Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений платформенного Башкортостана на основе изучения нафтидогенерационного потенциала

Иванов, Денис Игоревич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений платформенного Башкортостана на основе изучения нафтидогенерационного потенциала
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений платформенного Башкортостана на основе изучения нафтидогенерационного потенциала"

□03456403

На правах рукописи

ИВАНОВ ДЕНИС ИГОРЕВИЧ

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РИФЕЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПЛАТФОРМЕННОГО БАШКОРТОСТАНА НА ОСНОВЕ ИЗУЧЕНИЯ НАФТИДОГЕНЕРАЦИОННОГО ПОТЕНЦИАЛА

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

5 ДЕК 200В

Уфа-2008

003456403

Работа выполнена в ООО «Башнефть-Геопроект»

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Масагутов Рим Хакимович

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, Хатьянов Фаддей Исаакович

кандидат геолого-минералогических наук Базаревская Венера Гильмеахметовна

Ведущая организация:

Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)

Защита диссертации состоится «21 » ноября 2008г. в « 1500 » часов в конференц-зале на за седании диссертационного совета Д.520.020.01 по защите диссертаций на соискание учено" степени доктора и кандидата наук при Открытом Акционерном Обществе Научно производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа ул.8-ое марта, 12

С диссертацией можно ознокомится в бибилотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «20» октября 2008г.

Ученый секретарь диссертационного д д Хисаева

совета, доктор химических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Истощение запасов углеводородного сырья (УВС) в палеозое Волго-Уральской нефтегазоносной области с широко развитой инфраструктурой нефтедобычи ставит в число актуальных вопрос об изучении перспектив нефтегазоносности нижней, рифейской части осадочного чехла, многократно превосходящей по мощности отложения палеозоя, включающего месторождения нефти и газа. В рифейских отложениях установлены многочисленные нефтегазопроявления в бассейнах Восточно-Европейской платформы, открыты крупные нефтяные месторождения в Юрубченско-Тохомской зоне ВосточноСибирской платформы, в Китае, Австралии, Африке и т.д. В изучении перспектив нефтегазоносности рифейского комплекса важную роль играет оценка его генерационного потенциала, прослеживание эволюции нафтидопроизводящих свойств пород в ходе геодинамического развития территории, выявление особенностей условий нафтидообразования и возможного нефтегазонакопления.

Цель диссертационной работы заключается в научном обосновании перспектив нефтегазоносности и определении наиболее перспективных зон для проведения геологоразведочных работ (ГРР) в рифейских отложениях платформенного Башкортостана путем изучения процессов нафтидообразования и оценки нафтидогенерационного потенциала неф-тематеринских толщ.

Основные задачи исследований

1. Анализ развития процессов нафтидообразования и возможного нефтегазонакопления в рифейских отложениях, определение роли геологических факторов, оказавших на них влияние.

2. Изучение степени катагенеза рассеянного органического вещества пород с целью выявления условий прохождения процессов нефте- и газообразования.

3. Изучение закономерностей распределения органического углерода (Сорг) и хло-роформенного битумоида (Бхл) по разрезу рифея с целью выявления нефтематеринских (НМ) толщ.

4. Оценка нафтидогенерационного потенциала пород нефтематеринских толщ и степени его реализации, выявление толщ, благоприятных для возможного нефтегазонакопления.

5. Определение значимости каждой НМ толщи в образовании УВ ресурсов рифейских отложений.

6. Выделение зон перспективности на постановку ГРР на нефть и газ в рифейских отложениях платформенного Башкортостана.

Методы исследований

В работе использован материал 14 параметрических и 16 оценочных глубоких скважин, пробуренных на территории платформенного Башкортостана. Исследованы химико-битуминологическим методом 390 образцов всех литологических типов пород рифея в лаборатории геохимических и гидрогеологических исследований Башнипинефть (ныне ООО «Башнефть-Геопроект») под руководством Н.П. Егоровой (224обр.), в Аналитическом центре СНИИГТиМС (г.Новосибирск) под руководством А.ИЛаричева (96обр.) и в лаборатории геохимии пород и флюидов КамНИИКИГС (г.Пермь) под руководством М.Г.Фрик (70обр.).

Методом пиролиза Яоск-Еуа1 исследовано 240 образцов всех литологических типов пород. Анализы были проведены в Аналитическом центре СНИИГГиМС (178обр.), КамНИИКИГС (24обр.) и в ФГУНП «Аэрогеология» (г.Москва) (38обр.). В работе использованы результаты рентгеноструктурного анализа 65 образцов глинистых пород (ФГУНП «Аэрогеология»; КГУ, г.Казань), результаты термогазовой дегазации осадочных пород рифея скв.1 Восточно-Аскинская (КамНИИКИГС) и определения палеотемператур образцов осадочных пород рифея, полученные в ИГ УНЦ РАН (г.Уфа) под руководством Т.Т.Казанцевой.

Анализ геолого-геохимических материалов выполнен лично автором или с его непосредственным участием. Им определена степень катагенетической преобразованное™ осадочных пород рифея и содержащегося в них ОВ с использованием данных рентгенографии, Т°тах пиролиза и петрографического изучения прозрачных шлифов (около 1000шт.); систематизированы химико-битуминологические и пиролитические анализы пород; подсчитаны ориентировочные ресурсы подвижных (эмиграционных) и неподвижных УВ в нефтемате-ринских толщах рифея; выделены объекты благоприятные для возможного нефтегазонакоп-ления; составлены табличные и графические приложения; сделаны выводы по всем разделам диссертации. В работе использовались фондовые материалы ООО «Башнефть-Геопроект» и других организаций.

Научная новизна

1. Впервые с использованием метода пиролиза рассчитаны ресурсы подвижных (эмиграционных) и неподвижных УВ для нефтематеринских толщ рифея.

2. Выявлено, что максимальные значения нафтидогенерационного потенциала имеют нефтематеринские толщи ашитской и кубиязинской подсвит нижнего рифея.

3. Установлено, что нафтидопроизводящие свойства пород нефтематеринских толщ рифея обусловлены фациальными и палеоклиматическими условиями их образования.

Основные защищаемые положения

1. Результаты определения нафтидопроизводящей способности органического вещества осадочных пород рифея до изученной бурением глубины 5500м.

2. Установление неоднозначной роли нефтематеринских толщ рифея в процессах нафтидообразования и возможного нефтегазонакопления.

3. Районирование рифейских отложений по степени перспектив нефтегазоносности.

Практическая ценность работы

1. Установление ведущей роли в создании ресурсов УВ отложений ашитской и ку-биязинской подсвит позволит на площадях глубокого залегания нижнерифейских пород, без существенного ущерба в оценке нефтегазоносности разреза, принимать в качеств проектного горизонта для бурения скважин среднерифейские отложения.

2. Выявление роли дизъюнктивных нарушений и деформационной тектоники в формировании возможных ловушек УВ.

3. Проведенное районирование по степени перспективности территории платформенного Башкортостана обеспечит возможность выбора рациональных направлений и размещения объемов ГРР.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане в г.Бугульме, 2003г.; на Второй региональной научно-практической стратиграфической конференции в г.Саратове, 2004г.; на Научной конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» в г.Казани, 2005г.; на VI Международной научно-практической конференции в г.Уфе, 2006г.; на VII Уральском региональном литологическом совещании в г.Екатеринбурге, 2006г.; на Международной научно-практической конференции, посвященной памяти члена-корреспондента РАН М.Д.Белонина, в г.Санкт-Петербурге, 2007г.

Публикации. Основное содержание работы изложено в 15 научных статьях, в том числе 2 в изданиях, рекомендованных ВАК.

В работах, опубликованных в соавторстве, автору принадлежат постановка задач, участие в лабораторных, аналитических исследованиях и обобщении полученных результатов.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Она изложена на 158 страницах и сопровождается 40 иллюстрациями и 18 таблицами. Список использованных источников включает 114 наименований.

Автор глубоко признателен и выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.г.-м.н. Р.Х. Масагутову за постановку темы, постоянное внимание и поддержку. Искренняя благодарность автором выражается д.г.-м.н. Е.В. Лозину, К.С. Баймухаметову, Ф.И. Хатьянову, к.г.-м.н. Т.В. Ивановой, А.И. Ларичеву, О.Д. Илеменовой, В.И. Козлову, В.Г. Изотову, Л.М. Ситдиковой, В.Н. Минкаеву за ценные советы и критические замечания.

Автор признателен сотрудникам ООО «Башнефть-Геопроект» H.A. Мингазовой, О.Д. Дьяконовой и другим за практическую помощь и поддержку при подготовке работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1. Краткий очерк истории изученности вопроса. В разные годы исследованием закономерностей распределения и преобразования органического вещества в рифей-ских отложениях платформенного Башкортостана и связанных с ними процессов нафтидооб-разования занимались H.A. Зуфарова, М.А. Гаррис, Н.П. Егорова, О.П. Загулова.

Изучение нафтидопроизводящих свойств осадочных пород рифея рассматриваемой терриории с использованием результатов пиролиза проводили Т.В. Белоконь (Карасева), А.И. Ларичев, Т.В. Иванова, Е.В. Лозин, Р.Х. Масагугов, Д.И. Иванов. Роль рифтогенеза в образовании рифейского нефтегазоносного бассейна рассмотрена в публикацях Р.Х. Масагу-това, Е.В. Лозина, A.A. Кпевцовой, Д.И. Иванова. Влияние эндогенного, тектонического и флюидодинамического факторов на образование и распределение возможных скоплений УВ в рифейских отложениях Башкирского Приуралья изучалось Е.В. Лозиным, Р.Х. Муслимо-вым, Н.С. Гатиятуллиным, Т.В. Ивановой, Р.Х. Масагутовым, Д.И. Ивановым и другими.

Изучением нефтегазоносности рифейских отложений платформенного Башкортостана занимались K.P. Тимергазин, A.A. Трофимук, С.Г. Морозов, М.А. Камалетдинов, Е.В. Лозин, Р.Х. Масагутов, Т.В. Иванова, В.И. Козлов, Н.С. Гатиятуллин, В.В. Баранов, Т.Т. Казанцева, A.B. Романов, Д.И. Иванов и другие.

Глава 2. Краткая литолого-стратиграфическая характеристика рифейских отложений. В работе использована стратиграфическая схема, утвержденная Межведомственным стратиграфическим Комитетом России в 2000г. как корреляционная для рифея. Р.Х. Масагутовым (2002, 2006) были внесены уточнения в стратиграфическое расчленение отложений нижнего рифея. В основу стратиграфического расчленения рифейских отложений им положены представления K.P. Тимергазина (1959) о их цикличном строении и проведенные сопоставления разрезов рифея платформы со стратогипическим разрезом Южного Урала (Андреев и др., 1983; Иванова, Масагутов, Иванов, 2004).

Нижний рифей - Ri Кырпинская серия - Rikr Прикамская подсерия - Ripr Тюрюшевская свита (R|tr) залегает на фундаменте, сложена песчаниками с редкими прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина - 294м (скв.50 Ново-Урнякская) - 630м (скв.203 Мензелино-Актанышская, Татарстан).

Сарапульская свита (Risp) представлена переслаиванием песчаников и алевролитов с присутствием в верхней части доломитов. Встречаются невыдержанные прослои и линзы ро-

зовых сульфатов. Толщина - 370м (скв.203 Мензелино-Актанышская) - 1050м (сквЛП Сара-пульская, Удмуртия).

Петнурская свита (Rjit) сложена доломитами, доломитистыми алевролитами и доломитовыми мергелями с тонкими прослоями и линзами розовых сульфатов (Иванова, Лозин, Андреев, 1990). Толщина->13м (скв.7000 Арланская) - 1106м (скв.ШСарапульская).

Норкинская свита (Rinr) представлена алевролитами с подчиненными прослоями песчаников и аргиллитов. Роль цемента нередко выполняют сульфаты. Толщина 114м (скв.Ш Сарапульская) - 242м (скв.7000 Арланская).

Перерыв в осадконакоплении, размыв Орьебашская подсерия - Riob

Ротковская свита (Rirt) сложена песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. В бортовых зонах в основании свиты залегает пачка красно-бурых конгломерато-брекчий толщиной 20-25м. Толщина свиты 65м (скв.1 Морозовская) - 710м (скв.Ш Сарапульская).

Минаевская свита (Rimnl представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и доломитов. Толщина 51м (скв.1 Морозовская) - 277м (скв.7000 Арланская).

Калгасинская свита (Rikl) разделяется снизу-вверх на три подсвиты.

Саузовская подсвита (Rikl1™) сложена доломитами с прослоями известняков и доло-митистых алевролитов. Толщина - 52м (скв.1 Морозовская) - 813м (скв.7000 Арлан).

Арланская подсвита (RikFrt) представлена тонкослоистым чередованием (флишоид-ного типа) алевролитов, аргиллитов, мергелей, доломитов и известняков. Толщина - 536м (скв.7000 Арлан) - 980м (скв.82 Орьебаш).

Ашитская подсвита (Riklash) сложена доломитами с прослоями аргиллитов и мергелей. Толщина - 226м (скв.7000 Арлан) - 1725м (скв.82 Орьебаш).

Перерыв в осадконакоплении, размыв

Надеждинская свита iRrnd) разделяется снизу-вверх на две подсвиты.

Апгинская подсвита (Rinc?'s) представлена песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина - 100м (скв.18 Орьебаш)-319м (скв.4 Аслыкуль).

Чермасанская подсвита (Rimfhm) сложена переслаиванием доломитов и алевролитов с подчиненными прослоями аргиллитов и метавулканитов (Иванова, Масагутов, Андреев, 1998). Толщина - 95м (скв.12 Орьебаш) - 454м (скв.4 Аслыкуль).

Перерыв в осадконакоплении, размыв

Кабаковская свита (Rikb) разделяется снизу-вверх на две подсвиты (Масагутов, 2006; Масагутов, Иванова, Дьяконова, Иванов, 2006).

Урмиязинская подсвита (¡^¡кЬ""") слагается песчаниками, кварцитопесчаниками с подчиненными прослоями алевролитов, аргиллитов и доломитов. Толщина - 208м (скв.80 Югомаш)-387м (скв.1 Восточно-Аскинская).

Кубиязинская подсвита (Я ¡кЬкЬг) представлена переслаиванием алевролитов, аргиллитов, мергелей и доломитов. Толщина - 60м (скв.80 Югомаш) - 673м (скв.1 Восточно-Аскинская).

Перерыв в осадконакоплении, размыв Средний рифей - Яг Серафимовская серия -

Тукаевская свита (ТЬДс) сложена песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов, алевролитов и гравелитов. Толщина - 27м (скв.1 Морозовская) - 797м (скв.1 Кипчак).

Ольховская свита (ТЬоП разделяется в восточных районах снизу-вверх на две подсви-

ты.

Акбердинская подсвита (Е.2оГкь) представлена темно-серыми и черными аргиллитами с прослоями алевролитов, доломитов и песчаников. Толщина - 53м (скв.100 Кушкуль) -112м (скв.1 Северо-Кушкуль).

Сихонкинская подсвита (В.зоГ*'") представлена переслаиванием, в основном, красно-цветных аргиллитов, доломитовых мергелей и доломитов. Толщина - 32м (скв. 1 Морозовская) - 412м (скв. 1 Кипчак).

Усинская свита состоит снизу-вверх из двух подсвит.

Имангуловская подсвита (Кзш""") сложена полевошпато-кварцевыми песчаниками. Толщина - 20м (скв. 1 Морозовская) - 412м (скв. 1 Кипчак).

Бишиндинская подсвита (И2и$Ь!:к) представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина - 12м (скв.1 Ахмерово) - 76м (скв.547 Новотроицкая)

Толщина свиты 32м (скв.1 Морозовская) - 412м (скв.1 Кипчак).

Перерыв в осадконакоплении, размыв Верхний рифей - Ыз Абдулинская серия - ЯзаЬ

Леонидовская свита (1Ып) сложена кварцевыми песчаниками с каолинитовым цементом. Толщина - 81м (скв.6 Балтаево)- 1300м (скв.740 Шкапово).

Перерыв в осадконакоплении, размыв

Приютовская свита (Т^рг) разделяется снизу-вверх на четыре подсвиты (Масагутов, Иванов, Дьяконова, 2004).

Базлыкская подсвита (Кзргы) сложена гравелитами, песчаниками с редкими прослоями алевролитов. Толщина - 40м (скв.62 Кабаково) - 103м (скв. 1 Леузинская).

Кигинская подсвита (Изргкгп) представлена переслаиванием алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями песчаников, доломитов и мергелей. Толщина - 57м (скв.6 Ахме-рово) - 220м (скв.5 Шихан).

Кожайская подсвита (КзргЬ1) сложена песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина - 30м (скв.5 Шихан) - 165м (скв.740 Шкапово).

Кармалкинская подсвита (Кзр/гт) представлена переслаиванием алевролитов и аргиллитов с прослоями песчаников и доломитов. Толщина - 24м (скв.19 Апутово) - 130м (скв.5 Шихан).

Шиханская свита (Я^Ю сложена известняками, содержащими подчиненные прослои аргиллитов и алевролитов. В верхней части - присутствуют прослои метасоматических доломитов. Толщина - 81м (скв.ЮО Кушкуль) -363м (скв.5 Шихан).

Леузинская свита ПЫг) представлена метасоматическими доломитами с прослоями известняков и аргиллитов. Толщина - 1 Юм (скв. 1 Леузинская).

Нижний рифей сложен отложениями четырех циклов осадков, разделенных перерывами (Иванова, Лозин, Андреев, 1990). Это прикамская и орьебашская подсерии, надеждин-ская и кабаковская свиты. В среднем рифее выделяется два цикла осадков, между которыми перерыв не выявлен. Нижний цикл составляют тукаевская и ольховская свиты, верхний -усинская свита. Верхний рифей слагают два цикла осадков, разделенных перерывом. Нижний - это леонидовская; верхний - приютовская и шиханская свиты.

Всего в рифее выявлено семь циклов осадков и шесть перерывов, разделяющих их, Последний, седьмой, самый длительный перерыв в осадконакоплении имел место в предде-вонское время. Выделенные в составе циклов литологические толщи-реперы позволили провести сопоставление разрезов рифея параметрических и глубоких оценочных скважин (Иванова, Масахутов, Иванов, 2006).

Глава 3. Характеристика геологических процессов и их влияние на нафтидооб-разование и возможное нефтегазонакопление в рифейских отложениях. Рифейские отложения платформенного Башкортостана являются базальными образованиями осадочного чехла восточной части Восточно-Европейской платформы (ВЕП) и составляют около 4/5 части его объема. Они являются производными рифейского рифтогенеза, что подтверждают их большие мощности (12-15км), ступенчато-блоковое строение, присутствие малых интрузий основного, реже - щелочного состава (Лозин, 1994; Масагутов, 2000).

Рифтогенез сформировал семь осадочно-породных бассейнов и оказывал влияние на происходившие в них синхронные процессы нафтидообразования и возможного нефтегазо-накопления геотектонического, эндогенного и флюидодинамического факторов, интенсивность которых изменялась во времени и пространстве. Все эта три фактора были взаимосвя-

заны между собой в общем механизме рифтогенеза. Интенсивность геотектонического фактора, обусловившего масштабы бассейна, степень разломообразования, интенсивность магматической активности определяла потенциальная энергия мантийного плюма, которая была максимальной при образовании в раннем рифее орьебашского бассейна седиментации (Ма-сагутов, Иванов, 2007).

Эндогенный фактор проявлял себя в увеличении температурного режима в базальных частях бассейнов за счет влияния тепла мантийного плюма и при прогревании пород магматическими расплавами, проникавшими по разломам. Создававшийся таким способом дополнительный прогрев осадочных пород на локальных участках способствовал ускорению процессов нафтидообразования, наиболее активно происходивших при температурах 220-350°С, обеспечивавших термическую деструкцию ОВ (Маевский, 1989).

Отмечается постепенное снижение магматической активности от ранне- к позднери-фейским стадиям рифтогенеза, указывающее на ослабление интенсивности нафтидообразо-вательных процессов в позднерифейском бассейне седиментации под влиянием эндогенного фактора.

Флюидодинамический фактор обеспечивал поступление по глубинным разломам из недр земной коры (ЗК) и верхней мантии восстановленных флюидных систем С-О-Н-Ы-Э, вступавших во взаимодействие с ОВ пород, ускоряя процессы нафтидообразования. В этих условиях роль внешнего реагента выполнял водород, способствуя более активной гидрогене-зации ОВ (Анисимов, 2006; Готтих и др., 2007).

Образованные УВ в составе флюидных систем переносились в зоны разгрузок в верхние части толщ в виде струйных потоков и при наличии на.их пути флюидоупоров формировали залежи УВ. Роль флюидоупоров могли выполнять «залеченные» вторичными минералами трещины и кавернозно-трещиноватые участки, оперяющие разломы, а также тектонические и литологические экраны, перекрывающие зоны разломов (Масагутов, Иванов, 2007). Проходя через пласты-коллекторы, УВ проникали в них и заполняли замкнутые положительные структуры.

Основная роль рифейского рифтогенеза проявилась в создании в образованных бассейнах седиментации условий для накопления осадочных толщ, ставших на стадии литогенеза нефтематеринскими (Иванов, 2008).

Интенсивное проявление герцинского тектогенеза во второй половине палеозойской эры привело к оживлению тектоно-флюидодинамической активности ЗК ВЕП и перераспределению в ней УВ. В этот период были сформированы возможные скопления УВ в рифей-ских отложениях (Егорова, 1986). Часть УВ эмигрировала в залегающие выше отложения

венда и терригенного девона, что подтверждается существованием общего гидродинамического режима для них (Егорова, Масагутов, 2002).

Флюидодинамический фактор обусловил формирование в разуплотненных зонах разломов ловушек нестандартных сложных форм, не находящих отражение на структурных картах. Так, на больших глубинах в глинистых толщах создавались условия для образования гидродинамических ловушек. Неструктурным ловушкам присущи изменения плотности и других физических характеристик, что должно найти отражение на гравитационном и электромагнитном полях, диаграммах кажущегося сопротивления и т.д (Абля и др., 2007).

Глава 4. Катагенез и геохимия рифейского комплекса. Степень катагенетической преобразованное™ (КП) осадочных пород рифея диссертантом определялась комплексно с учетом данных пиролиза (Ттах, °С) и результатов рентгенографических исследований аутогенных слюдистых минералов глинистых пород. В качестве основного структурного признака для данной цели использовалась установленная Е.П. Акульшиной зависимость асимметрии 10А-го пика от степени КП пород, определенных петрографическими методами. Степень асимметрии оценивается отношением отрезков вертикальных прямых, опущенных из точек дифрактограмм, соответствующих отражениям 10А (А) и 10,5А (В), на горизонтальную линию, проходящую через основание ЮА-го пика. Расчеты отношений А:В и других структурных показателей слюдистых минералов производил А.Э. Абля (МГУ, Москва). Следует отметить удовлетворительную сходимость рентгеноструктурных показателей и данных Ттах.

Для определения условий главных зон нефтеобразования (ГЗН) и газообразования (ГЗГ) использованы данные Т.В. Карасевой (2001), по которым для ГЗН Ттах равна 425-460°С, что соотвествует градациям катагенеза МК|-МК3 (1^=0,5-1,15%), для ГЗГ Ттах соста-вяет 460-525°С (МК3-МК5; 11о=0,9-2,0%). По Е.П. Акульшиной, для ГЗН величина отношения А:В равна 1,5-2,1, а для ГЗГ-2,2-3,0.

В целом для всех рифейских комплексов рассматриваемой территории с увеличением глубины залегания, без учета влияния вторичных факторов, возрастает КП осадочных пород (Иванова, Иванов, Дьяконова, 2006). Преобладающей для верхнего рифея является степень КП, соотвествующая градациям МК1-МК2, выявленных в интервале глубин 2354-4497м. Отложения среднего рифея изучены в интервале глубин 2500-5360м. Максимальная степень КП пород (градация МКз) установлена на глубине 4700м в центральной части Камско-Бельской грабеновой впадины (КБГВ). Ттах здесь равна 470°С, что отвечает условиям ГЗГ. На глубинах 2500-4340м для пород среднего рифея преобладают градации МК1-МК2. КП осадочных пород нижнего рифея изучена в интервале глубин 1924-5507м. Максимальные степени катагенеза (МК3-МК4), соответсвующие условиям ГЗГ, установлены в прибортовой зоне КБГВ на

глубине 4370м и в центральной части КБГВ - на глубинах 4710 и 5507м. Это - условия ГЗГ. Для ГЗН в нижнем рифее соответствуют градации катагенеза МК1-МК2 на глубинах 19244300 (Иванов, 2007).

Взаимодействие эндогенного и тектонического (в зонах высоких напряжений) факторов создавали условия для образования на локальных участках пород с высокой степенью КП, соответствующей апокатагенезу (АК). ОВ пород этих участков выведено из ГЗН и ГЗГ. На характер структурной организации аутагенных слюдистых минералов оказывали воздействие гипергенные процессы и флюидные стстемы, снижавшие степень КП их до градации протокатагенеза (ПК). Выявленная в обоих случаях КП пород образована под влиянием вторичных (прогрессивных - в первом и регрессивнх - во втором случаях) факторов. Однако ОВ пород, претерпевших влияние регрессивного типа, при взаимодействии с горячими восстановленными глубинными флюидными системами, по нашим представлениям, способно участвовать в нафтидообразовании.

Таким образом, полученные результаты по изучению КП пород рифея свидетельствуют о сохранении содержащимся в них органическим веществом нафтидогенерирующей способности до глубины изученности их бурением - 5500м, за исключением отдельных участков, подвергшихся влиянию высоких температур и тектонических напряжений. Органическое вещество рифейских отложений находится в рассеянном состоянии и относится к сапропелевому типу (Загулова, 1980). Однако выявлен сложный состав органических компонентов. Кроме собственно рассеянного ОВ сапропелевого типа обнаружено перемещенное ОВ, представленное эпигенетичными битумами - продуктами деструкции древних нефтей (Башкова, Карасева, 2006).

Химико-битуминологическим методом исследовано 390 образцов всех литологиче-ских типов пород рифея, отобранных из керна 11 параметрических и 16 глубоких оценочных скважин. Повышенное содержание Сорг (>0,3%) и сингенетичного хлороформенного биту-моида (Бхлсн) (>0,005%) вьивлено в составе глинисто- карбонатных пород в нижнем рифее -в саузовской, арланской и ашитской подсвитах калтасинской свиты, в кубиязинской подсви-те кабаковской свиты; в среднем - в акбердинской подсвите ольховской свиты; в верхнем - в приютовской и шиханской с леузинской свитах. Названные толщи отнесены к категории нефтематеринских (НМ).

По соотношению Сорг и Бхл в составе вышеназванных НМ толщ автором выделено четыре группы пород:

I - породы с повышенным содержанием сингенетичного битумоида (Бхлсн> 0,005%), выделены по низким значениям битумоидного коэффициента (/Зхл £ 4,0); II - породы с пониженным содержанием Бхл™ (<0,005%), выделены по низким значениям /Зхл (¿4,0);

III - породы с преобладанием эпигенетичного битумоида (Бхлэп). Для них характерно низкое содержание Сорг (<0,10%) и повышенные значения /Зхл (>4,0); IV - породы со смешанным составом битумоида (Бхл°"+эп). Для них установлено более высокое содержание Сорг ( ^ 0,10%) и увеличенные значения /Зхл (>4,0).

Из 278 проанализирован!.« образцов пород НМ толщ преобладают породы II группы (54,7%), I - составляют 19%; III - 12,6% и IV - 13,7%. К числу нафтидопроизводящих (НП) пород отнесено 83 образца. Разделение их на нефте- и газопроизводящие (НфП и ГП) проведено с учетом данных о глубинах их залегания (Карасева, 2001; Иванов, 2007). НП породы вьивлены в составе I, II и IV групп, в которых присутсвует сингенетичный хлороформенный битумоид (Бхлсн). Преобладают НфП породы. Наибольшее количество НП пород установлено в кубиязинской подсвите (47,6%). На втором месте - ашитская подсвита (39%). В целом НП породы составили 29,9% от общего числа проанализированных образцов.

Таблица 1 - Нафтидопроизводящие породы рифея

Ч О о. о и й с i ^ Ц| Глубина залегания НП пород, м Сорг, масс, доли % Тип Б хл» % ип НП пород

£ J | I 77 СН Ьхп Г» СН+ЭП Ь1Л м

I 30 36,1 1930-4000 0,30-1,52 0,005-0,055 НфП

I 11 13,3 2550-4270 0,14-0,25 0,005-0,010 НфП

IV 32 38,6 2402-4281 0,12-0,50 0,005-0,245 НфП

1,11 9 10,8 4355-5470 0,12-0,56 0,002-0,006 ГП

IV 1 1,2 4716 0,12 0,0071 ГП

Средние содержания Сорг и Бхлсн в НфП породах выявленных нефтематеринских толщ обнаруживают прямую корреляционную связь, что указывает на участие ОВ осадочных пород рифея в процессах генерации УВ.

Таблица 2 - Распределение НП пород по НМ толщам

Геологический возраст Общее кол-во образцов НфП породы ГП породы НП(НфП+ГП) породы

кол-во обр. %% кол-во обр. %% кол-во обр. %%

Rrkl 26 7 26,9 7 26,9

ЯП, 49 8 16,3 8 16,3

TJ ash К-1 И 59 20 33,9 3 5,1 23 39,0

Р kbz Kl leb 42 18 42,8 2 4,8 20 47,6

г» akb Ra oi 23 4 17,4 3 13,0 7 30,4

Rsor 29 8 27,6 2 6,9 10 34,5

R3 sh-lz 50 8 16,0 8 16,0

Всего: 278 73 26,3 10 3,6 83 29,9

Результаты определения элементного состава БхЛ рифейских НП пород выявили большое его разнообразие. Содержание углерода изменяется от 59,2 до 83,58%. Для водорода размах значений составляет 8,29-12,72%. Эпигенетичные битумоиды обнаруживают повышенное содержание гетероэлементов ($+N+0) - от 15 до 23%. Для сингенетичных биту-моидов эти цифры снижаются до 4,3-9,1%. В целом прослеживается зависимость величины отношения С/Н от глубины залегания пород, с увеличением которой возрастает степень битуминизации ОВ. Так, для глубины 2000-3 500м величина отношения С/Н не превышает 7,6; для глубины 3100-4400м - не выше значений 6,8; и для максимальной глубины 4400-5500м -снижается до 6,5-6,3. Пониженные значения отношения С/Н (6,1-6,7) на небольших глубинах (2000-3600м) возникли благодаря влиянию на породы вторичных прогрессивных факторов.

Анализ результатов группового состава Бхл позволил диссертанту выявить присутствие эпигенетичных битумоидов в песчаниках тукаевской свиты и кожайской подсвиты, а также в трещиноватых разностях алевроглинистых и карбонатных пород в приразломных зонах в калтасинской и шиханской свитах, что является показателем развития в них возможных нефтегазонакопительных процессов (Иванов, 2003; Масагутов, Иванов, 2007).

Глава 5. Оценка нафтидогенерационного потенциала пород рифея и степени его реализации методом пиролиза. Геохимическое изучение ОВ осадочных пород рифея методом пиролиза проводилось диссертантом с целью решения следующих основных задач: выделение нафтидопроизводящих (НП) пород и оценка их генерационного потенциала; определение степени реализации этого потенциала в ходе геологической истории изучаемых отложений и прогнозирование возможных продуктивных горизонтов.

Получены следующие характеристики ОВ: Сорг- содержание в породе, масс.доли%;

81 - количество свободных, миграционно способных УВ (мгУВ/г породы); - УВ, аналитически сгенерированные из остаточного ОВ керогена (мгУВ/г породы); Тшах, °С - температура максимального выхода УВ. Сумма 81+82 (£УВ) отражает генетический потенциал (ГП), а

82 - остаточный ГП породы. Индекс продуктивности Р1 (81/81+82) позволяет оценить степень превращения ОВ в УВ. Вступление ОВ породы в нафтидообразование происходит при Р1>0,20. Значения Р1 более 0,40-0,50 являются признаком присутствия в породе эпигенетич-ного битумоида. Отношение Йг/Сорг (мгУВ/гСорг) - водородный индекс Н1, отражающий нафтидогенерационный потенциал ОВ пород. В зависимости от его величины НП породы подразделяются на типы: превосходный - >600; богатый - 600-400; средний - 400-200; умеренный-200-150; бедный 150-100 (Лопатин, Емец, 1987).

По полученным результатам пиролиза 240 образцов НП породы выявлены в алевроглинистых и карбонатных их разностях. В нижнем рифее - в петнурской и норкинской свитах прикамской подсерии, в минаевской и во всех трех подсвитах калтасинской свиты орьебаш-

ской подсерии, в кубиязинской подсвите кабаковской свиты; в среднем рифее - в акбердин-ской подсвите ольховской свиты и в верхнем рифее - в приютовской, шиханской и леузин-ской свитах (рис.1). Для выделения петнурской, норкинской и минаевской свит в качестве НМ толщ пока еще недостаточно полученных для этого данных.

Процентное содержание НП пород возрастает от нижнего к верхнерифейскому комплексу от 47,6 до 91%, что следует объяснять значительной утратой породами нижнего ри-фея своих нафтидогенерационных свойств в ходе длительной истории их развития.

По величине нафтидогенерационного потенциала (Ш) в породах рифея, согласно классификации материнских пород Лопатина (1987) и Конторовича (1976), выделяются их разности от превосходного до бедного типов. Из 205 образцов пород НМ толщ НП породы составили 59%.

Таблица 3 - Распределение типов нафтидопроизводящих пород в нефтематеринских толщах рифейских комплексов

Типы НП пород Н1 (вг/Сорг), мгУВ/гСорг Комплексы рифея Рифей в целом - 205 обр.

Нижний -147 обр. Средний -14 обр. Верхний -44 обр.

Кол-во обр. % Кол-во обр. % Кол-во обр. % Кол-во обр. %

Превосходный 610-900 6 4,1 1 2,3 7 3,4

Богатый 410-590 7 1,8 11 25,0 18 8,8

Средний 205-398 23 15,6 5 35,7 15 34,1 43 21,0

Умеренный 152-200 8 5,4 1 7,2 8 18,2 17 8,3

Бедный 100-150 26 17,6 5 35,7 5 11,4 36 17,5

Все вместе 100-900 70 47,5 11 78,6 40 91,0 121 59,0

НП породы превосходного типа выявлены в нижнем рифее в ашитской подсвите кал-тасинской свиты (4 образца), в кубиязинской подсвите кабаковской свиты (2 образца) и 1 образец мергеля - в шиханской свите верхнего рифея. Для них определено максимальное среднее содержание Сорг (0,76%) и ЕУВ (81+82) (6,69мгУВ/г породы). НП породы богатого типа установлены во всех НМ толщах, за исключением акбердинской подсвиты. Среднее содержание Сорг для них равно 0,11%, а ЕУВ составляет 0,82мгУВ/г породы. Преобладают НП породы среднего типа (21,9%), которые выявлены в составе всех НМ толщ (Лозин, Иванова, Масагутов, Иванов, 2007).

Наиболее высокие средние значения нафтидогенерационного потенциала (Н1) установлены для НП пород ашитской (445мгУВ/гСорг), кубиязинской (380мгУВ/гСорг) подсвит и шиханской с леузинской (31 ОмгУВ/гСорг) свит.

Среди выявленных методом пиролиза НП пород преобладают нефтепроизводящие (НфП) разности, тогда как нафтидопроявления представлены в основном УВ газами (Егоро

Акротема 1 Эонотеыа Эратема | Серия | Шщсерия | Свита Подсвита Литология 1 Мощность, м I Коллекторы Покрышки Нефтепроиз-водящие толщи Д « а?* all 5 si о Зр м О Н <а Й м щ

Перекрывающие отложения Венд, палеозой

Леузин-

да « •i С, Ю

н <Я йа! ' ' О

и О « О О -г

X к В м о Кожай- Щ

а, е? >» н 3 s Кигин-ская -л-—— <=>

« о С Базлык- £

1 -

m < к 3

8 « —<

О ■.. -

w —......... сч

С. я о о

м 'J ¡¡j t г-

>Н |=г a s а-' 1Т

J о п- В

Г) А S S Г Q с-СЛ -

О V Кубия- -и-ц- р

----

Он „ ¡2 Урмия- -

__________________^ <=

сэ

с -в- са Is чАчА>хчА\ CN О

¡3 « Is ЕС h Г-

и v _______ о

И Я II И г-

н К R „ < ° -г

« 0 II II

* £ " . " о

о S я М a s 1 =ir=тг= 0\ о

Вч X № К \о « Саузов- СК8Я -— " 0-816

X с s а £ % 1 S м~" и Г; CS

¿AS

Уч о

« К 2 о §

ю К 3 ж ё & 1 с & S II VVVVVVVV 0-11061 -- -

Z я ¿р pi- Л— я?

и б 1-е f

С S.& 8 ьо -

й и "

Архей - нижний протерозой ++ + +

ООО

с о

ООО

А,А/\

А А А А А

+ + +

10 11 12

I - конгломерат; 2 - гравелит; 3 - песчаник гравийный; 4 - песчаник; 5 - алевролит; 6 - аргиллит; 7 - известняк; 8 - доломит; 9 - мергель доломитовый; 10 - сульфаты;

II - метавулканиты; 12 - породы фундамента.

Рис. 1 Распределение НМ толщ, коллекторов и флюидоупоров по разрезу рифейских отложений

ва, 1986; Масагутов, Иванов, 2003). Автор диссертации считает, что в основной своей массе газопроизводящие (ГП) породы не изучены, так как бурением рифейские оложения вскрыты до глубины 5500м, а по данным сейсморазведки глубины их залегания достигают 16-18км. Общим для всех рифейских комплексов, по данным пиролиза, является отсутствие НфП пород на глубинах более 4500м.

Распределение средних содержаний Сорг и ЕУВ (81+82) в НфП и ГП породах НМ толщ свидетельствует о приуроченности наиболее высоких концентраций обоих компонентов к ашитской подсвите калтасинской свиты и к кубиязинской подсвите кабаковской свиты нижнего рифея. Установление прямой корреляционной связи между средними содержаниями Сорг и ЕУВ (81+82) в НфП и ГП породах НМ толщ подтверждает факт участия ОВ в образовании УВ.

Степень реализации ОВ керогена (Р1) в осадочных породах рифея изменяется в широких пределах: от 0,16 до 0,92 и неоднозначна для отдельных НМ толщ. Наибольший разброс (0,26-0,92) значений Р1 установлен для саузовской подсвиты калтасинской свиты, что указывает на присутствие в составе ее НП пород эпигенетичного битумоида и возможное прохождение процессов нефтегазонакопления (Ларичев, Масагутов, Иванов, 2007). Аналогичные факты выявлены в карбонатных породах ашитской подсвиты (Р1=0,21-0,67), для шиханской и леузинской свит (0,24-0,81). Степень реализации генетического потенциала керогена (Р1) для НфП пород преобладает как удовлетворительная (Р1=0,20-0,30) и хорошая (Р1=0,30-0,40), а для ГП пород - как очень хорошая (Р1=0,40-0,50).

По данным пиролиза процессы возможного нефтегазонакопления могут происходить в трещиноватых доломитах саузовской и ашитской подсвит калтасинской свиты; в трещиноватых известняках и метасоматических доломитах шиханской и леузинской свит; в алевролитах акбердинской подсвиты ольховской свиты и в песчаниках тюрюшевской, ротковской, тукаевской, усинской, леонидовской свит; урмиязинской подсвиты кабаковской свиты и ко-жайской подсвиты приютовской свиты.

По имеющимся результатам пиролиза среди карбонатно-глинистых пород рифея, входящих в состав НМ толщ, автором выделены следующие четыре генетические группы.

I - НП породы с повышенным нафтидогенерационным потенциалом (Н1Ь 200мгУВ/гСорг); II - НП породы с пониженными значениями Н1 (100-199мгУВ/гСорг); III - породы с низкими значениями Н1 (2-99мгУВ/гСорг) и с содержанием Сорг, равным 0,160,32%. Процесс гидрогенезации ОВ в этих породах, видимо, не закончен; IV - породы с низкими значениями Н1 (12-86мгУВ/гСорг) и Сорг (<0,10%). Это породы, реализовавшие свой генерационный потенциал в прошлом или содержащие изначально минимальное количество ОВ (Масагутов, Иванов, Станекзай, 2006). Разделение НП пород на две группы обусловлено

тем, что для НМ толщ обязательным условием является присутствие пород повышенного качества I группы (Конторович, 1986). Это - породы превосходного, богатого и среднего типов. Этим требованиям в нижнем рифее отвечают саузовская, арланская и ашитская подсви-ты калтасинской свиты, кубиязинская подсвита кабаковской свиты; в среднем - акбердин-ская подсвита ольховской свиты и в верхнем - приютовская и шиханская с леузинской свиты (Иванов, 2008).

В НМ толщах нижнего рифея широким развитием пользуются породы III и IV групп, не являющиеся НП породами, что следует объяснять утратой значительной части их генетического потенциала ЕУВ (81+82) в прошлом. Однако высокие количества ЕУВ (до 12,6мгУВ/гСорг) сохранились в редких прослоях плотных доломитовых аргиллитов и мергелей с максимальными значениями Н1 (700-900мгУВ/гСорг) в ашитской и кубиязинской под-свитах. В среднем и верхнем рифее породы III группы имеют ограниченное развитие, а IV группа пород не выявлена.

В саузовской подсейте преобладают НП породы II группы. ОВ пород обладает минимальной нафтидогенерационной способностью (Н1=190мгУв/гСорг). НП породы произвели 14,5% эмиграционных УВ (Э]) и содержат 10% неподвижных УВ (Эг) от общего их количества всего рифейского комплекса. Наличие проницаемых зон создает условия для возможного нефтегазонакопления в карбонатных породах подсвиты.

В арпанской подсейте количество НП пород I и II групп равное. Среднее значение Н1 низкое (220мгУВ/гСорг). НП породы произвели 8,6% в] и содержат 6,3% Бг. Алевро-глинистая толща подсвиты способна быть флюидоупором.

Ашитская подсвита содержит максимальное количество пород I группы; имеет самое высокое среднее значение Н1 (445мгУв/гСорг); произвела максимальное количество 81 (38,8%) и содержит Эг (48,1%). Глинисто-карбонатные породы подсвиты могут быть и флюидоупорами, и коллекторами в трещиноватых зонах.

В кубиязинской подсейте преобладают НП породы I группы. Значение Щ высокое (380мгУВ/гСорг). НП породы произвели Б] (29,3%) и содержат большое количество Бг (28%). Карбонатно-глинистые породы способны быть флюидоупорами.

В акбердинской подсейте преобладают НП породы II группы. Значение Н1 низкое (220мгУВ/гСорг). НП породы произвели минимальное количество 81 (1,8%) и содержат минимум 82 (1,8%), что обусловлено минимальным объемом НП пород. Алевро-глинистые породы подсвиты способны быть флюидоупором.

В приютоеской подсейте преобладают НП породы I группы. Значение Н1 повышенное (290мгУВ/гСорг). Низкий объем НП пород обусловил низкое коичество Б] (4,0%) и Бг (3,5%). Пачки алевро-глинистого состава способны быть флюидоупорами.

В шиханской с леузинской свитах преобладают НП породы I группы. Ш высокое (ЗЮмгУВ/гСорг). Малый объем НП пород обусловил низкое количество 8] (3,0%) и Бг (2,3%). Известняки и доломиты свит могут быть флюидоупорами и коллекторами - в трещиноватых зонах.

Определяющим фактором качества НП пород являются фациальные условия образования НМ толщ. Установлено, что для НМ толщ, содержащих увеличенное количество НП пород повышенного качества, отмечается приуроченность к мелководно-морским фациям. Это - ашитская и кубиязинская подсвиты в нижнем рифее, приютовская и шиханская с леузинской свиты - в верхнем. НМ толщи с преобладанием НП пород пониженного качества обнаруживают тяготение к глубоководным морским фациям. Это саузовская и арланская подсвиты в нижнем рифее и акбердинская подсвита - в среднем (Иванова, Масагутов, Дьяконова, Иванов, 2004). Характерным оказался факт приуроченности НП пород превосходного типа к НМ толщам, заканчивающим собою осадочные циклы и закрывающим бассейны седиментации. Это - ашитская и кубиязинская подсвиты в нижнем рифее и шиханская с леузинской свиты - в верхнем. Данное явление следует объяснять существованием наиболее благоприятных условий для развития биомасс в бассейнах в периоды, предшествовавшие их закрытию, то есть в мелеющих морях.

Различия палеоклиматических обстановок раннего и позднего рифея также отразились на качестве нафтидопроизводящих (НП) свойств пород, что доказывается сравнением характеристик пород одноименных фаций. Например, для мелководных отложений нижнего рифея (ашитская и кубиязинская) среднее содержание Сорг и ЕУВ в НП пордах повышенного качества составляет 0,45% и 3,6мгУВ/г породы. Для НМ толщ верхнего рифея (приютовская и шиханская свиты) эти цифры уменьшаются до 0,13% и 0,90мгУВ/г породы. Подобное соотношение объясняется произошедшим похолоданием палеоклимата во второй половине позднего рифея (Масагутов, 2002; Дьяконова, 2008). Установленная фациальная и палеокли-матическая обусловленность нафтидопроизводящих свойств НП пород НМ толщ рифея является доказательством участия ОВ в нафтидообразовании.

Ориентировочные ресурсы эмиграционных (Б]) и неподвижные (Бг) УВ в НМ толщах рассчитаны по формуле С.Г. Неручева (1982). <ЗуВ—/у-Д-Кэм, где у - средняя плотность НП пород (т/м3); v - объем НП пород (м3); Д - количество УВ (кг/т породы); Кэм - коэффициент эмиграции (в долях единицы). Кэм для 8[ определен величиной 0,4 (Ларская, 1983), а для Бг - 0,5. Полученные результаты показали, что ориентировочные ресурсы эмиграционных УВ (БО в целом для НМ толщ рифея составили 81Дмлрд. тонн, а неподвижных УВ (Бг) -120млрд. тонн. Основная масса 81 и Бг УВ произведена НП породами повышенного качества

ашитской (соответсвенно 30,7 и 56,0млрд. тонн) и кубиязинской (22,5 и 30,4млрд. тонн) под-свит нижнего рифея.

Глава 6. Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений. Нефтегазонос-ность рифейских отложений обосновывается присутствием в них следующих основных критериев: 1) нефтегазопроявлений, 2) НМ толщ, 3) благоприятных условий для нафтидообразо-вания и миграции УВ, 4) коллекторов и флюидоупоров, 5) структур, способных накапливать и сохранять УВ, 6) гидрогеологических показателей.

Геохимическими методами и пиролизом в рифейских отложениях выявлено семь неф-тематеринских толщ (рис.1), ОВ пород которых находится в основной массе в условиях ГЗН и ГЗГ (Масагутов, Иванов, 2007).

Основная особенность рифейских отложений заключается в инверсионности значимости пород-коллекторов и флюидоупоров в зависимости от условий их формирования и нахождения в изучаемой толще пород. Так, практически все литологические типы пород могут выполнять двоякую функцию: коллекторов и флюидоупоров.

Породы-коллекторы имеют вторичную природу и мозаичный характер развития. Наилучшими емкостно-фильтрационными свойствами обладают песчаники приразломных зон независимо от их возраста. Широким развитием пользуются мало- и среднеемкие песчаные коллекторы, образованные под влиянием щелочного метасоматоза и приуроченные к низам песчаниковых толщ. Породы-коллекторы каверново-трещинного типа встречаются среди карбонатных пород саузовской, ашитской подсвит и шиханской свиты. Аргиллиты становятся трещиноватыми и приобретают емкостно-фильтрационные свойства в зонах повышенных тектонических напряжений (Иванова, Лозин, Масагутов, Дьяконова, Иванов, 2005).

Региональная покрышка (флюидоупор) в составе рифейских отложений не установлена. Наиболее «открытыми» являются породы бортовых зон впадин. Флюидоупоры в лучшей степени сохранились в погруженных частях впадин, что подтверждается гидрохимическим составом пластовых вод. Наилучшими флюидоупорными свойствами до изученной глубины 5500м обладают: алевроглинистая толща арланской подсвиты калтасинской свиты; мергель-но-доломитовые породы ольховской свиты и кубиязинской подсвиты кабаковской свиты, монтмориллонитизированные метавулканиты чермасманской подсвиты надеждинской свиты, имеющие пластовую форму залегания; аргиллиты с разбухающими гидрослюдами кар-малкинской подсвиты приютовской свиты.

Проблема структур (ловушек для УВ) остается наиболее актуальной и до конца не изученной, что обусловлено произошедшими изменениями в представлениях о нафтидогене-зе (Готтих и др., 2007; Абля и др., 2006). Появились доказательства синхронного прохождения процессов нафтидообразования и нефтегазонакопления в вертикальных и субвертикаль

Рис.2 Схематическая карта перспектив нефтегазоносное™ рифейских отложений платформенного Башкортостана

| 14

I I "

[ | 18

Г~* 1 2»

Свердловская область

Удмуртия

] - Нижний рифен; 2 -Средний рифей; 3- Верхний рифей:

4 - Западная фаница распространения рифейских отложений;

5 - Границы тектонических элементов;

6 - Камско-Бсльская грабсповая впадииа (КБГВ);

7 - Западный бортКБГВ;

8 - Ссвсро-восточпый борт КБГВ;

9 - Ново-Троицкая структурная терраса;

] 0 - Давлскаповско-Толбазипскал седловидная зона;

11 -Серноводско-Абдулинский прогиб;

12 - Шайбакско-Карлинская впадшга; 13-Магссимовская приподня тая зона (сс/иювина);

14 - Западная граница складчатого Урала;

15 - Весьма перспективная зона;

16 - Перспективная зона;

17 - Средне! (ерспекги вная зона;

18 - Зона с невыявленными перспективами;

19 - Региональные сейсмические профили;

20 - Нефтепроявления;

21 - Газопроявления в процессе бурения; 22- Повышенные показания по газокаратажу

Наименование разведочных площадей: АПТ - Алутовская; АРЛ - Арланская; АКЛ - Аслы-Кульская; БАВ - Бавлинская; БЕД - Бедряжская; БТБ - Батырбаиская; ВАК - Восточно-Аскинская; ИГР - Ифовскал; КЛТ -Калтасинская; КБК - Кабаковская; ККБ - ГСоией-Кубовекая; КИП - Кипчакская: ЛЕУ - Леузинская; МСЛ -Муслюмовская; МОР - Морозовская: НУН - Ново-Урнякская; ОРБ - Орьебашевская; СРФ - Серафимовская; ЧКМ - Чскмагушсвская; ШКА - Шкаповская; ШИХ -Шиханская.

Локальные структуры (поднятия)

1 -Кушкулькос поднятие

2 -Южно-Каировской поднятие

3 - Лаклипская складка

4 - Старонадеждинское поднятие

5 - Подольское поднятие

6 -Культюбинское ноднягие

7 - Прибельское поднятие

8 -Шиханский выступ

9 -Игровско-Четырманская приподнятая зона

10 - Дюртюлинская Сфуктура

Челябинская область

ных зонах разуплотнения, в том числе и разломах, с участием глубинных флюидных систем. Превалирующее значение приобрела вертикальная миграция УВ. Все это позволяет сделать вывод о присутствии в рассматриваемых отложениях не только структур антиклинального типа, но и всевозможных геологических тел, обладающих хорошими коллекторскими параметрами и встречаемыми на пути миграции УВ. Ими могут быть оперяющие разломы трещины, «залеченные» вторичными минералами, клиноформы, тела деформационного сжатия, диапиры гидроразрывов и др. Приуроченность всех рифейских месторождений УВ Восточной Сибири к зонам разломов является доказательством участия разломов в нафтидообразо-вании и нефтегазонакоплении (Базанов, 2001).

Формирование возможных залежей УВ в рифейской осадочной толще происходило, вероятнее всего, в период герцинского тектогенеза, в течение которого (со среднего карбона до поздней перми) произошло коллизионное столкновение не только осадочных толщ, но и фундаментов Азиатского и Европейского континентов (Пучков, 2000). В этот период в активное участие в нафтидогенезе были вовлечены все рифейские, вендские и палеозойские НМ толщи. Осадочная толща от нижнего рифея до карбона проявила себя как единый мощный геологический объект. Образование скоплений УВ могло происходить на разных стратиграфических уровнях при наличии на то благоприятных геологических условий.

По степени перспективности рифейских отложений территорию платформенного Башкортостана можно разделить на четыре зоны (рис.2). Первая, восточная, весьма перспективная, зона отличается присутствием всех семи нефтематеринских толщ, развитием коллекторов и флюидоупоров, подтвержденных гидрогеологическими показателями. Здесь возможно скопление УВ на всех стратиграфических уровнях. Преобладает газообразная форма УВ, в северной части зоны возможна нефть.

Вторая, западная, перспективная, зона характеризуется присутствием нефтематеринских толщ, слагающих калтасинскую свиту нижнего рифея. Здесь возможные скопления УВ следует связывать с песчаниками алгинской подсвиты надеждинской свиты и тукаевской свиты, а также - с карбонатными породами саузовской и ашитской подсвит калтасинской свиты.

Третья, среднеперспективная, зона занимает южную часть Южно-Татарского свода и западный борт Камско-Бельской грабеновой впадины. Нефте- и газопроявления здесь в песчаниковых толщах нижнего и среднего рифея не имеют под собой нефтематеринских толщ. Источником УВ для них, вероятно, могут служить графитсодержащие парагнейсы, имеющие развитие в фундаменте (Лапинская и др., 2002). Газопроявления в отложениях верхнего рифея Серноводско-Абдулинского прогиба обеспечивают нефтематеринские толщи калтасинской свиты.

Крайняя, южная, часть рассматриваемой территории выделяется как зона с невыясненными перспективами, так как здесь не проводилось бурение на отложения рифея

Основные выводы:

1. Установлено, что нафтидообразование и возможное нефтегазонакопление в рифей-ских отложениях регулировались двумя ведущими геодинамическими процессами: рифей-ским рифтогенезом и герцинским тектогенезом.

2. Показано, что степень зрелости ОБ осадочных пород рифея, обусловленная региональным эпигенезом погружения, соответствует условиям зон нефте- и газообразования (ГЗН и ГЗГ). Более высокая преобразованность ОВ пород (до апокатагенеза) возникала на локальных участках под воздействием эндогенного и тектонического факторов.

3. По результатам геохимических и пиролитических исследований органического вещества пород установлено, что нефтематеринскую функцию могут выполнять семь толщ, в которых установлены нафтидопроизводящие породы всех типов (от превосходного до бедного). Наибольшим развитием пользуются породы среднего типа. Степень реализации генетического потенциала керогена для нефтепроизводящих пород преобладает как удовлетворительная (Р1=0,20-0,30) и хорошая (Р1=0,30-0,40), а для газопроизводящих - как очень хорошая (Р1=0,40-0,50).

4. Подтверждено участие органического вещества осадочных пород рифея в нафтидо-генезе путем установления прямой корреляционной связи между органическим углеродом с сингенетичным хлороформенным битумоидом и суммой углеводородов (Si + S2), а также -обусловленностью нафтидопроизводящих свойств пород нефтематеринских толщ фациапь-ным и палеокшшатическим факторами.

5. Установлено, что наилучшими нафтидопроизводящими свойствами обладают породы ашитской и кубиязинской подсвит, образованные в мелководноморских условиях с теплым, близким к гумидному, палеоклиматом. Для них установлена максимальная величина ориентировочных ресурсов эмиграционных УВ (Si), равная 55,3 млрд.тонн, и неподвижных УВ (S2), составившая 91,3 млрд. тонн. Для всего рифейского комплекса эти цифры составляют 81,1 и 120,0 млрд.тонн.

6. Установлено, что наиболее благоприятные условия для возможного образования скоплений УВ существуют и существовали в восточной, весьма перспективной, зоне благодаря развитию здесь всех нефтематеринских толщ. Формирование залежей УВ следует ожидать в песчаниках иорюшевской, ротковской, тукаевской, усинской, леонидовской свит, в алгинской, урмиязинской и кожайской подсвитах, в трещиноватых зонах карбонатных и глинистых пород на всех стратиграфических уровнях.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Иванова Т.В., Лозин Е.В., Масагутов Р.Х., Дьяконова О.Б., Иванов Д.И. Геохимические и геодинамические факторы формирования коллекторов в рифейско-вендских отложениях Камско-Бельской грабеновой впадины/ Георесурсы. -2005. -№1 (16) -С.34-35.

2. Масагутов Р.Х., Иванова Т.В., Дьконова О.Б., Иванов Д.И. Верхний протерозой параметрической скв.1 Восточно-Аскинской площади/ Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2005. -№1. -С.30-37.

В других изданиях:

3. Иванов Д.И. Катагенетическая преобразованность пород рифея Камско-Бельской грабеновой впадины/ Научно-технические проблемы добычи нефти в старом нефтегаздобы-вающем регионе. Юбилейный сборник науч. трудов. Уфа: изд-во Башкортостан. -Вып. 119. 4.1. -2007. -С.50-56.

4. Иванов Д.И. Нефтематеринские толщи рифея Камско-Бельской грабеновой впадины. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление». Уфа: изд-во «НПФ ((Геофизика». -2008. Вып.5. -С.27-38.

5. Иванов Д.И. Перспективы нефтегазоносности отложений Юрюзано-Сылвенской депрессии/ Сборник тезисов докладов молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане. Том I. Бугуль-ма: ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. -2003. -С.22-24.

6. Иванова Т.В., Иванов Д.И., Дьяконова О.Б. Катагенетические проебразования нижнего рифея параметрической скважины 7000 Арлан/ Материалы VI Международной научно-практической конференции. Уфа: ДизайнПолиграфСервис. -2006. -С.76-79.

7. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Дьяконова О.Б., Иванов Д.И. Литолого-фациальные и геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности рифейских отложений платформенного Башкортостана/ Фанерозой Волго-Уральской, Прикаспийской и Северо-Кавказской нефтегазоносных провинций: стратиграфия, литология, палеонтология: материалы Второй научно-практической стратиграфической конференции. Саратов. -2004. -С.41-43.

8. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Иванов Д.И. Сопоставление разрезов верхнего рифея Юрюзано-Сылвенской депрессии и Уфимского амфитеатра/ Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. Уфа. -2004. -С.33-37.

9. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Иванов Д.И. Сопоставление разрезов рифея Кам-ско-Бельской грабеновой впадины/ Материалы VI Международной научно-практической конференции. Уфа: ДизайнПолиграфСервис. -2006. -С.51-54.

10. Ларичев А.И., Масагутов Р.Х., Иванов Д.И. Пиролитическая характеристика органического вещества осадочных пород калтасинской свиты нижнего рифея Камско-Бельской грабеновой впадины/ Научно-технические проблемы добычи нефти в старом нефтегазодобывающем регионе. Юбилейный сборник науч. трудов. Уфа: изд-во Башкортостан. -Вып.119. -Ч.П. -2007. -С.46-55.

11. Лозин Е.В., Иванов Т.В., Масагутов Р.Х., Иванов Д.И. Нефтегазопроизводящие породы рифейских отложений Камско-Бельской грабеновой впадины/ Сборник материалов науч.-практ. конф. «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии»- СПб.: ВНИГРИ. -2007. -С.210-217.

12. Масагутов Р.Х., Иванов Д.И. Геологическое строение и перспективы нефтегазо-носности рифейских отложений прикаратауской части Юрюзано-Сылвенской депрессии/ Оптимизация поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений. Сборник научных трудов. Уфа: Башнипинефть. Вып.113. -2003. -С.25-35.

13. Масагутов Р.Х., Иванов Д.И. К проблеме нафтидообразования и нефтегазонако-пления в рифейских отложениях платформенного Башкортостана/ Научно-технические проблемы добычи нефти в старом нефтегазодобывающем регионе. Юбилейный сборник науч. трудов. Уфа, изд. Башкортостан. Вып.119.4.1. -2007. -С.14-21.

14. Масагутов Р.Х., Иванов Д.И., Дьяконова О.Б. Литолопяческая и промыслово-геофизическая характеристика приютовской свиты верхнего рифея Юрюзано-Сылвенской депрессии/ Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. Уфа. -2004. -С.25-32.

15. Масагутов Р.Х., Иванов Д.И., Станекзай Н.М. Сравнительная характеристика нефтегазопроизводящих свойств слоистых сред верхнего протерозоя платформенного Башкортостана/ Материалы VII Уральского регионального литологического совещания. Екатеринбург: ИГГ УрО РАН. -2006. -С. 161-162.

Подписано в печать 16.10.2008 г. Заказ № 159 Формат бумаги 60x84/16. Бумага ксероксная. Усл. печ. л. 1,57. Тираж 100 экз. Печать оперативная. Отпечатано в ООО «Башнефть-Геопроект» 450006, РБ, Уфа, Ленина, 86/1

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Иванов, Денис Игоревич

Введение.

1. Краткий очерк истории изученности вопроса.

2. Краткая литолого-стратиграфическая характеристика рифейских отложений

3. Характеристика геологических процессов и их влияние на нафтидообразование и возможное нефтегазонакопление в рифейских отложениях.

4. Катагенез и геохимия рифейского комплекса.

4.1 Катагенетическая преобразованность осадочных пород рифея.

4.2 Геохимия органического вещества осадочных пород рифея.

5. Оценка нафтидогенерационного потенциала пород рифея и степени его реализации методом пиролиза.

6. Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений платформенного Башкортостана на основе изучения нафтидогенерационного потенциала"

Актуальность проблемы. Истощение запасов углеводородного сырья (УВС) в палеозое Волго-Уральской нефтегазоносной области с широко развитой инфраструктурой нефтедобычи ставит в число актуальных вопрос об изучении перспектив нефтегазоносности нижней, рифейской части осадочного чехла, многократно превосходящей по мощности отложения палеозоя, включающего месторождения нефти и газа. В рифейских отложениях установлены многочисленные нефте-газопроявления в бассейнах Восточно-Европейской платформы, открыты крупные нефтяные месторождения в Юрубченско-Тохомской зоне Восточно-Сибирской платформы, в Китае, Австралии, Африке и т.д. В изучении перспектив нефтегазоносности рифейского комплекса важную роль играет оценка его генерационного потенциала, прослеживание эволюции нафтидопроизводящих свойств пород в ходе геодинамического развития территории, выявление особенностей условий нафти-дообразования и возможного нефтегазонакопления.

Цель диссертационной работы заключается в научном обосновании перспектив нефтегазоносности и определении наиболее перспективных зон для проведения геолого-разведочных работ (ГРР) в рифейских отложениях платформенного Башкортостана путем изучения процессов нафтидообразования и оценки нафтидо-генерационного потенциала нефтематеринских толщ.

Основные задачи исследований

3. Изучение закономерностей распределения органического углерода (Сорг) и хлороформенного битумоида (Бхл) по разрезу рифея с целью выявления нефтематеринских (НМ) толщ.

5. Определение значимости каждой НМ толщи в образовании УВ ресурсов рифейских отложений.

Методы исследований

В работе использован материал 14 параметрических и 16 оценочных глубоких скважин, пробуренных на территории платформенного Башкортостана. Исследованы химико-битуминологическим методом 390 образцов всех литологических типов пород рифея в лаборатории геохимических и гидрогеологических исследований Башнипинефть (ныне ООО «Башнефть-Геопроект») под руководством Н.П. Егоровой (224обр.), в Аналитическом центре СНИИГГиМС (г.Новосибирск) под руководством А.И.Ларичева (96обр.) и в лаборатории геохимии пород и флюидов КамНИИКИГС (г.Пермь) под руководством М.Г.Фрик (70обр.).

Методом пиролиза Rock-Eval исследовано 240 образцов всех литологических типов пород. Анализы были проведены в Аналитическом центре СНИИГГиМС (178обр.), КамНИИКИГС (24обр.) и в ФГУНП «Аэрогеология» (г.Москва) (38обр.). В работе использованы результаты рентгеноструктурного анализа 65 образцов глинистых пород (ФГУНП «Аэрогеология»; КГУ, г.Казань), результаты термогазовой дегазации осадочных пород рифея скв.1 Восточно-Аскинская (КамНИИКИГС) и определения палеотемператур образцов осадочных пород рифея, полученные в ИГ УНЦ РАН (г.Уфа) под руководством Т.Т.Казанцевой.

Анализ геолого-геохимических материалов выполнен лично автором или с его непосредственным участием. Им определена степень катагенетической преоб-разованности осадочных пород рифея и содержащегося в них ОВ с использованием данных рентгенографии, Т°гпах пиролиза и петрографического изучения прозрачных шлифов (около 1000шт.); систематизированы химико-битуминологические и пиролитические анализы пород; подсчитаны ориентировочные ресурсы подвижных (эмиграционных) и неподвижных УВ в нефтематеринских толщах рифея; выделены объекты благоприятные для возможного нефтегазонакопления; составлены табличные и графические приложения; сделаны выводы по всем разделам диссертации. В работе использовались фондовые материалы ООО «Башнефть-Геопроект» и других организаций.

Научная новизна

Основные защищаемые положения

3. Районирование рифейских отложений по степени перспектив нефтегазо-носности.

Практическая ценность работы

1. Установление ведущей роли в создании ресурсов УВ отложений ашитской и кубиязинской подсвит позволит на площадях глубокого залегания нижнерифей-ских пород, без существенного ущерба в оценке нефтегазоносности разреза, принимать в качеств проектного горизонта для бурения скважин среднерифейские отложения.

2. Выявление роли дизъюнктивных нарушений и деформационной тектоники в формировании возможных ловушек УВ.

3. Проведенное районирование по степени перспективности территории платформенного Башкортостана обеспечит возможность выбора рациональных наI правлений и размещения объемов ГРР.

В работах, опубликованных в соавторстве, автору принадлежат постановка задач, участие в лабораторных, аналитических исследованиях и обобщение полученных результатов.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Она изложена на 160 страницах и сопровождается 40 иллюстрациями и 18 таблицами. Список использованных источников включает 114 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Иванов, Денис Игоревич

Выводы.

1. Рифейские отложения имеют все предпосылки (наличие нефтегазопроявлений, присутствие нефтематеринских толщ, условий для нафтидообразования, коллекторов, покрышек, структур и гидрогеологических показателей) для проведения геологопоисковых работ на поиски возможных месторождений нефти и газа.

2. Формирование возможных месторождений нефти и газа в рифейских отложениях происходило в период последней тектономагматической активизации региона, происходившей в течение герцинского тектогенеза.

3. Из выделенных зон по степени перспективности в наиболее благоприятных для открытия возможных месторождений нефти и газа геологических условиях находится восточная, весьма перспективная, зона.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изучение геологических факторов в нафтидообразовании, катагенетических преобразований пород, геохимии органического вещества и оценка генерационного потенциала рифейских отложений позволили сформулировать следующие выводы:

1. Установлено, что нафтидообразование и возможное нефтегазонакопление в рифейских отложениях регулировались двумя ведущими геодинамическими процессами: рифейским рифтогенезом и герцинским тектогенезом.

2. Показано, что степень зрелости ОВ осадочных пород рифея, обусловленная региональным эпигенезом погружения, соответствует условиям зон нефте- и газообразования (ГЗН и ГЗГ). Более высокая преобразованность ОВ пород (до апокатагене-за) возникала на локальных участках под воздействием эндогенного и тектонического факторов.

4. Подтверждено участие органического вещества осадочных пород рифея в нафтидогенезе путем установления прямой корреляционной связи между органическим углеродом с сингенетичным хлороформенным битумоидом и суммой углеводородов (Si + S2), а также - обусловленностью нафтидопроизводящих свойств пород нефтематеринских толщ фациальным и палеоклиматическим факторами.

5. Установлено, что наилучшими нафтидопроизводящими свойствами обладают породы ашитской и кубиязинской подсвит, образованные в мелководноморских условиях с теплым, близким к гумидному, палеоклиматом. Для них установлена максимальная величина ориентировочных ресурсов эмиграционных УВ (SO, равная 55,3 млрд.тонн, и неподвижных УВ (S2), составившая 91,3 млрд. тонн. Для всего рифейского комплекса эти цифры составляют 81,1 и 120,0 млрд.тонн.

6. Установлено, что наиболее благоприятные условия для возможного образования скоплений УВ существуют и существовали в восточной, весьма перспективной, зоне благодаря развитию здесь всех нефтематеринских толщ. Формирование залежей УВ следует ожидать в песчаниках тюрюшевской, ротковской, тукаевской, усинской, леонидовской свит, в алгинской, урмиязинской и кожайской подсвитах, в трещиноватых зонах карбонатных и глинистых пород на всех стратиграфических уровнях.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Иванов, Денис Игоревич, Уфа

1. Акрамходжаев A.M. Нефть и газ продукты преобразования органического вещества. М.: Недра, 1982.- 261 с.

2. Андреев Ю.В., Иванова Т.В., Келлер Б.М., Морозов С.Г. и др. Стратиграфия верхнего протерозоя восточной окраины Русской плиты и западного склона Южного Урала//Изв. АН СССР, 1981 № 10.- С. 57-67.

3. Ардашева Т.С., Беляева Т.В., Валеев Г.З. Региональные геофизические исследования Башкортостана /Первые Тимергазинские чтения. Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана: Материалы конференции. Уфа, 2003. -Уфа: Тау, 2004. С. 148-161.

4. Арефьев О.А., Забродина М.Н., Русинова Г.В., Петров А.А. Биометки нефтей Восточной Сибири// Нефтехимия, 1993.- Т. 3.- С.488-504.

5. Баженова O.K. Флюидогенерационные толщи и их роль в структуре нефтегазоносных осадочных бассейнов/ Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М.: Наука, 1989.-С.27-34.

6. Башкова С.Е., Белоконь А.В. Новые подходы к поискам углеводородов в рифейских отложениях востока Русской платформы/ Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых. М.: ГЕОС, 2006. - С. 46-49.

7. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы.- Пермь: ИПК «Звезда», 2001.- 108 с.

8. Белоконь Т.В., Сиротенко О.И., Балашова М.М. Нефтегазоносность древних толщ востока Русской платформы/ Геология нефти и газа, 1996. -№7 С. 12-18.

9. Вассоевич Н.Б., Гусева А.Н., Тараненко К.И. К проблеме нефтегазообразования в докембрийских отложениях /Природа органического вещества и ископаемых осадков. М.: Наука, 1973. -С.150-159.

10. Гарецкий Р.Г., Кудельский А.Г., Айзберг Р.Е., Альтшуллер П.Г. Гео- и флюидо-динамика рифтогенеза/ Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносно-сти осадочных бассейнов,- М.: Наука, 1989.- С. 18-26.

11. Гаррис М.А. Зуфарова А.Н. Распределение в древних отложениях Башкирии рассеянного органического вещества/ Вопросы геологии восточной окраины Русской платформы и Южного Урала. Уфа: ГГИ БФАН СССР, 1959 вып. IV.

12. Гатиятуллин Н.С. Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы/М.: ГЕОС, 2003.-402 с.

13. Гатиятуллин Н.С., Изотов В.Г., Ситдикова JI.M., Ананьев В.В. Баранов В.В. Перспективы и проблемы нефтегазоносности рифейско-вендской формации востока Русской плиты// Сб. науч.доклад.- Пермь: КамНИИКИГС, 2001. С. 295-303.

14. Глинистые минералы как показатели условий литогенеза /Под ред. Е.П.Акулыпиной. Новосибирск: Наука, 1976. -192 с.

15. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., Каплан С.А., Галуев В.И. К концепции полигенеза нафтидов/ Сб. мат-лов Межд. науч. практ. конф. «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии». - СПб.: ВНИГРИ, 2007. - С.61-69. .

16. Грачев А.Ф. Рифтовые зоны Земли. М.: Недра, 1977.

17. Добрецов H.JI. Мантийные суперплюмы как причины главной геологической периодичности и глобальных перестроек/ ДАН СССР, 1977.-№6.-С.797-800.

18. Дриц В.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: смектиты, смешанослойные образования. М.: Наука, 1990. -С. 179-192.

19. Дьконова О.Б., Масагутов Р.Х. Основные особенности палеоклимата рифейского зона по результатам изучения глинистых пород// Мат-лы науч.-практ. конф.- Казань: Фэн, 2008.- С.190-194.

20. Егорова Н.П. Геохимические критерии нефтегазоносности докембрия Башкирского Приуралья /Проблемы геологоразведочных работ и разработки нефтяных месторождений. Сб. науч. тр. Башнипинефть. Вып. 74. -Уфа, 1986. С. 73-81.

21. Егорова Н.П., Байрак И.К. К вопросу о перспективах нефтеносности додевон-ских отложений Западной Башкирии/ Геология нефтяных и газовых месторождений Урало-Поволжья, Кавказа, Средней Азии. М.: Недра, 1966.- С. 62-71.

22. Егорова Н.П., Студенко Н.С. Битуминозность бавлинских отложений Западной Башкирии/Гр. УфНИИ, 1971. Вып. 29.- С. 255-265.

23. Егорова Н.П., Студенко Н.С. Перспективы нефтегазоносности рифейско-вендских отложений Башкирского Приуралья// Сб. науч. тр. БашНИПИнефть. Вып.83, 1991. С. 31-38.

24. Еремеев А.Н., Яницкий И.Н. Гелий раскрывает тайны земных недр/ Природа, 1975.-№ 1 .-С.23-33.

25. Еременко Н.А. Развитие принципов теории формирования залежей углеводородов/Геология нефти и газа, 1984.- № 12. С. 18-24.

26. Зуфарова Н.А. Органическое вещество верхнепротерозойских образований Башкирии/ М.: Наука, 1976. 107 с.

27. Иванова Т.В. Эпигенетические изменения пород верхнего протерозоя параметрической скв.1 Леузы// Мат-лы науч.-практ. конф. Уфа: Тау, 2002.- С. 196-201.

28. Иванова Т.В. Некоторые вопросы седиментогенеза нижнерифейских отложений северо-западной Башкирии// Тр. Геологич. инст. Казань, 1970.-Вып.26.-С.7-14.

29. Иванова Т.В., Иванов Д.И., Дьяконова О.Б. Катагенетические проебразования нижнего рифея параметрической скважины 7000 Арлан/ Материалы VI Международной научно-практической конференции. Уфа: ДизайнПолиграфСервис. 2006.-С.76-79.

30. Иванова Т.В., Лозин Е.В., Масагутов Р.Х., Дьяконова О.Б., Иванов Д.И. Геохимические и геодинамические факторы формирования коллекторов в рифейско-вендских отложениях Камско-Бельской грабеновой впадины/ Георесурсы, №1 (16). 2005.-№1 (16) С.34-36.

31. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Андреев Ю.В. Коллекторская характеристика песчаных пород верхнего протерозоя скв. 62 Кабаково (в связи с перспективами газоносности// Тр. Башнипинефти.- Уфа, 1993.- Вып. 87.- С. 57-63.

32. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Андреев Ю.В. Обоснование выделения надеждин-ской свиты нижнего рифея в восточной части Новотроицкой структурой террасы/ Тр. Башнипинефть. Уфа, 1998.-Вып.95.-С.37-44.

33. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Иванов Д.И. Сопоставление разрезов рифея Кам-ско-Бельской грабеновой впадины/ Материалы VI Международной научно-практической конференции. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006.- С.51-54.

34. Карцев А.А. Основы геохими нефти и газа/ М.: Недра, 1969.-269с.

35. Козлов В.И., Пучков В.Н., Масагутов Р.Х., Иванова T.B., Сергеева Н.Д., Горожанин В.М. Рифей-вендские отложения Камско-Бельского авлакогена, вскрытые скважиной 1 Восточно-Аскинская/ С.-Пб.: Недра, 2007. 135 с.

36. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1976,250 с.

37. Конторович А.Э., Трофимук А.А., Башарин А.К. Глобальные закономерности нефтегазоносности докембрия Земли// Геология и геофизика, 1996.- T.37, №8.- С.6-42.

38. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. М.: Недра, 1983.-200с.

39. Лозин Е.В. Тектоника и нефтегазоносность платформенного Башкортостана. Часть 1: Монография. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -73 с.

40. Лозин Е.В., Иванов Т.В., Масагутов Р.Х., Иванов Д.И. Нефтегазопроизводящие породы рифейских отложений Камско-Бельской грабеновой впадины/ Сборник материалов науч.-практ. конф. «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии»-СПб.: ВНИГРИ, 2007.С.210-217.

41. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. -М.: Наука, 1987. -143 с.

42. Маевский Б.И. Флюидодинамический режим в формировании и разрушении залежей нефти в зонах тектогенеза/ Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М.: Наука, 1989.-С.166-173.

43. Масагутов Р.Х. Литолого-стратиграфическая характеристика и палеогеография позднего докембрия Башкирского Приуралья// М.: Наука, 2002. 223 с.

44. Масагутов Р.Х. Литолого-стратиграфическая характеристика и полеогеография позднего докембрия Башкирского Приуралья// Автореферат диссерт. на соиск. уч.ст. доктора геол.-минер. наук. Уфа, 2006.- 51 с.

45. Масагутов Р.Х. Рифтогенез и перспективы нефтегазоносности рифея восточной окраины Восточно Европейской платформы //Георесурсы, 2000. - №2 (3). -С. 9-12.

46. Масагутов Р.Х., Иванов Т.В., Дьконова О.Б., Иванов Д.И. Верхний протерозой параметрической скв.1 Восточно-Аскинской площади/ Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006.- №1.- С.30-37.

47. Морозов С.Г. Рифейские, вендские и нижнепалеозойские образования востока Русской плиты и перспективы их нефтегазоносности/ Автореферат на соискание ученой степени доктора геол.-мин.наук. М., 1975.-49 с.

48. Муслимов Р.Х. Потенциал фундамента нефтегазоносности бассейнов резерв пополнения ресурсов углеводородного сырья в XXI веке/ Георесурсы, 2003. №4 (12).-С.2-5.

49. Муслимов Р.Х., Плотников А.В., Плотникова И.Н. К вопросу о роли эндогенного фактора в формировании и распределении нефтегазоносности осадочных бассейнов (на примере Татарстана)// Георесурсы, 2005.- №1 (16).- С.37-39.

50. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Л.: Недра, 1969. 240с.

51. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Количественная оценка нефтегазоматеринского потенциала рассеянного органического вещества (современное состояние, нерешенные вопросы)./Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментов. М.: Наука, 1982. С. 26-34.

52. Омельяненко Б.И. Воловикова И.М., Дриц В.А. и др. О содержании понятия серицит// Изв. АН СССР. Сер. геологич., 1982. № 5. - С. 69-87.

53. Пучков В.Н. Палеогеодинамика Южного и Среднего Урала. Уфа: Даурия, 2000. -146с.

54. Раабен В.Ф. Миграция горячих флюидов и нефтегазоносность осадочных бассейнов/ Флюидодинамичесий фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М.: Наука, 1989.-С.43-46.

55. Родионова К.Ф. Органическое вещество и нефтематеринские породы девона Волго-Уральской нефтегазоносной области/М.: Недра, 1967.-358с.

56. Романов В.А, Ишерская М.В. Рифей платформенного Башкортостана: стратиграфия, тектоника и перспектива нефтегазоносности/Уфа: Гилем, 2001.-125с.

57. Руководство по рентгеновскому исследованию минералов /Под ред. В.А.Франк-Каменского.-Л.: Недра, 1975. -400 с.

58. Симоненко В.Ф. Роль поровых растворов в процессах нефтегазонакопления/ Теоритические вопросы нефтегазовой геологии. Киев: Наук, думка, 1980.-С.98-120.

59. Соколов Б.А. Эволюционно-динамические критерии нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1985.-168с.

60. Сурков B.C. Рифтогенез и нефтегазоносные бассейны Сибири// Геология нефти и газа.- 1998.-№10- С. 33-36.

61. Тимергазин К.Р. Додевонские образования Западной Башкирии и перспективы их нефтегазоносности. Уфа: Изд-во ГГИ БФАН СССР, 1953. -311с.

62. Трофимук А.А., Камалетдинов A.M., Казанцева Т.Т., Казанцев Ю.В., Романов В.А., Постников Д.В. Перспективы венд-рифейских отложений Башкортостана/ Вестник Академии наукРБ, 1996,- Т.1. № 2. -С.55-61.

63. Хайн В.Е., Соколов Б.А. Флюидодинамический анализ новый этап развития учения о нефтегазоносности осадочных бассейнов// Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов.-М.: Наука, 1989.-С.18-26.

64. Чилингар Дж.В., Биссел Х.Дж., Вольф К.Х. Диагенез (и катагенез) карбонатных пород// Диагенез и катагенез осадочных образований. М.: Мир, 1971.- С. 165-290.

65. Штрюбель Г., Циммер З.Х. Минералогический словарь/ М.: Недра, 1987.- С.219.

66. Юсупов С.Ш., Масагутов Р.Х. Новые данные по минералогии, термометрии и геохимии нефтегазоносных районов Башкирского Предуралья/ Труды X Международной конференции по термобарогеохимии. Александров, 2001. - С. 399-434.

67. Яруллин К.С., Романов В.А. Условия нефтегазонакопления в вендско-рифейских отложениях Башкирии/ Изв. АН СССР. Серия геологии, 1981. № 8 - С. 106-117.

68. Crystal structures of clay minerals and their X-ray indentification/ Eds.: G.W. Brindley and G.Brown. London, 1980. P.411-436.

69. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. La pyrolysis Rock-Eval et ses application (troiseme partie) // Revue de 1, IFF, 1986. Vol. 41, P.73-89.

70. Fowler M.G., Douglas A.G. Saturated hydrocarbon biomarkers in oils of Late Precam-brian age from Eastern Siberia// Org. Geochem., 1987. 11. P.201-203.

71. Jackson T.A. A relationship between crystallographic properties and chemical properties of extractable organic matter in pre-phanerozoic and phanerozoic sediments/ Clays and clay minerals, 1977. V.25. P.187-195.

72. Patnode H.N. Relation of organic matter to colour of sedimentary rocks/ BAAPG, 1947.- V.25. P.1921-1933.

73. Peters K, Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyroly-sis//AAPG Bull, 1984.- № 3.- P. 318- 329.

74. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide. Interpreting molecular fossiles in Petroleum and ancient sediments. Prentce Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1993, 363p.

75. Powers M.G. Fluid-release mechanismes in compacting marine mudrocks and their emportrance in oil exploration// Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 1967, V.51. #11. P.1240-1254.

76. Simoneit B.R.T., Philp R.P., Jenden P.D. Galimov E.M. Organic geochemistry of DSDP sediment from Gult of California hydrothermal effect on unconsolidated diamond ooze/ Org. Geochem., 1984, V.7. №3/4. P. 173-205.

77. Tissot В., Deroo G., Hoods A. Geochemical study of the Uinta basin: formation of petroleum from the Green river formation/ Geochim. et. cosmochim. acta, 1978, V.42. P. 14691485.

78. Tissot В., Welte D.H. Petroleum formation and occurence. Heidelberg: Springerverlag, 1978, 538 p.

Информация о работе

Иванов, Денис Игоревич
кандидата геолого-минералогических наук
Уфа, 2008
ВАК 25.00.12

Диссертация

Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений платформенного Башкортостана на основе изучения нафтидогенерационного потенциала - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы