Палеотектоническое обоснование перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Каспия и его обрамления

Попов, Александр Евгеньевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Палеотектоническое обоснование перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Каспия и его обрамления
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Палеотектоническое обоснование перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Каспия и его обрамления"

На правах рукописи

ПОПОВ АЛЕКСАНДР ЕВГЕНЬЕВИЧ

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОГО КАСПИЯ И ЕГО ОБРАМЛЕНИЯ

Специальность 25.00.12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Ставрополь 2004

Работа выполнена в 0 0 0 «ЛУКОЙЛ - ВолгоградНИПИморнефть

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук Самойленко Ю.Н.

Официальные оппоненты:

1. Петренко В.И. - доктор геолого-минералогических наук

2. Бембеев А.В. - кандидат геолого-минералогических наук

Ведущая организация:

ГУ ДП «Астраханская геофизическая экспедиция»

Защита состоится 29 апреля 2004 года в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 в Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу: 355029, г. Ставрополь, проспект Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского государственного технического университета

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять Ученому секретарю диссертационного совета по указанному адресу.

Автореферат разослан «_»_2004года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ю. А. Пуля

Общая характеристика работы

Актуальность работы

Геолого-экономическая эффективность поисковых работ на нефть и газ в значительной мере зависит от научно обоснованного прогноза поисковых объектов. Для обеспечения результативности и высокой эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ необходимо знать не только современную структуру региона, но и палеотектонические условия формирования и развития ее на всех этапах геологической истории. Характер происходивших тектонических движений определяет пространственное размещение геоструктурных элементов на разных этапах геологической истории, с которыми могут быть связаны области генерации и аккумуляции УВ, толщины и объемы нефтегазопроизводящих и коллек-торских толщ, формирование различного типа структурных и неструктурных ловушек.

Цель работы

Научное обоснование выбора направлений и районов поиска зон концентрации ресурсов нефти и газа в Северном Каспии и обрамлении на основе анализа современных структурных особенностей осадочного чехла и истории его формирования в мезозойско-кайнозойское время, с выделением в разрезе структурных этажей, изучением пространственно-временных связей и структурных соотношений между ними, выяснением условий и времени формирования структурных ловушек, закономерностей их распространения.

Основные задачи исследований

Достижение поставленной цели потребовало решения ряда задач:

провести детальное расчленение и корреляцию разреза, особенностей строения основных нефтегазоносных комплексов территории исследования, восстановить палеотектоническую ситуацию юрско-меловых продуктивных комплексов к различным этапам геологической истории

>* выявить палеотектонические особенности формирования локальных структур территории исследования

^ оценить связь формирования и размещения зон нефтегазонакопления с палеотектоническими условиями и решить проблему связи между возрастом поднятий и их продуктивностью для территории исследования

выполнить качественную и количественную оценку перспектив нефте-газоносности и дать научное обоснование наиболее эффективных направлений геолого-поисковых работ на нефть и газ Научная новизна

впервые для условий района исследований восстановлена палеотекто-ническая ситуация юрско-меловых продуктивных комплексов к различным этапам геологической истории

определены палеотектонические особенности формирования локальных структур территории исследования

определены скорости прогибания, региональные наклоны, палеотемпературы и их роль в процессе нефтегазообразования и нефтегазонакопления района исследований

дано научное обоснование наиболее эффективных направлений геолого-поисковых работ на нефть и газ в мезозойско-кайнозойских отложениях территории исследования

Практическаязначимостьработы

Выполнено научное обоснование выбора направлений и районов поиска зон нефтегазонакопления в Северном Каспии и обрамлении на основе анализа современных структурных особенностей осадочного чехла и истории его формирования в мезозойско-кайнозойское время.

Основные защищаемые положения

составленная схема палеотектонического и палеотемпературного районирования юрско-меловых продуктивных комплексов позволяет определять па-леотектонические и палеотемпературные особенности формирования локальных структур территории исследования

изучением палеотектонических условий района исследований установлены закономерности формирования и размещения зон нефтегазонакопления

исследования геологического строения и формирования структур позволили выявить связь между возрастом поднятий и их продуктивностью

>• проведенные геологические исследования и палеотектонический анализ позволили дать научное обоснование наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ

Реализация результатов работы

Результаты работы используются ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» при планировании поисково-разведочных работ на нефть и газ в мезозойских отложениях на территории Северного Каспия и его обрамления, что подтверждено соответствующими документами.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на ежегодных и рабочих совещаниях главных геологов ОАО «ЛУКОЙЛ», научных конференциях 0 0 0 «ЛУ-КОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», изложены в 6 публикациях, трех отчетах и двух рекомендациях.

Фактический материал

Исходным материалом для работы послужили материалы полевых сейсмических исследований СК «ПетроАльянс», данные поисково-разведочного бурения, проводившегося на территории акватории Каспия и прилегающих территорий. Использованы фондовые материалы 00 0 «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть, ТПП «Ас-траханьморнефтегаз», 0 00 «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». При написании диссертации использованы результаты исследований автора, которые изложены в статьях и отчетах.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения, изложенных на 153 страницах текста, иллюстрируется 32 рисунками и 16 таблицами и сопровождается списком использованной литературы из 184 наименований.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю - доктору геолого-минералогических наук Ю.Н.Самойленко за внимание и содействие оказанные при выполнении работы. Большую помощь при работе над диссертацией в виде советов, консультаций и практических рекомендаций оказывали также ученые и специалисты К.Г.Агзямов, А.В.Бембеев, А.В.Бочкарев, В.А.Бочкарев, О.Г.Бражников, Б.Г.Вобликов, Н.И.Воронин, С.В.Делия, С.С.Косова

П.В.Медведев, В.И.Петренко, И.Г.Сазонов, А.В.Серов, В.П.Стенин, А.А.Ярошенко и др. Автор выражает им искреннюю признательность.

В первой главе (Состояние исследований по проблеме оценки перспектив нефтегазоносности мезо-кайнозонских отложений Северного и Среднего Каспия и основы методики палеотектонических исследований) проведен анализ состояния исследований по проблеме оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Каспия.

Весьма перспективным в нефтегазоносном отношении среди шельфовых зон морей является Каспийский бассейн, который объединяет крупные нефтегазоносные провинции Кавказа, Предкавказья, Эмбы и Северного Мангышлака.

Большинство открытых и находящихся в разработке месторождений обрамления Северного и Среднего Каспия находятся в прибрежной части: на западе - на валу Карпинского, в Восточно-Манычском и Терско-Каспийском прогибах; на востоке - на Бузачинском своде и Жетыбай-Узеньской ступени Бузачинско-Мангышлакской структурной зоны.

К настоящему времени в Калмыкии пробурено около 660 скважин. Открыто 38 месторождений нефти и газа, которые приурочены главным образом к юрско-меловым отложениям юго-западного склона кряжа Карпинского (Каспийско-Камышанская и Промысловско-Цубукская зоны) и Кумо-Манычского прогиба, прилегающих к акватории Каспийского моря. По величине доказанных извлекаемых запасов высших категорий (А, В, С1) все открытые месторождения углеводородного сырья относятся к категории мелких, извлекаемые запасы нефти не превышают 5 млн. тонн для одного месторождения.

К настоящему времени на территории Равнинного и Предгорного Дагестана открыто более 50 месторождений нефти и газа. По величине доказанных извлекаемых запасов высших категорий A+B+C1 все открытые месторождения относятся к категории мелких. В Равнинном Дагестане извлекаемые запасы нефти среди открытых месторождений не превышают 9 млн.т, в Предгорном Дагестане - 5 млн.т (для одного месторождения).

Результатом исследований на восточном обрамлении Каспия явилось открытие 35 месторождений, из которых 13 нефтяных, 10 газонефтяных и нефтегазовых, 7- нефтегазоконденсатных, 3 газовых и 1 - газоконденсатное.

С ноября 1995 г. в Северном и Среднем Каспии широкомасштабные сейсмические исследования начал проводить ОАО "ЛУКОЙЛ" силами подрядной организации ООО "Сервисная Компания ПетроАльянс". Этот этап исследований можно выделить в самостоятельный. Высокое качество полученных временных разрезов позволило более детально расчленить осадочную толщу с выделением 12 отражающих сейсмических горизонтов. Проведенные сейсмические исследования позволили впервые на изученной части акватории сформировать единое информационное пространство для построения детальной сейсмогеологической модели. С 1999 года по выданным рекомендациям было пробурено 8 разведочных скважин на 5-ти выявленных структурах. На всех открыты нефтегазовые, газовые и газокон-денсатные залежи. На открытых месторождениях Корчагинское и Хвалынское в 2000-2001 г.г. были выполнены работы МОГТ- 3D.

Вместе с тем, отечественный и зарубежный опыт свидетельствует, что для обеспечения результативности и высокой эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ необходимо знать не только современную структуру региона, но и палеотектонические условия формирования и развития ее на всех этапах геологической истории.

Палеотектонические реконструкции, применяемые в нефтегазовой геологии, направлены на воссоздание структурных поверхностей к различным этапам геологической истории. Для этих целей широко используется метод мощностей и фаций.

Рассматриваемая методика получила широкое распространение в геологических исследованиях российских и зарубежных геологов. К числу важнейших относятся работы А.А.Бакирова, Н.И.Воронина, В.А.Клубова, Н.И.Кошелева, К.А.Машковича, П.В.Медведева, М.Я.Рудкевича, Р.Б.Сейфуль-Мулюкова, Р.О.Хачатряна, СЕ. Чакабаева и др.

При выполнении палеотектонических построений автором для начального этапа развития строились карты с суммарными значениями мощностей. Затем с целью прослеживания развития заложившихся структур в последующие этапы развития вплоть до современного момента строились палеоструктурные карты основных продуктивных горизонтов, представляющих значительный практический интерес для поисков нефти и газа. Выбор стратиграфических интервалов производился не произвольно, а в строгом соответствии с естественными рубежами геологической истории.

J-T(?) - отражающий горизонт в подошве отложений юрского комплекса. Поверхность несогласного перекрытия юрскими отложениями разновозрастных триас-палеозойских пород. Хорошо идентифицируется на большей части площади исследований по смене рисунка записи.

1з - формируется на границе перехода от песчано-глинистых отложений нижнего мела к преимущественно карбонатным отложениям верхней юры.

- формируется на границе перехода от карбонатов верхнемелового возраста к терригенным отложениям нижнего мела.

Кг - формируется на границе перехода отложений эоцен-палеоцена к карбонатным отложениям верхнего мела.

Т^ак (?) - отражающий горизонт в подошве акчагыльских отложений. Несогласная поверхность, к которой происходит прекращение прослеживания наклонных осей синфазности клиноформно построенного акчагыльского комплекса.

С цель прослеживания изменения палеотемпературных условий автор построил схемы палеотемператур для основных нефтематеринских горизонтов - юрского и нижнемелового.

Определения палеотемператур, используемых при построении схем палео-температур, автор производил по формуле:

ТП=1ЯС +Н/ГС,

где Тп — палеотемпература, ^с- температура поверхности «нейтрального слоя», ниже которого не сказываются влияния сезонных изменений температур; Н - мощность отложений, перекрывающих рассматриваемую толщу; ГС - геотермическая ступень. Температура «нейтрального слоя» взята по данным Н.И.Воронина. Геотермическая ступень для рассматриваемой Русской платформы принята в 60 м/°С, а для районов эпигерцинской - 30м/°С. Зная исходные данные палеотемпера-туры, геотермической ступени и температуры «нейтрального слоя», можно определить глубину погружения нефтегазоматеринских пород, где температура недр достигала 60°С - верхнего предела существования зоны нефтеобразования:

Н = ГС (60°С-111с).

*ГС - геотермическая ступень.

Во второй главе (Геологическая характеристика района исследований) суммированы результаты специальных исследований и обобщений ООО «ЛУ-

КОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» и собственного анализа геолого-геофизической информации.

В геологическом строении обрамления Каспийского моря и его акватории принимают участие верхнепалеозойские, мезозойские и кайнозойские образования большой мощности.

На территории обрамления Северного Каспия на палеозойском складчатом основании повсеместно с резким перерывом и угловым несогласием залегает пе-строцветная толща нерасчлененных пермо-триасовых отложений, относящаяся к промежуточному комплексу. В восточной части кряжа Карпинского наиболее широко развиты красноцветные терригенные отложения. Толща конгломератов, вскрытая на Полдневской, Новогеоргиевской и других площадях, условно относится к верхней перми — нижнему триасу. Вскрытая толщина конгломератовой толщи составляет не более 100 м.

Юрские отложения широко распространены в пределах всей рассматриваемой территории. Юрские образования залегают на породах различного возраста от аргиллитов верхнего палеозоя (кряж Карпинского) до пестроцветных пород триаса (Восточно-Манычский прогиб и др.). Мощности юрских отложений изменяются от 200-300 м в Прикумском районе до 934 м в пределах Цубукско-Промысловского вала.

Юрская система представлена отложениями всех отделов, толщины и границы распространения которых существенно отличаются друг от друга. Нижний и средний отделы представлены преимущественно терригенными, а верхний - терри-генно-карбонатными породами.

На рассматриваемой территории отложения меловой системы распространены практически повсеместно. Нижнемеловые отложения трансгрессивно залегают почти па всей территории, за исключением отдельных небольших участков. Трансгрессивный характер накопления нижнемеловых отложений обусловил выпадение из разреза нижних ярусов нижнего мела по направлению к кряжу Карпинского и в сторону Ставропольского свода. В связи с этим, наибольшим распространением характеризуются верхние ярусы нижнего мела (апт и особенно альб). Общая толщина нижнемеловых отложений на территории изменяется от 500 до 1200м.

Отложения верхнего мела на территории обрамления Северного и Среднего Каспия сложены, в основном, карбонатными породами и повсеместно распростра-

нены на территории, за исключением небольших участков кряжа Карпинского и южной части Ставропольского свода. В верхнемеловом разрезе существует ряд стратиграфических несогласий, приводящих к локальному распространению отдельных ярусов и к общему сокращению мощностей в зонах поднятий. Общая толщина верхнего мела на кряже Карпинского изменяется от 0-50 м до 700 м и на остальной территории Восточного Предкавказья от 200 до 400 м.

Разрез верхнего мела территории обрамления Северного Каспия представлен карбонатными породами, за исключением сеноманского яруса, сложенного терри-генными образованиями. Толщина отложений почти всех ярусов уменьшается в восточном направлении.

Палеогеновые отложения широко развиты почти на всей территории. Их выходы на поверхность прослеживаются вдоль северного склона Кавказа.

Палеоцен-эоценовые отложения (фораминиферовая серия) сложены песчано-аргиллитово-мергельными породами, толщиной, в основном, 180-300 м. В При-кумском районе и восточной части кряжа Карпинского они имеют толщины 0-300 м, местами отсутствуя из-за размыва.

Майкопская серия представлена однообразной преимущественно глинистой толщей толщиной 1000-1600 м в разрезах Восточного Предкавказья. Максимальные толщины майкопских осадков отмечаются в Чернолесском прогибе 1500-1600 м и на Прикумско-Тюленевском валу 1350-1500 м.

В пределах кряжа Карпинского майкопские отложения полностью размыты на большей части Бузгинского блока, в своде Промысловско-Цубукского блока, в своде Ремонтненской и Белоглинской площадей. В зоне Каспийско-Камышанского вала толщина майкопской серии 600-820 м.

На территории обрамления Северо-Западного Каспия миоценовые отложения сохранились от размыва лишь на отдельных участках, где они сложены крас-ноцветными гипсоносными глинами с прослоями известняков в нижней части разреза и светло-желтых песков с прослоями глин - в верхней части. Общая толщина 0 - 300 м. Плиоценовые отложения, представленные акчагыльским ярусом (толщиной 0-150 м), сложены песчано-глинистой толщей. Миоценовые и плиоценовые отложения обрамления Северного Каспия представлены, преимущественно, из-вестковистыми глинами с редкими прослоями мергелей и известняков.

Четвертичные образования на рассматриваемой территории широко распространены и представлены морскими и континентальными фациями.

В тектоническом отношении район исследований приурочен к Скифско-Туранской эпигерцинской платформе.

По данным геофизических исследований, в разрезе Скифско-Туранской платформы выделяются три литолого-тектонических комплекса, различных по своему строению: фундамент, доплитный (тафрогенный) и плитный.

Складчатый фундамент, представленный магматическими и метаморфическими породами нижнепалеозойского возраста, изучен слабо; характерным является широкое развитие разломной тектоники. Разнопорядковыми разрывными нарушениями фундамент Скифско-Туранской плиты разбит на блоки. На большей части изучаемой территории преобладают разломы северо-западного простирания.

Тафрогенный комплекс кряжа Карпинского, представленный в основном, лишь красноцветной молассой верхней перми - нижнего триаса, выполняет ряд узких и протяженных грабенов (Северо-Каспийский. Промыслово-Цубукский и др.). В зоне Бузачинского поднятия выделены красноцветная и сероцветная преимущественно терригенная формация.

Верхний структурный этаж слагается слабометаморфизованными платформенными отложениями юрско-четвертичного возраста. В его строении выделяются следующие литолого-стратиграфические формации: песчано-глинистая нижне-среднеюрская; карбонатно-доломитово-терригенная верхнеюрская; карбонатно-терригенная нижнемеловая; терригенно-карбонатная верхнемеловая, карбонатно -песчано-глинистая палеоцен-четвертичная. Эти формации выделяются в разрезе осадочного чехла по наличию региональных перерывов в осадконакоплении со стратиграфическими и угловыми несогласием на границах, литофациальными изменениями состава пород и ряду других признаков.

Все выделенные па исследуемой территории по кровле фундамента системы структур, почти все их зоны, а также большая часть валов и прогибов вырисовывается в геоструктуре мезозойско-кайнозойского комплекса. Для описываемого района характерно субширотно ориентированное простирание структур.

Собранная геолого-геофизическая информация позволила провести классификацию месторождений акватории Каспия и обрамлений.

Все залежи Курганно-Каспийской структурной ступени сводовые пластовые и исполнопластовые (водоплавающие), литологически и тектонически экранированные. Аналогичные ловушки и залежи характерны для Камышанско-Ермолинской структурной ступени (Надеждинское, Северо-Камышанскоеи др. месторождения).

В зоне Бузачинского свода распространены пластовые, сводовые, литологи-чески и тектонически экранированные залежи. Встречаются залежи, находящиеся частично под контролем поверхности несогласия — стратиграфически экранированные (Каражанбас).

В акватории Каспийского моря развиты ловушки антиклинального типа -сводовые пластовые с элементами тектонического экранирования. При бурении и испытании поисковых скважин на структурах «Хвалынская» и «170км» продуктивными оказались терригенные альбские песчаники нижнего мела, карбонатные отложения титонского и оксфордского ярусов верхней юры и терригенные отложения средней юры. На структуре Широтная было открыто нефтегазоконденсат-ное месторождение им. Ю.Корчагина. Оно содержит минимум три залежи, приуроченных к нижнемеловым отложениям. На структуре Ракушечная открыто неф-тегазоконденсатное месторождение. Залежи приурочены к нижнемеловым апт-альбским отложениям. На структуре Сарматская открыто нефтегазоконденсатное месторождение. Залежи приурочены к верхнеюрским отложениям.

На западном побережье Каспийского моря продуктивный комплекс включает в себя отложения широкого стратиграфического диапазона - от пермо-триаса до неогена. Месторождения здесь приурочены к сводовой части вала Карпинского (Промысловско-Цубукская антиклинальная зона), его южному склону (Камышан-ско-Ермолинская и Курганно-Каспийская структурные ступени), Восточно-Манычскому прогибу (Равнинный Дагестан, Прикумская система поднятий).

На восточном побережье в районе Бузачинского поднятия, граничащего на севере с Приморско-Прорвинской зоной надсолевых поднятий, открыт ряд месторождений (Каламкас, Каратурун, Каражанбас, Северный Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгизтюбе), в которых продуктивными комплексами являются средне-юрский (бат-байосский) и нижнемеловой (неоком-аптский).

В третьей главе (Палеотектоническая обстановка, геохимические, на-леотемпературные и палеотектонические особенности формирования ло-

кальных структур территории исследования) дана геохимическая, геотермическая и патогенетическая характеристика мезозойских отложений и проведен анализ формирования локальных структур территории исследований.

На рубеже позднетриасовой и раннеюрской эпох рассматриваемая территория испытывала денудацию, вследствие этого позднетриасовые отложения были в значительной мере размыты и сохранились в основном в пониженных участках.

В раннеюрское время в Среднем и Северном Каспии постепенно развивается морская трансгрессия. Здесь располагаются мелководный шельф и области, периодически затопляемые морем. В шельфовых условиях накапливалась относительно маломощная толща терригенных осадков, с преобладанием песчаных разностей.

В среднеюрское время продолжается развитие морской трансгрессии. Наиболее сильное прогибание в ааленский век испытывала сводовая полоса кряжа Карпинского, где мощность соответствующих отложений достигает 450 метров. К северу от нее, в пределах полосы Эджинская-Ново-Георгиевская происходит сокращение мощностей до 30-40 м. Литологический облик пород, невыдержанность типов пород по разрезу и простиранию свидетельствует о накоплении осадков в условиях морского бассейна, где ощущается влияние береговой линии и суши, вероятно, имеющей сильно расчлененный рельеф.

В байосский век происходит дальнейшее расширение морского бассейна с юга на север, который перекрыл полностью территорию Восточного Предкавказья, кряжа Карпинского и Прикаспийскую впадину. Прогибание в основном было равномерное, отлагались преимущественно глинистые осадки с обильными растительными остатками. Песчаники занимают подчиненное значение.

В батском веке границы морского бассейна значительно расширились. В конце среднеюрской эпохи процесс осадконакопления был кратковременно прерван восходящими движениями. Перерыв в осадконакоплении фиксируется по наличию обломочных пород в основании келловейского яруса, а также по выпадению из разреза ряда районов батского яруса.

Позднеюрская эпоха отличалась относительно спокойным тектоническим режимом. В северной, платформенной части Каспийского региона преобладают устойчивые слабые погружения, которые обусловили расширение морских трансгрессий. Крупная трансгрессия началась с келловейского века. Она продолжалась вплоть до Оксфорда и прекратилась лишь в позднем киммеридже. Регрессия моря в

конце киммериджа и в титоне выразилась в накоплении на значительной площади Среднего Каспия эвапоритовых образований, включая, по-видимому, и соленакоп-ление.

Восходящие тектонические движения, наметившиеся во второй половине позднеюрской эпохи, привели к выводу из-под уровня моря всей рассматриваемой территории на рубеже позднеюрской и раннемеловой эпох. Установившийся континентальный режим способствовал развитию денудационных процессов, приведших к значительному, а на наиболее повышенных участках к полному размыву верхнеюрских отложений.

В раннемеловую эпоху морские бассейны вновь заметно расширяются. Меловая трансгрессия началась в берриас-валанжинское время и достигла максимума в апте и альбе. В это время (до барремского века) продолжали расширяться шель-фовые каналы, связывающие Каспийский палеобассейн с другими морями. Эта связь начинает нарушаться в аптском веке и полностью прекращается в альбе.

На большей части территории в начале барремского века происходило накопление песчано-алевролитовых и глинистых пород, характеризующихся плохой отсортированностыо материала и нередко фациально замещающих друг друга.

Трансгрессия моря, начавшаяся в начале аптского века, унаследуя общее развитие, последовательно перекрыла всю территорию. В аптский век происходило накопление песчано-алевролитового и глинистого материала в виде послойного чередования пластов песчаников и глин. На рубеже аптского и альбского веков процесс осадконакопления был кратковременно прерван, что привело к значительному размыву аптских образований и трансгрессивному налеганию на них альб-ских песчаников.

В альбский век нижнемеловая трансгрессия распространилась на обширные территории, достигнув своего максимального развития. Установились условия мелководного бассейна, в котором шло накопление песчано-глинистого материала.

Позднемеловой этап развития в значительной степени унаследовал ход осадконакопления от предыдущей эпохи. Сеноманская трансгрессия, наступившая после кратковременного подъема территории, перекрыла значительную часть исследуемого региона, за исключением отдельных районов кряжа Карпинского и Восточного Предкавказья. Кратковременный подъем территории на границе сено-манского и туронского веков привел к значительному размыву сеноманских отло-

жений. Туронско-коньякская трансгрессия являлась одной из самых обширных в позднемеловую эпоху. В это время произошли углубление бассейна, потепление моря, удаление береговой линии. В связи с последним событием резко сократился привнос терригенного материала и накапливались карбонатные осадки - известняки с редкими прослоями мергелей. Общий подъем исследуемого региона, наметившийся в конце кампанского века, продолжался в маастрихтском веке и привел к сокращению морского бассейна.

С начала палеоценовой эпохи происходило новое погружение территории, вызвавшее трансгрессию моря. Отсутствие палеоценовых отложений на Цубукско-Промысловском, Полдневском валах и на других участках, по всей вероятности, обусловлено их последующим размывом. Палеоценовые отложения накапливались в мелководно-морских условиях и представлены глинисто-песчанистыми и детри-тусовыми известняками с подчиненными прослоями мергелей.

В начале эоценового века трансгрессия моря вновь перекрыла всю территорию. В результате углубления бассейна на значительной территории накапливаются мергели с прослоями битуминозных глин.

В майкопское время исследуемая территория испытывала интенсивное прогибание, приведшее к установлению морского бассейна и накоплению мощной толщи глин с почти полным отсутствием песчано-алевролитового материала.

В раннеплиоценовое время морской бассейн значительно мелеет и сокращает свои размеры. Он сохранился только в районе Туранской плиты, а на остальной части территории установились континентальные условия. В морском бассейне накапливались известняки с прослоями мергелей и глин, а в прибрежно-морских условиях прослеживается опесчанивание разреза.

В результате предакчагыльских поднятий осадконакопление прекратилось и широкое развитие получили эрозионные процессы. В морском бассейне накапливались песчано-глинистые отложения, сменяющиеся в прибрежной зоне песчаными образованиями.

Геологическое развитие территории в четвертичный период сходно с позд-неплиоценовым. Области преимущественного погружения в периоды бакинской, хазарской и хвалынской трансгрессий прерывались морским бассейном, границы которого постепенно сократились.

Геотермические данные привлекались для изучения современного теплового режима осадочного чехла региона. Распределение температуры по кровле юрских отложений четко отражает строение крупнейших структурных элементов. Максимальная температура 130°С приходится на юго-восточную погруженную часть района исследований с глубинами кровли более 3,0 км. Изолинии -3,2 км отвечает изотерма 130°С, изогипсе -1,2 - 60°С. Выявленные залежи нефти и газа (Бешкульское, Тинакское, Каспийское, Сарматское, Ракушечное, Широтное Хва-лынское) характеризуются температурой 65-135°.

Геоизотермы по кровле нижнемеловых отложений также отражают положение главнейших структурных элементов. Залежи нефти и газа характеризуются разной температурой - от 50 до 110° С.

На территории исследования юрские отложения к началу нижнего мела погрузились на глубины от 100 до 2200 метров. В Максимальные температуры в районе Хвалынского прогиба 75-100 °С. Промысловско-Цубукская, Каспийская и Ра-кушечно-Сарматская зоны характеризуются температурами 50-65 °С. Район Пол-дневского и Джакуевского валов прогрелся до 35-45 °С.

В раннемеловую эпоху юрские отложения, погрузившиеся на еще большие глубины, получили дополнительные термодинамические импульсы для реализации своих нефтегазогенерирующих возможностей. На территории исследования максимальные палеотемпературы юрских отложений в раннемеловую эпоху фиксируются в Хвалынско-Сарматской зоне нефтегазонакопления - 70-120 °С. Промы-словско-Цубукская зона прогрелась до 75 °С. Ракушечно-Широтная, Каспийская зоны нефтегазонакопления прогрелись до 60-70 °С. Минимальные температуры наблюдались в районе Полдневского и Джакуевского валов - 45-55 °С. Нефтега-зоматеринские аптские отложения максимально прогрелись в зоне Каспийская -Хвалынская - Широтная (40-50 °С) и в районе Промысловско-Цубукского вала (4045 °С). На остальной территории нижнемеловые породы прогрелись до 30-35 °С.

Позднемеловой этап развития не смог существенно изменить глубину погружения нефтегазоматеринских толщ нижележащих комплексов и соответственно термодинамических факторов, направленных на активизацию процессов нефтега-зообразования. В районе исследования юрские нефтегазоматеринские породы прогрелись до температур 60-105 °С и повсеместно находились в ГЗН, за исключением приподнятой зоны Полдневского и Джакуевского валов. Нижнемеловые от-

ложения максимально прогрелись в Хвалынско-Сарматской зоне нефтегазонакоп-ления и на Каспийской площади ( до 45-60 °С). На остальной части территории температура нижнемеловых отложений составляла 25-40 °С.

К началу акчагыльского времени юрские отложения прогрелись до 50-150 °С. Наименьшие температуры в зоне Джакуевского и Полдневского валов (50-65 °С), максимальные (140-150 °С) в Хвалынско-Сарматской зоне нефтегазонакопле-ния. Нижнемеловые отложения прогрелись до 50-110 °С. Максимальные значения фиксируются в Хвалынско-Сарматско-Широтно-Каспийской зоне нефтегазонакоп-ления (65-110 °С). Наименее прогрет Полдневской вал (40-50 °С).

На территории исследования юрские отложения к началу акчагыла находились в ГЗН (140-150°С). На Полдневском и Джакуевском валу палеотемпературы юрских отложений составляют 50-65°С. Нижнемеловые отложения к началу акча-гыла практически повсеместно вошли в ГЗН (палеотемпературы 65-110°С). На Полдневском и Джакуевском валах палеотемпературы нижнемеловых отложений составляют 40-50°С. Палеотемпературная обстановка Джакуевского и Полдневско-го валов показывает, что юрские и меловые отложения не входили в ГЗН и, следовательно, не могли самостоятельно генерировать УВ.

В пределах исследуемой территории выявлено большое количество локальных поднятий, являющихся основными ловушками для залежей нефти и газа. Особенностями формирования локальных поднятий в различных районах территории исследования занимались Бакиров А.А., Бурштар М.С., Воронин Н.И., Замаренов А.К., Табасаранский ЗА., Чакабаев С.Е., Юдин Г.Т. и др.

В юрское время происходило общее погружение территории исследования. Наибольшее погружение испытала зона, приуроченная к Хвалынской и Сарматской площадям. В районе Каспийской площади сформировано поднятие размерами 50*40 км.

В течение раннемелового времени происходит дальнейшее развитие структурной дифференциации юрских отложений и наметившихся ранее структур. Зона максимальных мощностей оставалась в южной части территории (до 2100 м). В отдельные локальные поднятия оформились Бешкульское и Тинакское.

В течение позднемелового времени в зоне Полдневского вала сформировались локальные поднятия Белинское, Кировское, Заречное, Курмангазы (время формирования - сантон). В районе Ракушечного сформировано поднятие субши-

ротного протяжения амплитудой 150 метров, размеры 50*20 км. В позднемеловое время зона максимальных мощностей сохраняется только в районе Хвалынском площади на юге которой сформировалось поднятие, амплитудой 150 м. Западнее сформировалось крупное палеоподнятие, амплитудой до 300 метров, размерами 60*30 км, которое соединяется с Ракушечной зоной. В районе Олейниковской и Промысловской площадей сформировано поднятие амплитудой 50 м.

К началу акчагыльского времени в районе максимальных площадей сохраняется Хвалынское поднятие. Севернее располагаются Промысловско-Цубукский, Ракушечный, Полдневской и Джакуевский валы.

Таким образом, на основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы. В пределах изучаемого региона в юрский период на фоне общего погружения происходила незначительная структурная дифференциация. В пределах Хвалынской площади зафиксирована максимальная мощность юрских отложений. В районе Джакуевско-Полдневской площади отмечено поднятие, амплитудой до 200 метров. К началу нижнемелового времени сформировано Каспийское поднятие.

Палеотектоническая обстановка раннемелового этапа развития в основном сохранилась та же, что и в юрское время. В южной части исследуемой территории выделяется Хвалынский палеопрогиб, заложился Ракушечный вал, выделяется Кулалинское поднятие. Полдневской вал продолжает свое унаследованное развитие. Сформировались Бешкульская и Тинакская структуры.

Верхнемеловой этап развития в значительной степени унаследовал ход развития от предыдущей эпохи. В течении верхнемелового времени в зоне Полднев-ского вала сформировались локальные поднятия Белинское, Кировское, Заречное, Курмангазы (время формирования - сантом). Южнее сформированы Ракушечное, Хвалынское и поднятие Дружба. В пределах кряжа Карпинского в результате инверсионных процессов в рассматриваемый период развития на месте палеопрогиба появляется Цубукско-Промысловский вал.

В предакчагыльское время был сформирован структурный план в очертаниях, близких к современному. Продолжают свое унаследованное развитие Полднев-ской вал и локальные поднятия, расположенные в его пределах. Окончательно сформирован Ракушечный вал. Сохраняется Хвалынское поднятие. Время заложе-

ния локальных поднятий колеблется в широком стратиграфическом диапазоне: от юрского до верхнемелового.

В четвертой главе (Связь формирования и размещения зон нефтегазо-накопления с палеотектоническими условиями) проведен анализ связи формирования и размещения зон нефтегазонакопления с условиями осадконакопления, величинами региональных уклонов и возраста ловушек.

Сравнительное рассмотрение размещения залежей УВ в нефтегазоносных комплексах исследуемого региона показало, что при одинаковых благоприятных палеогеографических и фациальных условиях зоны их максимального развития приурочены к определенным участкам, которые характеризуются повышенными скоростями седиментации.

Изучением вопроса влияния скорости заполнения седиментационных бассейнов на их нефтегазоносность занимались В.Е.Хаин, А.А.Бакиров, Т.А.Ботнева, Н.И.Воронин, Г.Х.Дикенштейн, А.В.Ульянов, Н.Ю.Успенская и др. ученые.

В пределах исследуемой территории проанализировано два регионально нефтегазоносных комплекса, приуроченных к среднеюрским и нижнемеловым отложениям.

Скорость конседиментационного прогибания юрских отложений района исследований имела значительные колебания. Максимальные скорости конседимен-тационного прогибания фиксируются на участках: Хвалынский-170 км - 40-55 м/млн лет и Ракушечная-Сарматская-Широтная - 25-35 м/млн лет. На Каспийском, Олейниковском, Промысловском участках скорости конседиментационного накопления составляют 15-25 м/млн лет. На Бешкульском и Тинакском участках (Джакуевский вал) скорости осадконакопления юрских отложений 10-15 м/млн лет. Аналогичные скорости (10-15 м/млн лет) на Полдневском валу и Белинском участке.

Постседиментационное прогибание наиболее активно проявилось в нижнемеловой этап развития, его амплитуда составила 250-600 метров. Обращает на себя внимание тот факт, что участки интенсивного конседиментационного и постседи-ментационного прогибания в районе Хвалынских месторождений совпадают и отличаются максимальными скоростями 15-20 м/млн лет. На Промысловско-Цубукском, Полдневском, Ракушечном, Джакуевском валах скорости постседи-ментационного прогибания фиксируются в интервале 10-15 м/млн лет.

Все выявленные в районе исследований месторождения нефти и газа приурочены к зонам, где скорость конседиментационного прогибания более 20 м/млн лет. При значениях скорости конседиментационного прогибания меньше 20 м/млн лет в районе участков Скифско-Туранской плиты залежи УВ не обнаружены, несмотря на значительные объемы поискового бурения.

Скорость конседиментационного прогибания нижнемеловых отложений на территории исследований колеблется в интервале 5-20 м/млн лет.

Сопоставляя ареолы пространственного размещения залежей нефти и газа в нижнемеловых отложениях, открытых в районе исследований видно, что они приурочены к зонам, со скоростями конседиментационного прогибания 10-15 м/млн лет (Олейниковское, Каспийское, Сарматское, Хвалынское, 170-км).

Амплитуда постседиментационного прогибания района исследований колеблется от 800 до 2700 метров. По времени оно совпадает с позднемеловым и особенно палеогеновым этапами развития.

Таким образом, анализ пространственного соотношения ареалов размещения залежей нефти и газа в рассматриваемых регионально нефтегазоносных комплексах и распределения величин конседиментационного прогибания свидетельствует о том, что во всех комплексах ареалы размещения залежей УВ контролируются участками, характеризующимися повышенными скоростями конседиментационно-го прогибания. Максимальные значения достигают 50-70 м/млн лет (Хвалынское м-е), минимальные составляют — 10-15 м/млн лет. При значениях скорости ниже критической залежи УВ отсутствуют. Мощности юрского нефтегазоносного комплекса района исследования составляют 200-2000 метров, нижнемелового - 300600 м.

Величину скорости конседиментационного прогибания необходимо рассматривать в качестве объективного палеотектонического критерия промышленной нефтегазоносности территории. Скорость конседиментационного прогибания оказала влияние на литологические, геохимические, палеогидрогеологические и термодинамические условия генерации, миграции и аккумуляции УВ в районе исследований. Минимальное критическое значение этой величины составляет 20 м/млн лет.

Амплитуда постседиментационного погружения определяет палеогидрогео-логические и термодинамические условия нефтегазообразования. Оптимальные значения погружения свыше 600 метров.

Эти значения можно использовать в качестве объективных палеотектониче-ских критериев при выделении перспективных зон нефтегазонакопления в районе исследования.

Скорости прогибания отдельных частей региона в рассматриваемые этапы развития в значительной степени отличались друг от друга. Это обусловило возникновение различных по величине региональных наклонов, которые оказывают существенное влияние на заложение и развитие локальных поднятий, а также являются основным фактором, определявшим направленность, скорость и продолжительность региональной миграции и аккумуляции УВ.

Брахиантиклинали и куполовидные поднятия имеют распространение на тех участках платформ, где величина регионального наклона не превышает 3°. С возрастанием регионального наклона резко сокращается количество локальных поднятий вплоть до исчезновения. В случае, когда величина регионального наклона равна или больше угла падения крыла поднятия, последнее превращается в структурный «нос» или моноклиналь.

Общеизвестно, что локальное поднятие может являться ловушкой для нефти и газа в случае превышения угла наклона структуры над региональным наклоном. Причем более жесткие условия предъявляются к ловушкам для удержания нефти.

Анализ контрастности поднятий территории исследования проведен по юрским и нижнемеловым отложениям. К началу нижнего мела региональный уклон юрских отложений составлял 0,5°. На Каспийском, Олейниковском и Промыслов-ском поднятиях отношение угла наклона крыльев к региональному наклону 1,71,9. К началу верхнего мела величина регионального наклона юрских отложений составляет 0,66°, а отношение наклона крыльев к региональному наклону - 1,4 -3,0. К концу верхнего мела региональный уклон был в пределах 0,4-0,6°, а величины отношений наклона крыльев к региональному составляли от 0,7 (Белинское) до 5,3 на Широтном. К началу акчагыла величина регионального наклона территории исследования составляла 0,7-0,9°. Контрастность поднятий от 0,8 до 3.

К началу верхнего мела величина регионального наклона нижнемеловых отложений составляла от 0,15 до 1,2°, а отношение наклона крыльев локальных под-

нятий к региональному наклону в пределах 0,6 на Ракушечном - 9,1 на Каспийском поднятиях. К началу палеогена контрастность поднятий по нижнемеловым отложениями составляла от 0,4 (Широтное) до 44,1 (Каспийское) На начало акча-гыла максимальная контрастность наблюдалась в районе Хвалынского поднятия -10,1, а минимальная 0, 8 (Ракушечное поднятие).

Региональный наклон территории исследования в различные геологические этапы не превышал 1,5°.

Выявленные в районе исследования ловушки были способны к удержанию УВ (контрастность локальных поднятий колеблется от 0,6 до 44).

В результате выполненных автором исследований в пределах рассматриваемого региона установлено, что в различных геотектонических условиях отмечается неодинаковое соотношение между возрастом поднятий и их продуктивностью.

В районе мегавала Карпинского выявлено и изучено большое количество локальных поднятий. Они имеют разное время заложения - от средней юры до миоцена включительно. Выделены структуры юрского, раннем елового, позднемелово-го, палеоцен-эоценового и олигоцен-миоценового.

Нефтегазоносность юрских отложений установлена на Каспийском, Комсомольском поднятиях, а на остальных структурах получена пластовая вода. Анализ истории геологического развития пустых и продуктивных ловушек свидетельствует о том, что продуктивные поднятия были сформированы уже к началу раннего мела, а пустые — в более позднее время.

В апт-неокомских отложениях залежи нефти и газоконденсата установлены на большом количестве площадей. Изучение особенностей развития ловушек свидетельствует о том, что по продуктивным горизонтам они заложились в раннеме-ловое время и уже в позднемеловую эпоху были способны вмещать те объемы углеводородов, которые установлены в них в настоящее время.

На территории исследований к альбскому комплексу приурочено значительное число залежей нефти и газа. В альбских отложениях нефтегазоносность тяготеет к разновозрастным поднятиям, причем большая часть запасов углеводородов приурочена к молодым поднятиям, сильно осложненным дизъюнктивными нарушениями.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы залежи нефти и газа в среднеюрском комплексе приурочены к ловушкам, сформировав-

шимся в предаптское время, а в нижнеаптском нефтегазоносном комплексе вала Карпинского - к ловушкам, сформировавшимся не позднее сантонского времени.

В продуктивных комплексах, не содержащих сиигенетично нефтегазомате-ринских отложений, не прослеживается связь между возрастом ловушек и их продуктивностью. Возраст поднятий не является критерием прогноза их нефтегазо-носности. Такие условия характерны для верхнеюрских и нижнеальбских образований территории исследований.

В пятой главе (Перспективы нефтегазоносности территории исследований) дана оценка перспектив нефтегазоносности триасовых, юрско-меловых отложений и намечены основные направления геологоразведочных работ.

Благоприятным признаком нефтегазоносности рассматриваемой зоны является относительная близость областей прогибания с глубинными разломами и значительными толщами накопленных нефтематеринских пород: с севера - Прикаспийская впадина, с юга - Манычский, Южно-Бузачинский, Мангышлакско- Устюртский и Терско-Каспийский прогибы.

Говоря о перспективах морской части Бузачинской области, необходимо иметь в виду следующее. По данным региональных (главным образом гравиметрических) исследований, указанная структурная зона протягивается в широтном направлении с запада на восток через Северный Каспий. В континентальной части этой зоны, как на западе, так и на востоке, установлены промышленные залежи нефти и газа. При этом обращает на себя внимание совпадение возраста и состава продуктивных горизонтов по обоим берегам Каспийского моря. Таким образом имеется основание утверждать, что промышленно-нефтеносные комплексы пород протягиваются в акватории, соединяя между собой нефтеносные земли западного и восточного побережий.

На западе, в прибрежной зоне на морском продолжении кряжа Карпинского, можно ожидать открытия лишь небольших по размерам нефтегазовых месторождений. Далее на восток имеются основания прогнозировать более крупные месторождения нефти и газа. В пользу этого свидетельствуют наращивание на суше в сторону моря мощности продуктивных горизонтов, наличие выявленных в море более крупных по сравнению с сушей локальных поднятий, их меньшая нарушенность, возможность расширения стратиграфического интервала нефтеносных пород за счет отложений юры. Однако в геологическом отношении рассматриваемый район изучен слабо, за исключением Северо-Кулалинского вала и Кулалинского поднятия. В

пределах последнего перспективны отложения юры и мела. Существенный интерес представляют также поднятия, лежащие на продолжении Камышанско-Каспийской зоны.

Наиболее благоприятные условия для сохранения возможных залежей имеются в местах, где кровля нижнего мела залегает глубже 500 метров. Особо следует отметить перспективы мезозойских структур, которые окаймляют Прикаспийскую впадину от Бузачей до кряжа Карпинского, их благоприятное региональное положение, - нахождение вблизи шовного сочленения Прикаспия с эпигерцинской молодой платформой, где суммарная мощность осадочного чехла возрастает более чем в 4 раза, достигая толщины порядка 12-14 км. Все это в сочетании с отсутствием соли и наличием активной подвижной зоны создает весьма благоприятные условия для генерации и аккумуляции УВ в мезозойском комплексе отложений, о чем свидетельствуют нефтяные залежи Бузачей (Каражамбас, Калам-кас и др.) Выявленные в этой полосе отдельные крупные локальные валообразные поднятия - Жамбай-море, Западное и Восточное Курмангазы (Кулалинский вал), позволяют оценить здесь прогнозные ресурсы УВ в пересчете на нефть в размере не менее 1 млрд. т (извлекаемые). Причем геохимические условия указывают на возможность обнаружения здесь прежде всего нефтяных залежей на глубинах от 700 до 1500 метров. Далее на запад — район Полдневского вала - бесперспективная зона для поисков УВ. Преобладающими типами ловушек УВ в акватории будут являться антиклинальные складки, литологически, тектонически и стратиграфически экранированные объекты, а также рифогенные постройки различного типа, аккумулятивные песчаные тела (бары, русловые и дельтовые образования и т. д.).

По результатам выполненных геолого-структурных построений все выявленные и подготовленные сейсморазведкой в северной части акватории поднятия объединяются в протяженные антиклинальные зоны, продолжением которых на суше являются установленные зоны нефтегазонакопления. Так Кулалинская структура является составной частью протяженного Полдневско-Бузачинского вала. Нефтегазоносность юрских и меловых отложений установлена на Бузачинском своде (Каламкасско-Каратурунская и Каражанбасская зоны нефтегазонакопления). Перспективными объектами на западном продолжении являются выявленные Ку-лалинская, Западно-Кулалинская и Белинская структуры, хотя перспективы последней значительно ниже.

Ракушечно-Широтная зона нефтегазонакопления располагается на морском продолжении Камышанско-Каспийской зоны, а ее восточным продолжением является Тюб-Караганская зона. Продуктивность юрских и меловых отложений установлена на Широтной и Ракушечной структурах. Выявленные сейсморазведкой структуры в пределах зоны к западу и востоку от указанных месторождений представляют большой поисковый интерес по юрскому и меловому комплексам отложений.

Тектоническое положение Хвалынской структурной террасы аналогично положению Жетыбай-Узеньской ступени и отделяется от последней участком крутого борта Сегендыкской депрессии. Как известно, в пределах Жетыбай-Узеньской ступени и ее ближайшего окружения установлена промышленная нефтегазонос-ность не только юрско-меловых, но и триасовых отложений (Каменистое, Жетыбай Северо-Западный, Западный Актас, Тасбулат, Придорожное и др.). Хвалынская группа структур приурочена к участкам полного размыва триасовых отложений и выступы фундамента перекрыты юрскими отложениями. Сохранившиеся от размыва триасовые отложения по периферии выступов представлены, по-видимому, нижнетриасовым комплексом и могут представлять поисковый интерес. Глубина залегания возможно продуктивных отложений на этих участках не превышает 4,5 км.

Основные выводы, полученные в результате проведенных исследований:

1 Продуктивность мезозойского комплекса отложений доказана открытием большого количества месторождений нефти и газа в акватории Каспия и территории обрамления.

2 На примере подготовленных к поисковому бурению локальных структур (Кулалинская, Дружба и др.) установлено, что заложение локальных поднятий Карпинско-Мангышлакской приподнятой зоны относится, по крайней мере, к ран-немеловому времени (Кулалинская, Белинская, Широтная, Ракушечная).

3 Палеотемпературная обстановка Джакуевского и Полдневского валов показывает, что юрские и меловые отложения не входили в ГЗН и, следовательно, не могли самостоятельно генерировать УВ.

4 Сравнительное рассмотрение размещения залежей УВ в нефтегазоносных комплексах исследуемого региона показало, что при одинаковых благоприятных палеогеографических и фациальных условиях зоны их максимального развития приурочены к определенным участкам, которые характеризуются повышенными скоростями седиментации.

5 Региональный наклон территории исследования в различные геологические этапы не превышал 1,5°. Выявленные в районе исследования ловушки были способны к удержанию УВ (контрастность локальных поднятий колеблется от 0,6 до 44).

6 Залежи нефти и газа в среднеюрском и нижнеаптском комплексах приурочены к ловушкам, сформировавшимся не позднее сантонского времени. В продуктивных комплексах, не содержащих сингенетично нефтегазоматеринских отложений, возраст поднятий не является критерием прогноза их нефтегазоносности. Такие условия характерны для нижнеальбских образований территории исследований.

7 Анализ структурных карт показывает, что фонд крупных подготовленных локальных структур в юрско-меловом комплексе отложений Российского сектора акватории Каспия вряд ли может быть существенно пополнен в ближайшее время. В этих условиях особое значение приобретает вопрос о выявлении и подготовке к поисковому бурению ловушек неструктурного типа.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Попов А.Е. Перспективы нефтегазоносности надсолевых отложений в Заволжском прогибе юго-западной части Прикаспийской впадины // Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 гг.: Тез. докл. регион, конф., Саратов, 30 сент. - 4 окт. 2002 г. - Саратов, 2002. - С. 51-52.

2 Попов А.Е. Перспективы нефтегазоносности и типы ловушек надсолевых отложений в Заволжском прогибе юго-западной части Прикаспийской впадины // Развитие нефтегазовой геологии — основа укрепления минерально-сырьевой базы: Тез. докл. XVI Губкинских чтений., Москва, 20-21 нояб., 2002 г. - Москва, 2002. -С. 152

3 Попов А.Е. Классификация ловушек надсолевого комплекса Заволжского прогиба, сопредельных территорий и возможные пути миграции УВ / Тр. ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». - 2003. - Вып. 60. - С. 89-94.

4 Попов А.Е. Перспективы поиска нефти и газа в триасовых отложениях Заволжского прогиба и основные направления ГРР на Конкудукской структуре / Тр. ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». - 2003. - Вып. 60. - С. 95-99.

5 Попов А.Е. Скорость седиментационного прогибания Северного Каспия, как критерий нефтегазоносности // Приоритетные направления геологоразведочных работ в Поволжском и Южном регионах Российской Федерации и пути их реализации в 2004-2010 гг.: Тез. докл. регион, конф., Саратов, 29 сент. - 3 окт. 2003 г. - Саратов, 2003. - С. 56.

6 Попов А.Е. Палеотектонические особенности формирования локальных структур на территории Северного Каспия // Приоритетные направления геологоразведочных работ в Поволжском и Южном регионах Российской Федерации и пути их реализации в 2004-2010 гг.: Тез. докл. регион, конф., Саратов, 29 сент. - 3 окт. 2003 г. - Саратов, 2003. - С. 58.

ПОПОВ Александр Евгеньевич

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Изд. лиц. серия ИД № 00502 Подписано к печати 12.03.04 г.

Формат 60x84. 1/16 Усл. печ. л. - 1,7. Уч.-изд. л. — 1,3.

Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ 934 Тираж 100 экз.

Северо-Кавказский государственный технический университет 355029 г. Ставрополь пр. Кулакова, 2

Отпечатано в типографии СевКавГТУ Издательство Северо-кавказского государственного технического университета

»! - 71 6 5

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Попов, Александр Евгеньевич

Введение

1 Состояние исследований по проблеме оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северного и 9 Среднего Каспия и основы методики палеотектонических исследований

1.1 Изученность западного обрамления акватории Северного и Среднего

Каспия

1.2 Изученность восточного обрамления акватории Северного и Среднего

Каспия

1.3 Изученность акватории Северного и Среднего Каспия

1.4 Методика проведенных палеотектонических исследований

2 Геологическая характеристика района исследований

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоносность территории

2.3.1 Геологические модели и характеристика месторождений

2.3.2 Характеристика продуктивных комплексов, их объемы и границы распространения

2.3.3 Физико-химическая характеристика углеводородных флюидов

3 Палеотектоническая обстановка, геохимические, палеотемпературные и палеотектонические особенности формирования локальных структур 78 территории исследования

3.1 Палеотектоническая обстановка района исследований

3.2 Геохимические и палеотемпературные особенности района исследований

3.3 Палеотектонические особенности формирования локальных структур и типы локальных поднятий

4 Связь формирования и размещения зон нефтегазонакопления с палеотектоническими условиями

4.1 Скорость палеотектонических движений и размещение залежей УВ

4.2 Влияние региональных палсонаклонов на формирование ловушек и 117 залежей углеводородов

4.3 Связь между возрастом поднятий и их продуктивностью

5 Перспективы нефтегазоносности территории исследований 127 Заключение

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Палеотектоническое обоснование перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Каспия и его обрамления"

Геолого-экономическая эффеетивность поисковых работ на нефть и газ в значительной мере зависит от научно обоснованного прогноза поисковых объектов, в основу которого положены представления о закономерностях размещения залежей нефти и газа. Отечественный и зарубежный опыт свидетельствует, что для обеспечения результативности и высокой эффективности поисково-разведочиых работ на нефть и газ необходимо знать не только современную структуру региона, но и палеотсктонические условия формирования и развития ее на всех этапах геологической истории. Хараетер происходивших тектонических движений определяет пространственное размещение крупных геоструктурных элементов на разных этапах геологической истории, с которыми могут быть связаны области генерации и аккумуляции УВ, толщины и объемы нефтегазопроизводящих и коллекторских толщ, формирование различного типа структурных и неструктурных ловушек, их морфологию, диапазон продуктивности, а также типы скоплений нефти и газа и др.

Направленность и режим тектонических движений, хараетер их изменения во времени являются также основными факторами, контролирующими сохранность сформировавшихся в разные геологические эпохи зон нефтегазонакопления и отдельных месторождений.

Молодая Скифско-Туранская платформа является старым нефтегазоносным районом с мощно развитой нефтедобывающей промышленностью. Потенциальные возможности этого региона еще не раскрыты полностью, о чем свидетельствует обнаружение здесь в последние годы новых месторождений нефти и газа в акватории Северного Каспия и в Бузачинском прогибе (Казахстан). Вместе с тем, проведенные в последние годы поисковые работы на нефть и газ на Наримановском и Полднсвском участке Астраханской области дали отрицательные результаты - из юрских и меловых регионально нефтеносных отложений получены притоки пластовой воды. Для продолжения работ на этой территории необходим научный прогноз и поиск новых зон нефтегазонакопления. Цель работы

Основные задачи исследований

Достижение поставленной цели потребовало решения ряда задач:

• провести детальное расчленение и корреляцию разреза, особенностей строения основных нефтегазоносных комплексов территории исследования; восстановить палеотсктоническую ситуацию юрско-меловых продуктивных комплексов к различным этапам геологической истории

• выявить палеотектонические особенности формирования локальных структур территории исследования

• оценить связь формирования и размещения зон нефтегазонакопления с палсотсктоническими условиями и решить проблему связи между возрастом поднятий и их продуктивностью для территории исследования

• выполнить качественную и количественную оценку перспектив нефтегазоносности и дать научное обоснование наиболее эффективных направлений геолого-поисковых работ на нефть и газ

Научная новизна

• впервые для условий района исследований восстановлена палеотектоническая ситуация юрско-меловых продуктивных комплексов к различным этапам геологической истории

• определены палеотектонические особенности формирования локальных структур территории исследования

• определены скорости прогибания, региональные наклоны, палеотемпературы и их роль в процессе нефтегазообразования и нефтегазонакопления района исследований

• дано научное обоснование наиболее эффективных направлений геологопоисковых работ на нефть и газ в мезозойско-кайнозойских отложениях территории исследования

Практическая значимость работы

Выполнено научное обоснование выбора направлений и районов поиска зон концентрации ресурсов нефти и газа в Северном Каспии и обрамлении па основе анализа современных струюурных особенностей осадочного чехла и истории его формирования в мезозойско-кайнозойское время. Основные защищаемые положения

• составленная схема палеотектонического и палсотсмпературного районирования юрско-меловых продуктивных комплексов позволяет определять палсотектоиические и палеотемпературные особенности формирования локальных структур территории исследования

• изучением палеотектонических условий района исследований установлены закономерности формирования и размещения зон нефтегазонакопления

• исследования геологического строения и формирования структур позволили выявить связь между возрастом поднятий и их продуктивностью

• проведенные геологические исследования и палеотектонический анализ позволили дать научное обоснование наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ

Реализация результатов работы

Результаты работы используются ОАО «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» при планировании поисково-разведочных работ на нефть и газ в мезозойско-кайнозойских отложениях на территории Северного Каспия и его обрамления, что подтверждено соответствующими документами. Апробация работы

Основные положения работы докладывались на ежегодных и рабочих совещаниях главных геологов ОАО «ЛУКОЙЛ», научных конференциях ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», изложены в 6 публикациях, трех отчетах и двух рекомендациях.

Фактический материал

Исходным материалом для работы послужили материалы сейсмических исследований СК «ПетроАльянс», данные поискового бурения, проводившегося на территории акватории Каспия и прилегающих территорий. Использованы фондовые материалы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть, ТПП «Астраханьморнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». При написании диссертации использованы

Палеотектоническое обоснование перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Каспия. А Е.Попов результаты исследований автора, которые изложены в статьях и отчетах.

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Попов, Александр Евгеньевич

Заключение

Среди критериев научно-обоснованного прогнозирования нефтегазоносности недр и обеспечения высокоэффективного ведения поисково-разведочных работ на нефть и газ важнейшая роль принадлежит палеотектонике.

Выполненные исследования позволили установить основные черты геологического строения платформенного чехла акватории Северного Каспия в тесной увязке с его западным и восточным обрамлениями и проследить историю формирования геоструктуры региона в юрско-неогеновый этап его развития.

Анализ современного структурного плана по различным горизонтам осадочного чехла свидетельствует, что основным структурным элементом в мезозойско-кайнозойском комплексе отложений является Карпинско-Мангышлакская приподнятая зона.

Устанавливается унаследованное развитие основных геолого-структурных элементов осадочного чехла в юрско-раннемиоценовое время, которое отмечено, по-видимому, продолжением однонаправленных тектонических движений более ранних эпох.

На фоне регионального погружения акватории Каспия в мезозойско-кайнозойское время Карпинско-Мангышлакская зона оставалась относительно приподнятой по сравнению с разделяющей их депрессионной зоной. В пределах последней выделяется Южно-Хвалынская депрессия (к юго-западу отХвалынской площади).

Многочисленные трансгрессивно-регрессивные циклы, проявившиеся на рубежах геологических систем и отделов не внесли сколько-нибудь значительных изменений в соотношение структурных планов в указанном стратиграфическом диапазоне. Наиболее существенная структурная перестройка произошла в предсреднемиоценовое время, обусловленная процессами горообразования в альпийской складчатой зоне Большого Кавказа. Связанное с этими процессами заложение и активное погружение Терско-Каспийского прогиба обусловило региональный наклон прилегающей к нему с востока территории к центральной, наиболее погруженной части Терско-Сулакской депрессии.

На примере подготовленных к поисковому бурению локальных структур (Кулалинская, Дружба и др.) установлено, что заложение локальных поднятий Карпинско-Мангышлакской приподнятой зоны относится, по крайней мере, к раннемеловому времени (Кулалинская, Широтная, Ракушечная).

Структура Хвалынская приобрела морфологическую выраженность в раннемеловое время. Размеры и амплитуды, близкие к современным, все указанные структуры приобрели в предсреднемиоценовое время, вследствие регионального перекоса накопившихся толщ в сторону активно формирующегося Терско-Каспийского прогиба и усиления дифференцированных тектонических движений.

С угловым и стратиграфическим несогласием юрско-нижпемиоценовая толща перекрывается неоген-четвертичпыми отложениями, образующими верхний структурный этаж. Однако распределение их толщин свидетельствует об унаследованном, в целом, развитии основных структурных элементов юрско-нижнемиценового структурного этажа в неоген-четвертичное время.

Анализ карт накопленных толщин от кровли триаса, последовательно, до начала акчагыльского времени, дают возможность определить зоны максимального погружения на определенный период геологической истории региона и время достижения нефтематеринскими породами очагов генерации УВ. При последовательном прослеживании масштабов погружений установлено, что нижпе-среднеюрские нефтегазоматеринские породы достигли зоны иефтеобразовапия (гл. 2200 - 3800 м) в наиболее погруженных участках к концу поздпемелового времени и оставались в этой зоне до конца нижнего миоцена. К концу раннемиоценового времени в главную зону иефтеобразовапия на значительной части территории погрузились и нижнемеловые апт-альбекие нефтегазоматеринские породы, а юрская нсфтсгазоматеринская толща достигла главной зоны газообразования в наиболее погруженных зонах. Активизация тектонических движений на границе раннего и среднего миоцена способствовала ускорению процессов генерации УВ с одной стороны и обеспечила пути их миграции в сформированные к тому времени локальные структуры (зоны иефтегазонакопления). Таким образом, все локальные структуры, сформированные в зонах нефтегазообразования или по их периферии к концу раннемиоценового времени будут продуктивными, так как сколько-нибудь значительных структуроформирующих движений, которые могли бы разрушить образовавшиеся месторождения, не происходило. Вопрос о фазовом состоянии сформировавшихся в этот момент залежей зависит от характера органического вещества в нефтематеринских отложениях.

Анализ структурных карт показывает, что фонд крупных подготовленных . локальных структур в юрско-меловом комплексе отложений Российского сектора акватории Каспия вряд ли может быть существенно пополнен в ближайшее время. В этих условиях особое значение приобретает вопрос о выявлении и подготовке к поисковому бурению ловушек неструктурного типа. Палеотектоническая и палеогеографическая обстановка осадкопакопления в мезозойско-кайнозойское время позволяет предполагать широкое развитие песчаных толщ, связанных с формированием авандельт, подводных песчаных отмелей, конусов выноса, баров и других форм в нижнесреднеюрских, нижнемсловых, майкопских и чокракских отложениях. В эпохи карбонатоиакопления (поздняя юра, поздний мел, палеоцен-эоцен) широкое развитие получали процессы рифообразования. На основе палеотектонических исследований, в Российском секторе акватории Каспия предварительно намечены зоны возможного развития неструктурных ловушек различного типа.

Для подготовки первоочередных поисковых объектов в этих отложениях необходимо выполнить сейсмофациальный анализ по имеющимся временным сейсмическим разрезам, что позволит уточнить положение выявленных зон и наметить наиболее крупные ловушки.

Зоны развития неструктурных ловушек в палеоцен-эоценовых отложениях (предположительно рифогенные) отмечены на восточной периферии Широтного поднятия и на участке Хвалынской структуры. Небольшая глубина залегания возможно продуктивных горизонтов (700-2000 м), при глубине моря до 30 м, определяют поисковую привлекательность указанных объектов, особенно с учетом их расположения в зоне активного проведения поисково-разведочных работ. Возможность наличия рифогенных структур в палеоцен-эоценовых отложениях следует учитывать при заложении и проводке новых поисковых скважин на более глубокие (юрско-меловые) горизонты.

Верхисмеловые, возможно рифогенные, объекты прогнозируются в пределах Карпинско-Мангышлакской зоны поднятий и Хвалынской структурной террасы, где глубина их залегания изменяется от 700 до 3000 м, при глубине моря до 30 м.

Зоны развития литологических ловушек в пижнемеловых отложениях (аваидельты, конуса выноса и др.) приурочены к Хвалынской ступени (глубина залегания от 2000 до 3700 м).

Для уточнения положения зон развития неструктурных ловушек в меловых отложеииях и выделения наиболее крупных поисковых объектов, необходимо проведение сейсмофациальпых исследований по системе отработанных сейсмических профилей, в первую очередь, в зоне Карпинско-Мангышлакского сложного вала и па Хвалынской ступени.

Верхнеюрскис, предположительно рифогенныс зоны, в палеоплане приурочены к тектоническим ступеням и сводам конседиментационных поднятий и широко распространены в пределах Карпинско-Мангышлакского сложного вала, и на Хвалынской структурной террасе (глубина залегания кровли не превышает 4000 м).

Наиболее крупные зоны развития литологических ловушек (авандельты, бары, конусы выноса и др.) в нижие-срсдпеюрских отложеииях намечаются в пределах Хвалынской структурной террасы (глубина подошвы юрских отложений изменяется от 3500 до 5600 м),.

Таким образом исходя из глубин залегания возможных продуктивных комплексов, планового положения зон неструктурных ловушек, выделяемых на различных уровнях осадочного чехла, толщин анализируемых комплексов, наибольший поисковый интерес на современном этапе изученности представляют зоны развития неантиклинальных ловушек в юрских и меловых отложениях Карпинско-Мангышлакского сложного вала, Хвалынской структурной террасы.

Указанные зоны рекомендуются в качестве первоочередных для проведения сейсмофациальных исследований по системе ранее отработанных сейсмических профилей. Предлагаемые исследования необходимо дополнить региональными палеотектоническими и палеогеографическими реконструкциями акватории Северного и Среднего Каспия и его обрамлений.

Важнейшими задачами дальнейших исследований являются уточнение существующих структурных карт (особенно на участках акватории слабо изученных сейсморазведкой), выявление зон развития неструктурных ловушек различного типа, в первую очередь, на основе палеотектопических и палеогеографических реконструкций в комплексе с материалами сейсморазведки. В палеотектоническом отношении, задачами дальнейших исследований являются изучение истории формирования зон развития неструктурных ловушек и отдельных объектов, установление их пространственно-временных соотношений с очагами генерации УВ, а также изучение палеотектопических факторов, определяющих формирование зон нефтегазонакопления (скорость прогибания бассейнов, время формирования структурных и неструктурных ловушек, палеоструктурные перестройки и т. д.), и определение палеотектопических критериев прогноза нефтегазоносности выявленных зон и локальных объектов.

Одной из важнейших задач на ближайшую перспективу остается изучение и оценка перспектив нефтегазоносности отложений переходного комплекса, перспективы нефтегазоносности которого доказаны на западном и восточном обрамлениях Каспия.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Попов, Александр Евгеньевич, Волгоград

1. Азизов Т.М. Палеогеография, фауна и перспективы поисков неструктурных залежей нефти и газа в триасовых отложениях Мангышлака // Известия Академии наук Казахской ССР / Серия геологическая. Алма-Ата. - Наука. - 2(312). - Март - апрель 1990.

2. Алексин А.Г., Юдин Г.Т. и др. Цитологические и стратиграфические залежи нефти и газа Предкавказья. М.: Наука, 1970. 113 с.

3. Алиев И.М. и др. Нефтегазоносные провинции СССР/ М.: Недра, 1980. 272 с.

4. Алиханов Э.Н. Нефтегазоносность Каспийского моря. М.: Недра, 1977. 272 с.

5. Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоносных отложений. М.: Наука, 1980. - 112 с.

6. Арбузов В.Б., Волож Ю.А., Дмитриев Л.П. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности триасовых отложений Южного Мангышлака// Обзорная информация/ Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ. - 1981.

7. Бабич Д.А., Долицкая И.В., Орехова В.М. и др. Стратиграфия верхнемеловых отложений Калмыцкой АССР и Астраханской области. // Тр. ВНИГНИ. Вып. LXXXIV. М.: изд."Недра", 1971.С .83-93.

8. Багир-заде Ф.М., Нариманов A.A., Бабаев Ф.Р. Геолого-геохимические особенностиместорождений Каспийского моря. М.: Недра, 1988, 208 с.

9. Бакиров A.A. Значения палеотектонических исследований при прогнозировании нефтегазоносности недр // Актуальные проблемы геологии нефти и газа / Тр. МИНХ иГП. М.:Недра, 1977.-Вып. 132

10. Бакиров A.A. Палеотектонические исследования научная основа прогнозирования нефтегазоносности недр // Палеотектоника и палеогеоморфология в нефтяной геологии. -М.: Наука, 1978.-С. 10-21.

11. Бордовский O.K. Органическое вещество морских и океанических осадков в стадию раннего диагенеза. М.: Наука, 1974. - 104 с.

12. Буторин Г.Д., Галин В.Л., Галина A.A. и др. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Предкавказья. Дагестанская АССР. // Тр. ИГиРГИ / М.: Недра, 1980.-Т. 4-207 е.

13. Варламова C.B., Колесникова A.A. Схема стратиграфического расчленения нижнемеловых отложений Северо-Восточного Кавказа по фораминиферам . / Тр. СевКавНИПИнефть, 1973. Выи. 13. С.37-46.

14. Верхний мел юга СССР / М.М.Алиев, Н.А.Крылов, М.М.Павлова и др. М.: Наука, 1986.232 с.

15. Виноградова O.A. ОКИОК открывает нефть на шельфе Казахстана. Нефтегазовая промышленность в РФ и за рубежом. Газетная информация. 2001 г., №7 (184) и №8 (185), С. 134-137.

16. Вонгаз Л.Б., Кошелев H.H. Строение и нефтегазоноспость фундамента и доплитного комплекса Туранской плиты // Науч. тр. ВНИГНИ / Условия формирования нефтяных и газовых месторождений и критерии прогноза нефтеносности юга СССР. М. - 1986.

17. Воронин H.H. Палеотектонические критерии прогноза и поиска залежей нефти и газа // М., «Геоинформмарк», 1999,288 с.

18. Высоцкий И.В. Скорость и продолжительность формирования залежей нефти // Время формирования залежей нефти и газа. М.: Наука, 1976. - С. 283-290.

19. Вялова Р.И. и др. Южно-Мангышлакский нефтегазоносный район. В сб.:Геол. строен, и нефтегазопосп. Мангышлака.Л., Гостоптехиздат, 1963, С. 7-50, «Труды Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного ин-та», вып. 218;

20. Гаврилова В.А. Триасовая система. // Зональные подразделения и межрегиональная корреляция палеозойских и мезозойских отложений России и сопредельных территорий. Книга 2. Мезозой. СПб.: изд. ВСЕГЕИ, 1994. С. 7-29.

21. Гарецкий Р.Г., Шрайбман В.И. Глубина залегания и строение складчатого фундамента северной части Туранской плиты (Западный Казахстан). М., Изд. АН СССР, 1960,91 с.

22. Гарецкий Р.Г. и др. О соотношении верхнего и нижнего структурных ярусов платформенного чехла Туранской плиты.- «Изв. АН СССР. Сер.геол.», 1963, № 3, С. 8392.

23. Гассоу У.К. Время миграции нефти и газа // Проблемы нефтяной геологии в освещении зарубежных ученых.-Л.: Гостоптехиздат, 1961.-С. 197-229.

24. Геологическое строение и нефтегазоносность Мангышлака // Науч. тр. Сб. статей под ред. H.A. Калинина; ВНИГРИ. 1963 г. - Вып 218.

25. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности триасовых отложений Южного Мангышлака // Арбузов В.Б., Волож Ю.А., Дмитриев Л.П. и др. /Обзорная информация. Серия "Нефтегазовая геология и геофизика". М.: ВНИИОЭГ, 1981. 60 с.

26. Геологическое строение СССР. Тектоника /Под ред. Т.Н. Спижарского; Мингео СССР. ВСЕГЕИ. М.: Недра, 1968. - Т. 2.

27. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья. Труды КЮГЭ, вып.1. Л., 1958 г., 621 с.

28. Геология и нефтегазоносность юга СССР. Дагестан. Труды КЮГЭ, вып.4. Л., 1959 г., 431 с.

29. Геология и нефтегазоносность юго-востока русской платформы и её обрамлений. Под ред. Эвептова Я.С. ВНИГНИ, вып. LXXXIV- М., "Недра", 1971.

30. Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа. Бурштар М.С., Бизнигаев А.Д., Гасангусейнов Г.Г., Знаменский В.А., Коротков С.Т., Максимов С.П., Пустильников М.Р. М.: Недра, 1966.

31. Геотектоническое районирование Казахстана по геофизическим данным. М., > «Недра», 1969, 510 с.

32. Гризик Л.Я., Едигорян З.П., Лебедев Л.И., Никишин A.B. Перспективы развития добычи углеводородов на акваториях южных морей СССР. М. ВНИИОЭНГ, 1989. -(Обзор, информ. Сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений").

33. Гурова А.Д., Банковский С.Ю. Триасовая система. // Стратиграфия, тектоника и нефтегазоносиость Северного Кавказа и Крыма. / Тр. ВНИГНИ. Вып. LXXI, 1969. С. 1619.

34. Дьяков Б.Ф. Геологическое районирование и прогноз нефтегазоносности Мангышлака / Геол.строение и нефтегазоносн. Мангышлака.// Л.: Гостоптехиздат, 1963, С. 89-102 «Труды Всесоюз.науч.-исслед. геол. развед.ин-та», вып.218;

35. Егоян В.Л., Ткачук Г.А. К стратиграфии готерива Северного Кавказа. // Тр. Краснодар, фил. ВНИИнефть. 1965. Вып. 16. С. 244-285.

36. Ермаков В.И., Мурадян В.Н, Ледовская Г.И. Рациональные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в акватории Среднего Каспия// РАО "Газпром" М.: ВНИИГаз, 1996.51 с.

37. Жидовииов С.Н. Триас Прикаспийского региона (стратиграфия, двустворчатые и брюхоногие моллюски, палеогеография). М.: Изд-во ИГиРГИ, 1998.- 311 с.

38. Зависимость между характером развития локальных поднятий и их нсфтсгазоносностью (на примере Западно-Сибирской низменности) / Е.И.Бенько, Е.В.Хаип и др. // Нефтегазовая геология и геофизика: Текущая информация. 1964. -Вып. 18.

39. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Предкавказья. Том IV. Дагестанская АССР. Труды Ин-та геологии и разработки горючих ископаемых. М.,Недра, 1980. 207 с. Авт.: Г.Д.Буторин, В.Л.Галин, А.А.Галина и др.

40. Залежи нефти и газа в ловушках неантиклинального типа. Альбом-справочник под ред. В.В. Семеновича. М. "Недра", 1982 г., 189 с.

41. Запорожец Н.И. Палиностратиграфия и зональное расчленение по диноцистам среднеэоценовых-нижнемиоценовых отложений р.Белой (Северный Кавказ) // Стратиграфия. Геол. корреляция. 1998. Т.7. № 2. С. 61-78.

42. Иваницкая В.Б., Сарычева А.И. Юрская система. // Геология СССР. T.XLVI. 1970. С.255-289.

43. Кабышев Б.П., Шевченко А.Ф. О влиянии возраста ловушек на их нефтегазоносиость в Днепровско-Донецкой впадине // Закономерности образования и размещенияпромышленных месторождений нефти и газа. Львов, 1972. - С. 89-91.

44. Карнаухов И.Б., Пославская Г.Г. Меловая система. Нижний отдел. // Геология СССР. T.XLVI. С. 287-317.

45. Каспийское море: Геология и нефтегазоносиость. Лебедев Л.И., Алексина И.А., Кулакова Л.С. и др. М.: Наука, 1987.

46. Касьянова H.A. Новые данные о стоении и перспективах нефтегазоносности акватории Северо-Западного Каспия. //Геология нефти и газа. 1998. - №4. - С10-16.

47. Клубов В.А., Блохина Г.Ю. Палсогсологические обстановки формирования залежей нефти и газа в Предкавказье. //Индикаторы обстановок формирования углеводородов. М, Наука, 1988 г., С. 14-24.

48. Коломиец В.П. Геологическое строение доюрского комплекса отложений и перспективы поиска в нем нефти и газа па полуострове Бузачи // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. - № 1. - С. 18 - 22.

49. Коробкин JI.M. и др. Новые данные о глубинном строении Южного Мангышлака и направление поисков нефтегазоносных структур (по результатам региональных работ КМПВ) // М.: Советская геология. - 1967. - №12. - С. 30-39.

50. Крылов H.A. и др. Пермо-триас новый перспективный на газ комплекс Мангышлака // Геология и разведка газовых и газокопденсатных месторождений/ М.: -1975.

51. Крылов H.A., Летавин А.И., Д.С. Оруджева А.И. и др. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений молодых платформ / М.: Наука. 1981.

52. Крымгольц Е.Г., Федорова В.А., Азбель АЛ. Новые данные по расчленению и корреляции верхней юры и неокома в зоне сочленения Русской и Турапской плит. // Био- и литостратиграфия мезозоя нефтегазоносных районов СССР. J1.: ВНИГРИ, 1990. С. 101-117.

53. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах / А.ПЛисицын. М.: Наука, 1988. - 309 с.

54. Лебедев Л.И. Строение и нефтегазоносность современных гетерогенных депрессий / АН СССР. ИГиРГИ. М.: Наука, 1978.

55. Лебедев Л.И., Алексина И.А., Кулакова Л.С. и др. Каспийское море. Геология и нефтегазоносность / АН СССР. Госком по науке и технике. М.: Наука, 1987.

56. Лебедев Л.И., Едигарян З.П., Кулакова Л.С., Алексина И.А., Калинина Л.А., Никишин A.B. Геологическое строение и нефтегазоносность платформенной части Каспия. М., "Наука", 1975.

57. Летавин A.B., Перерва В.М. Разрывная тектоника и перспективы нефтегазоносности краевой зоны Северо-Западного Кавказа. М.: Наука, 1987.

58. Летавин А.И. Основные черты строения палеозойского фундамента западной части Туранской плиты// Геологическое строение и нефтеносность молодых платформ/ М.: Наука.- 1970.-С. 12-26.

59. Летавин А.И. Тафрогенный комплекс молодой платформы юга СССР /АН СССР. ИГиРГИ М.: Наука, 1975.

60. Летавин А.И., Орел В.Е., Чернышев С.М. и др. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа /АН СССР. ИГиРГИ М.: Наука, 1987.

61. Липатова В.В. Проект стратиграфических схем триасовых отложений Мангышлака и Устюрта. // Стратиграфия и палеонтология триасовых отложений Мангышлака и Устюрта.-М.: ВНИГНИ, 1984. С. 33-56.

62. Липатова В.В., Волож Ю.А., Э.С. Воцалевский и др. Доюрский комплекс Северного Устюрта и полуострова Бузачи // Тр. ВНИГРИ. Вып. 254. - М. - Недра. - 1985.

63. Липатова В.В., Деева O.K., Светлакова Э.А. и др. Триас Горного Мангышлака.//

64. Стратиграфия и палеонтология триасовых отложений Мангышлака и Устюрта. М.: ВНИГНИ, 1984. С. 3-32.

65. Липатова В.В., Самодуров В.И. Некоторые проблемы корреляции продуктивных горизонтов триаса Южного Мангышлака. // Геология нефти и газа. 1978. № 6. С.70-73.

66. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. -М.:Недра, 1964.-486 с.

67. Максимов С.П., Гончаренко Б.Д., Диксшнтейн Г.Х. Особенности тектоники и нефтегазоносности Днепровско-Припятской и Мангышлакской систем структур // Советская геология. 1984. - № 11. - С. 20-30.

68. Мезозойско-кайиозойские комплексы Предкавказья (строение и корреляция) /Е.Л.Гофман, И.Е.Сорокина, ВЛ.Егоян и др. М. Наука, 1988 г., 94 с.

69. Меловые отложения обрамления Каспийского моря. /Алиев М.М., Павлова М.М., Смирнов Ю.П. и др. М.: Наука, 1980. 243 с.

70. Мирзоев Д.А., Шарафутдинов Ф.Г. Геология месторождений нефти и газа Дагестана // Махачкала, 1986. С. 312.

71. Мирчипк М.Ф. и др. Основные вопросы геологического строения Южного Мангышлака в связи с нефтегазоносностыо. М., Изд-во Всесоюз.науч.-исслед.ин-та организации упр. и эконом, нефтегаз. пром-сти. 1966.

72. Мордвилко Т.А. Нижнемеловые отложения юго-востока районов Северного Кавказа и Предкавказья. М.-Л.: Изд. АН СССР, 1962. 294 с.

73. Морозов Н.С., Орехова В.М. Меловая система. Верхний отдел. // Геология СССР. T.XLVI. С. 318-361.

74. Мовшович Э.Б. Стратиграфическое расчленение и сопоставление разрезов пижиемеловых отложений Астраханского Прикаспия // Палеонтология и стратиграфия нефтегазоносных областей СССР. М.: изд. АН СССР, 1963. С. 133-148.

75. Мурадяи В.М., Ледовская Г.И. Взаимосвязь скоплений углеводородов с разломными зонами (на примере акватории Каспия) / Геология нефти и газа. 1995.- № 11. — С. 4-8.

76. Муромцев B.C. К вопросу о палеотектоническом развитии полуострова Мангышлак // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Мангышлака/ Труды ВНИГРИ. Л.: ВНИГРИ. - 1973. - Вып. 344.

77. Муромцев B.C. и др. Особенности геологического строения и оценка нефтегазоносности Мангышлака. Л., «Недра», 1968, 251 с. «Труды Всесоюз.науч.-исслед. геол. развед.ин-та», нов. сер., Вып. 265;

78. Назаркин Л.А. Влияние темпа седиментации и эрозионных срезов на <» нефтегазоносность осадочных бассейнов. Саратов: СГУ, 1979. - 336 с.

79. Нсфтегазообразоваиие и нефтегазонакопление в Восточном Предкавказье /Б.А.Соколов, Ю.И.Корчагина, Д.А.Мирзоев и др. М: Наука, 1990. - 206 с.

80. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти (Результаты изучения органического вещества осадочных пород). Неручев С.Г. Ленинград, Гостоптехиздат, 1962.

81. Новые нефти восточных районов СССР: Справочник / Под ред. С.Н. Павлова, З.В. Дриацкой; М., «Химия», 1967.- 670 с.

82. Образование и размещение залежей нефти и газа в платформенных условиях. Бурштар М.С., Бизнигаев А.Д. М., "Недра", 1969. 344 с.

83. Объяснительная записка к Атласу литолого-палсогеографических карт СССР. Т 3.

84. Триасовый, юрский и меловой периоды / Под ред. Верещагина В.Н., Ронова А.Б., » Тазихина II. H. М.: Недра, 1975.

85. Объяснительная записка к Атласу литолого-палеогеографических карт СССР. Т. 4. Палеогеновый, неогеновый и четвертичный периоды / Под. ред. Гроссгейма В.А., Хаина В.Е. М. - Недра, 1975.

86. Объяснительная записка к проектам схем стратиграфии триасовых отложений Кавказа. Л.: ВСЕГЕИ, 1973. 67 с.

87. Объяснительная записка к стратиграфической схеме юрских отложений Северного Кавказа. Под ред. Н.В.Бсзносова, М.С.Бурштара, В.А.Вахромеева и др. М., «Недра», 1973, 194 с.

88. Объяснительная записка к унифицированной стратиграфической схеме палеогеновых отложений Северного Кавказа и Предкавказья. Санкт-Петербург-Ессентуки, 2000. 20 с.

89. Одолеев Г.О., Бочкарев В.А. Современный структурный план и тектоническое п районирование территории Северного и Среднего Каспия // Материалы 5-й

90. Международной конференции / Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. М.: МГУ, 2001.-С. 341-344.

91. Орел Г.В., Смирнов Ю.П., Васин Б.Г. К вопросу о расчленении сепомаи-туронских отложений Дагестана.//Стратиграфия и палеогеография. М.: Наука, 1967. С. 42-45.

92. О цикличности процессов нефтеобразования / С.П.Максимов, Т.А.Ботнева, Н.А.Еременко, Р.Г.Папкипа // МГК. XXIV сессия. Докл. сов. геологов. Горючие ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нафтидов. М.: Наука, 1972. - С. 7-13.

93. Особенности геологического строения и оценка нсфтсгазоносности Мангышлака / Под ред. B.C. Муромцева; Труды ВНИГРИ, новая серия. Л.: Недра. - 1968. - Вып. 265.

94. Пермо-триас новый перспективный на газ комплекс Мангышлака // Крылов H.A., Оруджева Д.С., Юферов Ю.К. и др. / Научно-технический обзор. Серия "Геология и разведка газовых и газокондснсатных месторождений". М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1975. 52 с.

95. Перспективы нефтегазоносности региональных зон выклинивания и стратиграфического несогласия в Предкавказье. М. ВНИИОЭНГ, 1968, - (Обзор, информ. Сер. "Нефтегазовая геология и геофизика").

96. Попков В.И., Калинин М.И., Сейфулин Ш.М. Глубинное строение Северного Каспия / Даг. филиал АН СССР. №2.- 1989. - С. 305.

97. Попов C.B., Ахметьев М.А., Запорожец Н.И., Воронина A.A., Столяров A.C. История Восточного Паратетиса в позднем эоцене-раннем миоцене // Стратиграфия. Геол. корреляция. 1993. Т. 1, № 6. С. 10-39.

98. Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий. Л.: ВСЕГЕИ, 1991. Вып. 25. С. 23.

99. Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий. СПб.: ВСЕГЕИ, 1994. Вып. 27. С. 31-53.

100. Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий. СПб.: ВСЕГЕИ, 1998. Вып. 30. С. 19-20.

101. Процессы нефтегазообразования в акватории Каспийского моря / Отв. ред. Геодекяп A.A. Ин-т Океанологии им. Ширшова: М., 1978. - 143 с.

102. Ренгартен В.П. Опорные разрезы пижнсмсловых отложений Дагестана. M.-JI.: Изд. АН ССР, 1961.86 с.

103. Решение Второго Межведомственного регионального совещания по мезозою Кавказа (триас), 1977 г. Л.: ВСЕГЕИ, 1977.

104. Решения Всесоюзного совещания по уточнению унифицированной схемы мезозойских отложений Русской платформы. Гостоптехиздат. 1962. 89 с.

105. Решения Межведомственного стратиграфического совещания по мезозою Кавказа (Краснодар, 1977). Л., 1979.

106. Решения Межведомственного стратиграфического совещания по мезозою Средней Азии. Л.: ВСЕГЕИ, 1977. - 48 с.

107. Рудкевич МЛ. Палеотсктонические критерии нефтегазоносности. М.: Недра, 1974.- 184 с.

108. Савельева Л.М. Литолого-стратиграфическая хараетеристика пермских и триасовых отложений Предкавказья и Крыма. // Геологическое строение и нефтегазоносность молодых платформ. М.: Наука, 1970. С.54-68.

109. Савельева Л.М. Триас Восточного Предкавказья /АН СССР. ИГиРГИ.- М.: Наука, 1978 С.91.

110. Саламатин А.Е., Фролова-Багреева Е.Ф. Стратиграфия и литология нижнемеловых отложений платформенных областей Восточного Предкавказья. М.: Недра, 1964. С. 109-122.

111. Самышкина К.Г. Фораминиферы и стратиграфия меловых отложений Восточного Кавказа. М.: Наука, 1983. 169 с.

112. Сафронов И.Н. Палсогеоморфология Северного Кавказа. -М.: Недра, 1972. -160 с.

113. Семенович В.В. и др. Региональные геолого-геофизические исследования на нефть и газ в СССР и перспективы их развития. / М.: ВИЭМС, 1982. 63 с.

114. Смирнов Ю.П., Галин В.Л., Фролова-Багреева Е.Ф. О выделении нижнетуронского подъяруса в Дагестане. // Бюл. МОИП. Отд. геол. 1967. № 2. С. 52-55.

115. Смирнов Ю.П., Пергамент М.А. Коньякский ярус Дагестана; состав и зональное подразделение. // Тр. Всесоюз. коллоквиума по иноцерамам. Вып. 1. М.: Наука, 1972. С. 146-158.

116. Смирнова С.Б., Рыбакова Н.О., Казакова З.И. Палиностратиграфия мезокайнозоя Среднего Каспия.// Вестн. Московского ун-та. Сер. 4 геология. № 3. 1986. С. 22-27.

117. Соколов Б.А. Эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов. М.: Наука, 1980.-227 с.

118. Стратиграфический кодекс. СПб.: ВСЕГЕИ, 1992. 120 с.

119. Стратиграфия СССР. Меловая система (полутом I). М.: Недра, 1986. 340 с.

120. Стратиграфия СССР. Неогеновая система (полутом I, II). М.: Недра, 1986.420 е., 443 с.

121. Стратиграфия СССР. Палеогеновая система. М.: Недра, 1975. 524 с.

122. Стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа и Крыма. // Тр. ВНИГНИ. Вып. LXXI, 1969. 240 с.

123. Страхов Н.М. Историко-геологические типы осадкопакопления // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1966. - №2

124. Триас Южного Мангышлака / Труды ВНИГНИ. Вып. 224. М.: Недра, 1981. 210 с.

125. Триасовые отложения Северного Кавказа и Закавказья / Под ред. М.М. Алиева; АН СССР. ИГиРГИ . М.: Наука, 1975.

126. Трифонов Н.К., Василенко В.П. Стратиграфия верхнемеловых отложений Мангышлака. // Геологическое строение и нефтегазоносность Мангышлака. / Тр.

127. ВНИГРИ. Вып. 218. Л.: Гостоптехиздат, 1963. С. 342-380. > 135 Трухачсв Н.С. Геологические особенности размещения залежей нефти и газа в осадочном чехле Астрахано-Калмыцкого Прикаспия. М., ВНИИОЭНГ, 1976,45 с.

128. Унифицированная стратиграфическая схема нижнемеловых отложений ВосточноЕвропейской платформы. СПб: ВНИГРИ, 1993.

129. Унифицированная стратиграфическая схема юрских отложений Русской платформы. СПб: ВНИГРИ, 1993

130. Успенская Н.Ю. Закономерности распространения нефтегазопосности в платформенном чехле Скифско-Туранской и Западно-Европейской платформы // Генезис нефти и газа. М.: Недра, 1967. - С. 594-602.

131. Чакабаев С.Е., Кононов Ю.С., Воцалевский З.С. и др. Геология и нефтегазоносность Южного Мангышлака. Алма-Ата: изд-во «Наука», 1967. 227 с.

132. Чакабаев С.Е., Кононов Ю.С., Иванов В.А. Стратиграфия и коллекторские г свойства юрских отложений Южного Мангышлака в связи с их нефтегазоносностью.//

133. Тр. института геологии и геофизики (г. Гурьев). Вып. 4 М.: Недра, 1971. 168 с.

134. Чакабаев С.Е., Кононов Ю.С., Завгородний А.Л и др. Геология, история развития и перспективы нефтегазоносности запада Туранской плиты / М.: Недра. - 1973.

135. Чакабаев С.Е., Воцалевский Э.С., Суесинов К.К. О связи нефтегазоносности локальных структур Южного Мангышлака и Южного Устюрта с историей их геологического развития // Геология нефти и газа. 1974. - №8. - С. 16-21.

136. Чакабаев С.Е., Воцалевский Э.С., Шаховой А.И. О времени формирования залежей нефти и газа на Мангышлаке и Устюрте // Время формирования залежей нефти и газа. М.: Наука, 1976. - С. 203-208.

137. Шевырев A.A. Триасовые аммоиоидеи юга СССР. / Тр. Палеоитол. ин-та АН СССР. Т.119. М.: Наука, 1968. 272 с.

138. Шимкус K.M., Шлезингер А.Е. Клиноформы осадочного чехла по данным сейсморазведки. Литология и полезные ископаемые. 1984. № 1. С. 105-114.

139. Шлезингер А.Е. Структурное положение и развитие Мангышлакской системы дислокаций. М.: Наука. 1965. - 218 с.

140. Шуцкая Е.К. Стратиграфия и фации нижнего палеогена Предкавказья. М., 1960. 104 с.

141. Этапность развития некоторых крупных структурных элементов Евразии в связи с размещением нефтегазоносных провинций (бассейнов) и их ресурсов / Г.Х.Дикенштейн, Н.А.Еременко, И.П.Жабрев и др. // Сов. геология. 1976. - №4. - С. 3-11.

142. Юдин Г.Т. Зоны нефтегазонакопления Предкавказья / М.: Наука, 1977. 27 с.

143. Юдин Г.Т., Чернышев С.М. Анализ влияния основных геологических факторов на размещение зон нефтегазонакопления (на примере нижнемеловых отложений Предкавказья) // Геология и нефтегазоносность Предкавказья / М.: Наука, 1978. С. 1017.

144. Юра Юга СССР. / Алиев A.A., Крылов H.A., Генкина Р.З. и др. М.: Наука, 1983. 208 с.

145. Яковлев Б.М., Толмачева Т.И. Гидродинамические закономерности размещения и условия формирования скоплений углеводородов в Предкавказье. //Индикаторы обстановок формирования углеводородов. М., Наука, 1988 г., С. 42-59

146. Атлас нефтегазоносных и перспективных структур Каспийского моря. Под ред. Гасанова И.С., Исмаил-Заде Т.А., Рагимханов Ф.Г. и др. Баку, 1988 г.

147. Борисевич Б.А., Косова С.С. Отчет по результатам морских сейсмических исследований в акватории Среднего Каспия (участок "Прибрежный"). М.1997 г., 121 с.

148. Борисевич Б.А., Косова С.С. Отчет по результатам морских сейсмических исследований в акватории Среднего Каспия (площадь "Западная"). М.1997 г., 128 с.

149. Грабская В.Е., Косова С.С. "Отчет по результатам морских сейсмических исследований в акватории Северного Каспия площадь "Ракушечная". М. 1997, 141 с.

150. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа Нижне-Волжского экономического региона: Отчет по теме 180/362 / ВолгоградНИПИнефть; Отв. исп. Е.А. Масленников. Волгоград, 1966 .

151. Изучение детального геологического строения и пластов-резервуаров юрско-мелового комплекса южного склона кряжа Карпинского и сопредельных территорий. Отчет по договору 3/8817-15/991 / ВолгограНИПИнефть; Рук. К.Н. Ефанов. Инв. №3730.-Волгоград.-1989.

152. Изучение и обобщение геолого-геофизического материала по результатам бурения скв. 1-Хвалынская и оперативный подсчет запасов. Отчет по договору № 2000164- 49/00./ Рук. С.В.Булгаков. Фонды ВолгоградНИПИморнефть. Инв. № К-81. Волгоград, 2000,

153. Карачун В.И., Борисевич Б.А., Косова С.С. Отчет по результатам морских сейсмических исследований в акватории Среднего Каспия. М. 1997 г„ 98 с.

154. Касьяненко В.М., Ерофалов В.А. Отчет о результатах структурного бурения на Ново-Георгиевском поднятии (Ново-Георгиевская и Полдневская площади) за 19581959 гг., г.Астрахань, 1959 г. Астраханский ТГФ.

155. Косова С.С., Грабская В.Е. "Отчет о проведении региональных и поисково-детальных сейсмических исследований МОГТ 2Д на акватории Северного и Среднего Каспия (договор М-97-01). М. 1998 г., 235 с.

156. Косова С.С., Грабская В.Е. "Отчет по результатам поисковых сейсморазведочных работ МОГТ-2Д в пределах Промысловско-Полдневского лицензионного участка". М. 2001 г., 131 с.

157. Косова С.С., Грабская В.Е. "Отчет о поисково-детальных сейсморазведочныхработах МОГТ-2Д на акватории мелководной части Северного Каспия в пределах Ракушечной площади" (договор 75 00 МФ). М. 2001 г., 190 с.

158. Косовцев В.И. и др. Отчет о результатах обработки сейсморазведочных данных 2Д, полученных на акватории Северного и Среднего Каспия, (участки: "детализация 170 км".) М. 1997 г., 48 с.

159. Косовцев В.И. и др. Отчет о результатах обработки сейсморазведочных данных 2Д, полученных на акватории Северного и Среднего Каспия, (участки: "Хвалынская", "Широтная", "Сарматская".) М. 1998 г., 71 с.

160. Косовцев В.И. и др. Отчет по обработке сейсмических данных; район работ: акватория Северного и Среднего Каспия, съемка 1996 г. М. 1996 г., 41с.

161. Литология, фации, биостратиграфия и оценка перспектив нефтегазоносности нижнемеловых и юрских отложений Нижнего Поволжья. Отчет по теме 473 НВ филиал ВНИГНИ. Рук. Иванова А.Н. Фонды ВолгоградНИПИморнефть. Инв. № 229. Саратов, 1959. 325 с.

162. Научное обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ на территории деятельности АО "Грознефть" и "Дагнефть". Отчет по договору 49/92. Этап 3 с ИГиРГИ / Рук. П.Е. Пчелинчев. СевКавНИПИнефть. - 1992.

163. Обобщение и комплексный анализ геолого-геофизических исследований в пределах южного склона вала Карпинского / НТФ «Стар»; Отв. исп. А.П. Козуб. -СНТФ, 1993.

164. Отчет о комплексных геофизических работах на площади м. Бурынших -Морской / участок о.Морской б.Ракушечная / в Казахском секторе Каспийского моря в 1982 г., "РосГеолФонд", уч.№> 402962.

165. Отчет о комплексных геофизических работах на площади о. Чечень устье р. Сулак - Аралда-море - м.Тюб-Караган Казахского и Дагестанского секторов Каспийского моря в 1984 г., "РосГеолФонд", уч.№ 416565.

166. Плотников М.С., Мирзоев Д.А., Беньяминов И.Б. и др. Корреляция, номенклатура и нефтегазоносность пластов-коллекторов юрских и нижнемеловых отложений Восточного Предкавказья. Махачкала, 1968. 43 с.

167. Рыковский В.Д. Отчет о результатах разведочного бурения на Ново-Георгиевской и Полдневской площадях за 1960-1963 гг., г.Астрахань, 1963 г. Астраханский ТГФ.

168. Атлас нефтегазоносных и перспективных структур Каспийского моря. Объяснительная записка. Гасанов И.С, Юсуфзаде Х.Б., Гаджиев Т.Г. и др. ЮжВНИИгеофизика. Баку. 1988. 65 с.

Информация о работе

Попов, Александр Евгеньевич
кандидата геолого-минералогических наук
Волгоград, 2004
ВАК 25.00.12

Диссертация

Палеотектоническое обоснование перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Каспия и его обрамления - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы