разреза палеозойских отложений Ульяновской межсводовой мобильной зоны.//ХУИ Губкинские чтения «Нефтегазовая геологическая наука - XXI век». М.: РГУ нефти и газа, 2004, с. 48.

2. Горюнова Л.Ф., Структурно-тектонические и литолого-стратиграфические особенности строения области сочленения Пачелмского прогиба и Воронежского выступа // Тезисы доклада на 7-й научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазоносного комплекса России». M.: РГУ нефти и газа, 2007, с.45-46.

3. Горюнова Л.Ф. Перспективы нефтегазоносности палеозоя Ульяновской области // Тезисы доклада на 7-й научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазоносного комплекса России». М.: РГУ нефти и газа, 2007, с.55-56.

4. Горюнова Л.Ф. Направление нефтегазопоисковых работ в северозападной прибортовой зоне Прикаспийской впадины». / Тезисы докладов на международной научно-практической конференции «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона», М.: РГУ нефти и газа, 2007, с. 157-158.

5. Горюнова Л.Ф. Направление нефтегазопоисковых работ в северозападной прибортовой зоне Прикаспийской впадины». // В сб. «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона», М.: РГУ нефти и газа, 2007, с.148-156.

6. Горюнова Л.Ф., Перспективы нефтегазоносности восточного склона Токмовского свода и прилегающих районов./«Нефть, газ и бизнес» № 11, 2007, стр. 46-51.

7. Горюнова Л.Ф. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Мелекесской впадины и Серноводско-Абдуллинского прогиба»/ «Геология нефти и газа», №1,2008 г, стр. 2-7.

8. Горюнова, А.Н. Руднев А.Н., Романов Ю.А. Инновационные технологии освоения нефтегазовых ресурсов Мелекесской впадины. / XVIII Губкинские чтения М.: РГУ нефти и газа 2009.

Подписано к печати /Я С9 Формат 60x90/16 Бумага офсетная Усл. п. л.

Тираж (00 экз. Заказ Хз/Уу

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел. (499) 233-93-49

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Горюнова, Любовь Федоровна

ВВЕДЕНИЕ

1. Анализ состояния геолого-геофизической изученности и методики работ' '

2. Основные черты геологического строения Мелекесской впадины

2.1. Стратиграфия и фациальная характеристика разреза

2.2. Тектоника и особенности истории геологического развития

3. Особенности геологического строения верхнедевонско-нижнекаменноугольного нефтегазоносного комплекса

3.1. Характеристика верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК

3.2. Типизация ловушек и залежей верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК

4. Прогноз нефтегазоносности

4.1. Характеристика и перспективы нефтеносности верхнедевонско-нижнекаменноугольного нефтегазоносного комплекса

4.2. Обоснование выделения перспективных земель

5. Рекомендации по оптимизации и выбору приоритетных направлений геологоразведочных работ

5.1. Совершенствование методики и выбор оптимального комплекса геологоразведочных работ

5.2. Приоритетные направления геологоразведочных работ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности строения и оценка перспектив нефтегазоносности Верхнедевонско-Нижнекаменноугольного нефтегазоносного комплекса Мелекесской впадины"

Актуальность проблемы.

Урало-Поволжский регион многие годы является основным нефтегазодобывающим регионом европейской части России. Основной объем нефти, добываемой в Урало-Поволжье, приходится на Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию (> 99,9 %). По состоянию на 01.01.2008 г. разведанность ресурсной базы Волго-Уральской НГП - старейшей нефтегазодобывающей провинции страны — приближается к 70 %. Основной объем геологоразведочных работ в современный период обеспечивается, главным образом, деятельностью недропользователей, на долю которых в регионе приходится до 95 % общего финансирования геологоразведочных работ [67].

Урало-Поволжский регион обладает достаточно мощным топливно-энергетическим комплексом: по производству основных нефтепродуктов он занимает 1-е место в стране, по добыче нефти и газа — 2-е. В то же время, несмотря на наличие значительного ресурсного потенциала УВ и большие потребности в энергоносителях, состояние ресурсной базы УВ-сырья в регионе оставляет желать лучшего.

Падение добычи нефти в Волго-Уральской НГП, начавшееся в конце 70-х г. прошлого столетия, продолжалось до конца 1999 г. Для последующих лет характерна тенденция ее роста. За 1999 г. здесь было добыто 77 млн. т нефти, а за 2007 г. — > 100 млн. т. [70]. Современный рост добычи обеспечивается, главным образом, за счет интенсификации разработки старых месторождений. Месторождения со степенью выработанности > 50 % обеспечивают 70 % текущей добычи нефти. По состоянию на 01.01.2007 г. начальные запасы разрабатываемых месторождений Урало-Поволжья выработаны на 73 %. В регионе ежегодно вводятся в разработку 3-10 новых месторождений, однако они вносят довольно незначительный вклад в добычу. Например, в 2006 г. добыча на всех новых месторождениях и залежах, введенных в разработку за последние 10 лет (1997-2006), составила всего 4,5 % общей годовой добычи. Ежегодно доля добычи из объектов, находящихся на поздней стадии 5 разработки, увеличивается. V

Наибольшая, эффективность геологоразведочных работ в 2003-2007 гг. отмечена в Республике Татарстан, Самарской,. Пермской и Ульяновской областях; большая часть открытий связана со среднедевон-нижнекаменноугольной частью разреза. При этом при доразведке старых месторождений около 40 % открытий связаны с карбонатными резервуарами верхнедевон-турнейского комплекса, около 30 % — с визейским комплексом и только 16 % - со средне-верхнедевонским нефтегазоносным комплексом.

Комплексом геолого-геофизических исследований, в первую очередь, сейсморазведкой выявлен фонд локальных поднятий Ульяновской области, который включает в себя 169 поднятий. В 49 из; них доказаны промышленные запасы нефти, 133 месторождений нефти лицензированы, и находятся в разработке, 17 структур выведены из поискового бурения с отрицательным результатом. При этом 85% нефтяных месторождений и извлекаемых из них запасов - приурочены к Мелекесской впадине (MB) и входящему в ее состав внутриплатформенному Усть-Черемшанскому прогибу (УЧП). Осевая часть последнего только в Ульяновской области имеет протяженность свыше 150 км при ширине более 50-60 км.

Вместе с тем значительные запасы углеводородов связаны с различными типами терригенных и карбонатных пород, для которых характерны относительно сложные геологические условия залегания, связанные с антиклинальными и неантиклинальными ловушками. Указанные типы ловушек приурочены к различным типам пород и структурам, для которых характерна неоднородность геологического строения по площади и разрезу, с глубиной залегания продуктивных горизонтов более 2000 метров. Это значительно затрудняет выбор методики проведения геологоразведочных работ и построения, геологических моделей месторождений. Кроме этого, неоднородность верхнепалеозойского разреза, наличие разрывных нарушений и развитие зон трещиноватости создаёт значительный , фон дифрагированных волн, что затрудняет прогнозирование, выделение и картирование в нем поисковых объектов по результатам сейсморазведки. Вышеуказанные специфические черты строения нефтегазоперспективного разреза и сложности изучения;геологического строения актуальны для рассматриваемой настоящей работой территории. В настоящее время здесь ведется поиск и разведка залежей нефти и газа в девонских, каменноугольных отложениях различного состава. В связи с этим, разработка геолого-геофизических методов прогнозирования типов ловушек, позволяющих повысить достоверность построения» геологических моделей объектов, оптимизировать размещение поисковых и разведочных скважин, а также повысить эффективность разработки месторождений приобретает особую актуальность при ведении геологоразведочных работ.

Решения указанной проблемы основывается на исследовании закономерностей изменения условий осадконакопления и литологического состава пород перспективного разреза, изучении и прогнозировании условий образования в них различных типов ловушек нефти иг газа, определении3 возможности применения комплексной анализа данных промысловой геофизики и сейсморазведки для* составления детальных геологических моделей. При этом главное направление исследований сосредоточено? на изучении, состава пород и условий их залегания^ в сложных условиях Мелекесской впадины. Проведенные исследования^ по конкретным месторождениям, позволили выбрать характерные для* них геологические параметры, что использовано при прогнозировании нефтегазопоисковых объектов.

Цель работы.

Целью исследований является выявление общих закономерностей в строении верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК Мелекесской впадины, геологической истории развития, что позволит выделить зоны нефтегазонакопления и дать качественный прогноз перспектив нефтегазоносности, при этом наметив основные направления дальнейших поисково-разведочных работ.

Основные задачи исследований

В соответствие с поставленной целью решались следующие задачи: обобщение и> анализ имеющегося sгеолого-геофизического материала, а также результаты многолетних, исследований по истории- геологического развития- Мелекесской впадины, выполненные в разные годы большим количеством исследователей; на основании базиса предыдущих геологических изысканий выявить особенности строения верхнедевонско-нижнекаменноугольного НТК Мелекесской впадины; привести типизацию! выявленных ловушек и залежей исследуемого комплекса; в результате генетической типизации верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений провести нефтегазогеологическое районирование зон нефтегазонакопления с выделением категорий перспективных земель в рамках исследуемого района; оптимизация методики поисков* ловушек нефти в* органогенных постройках и обосновать приоритетные направления геологоразведочных работ.

Научная новизна

Впервые по результатам отработанных региональных сейсмических профилей и с учетом данных бурения скважин выделена предполагаемая область пелеорифта, проходящего вдоль осевой зоны Мелекесской впадины.

Установлено влияние тектонического фактора на формирование построек верхнедевонско-нижнекаменноугольного возраста и воссоздана палеогеографическая обстановка на границе турнейского и визейского веков:

Приведена типизация ловушек и их приуроченность к конкретным литофациальным толщам:

В- результате проведенных исследований применительно к верхнедевонско-нижнекаменноугольному НТК перспективные земли поделены на три категории в зависимости- от степени их перспектив в нефтегазоносном отношении.

Обоснованы первоочередные районы для ГРР в карбонатном верхнедевонско-нижнекаменноугольном- и терригенном визейском комплексах юго-западного5и юго-восточного борта Мелекесской впадины.

Практическое значение н реализаниярезультатов исследований

Результаты, исследований автора изложены в публикациях по теме диссертации, производственных и тематических отчетах НЭГЦ ВНИИГеофизика», ФГУ ГНПП «Спецгеофизика». Полученные результаты исследований и предложенный- рациональный* комплекс геологоразведочных работ использовались при составлении программ разведки и разработки Аллагуловской, Южно-Аллагуловской, Новолабитовской; Западно-Лабитовской, Равнинной; Мордовоозерской, Кустов ской, Ковыльной, Рудневской, Маркаровской, Бирлинской, Филипповской, З-Вишенской площадей и месторождений,углеводородов.

Использование проведенного- в работе анализа позволит повысить эффективность работ на нефть и газ за счет выявления рифогенных ловушек УВ« в юго-западном и- юго-восточном обрамлении Мелекесской впадины, (одиночные и групповые органогенные образования), ловушек в терригенных отложениях осевой части УЧП (клиноформы, литологически-ограниченные): С этой целью даны рекомендации1 по оптимизации^ приоритетным направлениям ГРР.

Апробация работы и публикации.

Основные положения работы изложены* в научно-производственных отчетах и доложены на конференциях: Губкинских чтениях (2004, 2009г.г.), на научно технической, конференции' «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплексы России» (2007г.), международной научно-технической конференции «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона» (2007г.). По теме диссертации автором опубликованы восемь печатных работ, из них две в реферируемых журналах.

Фактический материал?

В основу диссертации* положены» первичные фактические материалы более 40 параметрических, поисковых и разведочных скважин; вскрывших позднедевонские отложения1 в-исследуемом районе; результаты региональных комплексных геофизических (сейсморазведка, электроразведка МТЗ* (ЗСБ), высокоточная^ гравиразведка) и геохимических работ, петрофизических исследований и т.д. Учитывались и использовались опубликованная и фондовая^ литература по литологии, стратиграфии, тектонике, сейсмофациальному анализу и нефтегазоносности Мелекесской впадины, ВНИРНИ, ИГиРГИ, ОАО «Нафтагаз», ООО «Ульяновскнефтеразведка», ОАО «Татнефть», «Татнефтегеофизика», ТГРУ, ТатНИПИнефть, НЭГЦ ВНИИГеофизика», ФГУ ГНПП «Спецгеофизика», «Нафта-Ульяновск» и ОАО «Ульяновскнефтеотдача», ООО «Северо-Запад», ВНИИЯГГ и др.

Защищаемыеположенияг

1. Выделение' палеорифта в центральной- части Мелекесской впадины, над которой^ в позднем протерозое зал ожил ся Усть-Черемшанский прогиб.

2. Особенности размещения перспективных структур'Мелекесской впадины: а) в осевой зоне:

- структурные ловушки, связанные с поднятиями по фундаменту (пашийский и тиманский горизонты Дз^) и ловушки облекания,

- неструктурные ловушки, связанные с зонами-регионального выклинивания Малиновского надгоризонта; б) во внутренней бортовой зоне:

- неструктурные - органогенно-седиментационные (рифовые) постройки (верхнедевонско-нижнекаменноуголный НТК); в) во внешней бортовой зоне:

- структурные (пластовые, массивные и т.д.) и ловушки облекания органогенно-седиментационных построек и другого рода поднятий (Сit, Qbb, Cjtl, СгЬ, C2vr).

3. Обоснование первоочередных объектов для ГРР в карбонатном ю верхнедевонско-нижнекаменноугольном и; терригенном визейском комплексах юго-западного и юго-восточного борта Усть-Черемшанского прогиба. 4. Рациональный; комплекс поисково-разведочных работ на базе качественной оценки перспектив нефтегазоносности.

Структура и объем работы.

Диссертационная? работа состоит из введения; 5 глав- изложенньрс на 150: страницах, заключения; табличного материала и 28-ми иллюстраций; список, использованной литературы включает 105 наименование.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Горюнова, Любовь Федоровна

Основные результаты и выводы диссертационной работы сводятся, к следующему:

1. Верхнедевонско-нижнекаменноугольный комплекс обладает высоким нефтегазовым потенциалом. Палеогеографические особенности его формирования, сложность строения и специфичность зонального распределения залежей УВ* (депрессионные, мелководно-шельфовые)> обособляют его в отдельное направление геологоразведочных работ.

2. Уточнено положение тектонических нарушений, ограничивающих Усть-Черемшанский палеорифт.

3. Намечены антиклинальные перегибы по горизонтам терригенного * девона (отражающие горизонты D3ps?bkn и D3sr). Здесь, а также в приразломных зонах (в том числе на* участках^ намеченных микрогорстов и микрограбенов), следует сосредоточить дальнейшие работы, на нижний терригенный комплекс.

4. В карбонатных отложениях франского, фаменского, и турнейского ярусов во внешней бортовой'и бортовой зонах Мелекесской впадины намечена серия органогенных построек, перспективных в* нефтегазоносном отношении. Выполнено ранжирование их по возрасту относительно" расположения? по борту впадины. В бортовой'Зоне отмечается приуроченность органогенных построек к тектоническим нарушениям:

5. На западном борту Мелекесской впадины выделен карбонатный уступ в сторону глубоководной части франско-фаменского бассейна. Толща его заполнения представлена нижнекаменноугольными терригенными образованиями' Малиновского надгоризонта. Карбонатный уступ наиболее «богат» развитием органогенными постройками, которые представляют первоочередной поисковый интерес.

6. В терригенной толще Малиновского надгоризонта центральной части Усть-Черемшанского прогиба выделены участки выклинивающихся пластов, особенно в приразломных зонах перспективные для поисков УВ.

Заключение

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Горюнова, Любовь Федоровна, Москва

1. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. М.: Недра, 1982, с. 231

2. Аксёнов А.А. и др. Прогноз, поиски и разведка погребённых нефтегазоносных структур М. Недра. 1983, с. 160

3. Аксёнов А.А. К методике нефтегазогеологического районирования территорий «Нефтегазовая геология и геофизика» Экспресс- информация Вып. 7 Москва ВНИИОНГ 1990, с. 1-4

4. Аксенов А.А. и др. Нефтегазоносность ловушек органогенного типа/ Москва, 1994

5. Аксёнов А. А. и др. Сравнительная характеристика перспектив нефтегазоносности среднедевонского комплекса северного и западного обрамлений Прикаспийской впадины/ Нефтегазоносность недр России. М.: ИГиРГИ, 1995. Ч. II, с. 27-37

6. Бакиров А.А. и др. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа. М. Недра 1985, с. 150

7. Белоусов В.В. Основы геотектоники./М., Недра, 1975, с. 93-98.

8. Белоконь Т. В. и др./Перспективы нефтегазоносности севера „ Урало-Поволжья по данным геохимии доманикитов, Геология нефти и газа- 1990.- № З.-с. 20-23.

9. Воронин В.П. Геофизические поиски рифогенных залежей нефти, Казань, 1986 г.

10. Брод И.О. Основы учения о нефтегазоносных бассейнах. М. Недра 1964, с. 60.

11. Булгаков Р.Б. и др. Опыт применения сейсмостратиграфического прогнозирования при картировании неантиклинальных ловушек в терригенных коллекторах /Современные геофизические методы при решении задач нефтяной геологии М., Наука 1988, с. 138-142

12. Валеев Р.Н. и др. Сравнительный анализ условий формирования и пространственного размещения авлакогенов Русской платформы.// Советская геология, 1969, № 4, с.58-67.

13. Вассоевич Н.Б. Литология и нефтегазоносность: Избр. труды, М.: Наука, 1990, с.263

14. Воскресенский Ю.Н. Состояние и перспективы развития методов анализа амплитуд сейсмических отражений для прогнозирования залежей углеводородов. Обзор / ООО « Геоинформцентр». М., 2002, с. 77

15. Габриэлянц Г.А. Классификация неструктурных ловушек нефти и газа, Геология нефти и газа, 1970 № 4, с. 47-51.

16. Габриэлянц Г.А. и др. Особенности разведки залежей нефти и газа в ловушках рифогенного типа.- Тр. ВНИГРИ, 1976, вып. 194, с. 53-61.

17. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования и ее следствия //Геология нефти и газа 1998. - № 6, с. 2 - 12.

18. Гаврилов В.П. Роль региональных разломов в формировании залежей нефти и газа. Геология нефти и газа, 1976, №1, с. 31-37.

19. Гогоненков Г.Н. и др. Сейсмостратиграфический анализ в нефтегазопоисковых исследованиях. М.: ВНИИОЭНГ, 1984, с. 54

20. Голов А.А. и др. К проблеме нефтегазоносносности кристаллического фундамента Русской платформы // Региональные исследования и новые направления поисков нефти. М., Тр. ИГиРГИ, 1992.

21. Голов А.А. и др. Перспективы дальнейших поисков залежей'нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции //Геология нефти и газа, 1994, №10, с. 2-6.

22. Голов А.А. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности северо-западной части Самарской области и ее обрамления//Геология нефти и газа, 2005, № 2, с. 9 15.

23. Горбачев И.Ф. Нефтегазоносные комплексы Ульяновской области. Сб. Новые данные по геологии и нефтеносности Ульяновской области, Москва, 1983

24. Горелов А.А. и др. Морфогенетическая зональность и прогноз типов локальных поднятий // Комплексные методы освоения ресурсов нефти и газа Урало-Поволжья. М.: Наука, 1990, с. 59-65.

25. Горюнова Л.Ф., Перспективы нефтегазоносности восточного склона' Токмовского свода w прилегающих районов./«Нефть, газ и бизнес» № 11, 2007, стр. 46-51.

26. Горюнова^ Л.Ф. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Мелекесской. впадины, и» Серноводско-Абдуллинского прогиба»/ «Геология нефти и газа», №1, 2008 г. стр. 2-7.

27. Гурвич И.И. и др.* Сейсмическая разведкам Москва: Недра, 1985 г.

28. Демченко А.С. и др. Современный'взгляд на тектоническое строение Центральной части Русской плиты./Геологический вестник Центральных-районов России>№ 2-3'98, с.5-17

29. Денисов С.Б. и- др. Определение генезиса коллекторов по данным сейсморазведки и ГИС// Вопросы обработки и комплексной интерпретации в сейсморазведке. -М.: ВНИИОНГ, 1989, с. 152-161

30. Денк С.О. Рифовые коллекторы нефти и газа пермского Приуралья//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995, №3, с. 14-21

31. Ерёменко Н.А. Справочник по геологии нефти и газа/ М.: Недра, 1984, с.480

32. Ермолова Т.Е. и др. Клиноформное строение радаевско-елховских отложений Камско-Кинельской системы прогибов и проблема поиска в них ловушек неантиклинального типа //Геология нефти и газа, 2005, № 5.

33. Закономерности распространения нефтегазоносных рифов и144особенности их происков/М., ВНИИОЭНГ, 1979, с. 22-53

34. Изотова Т.С. и др. Седиментологический анализ данных промысловой) геофизики. -М.: Недра, 1993, с. 176

35. Ильин В. Д. и др. Методы прогнозирования и поисков-нефтегазоносных рифовых комплексов.- М:: Недра, 1988, с. 201

36. Каграманян Н;А. О строении Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы. Сб. «Новые данные по геологии и? нефтеносности Ульяновской области», Москва, 1983, с. 83-97

37. Кензин Ф.А. Основные черты .тектоники« Ульяновского Поволжья. Сб. «Новые; данные по геологии и нефтеносности; Ульяновской5 области»; Москва, 1983; с: 156;

38. Кириков, В.П: Государственная геологическая карта: Российской-Федерации, М 1:1000000 (новая серия), лист N-37, (38)-Москва. Объяснительная записка, С.-Петербург, Издательство ВСЕГЕИ, 1999, с. 296

39. Кириков В:П. Государственная геологическая карта Российской федерации, М 1:1000000 (новая серия). Лист N-39 — Самара, Объяснительная записка, С.-11етербург, Издательство ВСЕГЕИ, 2000; с. 325

40. Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России // Геология нефти и газа, 2007, № 2, с. 18 — 23

41. Кондратович Н.В. Обнаружение и картирование неантиклинальных ловушек по данным сейсморазведки. М.: 1984, с. 48>

42. Королюк И. К. и др; Ископаемые органогенные постройки, рифы, методы изучения и нефтегазоносность. М;, Наука, 1975; с. 236

43. Королюк И.К. Банково-терригенная формация северного обрамления. Прикаспийской впадины — особый тип нефтегазоносных формаций/ Нефтегазоносность недр России. М.: ИГиРГИ, 1995. Ч. II, с. 38-51

44. Крашенинников Г.Ф. Карбонатная рифовая формация // Литология и палеогеография биогермных массивов. М.: Наука, 1975,- с.5-20

45. Кристя Е.Е. Типы сложнопостроенных карбонатных коллекторов девона Нижнего Поволжья и геофизические методы их изучения (на примере евлано-ливенских отложений Памятно-Сасовского месторождения)// Геология нефти и газа . -2000. № 3, с. 30-35

46. Г. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность /М.: Недра, 1978,с. 304

47. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений/М.: Недра, 1992

48. Кузнецов В.Г. Палеозойское рифообразование на территории России и смежных стран /М.: ГЕОС, 2000

49. Кузнецов В. Г. Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. М.: ГЕОС. 2003, с. 262

50. Кузьменко Ю.Т. и др. Тектоника нефтегазоносных территорий рсфср. Объяснительная записка к тектонической карте масштаба 1:2500000./Пг0 «Центргеология», М.: ВИЭМС, 1988, с. 91

51. Кузьменко Ю.Т. и др. Тектоника центральной части Русской- плиты. /Объяснительная записка к структурно-тектонической карте центральных районов Русской плиты масштаба 1:ЮООООО./ПГО «Центргеология», М.: ВИЭМС, 1991, с.120.

52. Кузьменко Ю.Т. Структурно-тектоническая карта по поверхности кристаллического фундамента Центральных районов Восточно-Европейской платформы. Масштаб 1:1000000.-М, 2000, ЦРГЦ.

53. Ларская Е.С., Шеин B.C. Геодинамическая эволюция и нефтегазоматеринские толщи бассейнов востока Восточно-Европейского континента и его складчатого обрамления //Геология нефти и газа, 1997, № 12, с. 20-30

54. Мирчинк М.Ф. и др. Рифы Урало-Поволжья, их роль в размещении залежей нефти и газа и методика их поисков /М.: Недра, 1974

55. Морозов ВОШ. и др. Модель формирования, промышленное значимых нефтяных залежей в. известняках: нижнего; и»; среднего карбона; Волго-Уральской антеклизы//Геология,нефти'и;газа, 2006;№ 6; е.,10-18:

56. Муслимов P. X. и др. Тектоническая схема Мелекесской впадины// Геология нефтиштаза; 1990;№1Т.

57. Мухаметшин Р:3. Палеоврезы и их роль в освоении трудноизвлекаемых запасов!нефти/М:©00«Геоинформарк», 2006; с: 5-22*65: Наливкин Д.В. Учение о фациях. М.:-Л.:, Из-во АН СССР, 1956,т. 1, 534с

58. Нёстеров^И:И1И5Др: Теория?нефтегазонакопления:— М;: Недра; 1987, с. 232 ' . • ■ ' •

59. Постнова Е.В. и др. Современные тенденции развития ресурсной базы углеводородного сырья и пути цовышения результативности геологоразведочных работ в Урало-Поволжском регионе/ Геология нефти и газа, 2008, № 5

60. Постникова И; Е. Методы изучения карбонатных формаций платформенных областей. М. Недра, 1988, с. 206

61. Потапов О.А. Интерпретация данных сейсморазведки. Москва: Недра,1990

62. Проворов В.М. Особенности строения и нефтегазоносности верхнедевонско-турнейского палеошельфа и западных районов Урало-Поволжья. //Геология нефти и газа, №7,1992, с. 16-19

63. Проворов М.В. и др., Комплексная модель нефтегазонакопления и закономерности размещения залежей нефти в Среднем Поволжье// Технологии ТЭК, 2003 г.

64. Проворов В.М., Проворов М.В. Современные проблемы науки в региональной геологии нефти и газа на севере и западе Урало-Поволжья//Современные наукоёмкие технологии, № 11, 2005, с. 74-75.

65. Птецов С.И. Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза. Москва: Мир, 1984 г

66. Рифогенные зоны и их нефтегазоносность. — М.: ИГиРГИ, 1991, с. 175

67. Розанов JI.H. Физико-механические условия образования тектонических структур платформенного типа. JL: Недра, 1965. с. 84

68. Саблин А.С., Львовский Ю.М. Структурно-палеогеологические схемы— новый важный инструмент для оценки перспектив нефтегазоносности рифогенных комплексов. Геология, геофизика и разработка- нефтяных месторождений. 1999. №9, с. 56-62

69. Самойленко Ю.Н. и др. Рациональный комплекс обработки и интерпретации геолого-геофизической информации при поисках и разведке месторождений нефти и газа в карбонатных отложениях /Изд-во СГУ, г. Саратов: 2000, с. 220

70. Самыкина Е.В. Закономерности строения и перспективы нефтегазоносности терригенного бобриковского горизонта западного Татарстана// Геология нефти и газа, 2008, № 5.

71. Солонцов Л.Ф. и др. Рифей Восточно-Европейской платформы/изд. ВУЗов, №10, Геология и разведка. М, 1969, с.3-16.

72. Афанасьев Т.П. Гидрогеология СССР, т. ХП1, Поволжье и Прикамье, -М., Недра, 1970, с.800

73. Тектоника и зоны нефтегазонакопления Камско-Кинельской системы прогибов. — М.: Наука, 1965

74. Теодорович Г.И. и др. Литогенез терригенных отложений нижнего карбона Русской плиты. Москва: Наука, 1970 г.

75. Троссгейм Д.А., Кобзева Р.И. Стратиграфический анализ разрезов опорных параметрических и поисково-разведочных скважин на территории Среднего Поволжья. Горький, 1972.

76. Трофимов В.А. и др. Основные результаты сейсморазведочных работ на Лабитовском нефтяном месторождении (Ульяновская область)// Геология нефти и газа, 1997, № 4.

77. Уилсон Дж. Карбонатные фации в геологической истории. Перевод с англ. М., Недра, 1980, с. 463

78. Угольцев Г.П., Ольнева Т.В и др. Отчет о переинтерпретации геолого-геофизических материалов на площади Кузнецкого грабена и юго-восточной части Токмовского свода в Ульяновской области. Кострома, 2000 г.

79. Файтельсон А.Ш. Геологическая классификация платформенных тектонических структур и палеотектонические построения по геофизическим данным о глыбовой структуре фундамента // Советская геология, №1, 1965.

80. Федоров Д.Л. Нефть протерозоя Восточно-Европейской платформы -фантазия или реальность? Новосибирск. Геология и геофизика, т.37, №8. 1996, с.116-124

81. Филлипов В.П. и др. О предельных глубинах существования нефтей на площадях Волгоградского Поволжья // Сб. науч. тр. ВолгоградНИПИнефть. Вып. 30.- Волгоград 1977,- с. 98-103.

82. Фортунатова Н.К. и др. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов / М.: НИА Природа, 2000, с. 249

83. Фортунатова Н.К., и др., Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов — новый тип поисковых нефтяных объектов в Западном Татарстане, Геология нефти и газа, 2006, № 1.

84. Фортунатова Н.К. Седиментационные модели карбонатных конусов149выноса новых нефтегазопоисковых объектов // Геология нефти и газа, 2007, № 2.

85. Чамо С.С. и др. О слоистости кристаллического фундамента Русской плиты по сейсмическим данным/Бюл. МОИП, отд. геол., т.Х/УП(5), 1972, с.72-77

86. Чижов С.И. и др. Вовлечение в разработку недренируемых запасов. // «Бурение и нефть» Москва, 2002. №8 с. 34-39.

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

88. Шепард Ф. П. Морская геология. JL, Недра, 1969,' с. 461.

89. Шерифф Р., Гелдарт JI. Сейсморазведка. Москва: Мир, 1987 г.

90. Шик Е.М. Новое о положении нижней границы московского яруса в стратотипической местности/ТГеология, полезные ископаемые в инженерно-геологические условия центральных районов Европейской части СССР. М.:1984, с. 17-27.

91. Шлезингер А. Е. Достижения советской сейсмостратиграфии в раскрытии основных закономерностей строения осадочных бассейнов // Литология мезозойского, кайнозойского осадочного чехла мирового океана. -М.: Недра, 1987.-с. 164-182.

92. Щербаков В.Н. и др. Рифогенные образования и перспективы нефтегазоносности юга Русской плиты.- В кн.: Методы поисков и разведки погребённых рифов.-М. Наука 1983, с. 102-105,

93. Юркова Л.А. и др. Схема современной структуры кристаллического фундамента восточной части Русской платформы по геофизическим данным/Прикладная геофизика, вып.34, 1962, с. 171-185

94. Яговцев Г.Н. и др. Перспективы нефтегазоносности Ульяновского Поволжья. Сб. "Новые данные по геологии и нефтеносности Ульяновской области". Москва, Геологический фонд РСФСР, 1983г.