Тектоно-седиментационные особенности северных и западных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

Проворов, Виктор Михайлович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Тектоно-седиментационные особенности северных и западных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Тектоно-седиментационные особенности северных и западных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции"

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ

ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

РГ В

ь СЕН

оа

На правах рукописи ПРОБОРОВ Виктор Михайлович

ТЕКТОНО-СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ОСОБЕННОСТИ СЕВЕРНЫХ И ЗАПАДНЫХ РАЙОНОВ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

04.00.17 — Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук (в форме научного доклада)

Пермь, 1994

Работа выполнена в Камском научно-исследовательском институте комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин (КамНИИКИГС ГНПП «Недра»)

Официальные оппоненты: чл.-кор. РАЕН, доктор геолого-мииералогнческих наук профессор А. Н. Золотов; доктор гео-лого-мннералогических наук профессор Б. С. Лунев; доктор геолого-минералогических наук А. А. Зиновьев

Ведущая организация — Государственное геологическое предприятие Удмуртгеология

Защита состоится Я/___ ¡994 г

в _гЛ_ час. на заседании специализированного совета

Д.063.59.02 при Пермском государственном университете по адресу: 014600, г. Пермь, ГСП, ул. Букирева, 15.

С диссертацией и основными опубликованными работамц можно ознакомиться в библиотеке Пермского государственного университета.

/ ^ ¿с*/?'> г/

Автореферат разослан _» г-/».^ 1994 г_

Ученый секретарь специализированного совета, доцент

В. А. Гершанок

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Северные и западные районы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) охватывают территорию Свердловской, Пермской, Кировской, Нижегородской, Пензенской, Ульяновской областей, республик Удмуртия, Марин Эл, Мордовии, Чувашия с общей площадью 563,3 кв. км, что превышает территорию Франции, Данин и двух Бельгии. По состоянию на 1.01.1993 года на этих землях уже открыто 270 месторождений нефти и газа. Систематическим анализ тектоно-седимептациоппых особенностей развития и современного строения территории в связи с количественной оценкой перспектив ее нефтегазопоспости был начат соискателем с середины 60-х годов (Пермская, Кировская, Ульяновская области, республика Удмуртия и др.). С начала 70-х годов появились первые симптомы снижения эффективности нсфтепоисковых работ и, как следствие, возникла угроза спада уровня добычи нефти и газа. Для стабилизации работы нефтегазодобывающей отрасли в Урало-Поволжье необходимо было находить все новые эффективные направления поисков месторождений. Выполненный комплексный анализ материалов позволил автору разработать схему строения верхиедсвопско-турпейского палеошельфа северных и западных районов Урало-Поволжья, выделить зоны развития разновозрастных оргапогенно-карбонатных массивов на внутренних бортах Камско-Кинельскоп системы впадин (ККСВ). Поиск связанных с ними локальных структур привел к планомерному открытию целого ряда новых нефтеносных структур, «спутников» более крупных месторождений. В северных и западных районах Урало-Поволжья автором были выделены вначале Камско-Внтская, а затем Камско-Волжская самостоятельные системы некомпенсированных впадин к северу и к западу от ККСВ, что вместе с Уткинско-Ссребрянской системой впадин (УССВ), а также с наличием Камско-Волж-ского и Волго-Уральекого палеоархипелагов позволило обосновать целый ряд новых направлений поисков нефти и газа. В дальнейшем эти направления ознаменовались положительными результатами понсковоразведочиых работ

Г 3

(залежи нефти в франских и фаменских карбонатах: Дебес-сы, Смольники п Удмуртии и др.)- Подтверждение впадин Камско-Волжской системы (КВСВ) сейсморазведкой, новые воззрения автора на тесную связь геологического развития )1 строения осадочного чехла с разломно-блоковой тектоникой фундамента, а также на последствия крупных перерывов в осадконакоплсшш позволили повысить нефтеперспектив-ность регионов, рапсе считавшихся практически малонерспск-тнвными или бесперспективными (напр., Токмовский, Коми-Пермяцкий своды и др.), а также осуществить нефтегазогео-логичсское районирование па базе выделения структурно-фа-циальиых зон иефтегазопакоплепия, установить важную роль узловых зшшлатформепных впадин и узловых локальных структур в формировании наиболее крупных очагов генерации углеводородов, ареалов нефтегазопакопления и месторождении углеводородов (УВ). Исследования автора проводились в рамках проблемной тематики Мингео СССР, РСФСР и Роскомнедра по научному обоснованию направлений и планов нефтегазопоисковых работ на базе анализа истории развития территории, ее современного строения, количественной оценки ресурсов нефти и газа, а также закономерностей формирования и размещения месторождений У В.

Цель и задачи исследований. Целью исследовании являлось изучение влияния тектоио-седиментационных особенностей развития и современного строения северных и западных районов Волго-Ура'льской НГП на закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа, нефтега-зогеологическое районирование территории, качественную и количественную оценку перспектив иефтегазоносности и на этой основе — научное обоснование дальнейших-направлений поиска месторождений нефти и газа для повышения эффективности поисковых работ и восполнения базы нефтедобычи.

Достижение данной цели исследований осуществлялось путем решения следующих задач:

— анализ тектонических особенностей строения территории;

— анализ седиментационных особенностей формирования осадочного чехла;

— установление роли тектоно-седнвментационных особенностей развития и строения территории в формировании очагов генерации и ареалов аккумуляции УВ;

— нефтегазогеологическое районирование территории;

— на основе решения вышеназванных задач разработать научное обоснование приоритетных направлений региональных и поисковых работ на нефть и газ в северных и западных районах ВолгоУральскоп НГП.

Научная новизна. Составлена новая схема строения верхней части фундамента. Установлена тесная связь его подвижек с развитием отдельных крупных регионов территории и их частей. Разработана схема тектоники территории с учетом различных структурных этажей. Построена схема строения гчрхпсдевонско-турнейского палеошельфа для северных и западных регионов Урало-Поволжья, установлено влияние на его развитие тектоники фундамента. Установлен комплекс из трех протяженных систем некомпенсированных впадин: Кам-ско-Вятской, Камско-Кдшельской и Уткинско-Серебрянской с разобщающим их Камско-Волжским п Волго-Уральским па-леоархипелагами. Внутри палеоархипелагов развиты одноименные системы палеовпадин, обычно выделяющихся не по мощности, а по возрастанию степени глинизации разреза и обогащению рассеянным органическим веществом. С ними в пределах Камско-Волжского палеоархнпелага могут быть связаны предвизейские и внзейские русловые песчаники — пути дальнейшей миграции флюидов из ККСВ на запад. При участии (по Пермской области) литологов и стратиграфов КамНИИКИГС автором впервые показаны зоны развития разновозрастных верхнедевопско-турневских органогепно-карбонатных массивов па бортах ККСВ, а также возможные типы ловушек на клиноморфных разрезах бортов ККСВ. Автором были выделены новые зоны развития поздпегерцип-ских рифов (Тулумбасовская, Тунеговская, Ураковская в новом понимании и др.) с примыкающими с востока зонами развития пород доминикового облика. В период работы в геологопоисковой конторе треста «Пермнефтеразведка» по данным структурно-поискового бурения автором выделены новые валы различного происхождения: Тулумбасовскип, Вес-ляиский, Майкорский, Ольховский, Очерский, позднее — Де-бесский, Зуринский, Пионерский, Неопольский и другие. Произведена классификация локальных структур по генетическому и морфологическому признакам, разработана методика определения возраста структур-ловушек тектонического происхождения. Впервые показана большая роль субвертикаль-пых неотектонических движений блоков фундамента, что нашло отражение в образовании ступенчатых уклонов зеркала воды р. Камы и ее важнейших притоков, а также в современном переформировании залежей УВ. Впервые также отме-

чсны признаки сдвиговых деформации земной коры. Показано отсутствие Предуральского прогиба, как зоны прогибания земной коры. Соискателем были определены пути дальнейшего изучения верхнедевонско-турнейского палеошелъфа для северных и западных районов Урало-Поволжья. Доказана ведущая роль тектопо-седиментацнонных факторов в перспективах нефтегазоносности территории. Установлено, что среди гетерогенных эпнплатформенпых впадин в формировании основных очагов генерации и ареалов аккумуляции сингеыетичных УВ решающую роль имеют узловые впадины, а к узловым локальным поднятиям приурочены наиболее крупные месторождения нефти. Показаны перспективы поиска поднятий разного типа. Проведено пефтегазогеологн-чсское районирование территории па новой базисной основе выделения структурно-фациальны.х зон нефтегазонакоплепня с прогнозом выявления залежей в неизученных осадочных комплексах. Осуществлена количественная и геолого-экономическая оценка прогнозных ресурсов нефти и газа. Использован геолого-экономический подход к выделению наиболее эффективных направлений нефтепоисковых работ среди различных регионов и на этой основе обоснованы приоритетные направления нефгегазопоисковых работ в малоизученных регионах и комплексах для восполнения базы нефтегазодобычи путем открытия новых зон нефтегазонакопления как в старых, так и в новых районах проведения поисков месторождений.

Практическое значение работы заключается в установлении роли тектопо-седиментациопных особенностей в распределении перспективности гетерогенных регионов исследуемой территории, в качественном и количественном прогнозе нефтегазоносности этих регионов, в научном обосновании наиболее приоритетных направлении поисковых работ как в районах с уже развитой нефтедобычей, так и в новых малоисследованных регионах северной и западной частей Волго-Ураль-ской НГП и расширении ее перспективных земель на западе. По результатам выполненных исследований разрабатывались и передавались в производственные организации рекомендации и пятилетние планы по направлениям и объемам поисково-разведочных работ, что послужило научным обеспечением выполнения государственных планов по приросту промышленных запасов нефти на предприятиях системы Роском-недра. Под руководством и непосредственном участии автора в 1992 году разработаны новые государственные программы геологического изучения недр и развития минеральпо-сырье-

пой базы и добычи нефти на 1993—1997 гг. и перспективу до 2005 года по территории Свердловской, Кировской, Ульяновской, Пензенской областей, республики Удмуртия и трех республик Среднего Поволжья. Они утверждены н Роскомпедра и переданы производству для внедрения.

Реализация результатов исследований. В результате реализации материалов исследований, рекомендаций и планов геологоразведочных работ (ГРР) найден целый ряд новых месторождений, связанных с облеканием более молодых ор-ганогепио-карбопатиых массивов в бортовых зонах ККСВ и ее внутренних выступов в северных районах Урало-Поволжья. Внедрение новых направлений поисковых работ в Удмуртии привело вместо наметившегося в 1965 году их спада к открытию новых, в том числе и крупных месторождений нефти. При этом успех был достигнут не только в зоне развития ККСВ, по и к северу от нее, где в среднем карбоне Верхнекамской впадины было открыто много нефтяных месторождений, а также первые залежи в карбонатах франского и фа-мепского возраста, уникальная залежь додевонскои нефти в террпгонном девоне. II поныне геологическая эффективность глубокого бурения в Удмуртии в 2—2,5 раза превышает таковую по смежным землям Урало-Поволжья, в чем не последнюю роль сыграли исследования и рекомендации, выполненные автором и под его руководством. Важно отметить значительный рост эффективности поисково-разведочных работ на территории Ульяновской области, где в соответствии с пашей оценкой перспектив на Знмницком борту Усть-Че-ремшанскоп впадины ККС ежегодно открываются все новые залежи нефти. Открыто Володарское месторождение нефти в нижнем карбоне на Жигулевско-Пугачевском своде, что практически подтверждает перспективность земель этого региона к югу от Жигулевского вала. Сейсморазведкой подтверждаются различные впадины и выступы в пределах относительно мелководной области развития позднедевопско-тур-иейского палеошельфа, в том числе па Токмовском и Камском сводах. Это в ближайшей перспективе приведет к открытию новых зон нефтегазонакоплгния. Уже доказаны сейсморазведкой Костромской ГЭ зоны выклинивания мощной (более 1200 м) толщи терригеппых пород девона на ступенчатых бортах Казаиско-Кажимского азлакогепа, который, по мнению диссертанта является самостоятельной зоной генерации и аккумуляции нефти. Это позволяет планировать здесь новые нефтепоисковые работы. За участие в открытии месторождений автор был удостоен премии, присуждения. звания

«Отличника разведки недр» и «Заслуженного геолога РСФСР».

Публикация и апробация работы. Результаты исследований автора изложены в 90 печатных научных трудах и в 68 рукописных фондовых отчетах. Из опубликованных в настоящем докладе обобщено 66 работ. С соавторами изданы две монографии, 2 справочника, две карты по СССР, одна по РСФСР.

Материалы исследований докладывались на геолого-технической конференции .«Геологическое строение и минеральные ресурсы Кировской области» (Киров, 1967); на симпозиуме «Связь поверхностных структур земной коры с глубинными» (Киев, 1970); па научно-техническом совещании «Трассирование геофизическими методами зон, перспективных на литолого-стратиграфические залежи нефти и газа» (Пермь, 1979); на XV научно-технической конференции (Пермь, 1975); на научно-технической конференции «50 лет пермской нефти» (Пермь, 1979); на научно-техническом совещании «Результаты геологоразведочных работ на нефть и газ в Пермской области в десятой пятилетке и основные направления работ на одиннадцатую пятилетку» (Пермь, 1980); на межведомственной стратиграфической конференции «Зональная стратиграфия, ее роль, методы и задачи в деле повышения эффективности геолого-поисковых работ на нефть и газ» (Москва—Уфа, 1981); на научно-техническом совещании «Результаты выполнения комплексного проекта геологоразведочных работ на нефть и газ в Пермской области за 1980 год и наиболее эффективные направления этих работ на 1982 год» (Пермь, 1981); на выездном заседании секции Ученого Совета ИГиРГИ «Геология нефти и газа» и «Геологоразведочные работы и перспективы развития сырьевой базы отрасли» (Волгоград, 1982); на семинаре «Применение сква-жинной сейсморазведки с целью решения структурных, лито-лого-стратиграфических задач и изучение сейсмических параметров околоскважинного пространства» (Пермь, 1982); на совещании «Условия формирования крупных зон нефтегазо-накопления» (Астрахань, 1982); па научно-технической конференции «Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермской области» (Пермь, 1982); на заседании экспертной комиссии секции нефти и природного газа НТС Мингео РСФСР по вопросу «Определение перспектив нефтегазоноспости и дальнейших направлений работ на территории Кировской, Горьковской и Пензенской областей» (Ярославль, 1983); на совещании «За-

кономерпыс связи цикличности осадочного чехла, тектонических движении с процессами пефтегазонакоплеиия» (Пермь, 1983); па научно-технической конференции «Трассирование геофизическими методами зон, перспективных на лнтолого-стратнграфические залежи пефги и газа» (Пермь, 1983); на научно-технической конференции «Повышение эффективности поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья» (Пермь, 1985); на Всесоюзном совещании по проблеме «Сдвиговые тектонические нарушения и их роль в образовании месторождений полезных ископаемых» (Ленинград, 1988); на конференции «Основные направления научно-технического прогресса в развитии нефтяной промышленности Пермского Прикамья» (Пермь, 1989); на конференции «Геологические исследования и охрана окружающей среды на Западном Урале» (Пермь, 1991); па Международном конгрессе «Пермская система земного шара» (Пермь, 1991); па заседании Второй Всесоюзной школы-семинара «Карбонатные формации и условия их образования» (Свердловск, 1991); па научно-практической конференции «Блоковое строение земной коры и ее нефтегазоносиость» (Санкт-Петербург, 1994) и многократно — на совещаниях, проведенных Мипгео СССР, РСФСР п Роекомпедра по планам геологоразведочных работ и на научно-технических советах производственных предприятий.

Защищаемые положения:

— тектоио-седи.меитациопные особенности развития и современного строения позднедевопско-турпенского палеошель-фа играют наиболее важную роль в степени перспективности гетерогенных регионов на нефть и газ;

— нефтегазогеологическое районирование территории на базисной основе выделения структурно-фациальных зон неф-тегазонакоплепня (ЭНГН);

— взаимное пересечение эпиплатформеиных впадин тектонического н седиментационного происхождения — важнейший критерии формирования основных очагов генерации и ареалов аккумуляции УВ;

— узловые локальные поднятия —• приоритетные объекты поиска наиболее значительных месторождений УВ в малоизученных районах.

1. Тектонические особенности строения территории [1—3, 5, 8, 9, 10, 12—15, 18, 19, 22, 24, 27, 28, 30—32, 34, 35, 42, 64, 66].

В рельефе поверхности фундамента на территории северных и западных районов Волго-Уральской НГП выделяются

три крупные положительные системы сводовых поднятий: Токмовско-Сыктывкарекая, Татарско-Коми-Пермяцкая, Кун-гурско-Камская и Жигулевско-Пугачевскии свод. Они разделены Казаиско-Кажимским авлакогепом с Мелекесскоп впадиной и Гайнско-Кудьшкарскои зоной разломов с Калта-синским авлакогеном [5, 8, 64 и др.]. Породы фундамента представлены гранито-гпейсами, перемятыми в складки, ии-трудированными вулканогенными породами и катаклизиро-ваппыми в зонах разломов. В зависимости от условий развития и последующей эрозии верхние части плитпых блоков оказались разновозрастными. К наиболее древним блокам беломорид отнесены Сысольский, Токмовский, Жигулевско-Пугачевский, Коми-Пермяцкий, Альметьевский, Камский и Красноуфимскин беломорские массивы, слагающие вышеупомянутые системы сводовых поднятий фундамента. Беломори-ды характеризуются мозаичными гравимагнитными полями с общим положительным фоном {9]. По-своему стратиграфическому положению они сопоставимы с татарским гнейсовым комплексом фундамента Урало-Поволжья, имеющим абсолютный возраст 2010—2180 млн. лет и с иижнетарташскнм гнейсовым комплексом Урала. Верхняя возрастная граница последнего проходит на рубеже 1900—2000 млн. лет, а его формирование М. А. Гаррис (¡964) связывает с беломорским тектоно-магмато-метаморфическим циклом. Нижняя возраст-пая граница нижнетараташского комплекса определена по интрузии с абсолютным возрастом 2600 млн. лег (Овчинников и др., 1964). Исходя из этого, беломориды были отнесены автором [9, 15] не к архею, а к нижнему протерозою, поскольку лишь граница между беломоридамп и нижележащими са-амидами (Балтийский щит) соответствует кипорепскому орогенезу, с которым увязывается верхняя граница архея (лучше— нижняя граница протерозоя) в топотшшческой местности Канадского щита (Семихатов, 1964). От зон развития более молодого, т. е. карельского фундамента беломориды отделяются по системам глубинных разломов. Карелиды прослеживаются с территории Карелии и Финляндии, где возраст карельских, свеко-фенских гранитов и метаморфических пород укладывается в интервале 1850—1650 млн. лет (Полканов, Герлипг, 1961), что сопоставимо с пепокепским или гудзонским орогенезом (1700 ±150 млн. лет), к которому М. А. Семихатов приурочивал границу нижнего протерозоя со средним в топотипической местности Канадского щита. Карелиды сопоставимы с башкирским гранито-гнейсовым комплексом и с верхпетараташским комплексом Башкирского

аптиклипория, имеющим абсолютный позраст 1650—1800 млн. лет (Гаррнс и др., 1961'и др.). Они характеризуются вытянутыми и даже линейными гравимагпитпыми полями, наблюдаемыми па складчатом Урале вплоть, до Тагпло-Магшгго-горского сипклипория. Иногда по гравимагпитпым полям .бс-ломориды, как это паблюдастся па Балтийском щите н с их аналогами на Украинском щите, «просвечивают» сквозь сохранившийся от размыва маломощный этаж карелнд [9, 1.5 и др.]. . • _

Наиболее приподнятые участки сводов фундамента обыч-н ) расположены на глубине 1,6—2,0 км [1, 2]. В пределах Токмовского свода на одноименной и других вершинах он залегает па отметках от минус 0,8 км до минус 1,0—1,7 км (Чепиков и др., 1.967). Вершины свода разделяются депрес-сионпыми участками, нередко ограниченными глубинными разломам!! фундамента. Размеры свода составляют примерно 350X 450 км. С юго-запада свод глубинными разломами отделяется от Воронежской антеклизы Рязано-Саратовским (или Пачелмским) авлакогепом. с глубиной залегания поверхности фундамента более 4,0 км. На юго-востоке Токмов-скип свод отделен от Жигулевско-Пугачевского западной частью Ставропольской депрессии, обычно называемой Кузнецким грабеном или седловиной. На востоке свод по разлому ограничен Мелекесскон впадиной с глубиною фундамента около 1,8—2,2 км и лишь в собственно Ставропольской депрессии (т. е. в южной части Мелекесской впадины)—до минус 3 км. Далее па север свод граничит с Казанской седловиной, отделяющей его от Татарского свода фундамента. С севера ' Токмовский свод по системам разломов отделен от Котелышчского Марийской седловиной с глубиною фундамента около 1,9—2,0 км, а па северо-западе ограничен Московской сипеклизой, где глубины фундамента достигают 2,5— 3,5 и более км [2, 5, 42, 62 и др.].

Вершины фундамента в пределах свода в различной степени отражаются в строении осадочного чехла, который подразделяется на несколько структурных этажей и ярусов [24, 27]. К, разломам фундамента приурочены крутые крылья влаов различного простирания. На Ульяновской вершине установлен Борлинский вал субмерндиональиого простирания с . пока единственным месторождением нзфти

на своде. Восточная часть Канашского выступа осложнена Карлинскон кольцевой структурой диаметром около 40 км. К вершинам фундамента тяготеют также намечаемые памп (рис. 3) палеоплато верхнедевонско-турнейского Камско-

Волжского палеоархипелага [60 и др.]. Строение Токмовского свода в связи с региональными изменениями мощностей отдельных стратиграфических подразделений по разрезу с глубиной несколько меняется. Мезозойский структурный этаж на восточной части свода образует Ульяновско-Саратовский прогиб. Теряет четкость и западная часть Токмовского свода.

Жигулевско-Пугачевский свод в пределах исследуемой территории представлен лишь своей северо-западной частью. По данным Костромской геофизической экспедиции (Сапрыкин, 1992) свод фундамента надвинут по системе глубинных разломов в северном направлении па Кузнецкую седловину. Северный край надвинутой плиты, представленный Жигулевским валом, осложнен поперечными нарушениями на отдельные блоки, что напоминает характер краевых надвигов Атласа в алжирской Сахаре. Глубина залегания фундамента от 1,6 км на востоке возрастает до 2,0 км на западе, где свод также ограничен глубинным разломом. С запада свод также как и на севере ограничен значительной флексурой. В Кузнецкой седловине, разделяющей два вышеназванных свода, по данным новейших гравиметрических наблюдений предполагается наличие нового субширотного вала.

Рязано-Саратовский или Пачелмский прогиб отделяет Токмовский свод от Воронежской антеклизы. Центральная часть прогиба выполнена додевонскими толщами. К основанию северного склона прогиба приурочен приразломный Ке-рснско-Чембарский вал, к основанию южного — приразломный Сердобский вал (Грязнов, ¡967). В восточной части прогиба проходит юго-восточное окончание Сурско-Мокшинского вала. К северу от Кикинского поднятия в пределах этого вала в зоне его пересечения с осью Жигулевского вала автором прогнозируется наличие Чирчимской значительной узловой структуры.

Московская синеклиза делится на две части: центральную и восточную. Центральная часть синеклизы прослеживается по всем структурным этажам. В фундаменте развит довольно сложный Среднерусский грабен, снивелированный древними толщами рифея и венда. Восточная часть Московской синеклизы ограничена Вятской зоной валов и является наложенной. Она перекрывает Сыктывкарский, Котельничский своды, а также Великорецкую и Марийскую седловины, ограничивающие эти своды. Их западные склоны автором выделены в единую Ветлужско-Опаринскую моноклиналь [2 и др.]. В то же время она является и восточным склоном сквозной части Московской синеклизы. В пределах этой монокли-

иалн геологоразведочными работами в общих. чертах установлены Рождественский, Вгдсоковский, Варна вннскнн, Уроньскпл. Хиойнннскин, Владимирский валы и другие структуры. Длина налов от 50 до 100 км, ширина от 7 до 15 км. Их амплитуды по пермским отложениям 30—120 м. В восточной наложенной части ¿Московской сннсклизы в пределах Сыктывкарского свода установлен Кобринскпн вал. Па Ко-тслышчском погребенном своде закартнровапы Тужипскин, Сапчурский, Рудаковскпй и Тонкинский валы, а па Марийской погребенной седловине—Почннковскнй вал (Давыдов, 1907 п др.). Крутые крылья валов приурочены к разломам или мобильным зонам фундамента. На юге Московской сннсклизы расположена уникальная Ковернинская кольцевая структура диаметром около 80 км.

Мелскссская ппаднпа расположена между Токмовским, Татарским и Жнгулсвско-Пугачегским сводами и прослеживается по всем структурным ярусам эйфельско-ннжпетрнасо-ного структурного этажа. Ее центральную часть осложняет Знмшшкип тектоио-седимеитациоиный вал, приуроченный к юго-западному оргаиогепно-карбонатному борту Усть-Чсрем-шанской впадины [42] Камско-Кипельскон системы (ККС). Нами значительно расширена зона восточного борта Усть-Че-рсмшапскоП впадины, прилегающего к западному обрамлению Альметьевском вершины Татарского свода. Это значительно повышает перспективы поисков структур-спутников, связаных с фамеиско-турненскнми н турненскимп рпфогенпо-карбопатными массивами. Кроме этого, иначе трассируется автором и западный борт северного продолжения Усть-Чсрем-шанскоп ¡¡падины ККС. Оп проводится памп не восточнее Бугровской площади, а значительно западнее се. При этом западный борт впадины как бы делится устьями двух «рукавов» (впадин) Камско-Волжского палеоархнпелага: Ульяновским, который нами трассируется в западном направлении севернее Ю.-Охотнпчьей структуры на Токмовский свод, и Буннским, который проходит к северо-востоку от Карлин-ской кольцевой структуры и простирается па сотни километров (рис. 3) как одна из впадин Камско-Волжского палеоархнпелага до Ненскон площади в Костромской области (Московская сипеклнза). Северный борт Усть-Черемшанскон впадины Камско-Кииельской системы памп проводится по южному крылу Кукморской вершины Северной части Татарского свода, что расширяет нефтеперспектнвность и Западной Татарии [60 и др.].

Казаиско-Кажимский авлакогеи при длине около 600 км

имеет ширину от 40 до 110 км на юге. Южное окончание его по построениям автора раздвоено, т. е. имеет классический «ласточкин хвост». Борта носят ступенчатый характер, осложнены системами разломов, сопровождающимися проявлениями вулканизма. Глубина фундамента достигает глубин 1,9 км, а па севере в узкой части —2,8 и более километров. Через Казанскую седловину авлакоген сообщается с Меле-кесской впадиной, а на севере раскрывается в Притиманский склон фундамента Русской плиты. Как отрицательная крупная структура он прослеживается лишь от кровли среднекы-повских отложений вплоть до фундамента. Центральный грабен авлакогена снивелирован рифейекими и вендскими отложениями. В падсреднедевонских структурных этажах, включая мезокайиозойские отложения, авлакоген представлен системой линейных дислокаций — Вятской зоной валов: Сысольским, Иванцевско-Гавриловским, Сырьянским® Вож-гальским, Верхошнжемским, Ивкинско-Кукарскиы, Шургпн-ским, Кужиперским и Ронгинским. Все валы асимметричны, крутые крылья приурочены к разломам фундамента. В их своды П. А. Софроницкий допускает возможность пластического нагнетания верхнедевонских глин. Длина валов колеблется от 50 до 100 и более км при ширине 8—20 км и амплитуде от 20—50 до 200 и более метров в пермо-карбонс [14, 27 и др.].

К востоку от Казанско-Кажимского авлакогена на юге расположена Северная вершина Татарского свода (ТС). На севере она ограничена Чепецкоп седловиной, от Верхнекамской впадины на востоке — системой флексур в осадочном чехле, связанных с Удмуртской системой разломов фундамента. От Южной (Альметьевской) вершины свода Северная отделяется Нижнекамской зоной линейных дислокаций или системой приразломных валов: Нылгинским, Можгинским, Гра-ховским, Покровским, Елабужско-Бондюжским, Усть-Икским и Новоелховско-Азевским. Северная вершина ТС состоит из Немского выступа с Ломикским и Ярским куполами, разделенными Унинскнм прогибом, Удмуртского и Кукморского выступов. Удмуртский выступ осложнен Пионерским прираз-ломным валом, а также Красногорским и Вавожским валами, связанными с облеканием позднедевонско-турненских органо-генпо-карбонатных массивов Вавожского борта Можгинской впадины ККС. К западу от Пионерского вала нами намечена Ново-Зятницкая зона меридиональных дислокаций фундамента, которой в осадочном чехле предположительно будет соответствовать зона развития локальных структур, перспек-

тивных па нефть в терригенном девоне и в карбоне. Удмуртский выступ от Немского отделяется Кильмезским прогибом. При этом Немский частично надвинут на этот прогиб в период инверсии Казапско-Кажимского авлакогена с образованием принадвнгового Сюмсшгско-Глазовского вала. Кукмор-скпй выступ испытал аналогичное перемещение на Мамадыш-ско-Кокарский грабен, что подтверждено и бурением [1, 2, 31].

Коми-Пермяцкий свод по беломорскому фундаменту имеет размеры 120 X 280 км. Кирснпским грабеном он делится на Вороньннский (Климковский) и Лойнинский выступы. Отметки глубины фундамента на своде колеблются от минус 1,6 до минус 2,0 км. С востока Лоишшскую вершину ограничивает намечаемый нами Афанасьевский грабен фундамента. С востока свод отделяется от Камского беломорского плитного блока Гайнско-Кудымкарской зоной карелид (по абсолютному возрасту фундамента), представляющую систему субмерндиональпых разломов. На вершине свода средний карбон залегает прямо на фундаменте. Свод по среднекыпов-ско-вендским отложениям с севера не замыкается. Начиная с кыновских отложении, вследствие раздува их мощностей в Казапско-Кажимском авлакогепе, па месте свода в верхпеде-копско-яспополянском структурном подэтаже нами выделена Коми-Пермяцкая моноклиналь, она в свою очередь погребе-па одной из частей Верхнекамской впадины [12]. Головы срезанных предвнзсиским размывом региональных нефтеносных комплексов венда, девона и нижнего карбона несогласно перекрыты средним карбоном. Это создает условия для поиска залежей нефти различного типа.

Камский беломорский массив по своей морфологии представляет восточный склон Коми-Пермяцкого свода или Сы-сольско-Комп-Пермяцкон аптсклизы (в понятии Фотиади, 1958), названный К. С. Шершневым Камской моноклиналью. Поверхность фундамента здесь с отметок минус 2—2,5 км па западе погружается па восток до глубин с отметкой минус 3—5 км па Камской плите и до 4,5 км и глубже — на Соликамской плите. Важно отмстить здесь также наличие неотек-юнически активной Савинскоп зоны разломов. С юга Коми-Пермяцкий и Камский беломорские плитные блоки ограничены Обвинскоп (ранее автор называл ее Чермозской) системой глубинных разломов, отделяющей их от зоны развития карелид [27 и др.].

Камская моноклиналь прослеживается от поверхности фундамента и вверх по разрезу лишь до тульских отложении.

Выше их в окско-серпуховско-нижнепермском структурном под'/гаже на этом месте развит Камский свод, погребенный в верхнепермском структурном ярусе (вместе с Соликамской впадиной) восточной частью Верхпекамской впадины. На Камском своде выделяются северная часть Кочевского, Ку-дымкарского, Воскресенского, Романшорского валов тектонического происхождения, т. е. сквозных, а также Майкор-скпа и Касибский, связанные с облекапием органогенио-кар-бопатпых массивов бортов Камско-Кипельской системы впадин [35]. Крутые крылья валов тектонического генезиса, простирающихся па юг в Чермозскую седловину ВКВ, приурочены к разломам фундамента [12, 66 и др.].

Верхнекамская впадина (ВКВ) гетероморфпа в своих различных частях и доминирует по площади развития. Южная, или Бородулипско-Фокннская часть впадины прослеживается по всем структурным этажам. Она перекрывает Кал-тасинский авлакоген и делится зоной Чутыро-Киенгопского вала и Ножовского выступа па две части. При этом южная часть осложнена Сарапульской и Шумовской впадинами ККС. Северный и южный борта ККС здесь осложнены значительными органогепио-карбопатными массивами. К северу от Чутыро-Киенгопско-Мишкипско-Ножовскоп зоны тектоно-се-димептациогшых структур установлены валы тектонического происхождения. Автором предполагается, что в северной части Калтасипского авлакогена развит раннебайкальский сланцевый фундамент (Карачевская свита). Останцы его вне авлакогена вскрыты в скв. З-Упа и в Казакларе. Северная или Камско-Вягская часть ВКВ илащеобразно перекрывает Немский выступ Северной части ТС, Коми-Пермяцкую моноклиналь, Камский свод, Чермозскую седловину, Соликамскую впадину Предуральской депрессии и Притимапский прогиб, прослеживаясь в разных регионах по различным структурным этажам. Граница между обеими частями ВКВ проходит по Обвнпской системе разломов фундамента. Чермозская седловина разделяет паложенио-погребспный Камский свод от Пермско-Башкпрского свода и прослеживается по веем структурным этажам [2, 24].

Пермско-Башкирский гетерогенный свод четко выделяется даже на геологической карте по отсутствию татарских отложений. Пермская вершина свода инверсионно-тектонического генезиса, осложнена Краспокамским, Межевским и Ка-менноложскнм валами. Бабкинской седловиной, выделенной П. Л. Софроницким, эта вершина отделяется от Кунгуро-Уфимского выступа и северного склона Башкирской верши-16

ны. Седловина осложнена Лобановским, Осинским валами й Батырбайским выступом, полностью или частично (Осинское поднятие на одноименном валу) связанными с бортами Калининской впадины Камско-Кинельской системы. Кунгуро-Уфимский выступ осложнен Веслянским, Мазунинским, До-роховским и Чернушинским валами тектоно-седиментациоп-ного происхождения. В последние годы на юго-восточной части выступа выявлена система разломно-блоковых дислокаций' [28, 66]. На северном склоне Башкирской вершины установлены Куединский, Татышлинский и Дубовогорский валы [27 и др.].

На северо-востоке исследуемой территории установлено сложное сочленение гетерогенного гранито-гнейсового эпика-рельско'-о фундамента Русской плиты со сланцевым эпибай-кальским фундаментом плиты Баренцова моря, а Притнман-ский «прогиб» существует лишь в рнфее. Тиман возможно имеет авлакогеновую природу или когда-то играл роль глубокой предостроводужной впадины [12 и др.].

Предуральская депрессия представлена Верхнепечорской, Соликамской, Сылвинскои и Юрюзано-Айской впадинами, разобщенными, соответственно, Колвинской, Косьвинско-Чу-совскон ш Красноуфимской седловинами (Софроницкий, 1969). Последняя впервые выделена автором с 1962 года под названием Суксуно-Молебскон по данным структурного бурения [8]. Наиболее отчетливо депрессия или система поздне-герцепских некомпенсированных впадин прослеживается в пижиепермских отложениях. Впадины, как ванны для садки кунгурскоп эвапоритовой толщи, к началу соликамского времени были полностью снивелированы. В нижележащих структурных этажах, н ярусах карбона, девона и додевона происходит моноклинальное ступенчатое погружение пород в восточном направлении под зону передовых складок Урала. Автохтонное «окно» сакмарских известняков с колониальными и одиночными кораллами автор совместно с А. И. Ярослав-цевым закартировал в 1956 г. у г. Чусового среди широкой Глухой антиклинали, сложенной на поверхности ашинской свитой. Кроме этого, автором совместно с Б. И. Даниловым картировались кдиппены песчаников и алевролитов угленосной свиты нижнего карбона непосредственно западнее южной части Мншаргшшскон антиклинальной структуры среди широкой зоны развития нижнепермских террнгенных отложений. Поэтому под. влиянием полевых наблюдений, а также взглядов В. Д. Наливкина (1954 г.) и других геологов автор еще в 1966 году писал, «...что палеозойские отложения на многих

2 Зак. 234 17

участках продолжают свое распространение с территории современного Предуральского прогиба под надвиговые с т р у к т у р ы передовых складок Урала» [8].

Во внутренней зоне Предуральской депрессии, расположенной восточнее Шамарского вала, развиты складки уральского или кипзебулатовского типа, сопряженные с надвигами 123]. Их амплитуда растет вверх по разрезу вероятно от тангенциального сжатия, что особенно четко наблюдалось нами на обнажениях крыльев Бухаровской антиклинали. Ниже поверхности надвига — иной структурный план автохтона. К югу от Косьвинско-Чусовской седловины в Предуральской депрессии установлены Березовский, Тулумбасовский [13], Шамарский, Барышанский, Бухаровский и Артинский валы. Не исключено, что последние четыре вала ранее объединялись в один при едином фронте надвига, а позднее он был разорван блоковыми субширотными сдвигами [64 и др.]. С востока на запад здесь также развиты все более молодые зоны развития рифов: ураковская (в новом понимании), дуван-ская, тулумбасовская и сылвинско-саргинская [23 и др.]. Южные краевые части Шумковской зоны развития солей «прорезаны» субмеридиональными размывами кошелевского возраста. На самой Косьвинско-Чусовской седловине в северной части развит Ольховский вал тектоно-седиментациопного происхождения, южнее—Голубятская терраса, еще южнее — Баркмосская цепь тектоно-седиментационных структур, связанных с юго-восточным краем Яринского позднедевонско-турпейского палеоатолла. Севернее седловины в Соликамской впадине на западе установлен Касибскип борт ККСВ, восточнее его — Чердынский, Березниковский, Гежский и Уньвин-ский выступы во внутренней зоне ККСВ. В центральной части Соликамской впадины развито уникальное по мировым меркам Верхнекамское месторождение калийных солей с западной вергептиостью складок [66]. Ксеиофонтовской седловиной, осложненной Ксенофонтовско-Колвипским валом, Соликамская впадина отделяется от южной слабоизучеиной цептроклинали Верхиепечорской впадины [27].

Зона передовых складок Урала представляет малоизученный нефтегазоперспектнвный регион. Полюдовским поднятием она разделяется па Кожимо-Вишерский и Язьвинско-Чусовской мегамоноклипории. В зоне Уфимского амфитеатра Нижнесергинская покровная структура надвинута на Западно-Уральские складки и Предуральскую депрессию [8[. Сейсморазведкой установлено, что уральские надвиги с глубиной выподаживаются. Это позволяет предположить наличие

гс Уфимском амфитеатре дислокаций типа листрпчсских надвигов, простирающихся по горизонтальным крыльям па значительные расстояния. В целом, в Западно-Уральской зоне складок в пределах Байдачского, Говорухннского, Бырким-ского и Лкчимского надвигов п Кожимо-Впшерском мегамо-ноклинорин и в пределах Пултовского, Всеволодо-Вильвеп-ского, Лупьевско-Чусовского, Журавлнпского надвигов в Язь-гчшско-Чусовском мегамоиоклипории возможно обнаружение алло- и автохтонных структур-ловушек углеводородов ¡10 и др.{. Камско-Кннельская и Уткииско-Серсбряиекая системы верхнедсвоиско-турнейских внутриформациоппых впадин с их бортами, выступами и плато верхпедевопско-турнепских па-леоархипелагов (32] с платформы и Прсдуральской депрессии простираются и в Западно-Уральскую зону, что показано в работах О. Д. Щербакова (1966 и др.) и в целом повышает ее перспективность на нефть, газ и конденсат [19 и др.]. Локальные поднятия, осложняющие палы осадочного чехла имеют различный генезис и морфологию [13, 22]. Особенно крупны узловые поднятия, образующиеся ■ при пересечении органогепно-карбонатных бортов некомпенсированных впадин валами тектонического происхождения [14, 18, 58], где поднятия могут сохраняться н под рифогеппыми массивами [30]. В разных регионах при подготовке локальных структур к бурению следует пользоваться наиболее надежными маркирующими и опорными горизонтами [34].

2. Седиментационные особенности формирования осадочного чехла территории [1—3, 9, 15, 23, 26, 28, 32, 35, 36, 38, 40, 41,,44, 46—48, 52, 54, 57—63].

В истории геологического развития и формирования осадочного чехла северных и западных районов Волго-Уральской НГП нами выделяется три крупных мегацикла: раннедокем-брийский, поздпедокембрийский и палеозойско-кайнозойскип [1, 2 и др.]. Ранпедокембрийскнп мегацикл включает в себя основные этапы формирования фундамента. Позднедокемб-риепкий, или байкальский мегацикл развития подразделяется, в основном, на рифейский и вендский циклы. На рпфен-ской или раннебанкальской стадии развития в Калтасинской парагеосинклиналыюй зоне [2, 9 и др.], как части Тимано-Уральской миогеосинклиналыюй области, почти завершился полный цикл тектонешагмато-метаморфизма. Он охватил прикамскую и, в особенности, карачевскую свиты — базаль-ные седиментационные комплексы осадочного чехла, подстилающие в Калтасинском авлакогене тюрюшевские континен-

2* 19

тальные и прибрежно-морские отложения, ранее считавшиеся базальнымн для рифея. Древние толщи рифея накапливались и в других авлакогенах: Рязано-Саратовском, Среднерусском и Казапско-Кажнмском. В результате исследований, проведенных под руководством В. М. Новоселицкого [3, 44], в калтасинской свите одноименного авлакогена были установлены па разной глубине две зоны разуплотнения, связанные с появлением в разрезе коллекторов или рифовых тел, перспективных на поиски нефти.

Вендский процесс седиментации занял более обширные площади, особенно в северных районах Урало-Поволжья и в Московской синеклизе. Более интенсивное накопление осадков происходило в центральной части синеклизы, а также к северу от Обвинской системы глубинной разломов, сыгравших в додевоне роль своеобразного шарнира [15]. Более благоприятной для нефтепродуцирования оказалась глинистая каировская свита, формировавшаяся в условиях нормально-морского мелководья [41].

Палеозойско-кайнозойский мегацикл геологического развития территории и седиментогенеза охватывает календоп-ский, герцинский и мезокайнозонский циклы. В течение каледонского цикла на преобладающей части территории унаследование существовал континентальный режим. В позднем кембрии н ордовике по мнению В. Н. Пучкова (1974) в результате раскола позднепротерозойского континента и раздвигания его частей произошло формирование океанической коры и зарождение Уральской геосинклинали. Сторонники плитной тектоники (Зоненшайн и др., 1979; Ковалев, 1978, 1985 и др.) полагают не разрыв, а крутую субдукцию древней океанической литосферы палео-Азиатского океана под Восточно-Европейский континент. В ордовикско-раннедевон-ский период происходит трансгрессия моря на восточный край платформы. В силуре береговая линия достигла западных границ современного Урала и Полюдова кряжа с образованием позднесилурийских и раннедевопских рифов — объектов поисков УВ в дальней перспективе.

Герцинский цикл развития осадочного чехла происходил со среднедевонскон эпохи до раннего триаса включительно. В течение этого цикла седиментации осадков выделялись отдельные этапы, когда формировались обособленные региональными покрышками нефтегазоводопосные комплексы, что было связано с периодической сменой талассократических условий седиментогенеза на теократические [48].

Средиедевопско-турпейский этап герцинского цикла начался трансгрессией моря с образованием такатинских при-брежно-морских терригенных отложений. С расширением девонского бассейна влияние суши па седиментацию уменьшалось [1]. В это время в Западно-Уральской зоне в континентальных и прибрежио-морскнх условиях накапливались ва-пяшкннские терригенные отложения, заметающиеся по простиранию вязовскнми ' часто относительно-глубоководными и битуминозными образованиями. Нами предполагается и развитие одновозрастных невысоких (10—30 м) органогенно-кар-бопатпых построек, что имеет важное значение для поиска штамповых малоамплитудных ловушек нефти в терригенном девоне, о чем будет сказано в следующих разделах доклада. Причем рост таких построек возможно происходил также и позднее — в бийское и афонннское время, когда трансгрессия, после некоторой задержки в конвннское время, достигла дальнейшего развития с осаждением относительно глубоководных карбонатных плов, обогащенных органическим веществом. В Московской синеклизе н на Котельпичском своде в эйфельскип век в условиях мелководного моря накапливались карбопатпо-терригениые отложения (Середа и др., 1967). На западе Токмовского свода и северо-западе Пачелмского прогиба формировались лагуппо-морские терригенные и карбонатные породы с гипсами и ангидритами.

В живетскнй век в пределах территории произошли во-робьевская, ардатовская и муллннская трансгрессии, различные по своей активности. В Среднем Прпуралье формировались континентальные и прибрежные терригенные образования: песчаники, алевролиты и аргиллиты. Примерно такое же осадкопакопление происходило в районе Казанско-Кажнм-ского авлакогена, Московской сипеклизы и в западной части Токмовского свода. В районе Пачелмского прогиба разрез дополнялся мелководно-морскими известняками. В конце жи-ветского века произошел общий подъем территории с образованием аллитовоп коры выветривания. Рассеянное органическое вещество (РОВ), накопившееся в породах среднего девона, в условиях гипергенеза подверглось процессам окисления и разрушения, что частично снизило нефтегазоматерин-скнн потенциал этой толщи [2].

В ранпефранскую эпоху области седиментации расширились. Это сопровождалось оживлением разломов, образованием девонских микрограбенов [28] и микрогорстов на востоке платформы, дальнейшим прогибанием Краснокамско-Гре-мячннской зоны и особенно Казанско-Кажимского прогиба

с накоплением прибрежно-морских песков и супесей. В нашинское время существовало две меридиональные области суши: западная (Ульяновск—Чебоксары—Опарино) и восточная (Мелекесс—Чистополь—Черная Холуница—Кире). До рапнекыновского времени включительно условия диагенеза менялись от окислительных до восстановительных. В Московской синсклизе и на Токмовском своде накапливались преимущественно континентальные и прибрежные терригенные отложения, частично красиоцветные, на Жигулевско-Пугачев-ском своде и в Пачелмском прогибе — прибрежно-морские глины и пески. В позднекыновское время трансгрессия моря резко расширилась с образованием глинистых известняков на востоке (с Казанско-Кажимского авлакогена), глин и песчаников— на западе, включая Жигулевско-Пугачевский свод. В Пономаревской впадине Камско-Вятской системы (север Пермской области) важно отметить формирование кремнисто-битуминозных относительно глубоководных сланцев, возгорающихся от спички [2, 32 и др.].

В саргаевско-турнейский этап истории седиментогенеза на территории северных и западных регионов Урало-Поволжья существовала область относительно мелководного и область относительно глубоководного морского шельфа. Граница между ними проходила по западному, т. е. внешнему (к Уральской рифтовой зоне) борту Камеко-Кинельской системы впадин. От Сысольско-Коми-Пермяцкой суши шельф отделялся Камско-Вятской системой некомпенсированных впадин. Общая мощность саргаевских, семилукских и бурегских терригенно-карбонатных сланцев в скв. 26 — Пономаревка около 48 м, в то время как в близлежащей скв. 3 — Гайны (Пятигоры) она равна 108 м. Зато неполная (размыты верхи) мощность франских преимущественно терригенных (кроме верхней пятой доли) отложений в скв. 26 составляет 184 м, а полная их мощность в скв. 3 всего 106 м. На юго-восточном борту Камско-Вятской системы впадин формировались известняки с рифостроящей и рифолюбивой фауной [54 и др.]. Между Камско-Вятской и Камско-Кннельекой системами впадин располагались Ксенофонтовско-Колвинская, Котельничская и Токмовская части Камско-Волжского подводного архипелага, состоящие из отдельных плато и выступов, тяготеющих к приподнятым участкам фундамента (рис. 1). Борта плато и выступов осложнялись рифогенными пластовыми телами. Плато и выступы разъединялись Камско-Волжской системой впадин (рис. 3), в основании которых формировались маломощные толщи глинисто-битуминозных 22

сланцев и битуминозных тонкослоистых глинистых извесТ= няков [60, 63].

Камско-Кинельская система некомпенсированных впадин (ККСВ), описанная в работах многих исследователей, развивалась па пониженных и (или) мобильных зонах фундамента более молодой генерации, т. е. она обходила беломорские массивы (кроме Соликамского блока). Борта системы и внутренние выступы осложнялись оргапогенно-карбонатны-ми массивами франского н франско-фаменского возрастов (рис. 1,2). На внутренних склонах бортов ККСВ развивались зоны развития заволжско-малевско-упинских, упинско-чере-петских и возможно более молодых органогенно-карбонатных массивов высотой до 250—350 м, сопровождавшихся различным сочетанием клиноформ [35, 40, 46, 54, 49[. Содержание

сз

.(Ь&еиемная Щсскля.

_кракВоа__

ЮА

„СэНргнвнкый /Пятый _

Ь 5

Рис. 1. Схематически» профиль через морфогенетический ряд «суша — островные дуги Урала» на севере Урало-Поволжья (В. М. Проворов, 1992). 1 —беломорско-карельский фундамент; 2 — осадочный комплекс Русской плиты; 3 — осадочно-магматнческий комплекс зоны Уральских кордильер; 4 — Тапию-Магннтогорскнй офлолитовый комплекс; 5 — зоны развития разновозрастных органогенно-карбонатных и рифогенных массивов; б — базальтовый комплекс Западно-Сибирской океанической плиты; 7 — вулканы; 8 — прибрежные бары, косы; 9 — направление поддвига Русской плиты; !0 — системы разломов и ослабленных зон фундамента

РОВ в битуминозно-кремнистых сланцах центральной зоны ККСВ достигало 30% [57 и др.].

К востоку от ККСВ в саргаевско-турпейский этап развития территории располагался Волго-Уральский подводный архипелаг, состоящий из отдельных плато, выступов и разделявшая их одноименная система впадин. Последняя выделялась не столько по уменьшенным мощностям, сколько по увеличенной глинистости и битуминозности известковых осадков (рис.'2). На востоке архипелаг ограничивался Уткинско-Серебрянской системой впадин (УССВ). В центральной некомпенсированной части впадин, судя по обнажениям в «Кы-новской Даче» Среднего Урала, формировались листоватые битуминозные кремнистые сланцы, весьма сходные с кровельными сланцами фациальных аналогов стассфурт-карбоната цехштейна Европы [2, 63]. На бортовых участках этой системы слагались мощные окремнелые органогенпо-карбонат-ные массивы (например, «Желтый Камень» у дер. Кисели в районе Усть-Серебрянки). Высокая степень окремпеиия сланцев и рифогенных известняков, по-видимому, объясняется насыщенностью вод морского бассейна окисыо кремния из-за близости к районам с высокой вулканической активностью в рифтовой зоне Урала [23 и др.]. Восточнее УССВ был развит склон (рампа) Русской плиты [63], где карбонатное осадко-накопление сменялось седиментацией флишевых отложений (Келлер, 1949) с включением карбонатных олистостром. Таким образом, обломочный материал, поступавший сюда с Сысольско-Коми-Пермяцкой суши, помимо впадин между плато двух архипелагов проходил через комплекс систем из трех некомпенсированных впадин (рис. 1). Самая первая, т. е. Камско-Волжская система впадин, была снивелирована сразу же еще во франский век более грубообломочным материалом, а, например, в Уткинско-Серебрянской системе впадин из терригеиных фракций отлагались уже самые тонкие. Поэтому, нефтегазоматеринский потенциал каждой из трех -систем впадин различен [57, 58].

В предвизейское время многие плато и выступы архипелагов периодически воздымались над уровнем моря [36, 63]. Это приводило к полной денудации турнейскнх отложений на севере Камско-Вятского края, а к северо-западу от линии Глазов—Чебоксары—Пенза были полностью смыты малев-ско-упинские, черепетские и кизеловские отложения. В остальных районах предвизейский размыв привел к образованию эрозионно-карбонатпых останцев в верхней части верх-недевонско-турнейского карбонатного комплекса, особенно в 24

\ ' г Ъ 4 5 6 7 8 ' 9 11 11 13

Рис. 2. Схема строения верхнедевопско-турнейского палеошельфа п пределах северных . районов Урало-Поволжья (В. М. Проворов, 1988). 1 — Сысольско-Комн-Пермяцкап суша; 2 — литоральная зона (относительно мелководный палеошельф) в Камско-Вятскон системе впадин и ее рукавах в пределах мелководья (А — Пономаревская, Б —Рсхипская, В — Ломик-екая, Г — Чпгиринская, Д— Великорецкая, Е — Шургинская); 3 — то же в Ксенофонтовско-Кукморском палеоархппелаге (Ж — Котельничское, Кук-морское, Погородское, К — Ксенофонтонское палеоплато, Л — Сюмсинско* Пильвинская группа палеоплато); 4 — Камско-Книельекая система впадин" (М — Джебольско-Вишерская, Н — Чсрмозско-Чердьшская; О — Добрян-ско-Кнзеловская, Л—Калининская, Р — Шалымская, С — Сарапульская, Т — Можгинская); 5 — установленные и предполагаемые палеоплато и ор-гапогешю-карбопатные массивы Волго-Уральского палеоархипелага (У — Веслянское, Ф — Кыповско-Чусовское, X—Дружшишское); 6 — Уткинско-Серебрянская система впадин и их рукавов (Ц — Сосновско-Серебрянская, Ч — Лысьтзинская, Ш— Слрашшскпп, Щ — Уразметьевскин, Э — Бикбар-динский, 10 — Аитугайский). Установленные и предполагаемые зоны распространения оргапогенно-карбонатных построек: 7 — франско-фаменско-го, заволжско-малепско-упинского и 9 — ушшско-черепетского возраста;

10 —северный борт Камско-Вятской системы впадин, практически срезанный предвизейским размывом; 11 — границы элементов палеошельфа, установленные (а) и предполагаемые (б), 12 — направление переноса терри-геиною материала в устьевые части тектоно-седиментационных, эрозион-но-ссдиментационных и текгоно-эрозионных впадин я их рукавов зоны относительно мелководного палеошельфа; 13 — современная западная граница Урала.

Среднем Поволжье и в Западном Прикамье. Возникали также русловые врезы предвизейских речных систем (В. Пахо-мов, 1990 и др.), в дельтовых зонах которых образовались обширные песчаные линзы — новые объекты поиска нефти [38, 53 и др.].

Ранневизейско-тульский этап седиментогенеза охарактеризовался наступлением теократической обстановки с расширением суши, общим подъемом Уральских Кордильер. Формируется мощный терригеннын комплекс пород с прослоями каменного угля в Кизеловском бассейне и углисто-глинистых сланцев па юге Удмуртии. После елховского времени морской бассейн откатился на крайний юго-восток Среднего При-уралья к району Дружинине [23]. Наибольшие мощности ел-ховско-радаевских терригенных отложений накапливались в Камско-Кинельской и Уткииско-Серебрянской системах впадин. На севере Прикамья, а также западнее от линии Глазов— Казань—Ульяновск—Саратов осадконакопление не происходило. В бобриковское и раннетульское время в условиях обширной прибрежной равнины, периодически заливавшейся морем, формировались терригенпые толщи с образованием речных врезов. Наибольшие мощности отложений были присущи внутренним зонам ККСВ и УССВ, в результате чего они были полностью снивелированы [1, 2 и др.], что подчерк-пуло их внутриформациоиный характер (Грачевский, 1977).

На Токмовском своде мощность бобриковско-тульских терригенных отложений в пределах намечающихся позднеде-вопско-турпейских плато варьировала в пределах от нескольких метров, возрастая до первых десятков метров в зоне разлития впадин Камско-Волжской системы (рис. 3), разделявших эти плато. Местами впадины унаследовались визейски-ми русловыми врезами, заполненными алевролитами и песчаниками с прослоями углистых сланцев. Иногда такие впадины, осложненные руслами, протягивались на сотни километров. Например, Буинская впадина с юго-запада Татарии (к северу от Карлинской кольцевой структуры) в общих чертах прослежена на северо-запад и север до Нейской площади в Костромской области. Эти геоморфологические элементы 26

Рис. 3. Схема строений всрлисдевонско-турпейского палсошсльфа се- . верных н западных районов У рало-Поволжья (В, М. Проворой, '1У92). 1—Камско-Волжская система палеовиадпп; 2 — установленные н предполагаемые палсоплато; 3 — бортовые зоны палеоплато; 4 — Усть-Чсрсмшанская и Сараилнпская впадины Камско-Кппельекон системы; 5 — бортовые зоны, перспективные па поиски локальных структур; 6 — верхне-девонско-турненские палсовыступы во внутренней зоне ККСВ; 7 — нефтяные месторождения; тектонические элементы; К—Котелышч-скин свод, К К — Казапско-Кажпмскнй авлакоген, СТ — Северо-Тагар-ский свод, МВ — Мелекесская впадппа, КС — Кузнецкая седловина, РСГ1—Рязано-Саратовскнй (Пачелмскпп) прогиб, ТС—Токмоискпй

свод.

сыграли огромное значение для повышения степени нефте-иерспектнвиости северных и западных частей Урало-По-волжья [61, 62]. Данный этап седнментогенеза закончился трансгрессией тульского мелководного морского бассейна, образованием региональной тульской покрышки и наступле-

пнем талассократической обстановки о'садконакопления. Важно отметить, что органогенно- и рифогенно-карбонатные массивы бортов некомпенсированных впадин испытывали обле-кание покрывающими толщами с созданием замкнутых локальных структур-ловушек нефти и газа (Мкртчян, 1980).

В окско-башкирский этап в условиях дальнейшей трансгрессии моря области размывов сокращаются, а по периферии бассейна и в его мелководных частях образуются алек-синские терригеиные осадки. Погружение дна происходило в восточном направлении. Местами в серпуховское время формировались рифогенно-карбонатные породы несколько увеличенной мощности. Вплоть до протвинского времени на большей части территории накапливались карбонатные отложения. Красноуфимско-Чусовской палевыступ расширился и в последний, раз образовал зону замедленного осадконакопле-ния и размывов [23]. С позднепротвннского времени и в ранне-башкирское время происходит регрессия и обмеление моря с образованием обломочных карбонатов и конгломерато-брекчий. Зона суши с Воронежской антеклизы распространилась на западную часть Пачелмского прогиба (Раузер—Чер-ноусова и др., 1967), устойчиво она сохранилась в районе Сыктывкарского свода и в районе Ксенофонтово. В поздне-башкирское время море снова расширяется. В западных краевых участках ноздневизейско-башкирского бассейна местами возникали терригенно-карбонатные баровые и иные постройки, что отмечается на отдельных сейсмопрофнлях на Токмов-ском своде.

Верейский этап развития осадочного чехла начался с расширения трансгрессии моря. Суша сохранилась лишь в районе Кажима и Ксенофонтово. В условиях мелководья накапливались глинисто-карбонатные иловые отложения [2]. Близ суши содержание терригенного материала возрастало, иногда с появлением песчаников (Марпосад и др.) и баров, намечаемых сейсморазведкой, например, в районе Глазова. На преобладающей западной части Токмовского свода в карбо-патно-терригенных осадках появились и красноцветы. Большие мощности комплекса до 50—107 м с наличием отложений подводных врезов накапливались па юго-востоке Пачелмского прогиба и в восточной части Токмовского свода. Верхняя карбонатно-глинистая часть иерейских отложений впоследствии стала играть роль региональной покрышки.

В каширско-верхнекаменноугольпый этап истории седи-ментогенеза трансгрессия вновь усиливается после регрессии и обмеления в конце верейского века. Области размыва иног-

да исчезают совсем, кроме Воронежской аптеклизы, западной части Пачелмского прогиба и Уральских Кордильер. Последние давали терригеннып материал для формирования отложении мартьяновскон свиты на востоке Среднего При-уралья [23], а также потаипшскоп и сергипской свит па востоке Уфимского амфитеатра (Свердловская область, Башкортостан). В западных разрезах исследуемых земель в позднем карбоне в доломитах формировались включения гипса и ангидрита. Общие мощности данного комплекса на севере Ура-ло-Поволжья возрастают в юго-восточном направлении примерно до 350—400 м при существенно карбонатном разрезе и более 1000 м при карбонатно-терригенном разрезе на востоке Юрезано-Айской зоны начавшей формироваться Пред-уральской депрессии [2].

В раннепермский этап седиментогенеза происходит мощное проявление процессов завершения герцинскон складчатости. Между Уральским рифтом и Русской плитой с юго-востока на северо-запад непрерывно-прерывисто продвигались разновозрастные некомпенсированные впадины, сложенные относительно маломощными битуминозными сланцами. К западу они замещались той или иной зоной развития рифо-генных образовании: Ураковской (мячковско-ассельские рифы), Дунайской (позднекаменноугольно-ассельскне рифы), Тулумбасовекоп па юге и Тунеговской — на севере Прикамья (сакмарские рифы), Сылвппско-Саргинской (артинские рифы), к востоку — мощными флишоидпомолассовыми толщами [2, 33, 26 и др.]. Субмеридиональная система самых западных (артинеких) некомпенсированных впадин многими геологами и поныне ошибочно- воспринимается как Предураль-ский краевой прогиб, хотя никакого прогибания здесь не происходило. Под впадинами слои пермо-карбопа, девона, доде-вона и фундамент ступенчато погружаются под зону передовых складок Урала [23 и др.]. В этот этап в Западном Прикамье и в Среднем Поволжье в лагупноморских условиях формировались нзвестково-доломнтовые отложения и ангидриты. Однако, уже чувствовался переход к теократическому периоду развития регионов. Так, начиная с района гг. Чебоксары, Глазов и Белебей и к юго-западу от них, осадконакоп-ление часто прерывалось подъемами территории. Поэтому, там отсутствуют артинско-купгурские отложения, а между гг. Саранск—Пугачев—Саратов нижиепермские отложения отсутствуют полностью. Их пет даже в Пачелмском прогибе и на юго-западе Мелекееекой впадины (Тихвинский, 1967). В кунгурскип пек ннжнепермский этап истории геологическо-

го развития территории закончился образованием седловин в Предуральской депрессии, а также мощной региональной кар-бонатно-сульфатной покрышки осадочного комплекса. Внут-риформационпая система краевых предгорных впадин была полностью снивелирована эвапорнтовой толщей. Наступил теократический этап развития территории, продолжающийся по настоящее время [2].

Раннемеловые терригенные отложения формировались лишь в Среднем Поволжье. .В позднемеловую и палеоген-неогеновую эпохи терригенно-карбонатные отложения накапливались, в основном, на правобережье Волги, достигая мощности 200—350 и более метров, а также на севере верховий Камы и Вятки, где их мощности достигали десятков метров.

Завершая краткий обзор этапов и циклов истории осадко-накопления в северных и западных районах Волго-Ураль-ской НГП, следует сделать вывод, что седиментациопные факторы со сменой гео- и талассократических эпох привели к формированию самостоятельных нефтегазоматеринских и нефтегазоносных комплексов, разделенных региональными покрышками. При этом наибольшим нефтегазоматерипским потенциалом несомненно обладает верхнедевонско-турней-ский•карбонатный комплекс, в котором развиты внутрифор-мационпые системы впадин, выполненные глинистыми сланцами с высоким содержанием рассеянного органического вещества. Парагенез нефтегазоматеринских глинисто-битуминозных сланцев с близрасположеннымн тектоноседимента-циониыми структурами бортов и внутренних выступов ККСВ, УССВ и КВСВ, а также бортовых частей плато относительно мелководных и глубоководных палеоархипелагов (рис. 1— 3) — все это определяет важнейшую роль верхнедевонеко-турнейского палеошельфа в перспективах нсфтегазоносности различных регионов территории. Учет этих и других особенностей седимептогенеза позволяет правильно определиться в закономерностях формирования и размещения месторождений нефти и газа [57, 58 и др.].

3. Роль тектоно-седиментацнонных особенностей развития и строения территории в формировании очагов генерации и ареалов аккумуляции УВ [2, 10, 16, 18, 19, 21—24, 29, 32, 44, 45, 49, 50, 56—58, СО, 62—04].

Как и в других нефтегазоносных провинциях, в северных и западных частях Урало-Поволжья в создании наиболее значительных очагов генерации УВ играли эпнплатформенные

впадины (Зиновьев, 1993 и др.). Однако, вследствие тектоио-седиментациоиных особенностей формирования, отличий в эволюционном процессе, все впадины и даже их гетерогенные части различаются по степени влияния па процессы формирования очагов генерации углеводородов, что очень важно установить для более конкретного выбора направлений поиска новых залежей УВ. Наиболее древнее, т. е. рифейское зарождение имеют Рязано-Саратовский, Калтасипский и Казанско-Кажимский авлакогепы, однако они в результате дальнейшей эволюции оказались различными как п остроению, так ¡1 но своему генерационному потенциалу. Так, в Рязано-Сара-товском авлакогепе интерес вызывает лишь юго-восточная часть, где развит более полный разрез палеозоя. Казапско-Кажимский авлакогеи эволюционировал по «всему циклу», испытав мезозойскую инверсию {14]. В эйфельско-ранпефрап-скую эпоху он настолько интенсивно прогибался, что там накопилась более, чем 1200-метровая террнгенная толща. Ее диагенез проходил в восстановительных сидерито-сульфид-ных и резковосстановительных сульфидных фациях, весьма благоприятных для процессов генерации нефти. По данным Т. В. Белоконь и А. 3. Кобловой содержание РОВ в данной толще варьировало от 0,1 до 20,0%. Стадия катагенеза довольно высока (до МКз). В главную зону нефтегазообразо-вания толща попала до инверсии авлакогеиа в казапско-та-тарское время. Плотность эмигрировавших углеводородов особенно в средней (Кировской) и южной частях авлакогеиа около 3,2 • 104 т/км2. Поэтому здесь образовалась самостоятельная область генерации и аккумуляции углеводородов, что подтверждается получением различных пефтепроявлений и установлением кыновской залежи легкой нефти в Сырьяиах [14, 21, 56 и др.].

В Калтасинском авлакогепе к основным нефтегазомате-ринским толщам относят существенно глинистые породы каи-ровской свиты венда [41]. Несравненно более высокий генерационный потенциал имели карбонатные отло;кення калтаспи-ской свиты рифея. Они характеризуются восстановительными и слабовосстановительными условиями диагенеза с относительно повышенным содержанием рассеянного органического вещества до 2,2%, битумоидов до 1,25%. Присутствие двух зон разуплотнения в рифее (но данным гравиметрии) однозначно свидетельствует о его дифференциации па разные ли-тофациальные комплексы, среди которых могут быть с одной стороны органогенпо-карбопатные с развитием зон рифоген-ных массивов, а с другой стороны — парагепетичные им зоны

битуминозных карбонатно-глинистых пород с высоким содержанием РОВ [44 и др.].

Естественно, различия в эволюции и современном строении зон ВКВ сказались на полноте их разреза, на характеристике исходного РОВ и степени его преобразования, а в конечном итоге—на их различной роли в формировании очагов генерации и ареалов аккумуляции сип- и эпигенетических нефтей в девоне и карбоне [16, 57]. Действительно, основные иефтепроизводящие толщи в терригенном девоне были развиты на юге ВКВ. Содержание РОВ в них достигает 0,7%, а палеотемпературы были более высокими. Даже в настоящее время здсь пластовые температуры в девоне иногда превышают 50°С, в то время как на соседних сводах они иногда чуть выше 35°С, что несомненно связано с утонением земной коры в этом регионе ВКВ [24, 49]. Плотность эмигрировавших У В достигает значительной величины в 4,1 • 105 т/км2. Ареал аккумуляции девонских пефтей развит далее к западу, востоку и югу от очага генерации.

Различные части ВКВ играли разную роль в формировании нефтегазоматерининсского потенциала, образовании очагов генерации и аккумуляции УВ. Прежде всего это вызвано различиями в качественном и количественном составе РОВ в ее разных зонах. Там, где проходят впадины ККСВ, среднее содержание РОВ изменяется обычно от 0,17 до 1,8%, а в домапикитах достигает 12,6%. Геологическая эволюция южной части ВКВ привела к благоприятным фациальным условиям накопления органики и диагенеза осадков. Здесь были достигнуты высокие стадии катагенеза (МКг)- Мощные нефтепроизводящие толщи обеспечили очень высокую плотность эмигрировавших УВ, достигшей 2,6 • 105 т/км2. Даже вне ККСВ плотность эмигрировавших УВ в девопско-турнепском карбонатном комплексе колеблется в пределах от 7,5 • 103 до 3,0 • 104 т/км2, которые Е. С. Ларская (1983 и др.) относит к значениям выше критических. Визейско-башкирские карбонаты обладают здесь низким содержанием РОВ (менее 0,2%), поскольку более благоприятные условия седиментации нсфтематерпнскнх отложений перемещаются па северо-запад ВКВ, в ее Вятско-Камскую зону. Именно в ней плотности эмигрировавших УВ верейских пород достигают 5 • 103 т/км2, поскольку только в этой зоне ВКВ породы среднего карбона вошли в ГЗН. Каширско-верхнекаменноугольные отложения ВКВ характерны довольно низким содержанием РОВ. Их низкий генерационный потенциал- (менее 1 • 103 т/км2) объ-

ясняется тем, что эти породы, вероятно, не вступали в ГЗН, т. к. глубины их залегания около 1,4 км [57, 58].

Заметны различия в нефтегазоматеринском потенциале и впадин Предуральскон депрессии. Так, южная часть ее начала формироваться уже в среднем карбоне. В Сылвинской впадине сформировалось несколько зон поздиегерщшских ор-ганогенно-карбоиптних М'ассИНо!) с сопутствующими зонами одновозрастных битуминозных кремнисто-глинистых сланце», являющихся Нефтегйзоматсриискими. ВерхНекаменПоуголыю-нижиенермские карбонатные й битумнйозпо-тлНйисто-Карбо-ШГГнЫе ДоШиШковнднЫе отлЬжепйя еоде|шДт ¡1 среднем До 1% сапропелево-гумусового й Сапропелевого РОВ. 11рнеу ¡п-вИе доманИковндных Пород различного возраста могло приводить к формйрованию отДелЬН'ых очаго» генерации УВ. СвидетелЬйтйсЗМ тому служи? такЖе налйчйе пИжйейсрМсиПх ГзаЛеЖей тйжеЛых Сернистых нефтей. Однако, севернее, в Соликамской впадине известны лишь маломощные верхнеартин-ские массивы и предполагается 3011а тунеговсКнх массивов, С другой стороны, известно, что существенную роль в сохранений Месторождений нефти в отложениях нижней нерми, карбона, девона и додевона в Предуральской депрессии сыграла кунгурская эвапоритоная толща, по не везде одинаково. Так, если в Соликамской впадине ее мощность достигает 600—700 м, то южнее, в Сылненскоп »падине, она не превышает сотни Метров в ее северо-западной наиболее глубокой части, причем 011а прорезана здесь двумя субмеридиональ-пыми кошелевскнми врезами, заполненными террнгенным материалом. Все это и отразилось в перспективах данных регионов [2, 23, 57 и др.].

На территории Сылвинской впадины терригепные девон-скеи отложения маломощны, так как развивались в условиях Красноуфимско-Чусовского палеовыступа. В диагенезе преобладала восстановительная обстановка, стадия катагенеза МК2—МК3, низкое содержание РОВ в среднем достигало 0,26%. Верхнедевонско-турнепские карбонатные отложения характерны большим диапазоном содержания РОВ от 0,03 до 2,53%. Именно с этим комплексом на севере впадин и связаны основные пефтегазоматерипские и нефтепроизводящие отложения. Примерно такая же обстановка характерна и для визейских терригенных отложений. Средекамепноугольпые отложения в Сылвинской впадине содрежат небольшое количество РОВ (менее 0,4%), однако отдельные пласты особенно в восточной части впадины могли продуцировать УВ [10, 23 и др.].

3 Зак. 234 33

Терригенный девон в Соликамской впадине активного участия в нефтеобразовании не принимал, за исключением отдельных районов. Этот комплекс накапливался в мелководно-морских и аллювиально-дельтовых условиях с окислительными и слабовосстановительными условиями диагенеза, низким содержанием РОВ. Плотность эмигрировавших УВ достигает лишь 1 • 103 т/км2. Но она предполагается нами значительно более высокой в зоне пересечения впадиной Чердынской шовной зоны. И опять в отличие от других комплексов, девон-ско-турнейский карбонатный комплекс накапливался зд-:сь » более благоприятных условиях, имеет высокое содержание РОВ (до 27%). Палеотектонические построения свидетельствуют о вхождении его в ГЗН, а плотность эмигрировавших У В составляет 3 • 104 т/км2 [57, 58].

В Среднем Поволжье значительную роль в формировании ареала аккумуляции пефтей сыграла Мелекесская впадина, где сосредоточены основные залежи УВ {62]. Однако, средпе-каменноугальные отложения здесь явно не входили в главную зону нефтеобразования (ГЗН), так как залегают на глубине чуть более 1 км. Здесь мы опять наткнулись ¡¡а ведущую роль доманикитов внутренней зоны Усть-Черемшанской впадины ККС — главного очага генерации УВ. Близость сто к бортовым тсктоно-седиметационным структурам-ловушкам нефти предопределила и ареал зон нефтенакопления.

Итак, мы видим, что наиболее важную роль в образовании очагов генерации и ареалов аккумуляции УВ сыграли системы некомпенсированных впадин, при этом Камско-Кипель-ская система верхнедевопско-турпсйского палеошельфа явилась главнейшей из них. Вариации содержания ОВ и плотностей эмигрировавших УВ, показанных в таблице 1, показывают наиболее высокий генерационный потенциал дсвоп-ско-гурнейского карбонатного комплекса. Он значительно выше, чем-у-остальных трех наиболее перспективных нефтема-теринских и нефгепроизводящих комплексов: терригенного девонского, терригенного визейского н карбонатного визейско-башкнрекого. Парагенез этой системы впадин со структурами-ловушками тектоно-седиментационного генезиса является главнейшей тектоно-седиментационной особенностью формирования основных ареалов нефтегазонакопления [58].

Наличие Камско-Волжской и Уткинско-Серебрянской систем некомпенсированных впадин, а также Камско-Волжско-го и Волго-Уральского налеоархипелагов с системами отдельных палеоплато и впадин, разделяющих их — все это значительно повышает перспективность регионов, расположенных

вне Камско-Кинельской системы впадин. Отличающиеся по тектоно-седиментационпым особенностям системы впадин и другие элементы верхиедевопско-турнейского палеошельфа в процессе эволюции приобретали различную роль в формировании перспектив иефтегазопосности, в том числе и разные впадины [32] вроде бы единой Камско-Кинельской системы. Так ее впадины, испытавшие более значительное погружение при формировании Предуральской депрессии [19], частично погрузились и в главную зону газообразования (ГЗГ). Битуминозные сланцы Уткннско-Серебрянской впадины, характерные высокой окремпелостыо домаппкитов, в условиях высоких палеотемператур (по Калмыкову до 200°С) стали очагом генерации в основном газообразных УВ [23], что послужило образованию высокой газонасыщенности пефтей карбона. Из этой области газонефтяные флюиды устремились по региональным восстаниям проводящих пластов и создавали залежи УВ по принципу дифференциального улавливания Максимова—Гассоу в прилегающих частях платформы.

Таким образом, тектоно-седиментационпые особенности развития н строения гетерогенных регионов привели к их различной роли в формировании очагов генерации и ареалов скопления залежей УВ. Важнейшие очаги генерации УВ оказались приуроченными к длительно развивавшимся узловым отрицательным структурам, которым соответствуют «депрес-снонпые» типы земной коры. Здесь происходило взаимное наложение или пересечение впадин различного происхождения. Обычно коры «сводового» типа пмют толщину 40—45 км (Татарский, Пермско-Башкирский, 'Гокмовский и другие своды), в «депрессионных» участках (юг Верхнекамскои впадины) она утоняется до 30—34 км [24, 58]. При этом мощность чехла возрастает па 5—7 и более километров, увеличивается общая масса РОВ, ее прогрев и «коэффициент» преобразования в УВ. Таким погруженным зонам присуща повышенная тектоническая активность, приводящая к образованию структур-ловушек тектонического, седиментациопного и смешанного происхождения, что вкупе с процессами переформирования залежей, а также вертикальной и горизонтальной миграции УВ благоприятствует формированию крупных ареалов нефте-газонакопления [58, 64 и др.].

Устойчивые, т. е. консервативные сводовые поднятия, приуроченные к древнейшим плитным блокам фундамента, в процессе своей эволюции не смогли сыграть сколь-лпбо заметную роль в формировании очагов генерации УВ из-за отсутствия благоприятных тектоно-седиментациоппых особеностей

3* 35

СО

Среднее содержание ОВ и вариации плотностей эмигрировавших УВ для северной части Урало-Поволжья

Таблица 1

Комплекс Севернее и западнее ККСВ ККСВ Южнее и восточнее ККСВ

Среднее содержание ОВ, % Плотность эмигрировавших УВ, т/км-' Среднее содержание ОВ, с /0 Плотность эмигрировавших УВ, т/км2 Среднее содержание ОВ, % Плотность эмигрировавших УВ? 0/ /0

I II III IV 0,2—0,7 0,3—1,56 (КВСВ) 1,0—2,2 0,-1—0,7 1,0 • 103—1,0 • 1С4 1,0 - 104—5,0 • 104 5,5 - 104 3,6 • 102—7,2 • Юг 0,4—1,0 . 0,9—1,8 1,6—2,2 0,4-0,7 1,0 • 103—4,0 • 103 8,4 • 104—5,0 ■ 1С5 2,6 • 103 2,4 • 103 0,5 0,5 1,5 0,3 1,0 • 103—1,0 • 10" 7,2 • 103—1,0/ 104 1,5 • 10= 7,2 • 102—1,0 • 103

Комплексы: 1—девонский терриггнньш, П — верхнедевонско-турненский карбонатный; Ш — визейский тер-ригенный, IV — визейско-башкирскпй карбонатный. Сокращения: КВСВ — Камско-Вятская система впадин, ККСВ — Камско-Кинельская система впадин.

для иефтегазообразоваиия. В периоды теократических обста-иовок развития своды подвергались интенсивной денудации. Особенно ярко это проявилось в предвпзейский и визейскнй периоды, когда русловые потоки с террнгенным материалом устремлялись в сторону гетерогенных впадин и, особенно, некомпенсированных впадин К КС. При этом образовались мощные врезы в подстилающем карбонатном депопско-турпей-ском комплексе, а также конуса выноса терригсниого материала на внешнем борту (карбонатной рампе) ККСВ. Впо-следстние эти речные врезы, а также эрозионно-карстовая верхняя часть верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса в зоне его предвизейской денудации послужили главными путями струйной миграции УВ из главных очагов их генерации в сторону сводов. Встречая на своем пути активизировавшиеся разломы или ослабленные зоны, миграционные потоки (даже из додевона [50]) устремлялись по ним в вышележащий пефтеперспективпый комплекс и под его покрышкой вновь устремлялись в сторону сводов. Коэффициент вероятности заполнения ловушек нефтыо возрастал с их приближением к разломам до 0,68 (Галкин и др., 1989). Дополнительные генерационные потенциалы Камско-Вятской п Камско-Волжской систем впадин верхнедевонско-турнейского палеошельфа на западе, Волго-Уральской н Уткинско-Сереб-рянской—па востоке территории способствовали расширению ареала пефтегазоносности северных и западных районов Волго-Уральской НГП [60, 63 и др.].

В альпийский цикл геологического развития в связи со сменой направленности тектонических движений произошло преобразование региональных наклонов, сорповождавшееся новым оживлением разломов фундамента и осадочного чехла [2, 29, 45]. Это привело к переформированию залежей нефти и газа и расширению ареалов нефтегазоиоспости более молодых осадочных комплексов. Альпийский тектогепез был последним, оказавшим серьезное воздействие на преобразование и даже переформирование залежей УВ. Это создало у некоторых геологов ошибочное впечатление об едином альпийском акте формирования месторождений. Нсотектоннче-ские движения вновь приводят к нарушению герметичности покрышек, дальнейшему перетоку углеводородов в вышележащие отложения.

Казалось бы, что одинаковые условия генерации и механизма миграции УВ должны были привести к образованию сравнительно близких по размерам и значимости зонам неф-тегазонакопления (НГН). Однако, в результате специального

анализа, проведенного нами для Среднего Приуралья, было установлено, что 77% всех начальных извлекаемых ресурсов нефти промышленных категорий приурочено всего лишь к 12 месторождениям, что составило 8% от всех открытых на то время месторождений. Внутри этих крупных зон НГН распределение запасов также резко неравномерно (рис. 4). Их подавляющая доля аккумулирована в одаом-двух наиболее крупных локальных поднятиях [58]. Анализ структурных карт

Рис. 4. Распределение запасов УВ по важнейшим ЗНГП северной части Волго-Урала (В. М. Провороп, 1985). I—2— запасы месторождении: I — узловых, 2—остальных, 3 — количество месторождении.

по маркирующим горизонтам иермп, карбона и девона показал, что наиболее крупные локальные узловые поднятия располагаются в местах пересечения налов тектонического происхождения (пли вытянутых блоков фундамента) с бортами ККСВ. Крупные скопления энпгеиетпчпых пефтеп образуются лишь при непосредственном перетоке из крупных же нижележащих залежей спигспетпчных УВ в пределах тех же узловых структур. Эго хорошо видно, например, по месторождениям Чутыро-Киснгонского нала. Важно также подчеркнуть «штамновый» характер генезиса ловушек, связанных с облскаиием разновозрастных ноздиедсвонско-туриейских ор-ганогенно- и рнфогенно-карбопатпых массивов. Крылья таких ловушек по сравнению с ловушками тектонического генезиса [17] не расформировываются, а первичные заложи нефти сохраняются, если только сильно не изменится тренд регионального наклона нефтесодержащих пластин, а также при отсутствии процессов образования газовых шапок, вытесняющих нефть.

При поисках крупных и значительных ЗНГН в слабонзу-ченных регионах следует и впредь уделять шпшаиис узловым поднятиям, местам крутых изгибов бортов Камско-Кинсль-ской системы впадин [М, 1о]. Кроме этого, практика показала, что вблизи крупных узловых месторождении в зоне этой системы впадин всегда развиты структуры-спутники, весьма перспективные на нефть и газ 122], 'Все это поможет освоению прогнозных ресурсов УВ в различных регионах исследуемой территории, открытию новых, если не крупных, то хотя бы более значительных по запасам зон НГН, учитывая, что само понятие крупности месторождений и зон НГН носит относительный характер и но мере освоения недр будет пересматриваться в сторону уменьшения.

4. Нефтегазогеологичсское районирование территории [1, 2, 5, 6, 10, 11, 14, 15, 21, 23, 30, 31, 39, 42, 43, 40, 50, 60— 62].

В справочнике «Нефтяные и газовые месторождения СССР» [4] западная граница Волго-Уральскоп НГП была проведена по западным бортам Казанско-Кажнмского авла-когепа Казанской седловины и Мелекесской впадины [5, б, 7], включая на юге Кузнецкую седловину и Жигулевско-Пуга-чевский свод. Анализ материалов показал, что эту границу следует сместить па запад, включая в состав данной НГП Сыктывкарский, Котельничскнй и Токмовскнп своды с седловинами и Пачелмский прогиб примерно до района Каве-

рлно на западе [43, 61, 62]. Судя по геолого-геохимической характеристике верхисдевонекие и каменноугольные отложения средней части Московской сииеклизы не могли, например, продуцировать углеводороды, встреченные в виде нефтепро-явлений и даже месторождения (Ю.-Охотничье) на Токмов-ском своде. Эти углеводороды могли мигрировать лишь по русловым палеврезам, ослабленным трещиноватым зонам и разломам осадочного чехла, эрозионно-карстовой поверхности девопско-турпейского комплекса в зоне его палеоденуда-ции, по палеовпадинам Камско-Волжского палеоархннелага из зон генерации и аккумуляции нефти и газа, расположенных в центральной части Волго-Уральской НГП. Правомочность же выделения Среднерусской НГП в центральной части Московской сииеклизы также имеется, исходя из автономности формирования и перспективности ее додевонских отложений (Золотой, 1982).

В циклически сформированном осадочном чехле северных и западных районов Волго-Уральской НГП выделяется семь основных нефтегазоносных комплексов: 1 — эйфельско-нижпе-франскнй терригенный, II — верхнедевопско-турнейский карбонатный, III — визейский терригенный, IV — визеиско-баш-кирекий карбонатный, V—веренскин терригепно-карбонат-ный, VI — каширско-верхиекаменпоугольный карбонатный, VII — нижнепермский терригенно-карбонатный, а также три потенциально-нефтегазоносных комплекса: VIII — рифепскип, IX — вендский и X — ордовпкско-пижиедевоиский.

Зоны пефтегазонакопления (НГН) представляют иараге-нетпческие ассоциации смежных и (или) сходных по своему строению и условиям формирования месторождений УВ одного или нескольких типов, что обуславливается н е р а з р ы в-ной общностью тектонических и седиментационных особенностей их эволюции, предопределивших современное строение и парагенез входящих в них типов залежей и месторождений. Структурно-фациальные зоны НГН [11, 43] группируются в нефтегазоносные районы (НГР). Они различаются особепо-стями своего геологического развития и строения, условиями пефтегазонакопления, стратиграфическими диапазонами и этажами нефтсгазоносности. НГР обычно приурочены к средним, а нефтегазоносные области — к крупным по размеру тектоническим элементам.

Волго-Уральская НГП в зоне передовых складок Среднего Урала представлена Средне-Уральской нефтегазоносной областью (НГО), которая изучена слабо и подразделяется на Язьвинско-Мишарихинский и Нижнесергинский НГР. В

нервом НГР намечены Западно- и Восточио-Кизеловская НГН, где наибольший интерес иа нефть, газ и конденсат (на юге) представляют подпадвиговые участки ККСВ и се тек-тоно-седнментациопиые структуры. Во втором НГР значительны перспективы авто- и параавтохтопа на газ и конденсат. Средие-Предуральская НГО представлена Соликамским, Косьвинско-Чусовским и Сылвинским НГР. Первый из них по истории развития, современного строения н перспективам кефтегазоноспости подразделяется па Чердыпскую, Гежско-Уньвипскую. н Кизеловско-Касибскую зоны НГН. Чердын-ская зона связана со структурами облекаипя заволжско-ма-левско-упинских органогенно-карбонатпых массивов, вторая — с облекапием позднедевонско-туриейских массивов, третья — с внутренней зоной одноименной впаднпы ККС, где перспективны отдельные тектоио-седиментацнопные структуры, связанные с одиночными рифами-пнпнаклами. Нефти Соликамского НГР легкие (0,830—0^870 г/см3), смол и асфальтенов чуть более 10%, серы — более 1°/о, бензиновых фракций более 25—30%. Косьвипско-Чусовской НГР состоит из Ольхов-ско-Ульяповской зоны НГН, связанной с облекапием фран-ско-фаменских массивов и Баркмосскоп, где развиты структуры облекания турпепскнх оргапогепно-карбоиатных массивов. Здесь нефти легкие (0,830 г/см3), возможен конденсат, в попутных газах незначительное содержание азота {43 н др.].

Сылвинскпй НГР нами подразделен на Копальиинскую, Лужнвскую, Брусяпско-Сухоречепскую, Дуванскую, Шамар-скую, Артинскую и возможно перспективную Тулумбасовскую зоны НГН. Первые две связаны с оргапогепно-карбонатпыми массивами борта Калининской впадины ККСВ, третья приурочена к структурной террасе. Дувапская связана с поздпе-каменноугольно-ассельскими рифами, Тулумбасовская со стерлитамакскими оргапогенно-карбонатпымн массивами и зоной их замещения терригепными породами. Шамарская и Артнпская зоны НГН приурочены к валам тектонического происхождения, осложненными дизъюнктивами. При этом в Артннской зоне возможны перспективные структуры облекания мячковских рифов [23]. Зона облекания верхнекамепио-угольных рифов нами прогнозируется между Дувапской и Артиископ зонами НГН. Нефти Сылвинского НГР в основном легкие (0,720 г/см3), часто встречаются конденсаты с выходом бензиновых фракций до 88%, попутный газ метанового типа. В Средпе-Предуральском НГО в целом установлена промышленная нефтегазоносность в I, II, III, IV, V, VI и VII нефтегазоносных комплексах, но в конкретных зо-

пах НГН сочетание комплексов далеко неполное и совершенно различное.

Пермско-Башкирская НГО с учетом тектонических и сс-днмептацнонпых факторов геологического развития подразделяется на Пермский, Бабкинскнй, Кунгуро-Уфимскнй и Башкирский ИГР. В Пермском ИГР нами выделены Крас-покамская, Межевская и Камепположская зоны НГН. Первая зона связана со структурами тектонического, остальные—со структурами тектоно-седиментационного происхождения. Нефти карбона имеют плотность 0,830—0,870 г/см3, содержание серы до 1—1,5%, выход бензиновых фракций 25— 30%. Нижпеиермскис нефти здесь тяжелые (д о0,946 г/см3), содержание серы до 2,6%, смол более 200/п. Бабкинскнй ИГР представлен Осинско-Лобаповскон, Калининской й Батырбай-скои зонами НГН, связанными генетически с разными элементами Калининской впадины ККС. Нефти здесь имеют значительную плотность (0,85—0,99 г/см3), содержание смол 10—20%, серы 1—2,5%, бензиновых фракций до 20— 25%,, азота в попутных газах до 15% [43 и др.].

Купгуро-Уфимский НГР состоит из пяти зон НГН. Вес-лннско-Мазушшская из них в генетическом отношении приурочена к юго-восточному оргаиогенио-карбонатпому борту Калининской впадины ККС [11 и др.]. Сосновско-Алтынов-ская зона НГН приурочена к турнейским палеоатоллам (Ку-лигинскому, Губановскому, Чайковскому, Паньковскому и др.). На узловых структурах под турнейскимн массивами встречены залежи нефти и в террнгениом девоне (Чайковская и др.), что подтвердило прежний прогноз автора [11, 22 н др.]. В южнее расположенной Дороховскоп зоне НГН перспективные структуры связаны с грядой позднедевонско-тур-ненскнх оргапогенно-карбопатных массивов, которая сопряжена с девонским грабенообразным прогибом [28, 66]. Танып-ско-Чериушинская зона НГН связана с облеканнсм поздне-девонско-турнейских органогенно-карбонатных построек 'Га-пыпско-Тартинского и Павловского палеовыстунов, окаймленных зоной развития более молодых заволжско-малевско-улинских одиночных- массивов (46, 60]. Нефти в Кунгуро-Уфимском НГР имеют довольно высокую плотность (0,850— 0,910 г/см3), содержание смол 10—25%, серы 1—2,5%, бензиновых фракций 11—30%. Газы легкие, углеводородные, метан преобладает в углеводородной фракции газа. В пределах данного НГР залежи нефти установлены во всех семи палеозойских комплексах, но их встречаемость и сочетание в разных структурно-фациальных зонах НГН совершенно раз-

личны. Наибольшим значением обладают залежи нефти н карбоне, приуроченные к бортам Калининской впадины ККС. В различных зонах есть перспективы открытия залежей нефти в неосвоенных комплексах, а также в додевопских отложениях [43].

Башкирский НГР представлен лишь Куедипской зоной НГН, остальные расположены в Башкортостане. Куедннская зона приурочена к труктурам облекання поздпедевопско-тур-нейскнх массивов южного борта Шалымско-Сарапульскоп впадины ККС, пересекаемого валами тектонического происхождения. Поэтому под массивами здесь встречаются залежи нефти и в терригеппом девоне (Куедннская, Красноярская, Гожанская, Гоидыревская, Быркинская, Калмиярская, Ха-тымская). Образование этих ловушек связано с оживлением древних разломов фундамента в зоне -СЕв-восточного борта Калтасинского авлакогена [30 и др.]. Нефти в этом районе обладают повышенной плотностью (более 0,9 г/см3), содержание серы более 2%, выход бензина менее 20%. Растворенный газ тяжелый, азотно-углеводородный, доля этана и пропана в углеводородной фракции газа выше, чем доля метана.

Верхнекамская НГО приурочена к гетерогенной ВКВ и поэтому в ее составе выделяются Бородулипско-Фокинскпй, Верхие-Обвипский, Чермозскин и Камский НГР, подтвержденные открытием месторождений нефти, а также Чепецкнй и Коми-Пермяцкий перспективные НГР. В наиболее перспективном и изученном Бородулинско-Фокипеком НГР нами выделено десять структурпо-фациальпых зон НГН: Вятско-Та-расовская, Москудьинская (южный борт ККСВ), Ягано-Гре-михинская, Шумовская (внутренняя часть- ККСВ), Киенгоп-ская, Ножовская (северный борт ККСВ) зоны приурочены к структурам облекання разновозрастных позднедевопско-тур-нейских органогенно-карбопатных массивов [1, 21, 39 и др.]. Сарапульская зона НГН генетически связана с внутренней частью Шалымско-Сарапульской впадины ККС, где залежи приурочены к структурам тектонического происхождения. В этих семи зонах нефти довольно тяжелые (0,880—0,920 г/см3), содержание смол и асфальтенов более 20%, серы более 2%, выход бензиновых фракций около 15—20%. В попутном газе преобладает азот (до 87%). Залежи в терригеппом девоне редки, что во многом пока связано с их малоамплитудпоетыо и трудностями сеисмокартирования. Зурипская зона НГН приурочена к Игрино-Киенгопскому прогибу фундамента, с разломами которого связана группа валов тектонического -происхождения [14, 15]. Верещагинская зона НГН связана с

Бородулинской впадиной фундамента. Здесь установлен пока один Верещагинский вал. В обеих зонах нефти карбона с плотностью 0,850—0,900 г/см3, содержание смол 10—20%, серы 1—2%, бензиновых фракций 20—25%. В Ларионовской зоне НГН, связанной с Обвинской системой разломов фундамента, помимо залежей в среднем карбоне, густая окисленная нефть в значительных количествах найдена и в додевон-ских отложениях [43].

Верхпеобвипскнй ИГР состоит из Пызспской н Афанасьевской зон НГН. Первая зона имеет залежи нефти в IV—VI комплексах, перспективны II и IX комплексы. Плотность нефти 0,870—0,900 г/см3, содержание серы 2%, бензиновых фракций 20—25%. Вторая зона приурочена к юго-восточному борту Камско-Вятской системы впадин и ее «рукавам». Зона перспективна на попеки тяжелых, вязких пефтей с низким выходом бензиновых фракций в верхнедевонско-турнейском карбонатном комплексе, среднем карбоне и а додевоне.

В северо-восточной части ВКВ установлены Чермозскин и Камский НГР. В Чермозском НГР развиты Васильевско-Манкорскан и Ромапшорская зоны НГН. Первая зона приурочена к группе тектоно-седнментационных поднятий южной части западного борта Кнзеловско-Касибской впадины К КС, залежи нефти установлены по II, III и IV комплексах. В Ро-маншорской зоне установлена залежь нефти в III, т. е. ви-зейском терригенпом комплексе .Нефти НГР довольно тяжелые (0,860—0,900 г/см3), смол и асфальтепов 10—20%, серы около 1,5%. Камский НГР приурочен к одноименному нало-женпо-погребеиному своду. НГР представлен Касибской зоной НГН, связанной с северной частью западного борта Кнзеловско-Касибской впадины ККС, а также Тукачевской зоной НГН, где строение залежей как и южнее, осложнено вн-зейскими палеоруслами, затрудняющими, по мнению О. Э. Дэпка, методику разведочного бурения. Плотность неф тей в Тукачевской зоне 0,865—0,890 г/см3, содержание смол и асфальтепов 17—20%, в Касибской зоне нефти более легкие. В северо-западной части ВКВ выделяются Чепецкий н Коми-Пермяцкнп перспективные НГР, связанные с одноименными тектоническими регионами. Здесь перспективны на поиск» нефти веронские (первый НГР) и кашпрско-верхнекаменно-угольные отложения. Кроме того, во втором НГР могут быть встречены неструктурные (Габриэлянц, 1970) залежи в «головах» региональных нефтегазоносных комплексов, срезанных предвизейскнм и другими размывами и несогласно перекрытые средним карбоном. Интерес здесь представляет BOf

сточный и южный борта Камско-Вятской системы верхнеде-р.онско-турнейского палеошгльфа [10, 43, 56 н др.].

В Татарской нефтегазоносной области в пределах исследуемой территории нами выделяется три ИГР: Нижиекамско-Сектырекий, Вавожско-Краспогорский и Кукморско-Ыемскйй, В первом районе установлены две зоны п намечены три перспективные ЗНГН. Нижпекамская зона НГН связана с одноименной межблоковой структурой фундамента, к которой в осадочном чехле приурочены прнразломпые палы, разделяющиеся грабенообразными прогибами. Залежи нефти расположены в девонском терригенпом комплексе. Боголюбовская зона НГ'Н связана со сравнительно мелкими тектопо-седн-ментационными поднятиями внутренней части Можгипской впадины ККС с залежами нефти в карбоне. Кизперская и Ссктырская зоны перспективны па поиски нефти в терригенпом девоне п в верейских отложениях на структурах тектонического генезиса. Нефти данного НГР имеют плотность 0,850—0,880 г/см3, серы 1,5—2,5%, смол и асфаьлтспов до 23%, бензиновых фракций 22—27% [1, 31, 43].

Вавожско-Краспогорский НГР приурочен к тектоно-седн-ментациопным поднятиям северо-западного борта Можгипской впадины ККС. В Красногорской ЗНГН нефть содержится в башкиро-верейских отложениях .ее плтоность 0,850— 0,880 г/см3, содержание серы 1,2—2,3%, смол и асфальтспов 12—22%, бензиновых фракций 16—24%. В южных зона.: (Вавожской, Мухипскоп и Кесинской) нефти могут быт ь также встречены н в 1 комплексе в местах пересечения борта ККС тектоническими валами. В Кукмореко-Немском НГР установлена Золотаревская ЗНГН, где тяжелая нефть встречена в верейских и каширо-подольских отложениях. Ее плотность более 0,9 г/см3, содержание смол и асфальтепоп более 20%, серы 1,7—1,8%. Расворенный газ содержит 20— 96% азота. В этом же НГР намечаются Немская и Кукмор-ская перспективные зоны НГН. Здесь нефть может быть встречена в I, II, V и VI комплексах [2, 43].

Казапско-Кажимская перспективная нефтегазоносная облает!) связана с одноименным авлакогепом. Здесь памп намечаются Кировский, Уржумский, Ивкипско-Кукарекни и Щур-i и некий перспективные НГР, связанные с различными тектоническими объектами. В Сырьяпскои перспективной зоне НГН Кировского НГР установлена небольшая залежь сравнительно легкой нефти в кыновскнх отложениях. Ее плотность 0,849 г/см3, содержание серы 1,25%, смол 10%, бензиновых фракций 30%. В попутном газе 90% азота. Кроме тер-

ригеиного девона залежи нефти нами ожидаются также во II, IV, V и VI нефтегазоносных комплексах (1, 21, 43, 61].

Токмовско-Котельничская перспективно-нефтегазоносная область вместе с Марийской седловиной и Пачелмским прогибом изучены совершенно слабо. В ее юго-восточной части нами выделена Берлинская зона НГН. Здесь же установлена нефтеносность верейских и башкирских отложений на Южно-Охотничьем месторождении. Непосредственно южнее его сейсморазведкой установлено юго-восточное окончание значительного преверсйского вреза, требующего изучения. Башкирская нефть ЗДЕСЬ Т Я Ж елая (до 0,961 г/см3), вязкая, содержание серы до 2,85%. Верейская нефть несколько легче (0,920 г/см3). В скв. 1-Борлинская получен приток вязкой нефти ;из яснополянских отложений. Весьма перспективны па поиски нефти в терригеппом девоне земли, приграничные с Казанско-Кажимским авлакогепом. В карбонатном девоне и карбоне — бортовые участки палеоплато верхпе-девонско-турнейского палеошельфа, эрозиоппо-карстовые объекты под пижпекаменпоугольными глинами [63]. Пачелмский НГР перспективен на поиски нефти в первую очередь в додевон-ских и девонских терригепных отложениях, а в юго-восточной части — ив терригеппом карбоне.

В пределах Ульяновской области и далее на восток выделяется Мелекесско-Абдулинская НГО, а в ее составе Ме-лекесский ИГР. На современной стадии изученности в пределах последнего при более детальном районировании автором выделены (с востока па запад) Ново-Черемшанская, Усть-Черемшапская, Восточно-Зимпицкая, Зимницкая и Ульяновская структурпо-фацнальиые зоны НГН. Первая из них с запада примыкает в Алметьевской вершине Татарского свода и связана с турненскими карбонатными постройками восточного борта Усть-Черемшанской впадины ККС. Здесь на Новобссовском месторождении залежи нефти установлены в башкирских, тульских, бобриковскнх и фаменских отложениях. Неструктурные залежи могут быть встречены в ел-ховско-радаевских клнноформах. Усть-Черемшапская струк-турно-фацнальпая зона НГН приурочена к центральной части одноименной впадины ККС. На Кустовском месторождении нефть плотностью 0,952 г/см3 открыта в бобриковскнх песчаниках. Восточно-Зимпицкая ЗНГН приурочена к турнепским сргапогепно-карбонатным постройкам западного борга Усть-Черемшапскон впадины ККС. В многочисленных месторождениях доказана нефтеносность I, II, III, IV и V комплексов, интересны ыалиповскне клиноформы. Зимницкая ЗНГН свя-

зала с облскаинем фрапско-фамепских и фамепско-турней-скнх органогспно-карбонатпых массивов западного (одноименного) борта Усть-Черемшанской впадины ККС. Нефть установлена па Зимницком подкятнн и па Филппповской группе структур во II, III, IV и V комплексам. Ульяновская зона НГН не изучена, предполагается наличие залежей в девоне п карбоне [42, 62]. Нефти Мелекесского ИГР, особенно в карбоне, весьма тяжелые и вязкие, плотность 0,900— 0,997 г/см3, вязкость колеблется от 14—47 до 90—163 мГ1а-с, содержание серы до 3—5,7%. Нефти содержат ценные компоненты: ванадий, никель и другие, т. с. являются «рудосодер-жапмп».Вязкость кыновской нефти 4,15 мПа-с, что облегчает ее добычу. Кузнецкая зона НГН не изучена, здесь возможны залежи нефти в карбоне, девоне п додевопс антиклинального, а возле Жигулевского надвига и тектоническо-эк-раннрованного типов.

Жигулевско-Самаркппскнп ИГР, входящим в состав Срсд-певолжскон НГО, в пределах наследуемой части Жнгулеп-ско-Пугачевского свода состоит из двух зон НГН: Жигулевской, приуроченной к одноименному прнразломиому валу и Володарской, приуроченной к группе локальных структур тектонического происхождения. В первой зоне доказана пеф-тегазоиоспость турненскнх п бобрпковекпх отложений, ожидаются «пропущенные» залежи в среднем карбоне п девоне. Во второй зоне нефть приурочена к бобриковским пластам. В целом но НГР не изучен, но перспективен терригенпый девон. Нефти здесь несколько легче (0,875—0,905 г/см3), чем в Мелекесской впадине, плотность прогнозных ресурсов нефти довольно высока [62].

На северо-востоке Пермского Приуралья расположена слабоизученная часть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, перспективная па поиски углеводородов [10 и др.].

5. Заключение: направления региональных и поисковых работ на нефть и газ [1, 3, 9, 10, 16, 19, 20—23, 25, 26, 31, 33, 37, 38, 40, 42, 43, 46, 51—54, 56, 59, 61—63].

В результате проведенного псфтегазогеологичсского районирования [43 и др.], выделения етруктурпо-фацнальпых зон пефтегазонакопления показаны пути дальнейшего развития традиционных, а также новых заслуживающих внимания па-правлений поисковых работ на нефть, газ и конденсат в северных и западных районах Волго-Уральской НГП, а также их методики [37 и др.]. Приоритетность «узловых» отрицательных эпиплатформенных структур на поиски нефти дока-

запа положительными результатами геолого-геофизичсскич и буровых работ, увенчавшихся открытием значительных п крупных зон нефтегазонакопления, созданием и укреплением Сазы нефтегазодобывающей отрасли. Плотности начальных геологических суммарных ресурсов (НСР) УВ здесь, как минимум достигают 40—70 и более тыс. т/км2 (Юрюзаио-Сыл-винская и Мелекссская впадины). В наиболее перспективны', районах эта плотность превышает 150—200 тыс. т/км2 (Соликамская впадина, Сарапульско-Фокинская зона Всрхпскам-ской впадины), где в уникальных зонах НГН, сод с ржгчцих крупные и крупнейшие месторождения нефти, плот поел ь НСР (геол.) достигает 290 (Вя?ско-Та расовская ЗПГП) н даже 380 тыс. т/км2 (Чутыро-Киенгоиская ЗНГН). Все эти наиболее приоритетные районы и зоны НГН и в настоящее время, несмотря па высокую степень освоения начальных суммарных ресурсов, обладают довольно значительными плотностями неразведанной части ресурсов (НЧР), достигающими 8—¡2 и более тыс. т/км2 (нзнл.) по категории Д1 + Д2 + С3 • К.

В связи с закономерным снижением эффективности поисково-разведочных работ, ограниченными возможностями их бюджетных ассигнований, для определения наиболее приоритетных направлении дальнейших ГРР проведено геолого-эко-¡юмпчсскос районирование территории по результатам гсоло-го-экопомпческой оценки прогнозных ресурсов. В основе оценки заложен расчет затрат па выявление и разведку одной тонны нефти, которые колеблются в зависимости от коэффициентов успешности геологоразведочных работ, крупности прогнозных залежей по запасам, глубине залегания, качеству пефтей и коллекторов [61, 62]. Как дополнительный критерии оценки приоритетности различных земель для территории республики Удмуртия использовался также показатель геолого-экономической перспективности [55]. Расчеты показывают, что наиболее приоритетными направлениями поисков залежей нефти в девонско-турпейском карбонатном комплексе, в нижнем и среднем карбоне до сих пор является Кам-ско-Кинельская система впадин с присущими ей локальными поднятиями тектоно-седиментациоппого происхождения, связанными с зонами развития разновозрастных органоген::о- и рифогенно-карбопатпых массивов и сопутствующими клнио-формами [38, 40 и др.]. Вместе с этим оценка неразведанной части начальных суммарных ресурсов нефти и газа позволила установить новые эффективные направления геологопоисковых работ. Так, в европейской части Свердловской области плотность этих ресурсов на нефть достигает 19,7—

20,2 тыс. т/км'. При испытании скв. 25-Сабарднпскля в 1093 году из малииевских отложении получено 3 м3 сут нефти и 39 м3/сут газа, а из тульских 19,9 м3/сут легкой нефти. Раисе н ски. 73П-Сухая Речка из бобрнковскнх отложепнй был получен приток нс([)ти 87,0 т/сут через 10-мм штуцер и 35 т/сут через 7-ми штуцер. Плотность нефти 0,820 г/см:;. В восточной части этого региона основные перспективы связываются с поисками газа. В свободном газе и в газовых шапках будет содержатся конденсат. Так, на Брусянском месторождении, например, в скв. 25 из пласта 13б2 получен газ дебитом 102,1 тыс. м3/сут и конденсат 1,5 т/сут с содержанием серы 0,11—0,45% [23]. Особое внимание в Свердловской области должно быть уделено изучению нефтегазопоспости мощных дуванских рифов, а также клиноформ «террнгепиого клинаv в зоне «Великого барьера» (по В. Д. Наливкину, 1919), приуроченного к восточному борту 'Гулумбасовского вала. Южнее г. Красноуфнмска в сакмаро-верхиекаменноугольном интервале разреза выделяются пористо-кавернозные коллекторы общей мощностью 100—150 м, аналогичные коллекторам Ме-телинского, Кзылбаевского и Яиыбаевского месторождений Башкирии. Но главное внимание и перспективе здесь должно быть уделено трассированию боргов Уткпнско-Серсбрннской системы впадин [23, 2G, 26].

В Пермской области, помимо основных направлений ГРР [10, 43], связанных с зонами развития тектоно-седнментацноп-кых поднятий, приуроченных к разновозрастным органогеп-ко- и рифогенно-карбонатпым массивам нсрхнедевонско-тур-пейского палеошельфа и с различными клнноформлмн [46, 59] имеются и другие важные направлении поиска новых месторождений. Так, на юге Верхнекамской впадины от границы с Удмуртией до района Верещагинского вала следует начать поиски нефти в среднем карбоне и в девонско-турпенском карбонатном комплексе. Новые материалы сейсмических исследований северной части области показывают наличие одиночных органогепно-карбонатных построек в Попомарсвской впадине Камско-Вятской системы. Это значительно повышает перспективы Коми-Пермяцкого автономного округа. Плотности неразведанной части НСР (извл.) па юго-востоке округа достигают 6-7 тыс. т/км2. Поэтому данные земли должны включаться в планы приоритетных направлений ГРР. Здесь же перспективен неотектоническн весьма активный район, приуроченный к Савинской зоне разломов фундамента. Следует также обратить внимание на Чердынскую зону сочленения эпикарсльской Русской плиты и эпибайкальской пли-

4 Зак. 234 49

ты Баренцева моря [9], где к мощной рифтовой зоне в осадочном чехле могут быть приурочены нефтеносные (н алмазоносные) объекты.

В Республике Удмуртия основные приоритетные направления на поиски залежей нефти в карбоне, как и прежде автором увязываются с Сарапульской впадиной ККС и землями ВКВ, расположенными к северу от Чутыро-Киенгопскр-го вала, а также с Можгинской впадиной ККС [1, 31, 42 и др.]. Плотность неоткрытой части НСР здесь соответственно равна 5—13, 5,5 и 3—13 тыс. т/км2 (извлек.), в то время, как в западных районах Республики она равна 1,0—1,2 тыс. т/км2. Поэтому, если удельные затраты па выявление и разведку 1 тонны нефти но приоритетным направлениям составляет 225—278 усл. ед., то в западных землях Татарского свода— 300—340 усл. ед. [61]. До сих пор педонзучен Вавожскнй борт Можгинской впадины ККС, который представляет- не единую тектопо-седиментациоппую структуру (карбонатную рампу), а сложен внешними бортовыми участками нескольких иалеоплато относительно мелководного верхпедевопско-турпейского палеошельфа. Через «рукава», разделяющие эти иалеоплато, проникал терригеппын материал с образованием не только конусов выноса, перспективных как и в Пермской области [54] на поиски УВ, но и обширных линзообразных песчапо-алевролитовых тел ¡33, 53]. Особого внимания, как п в Пермской области заслуживают одиночные турнейскис рифы-шшнаклы, где этажи нефтеносности достигают нескольких сот метров, а дебиты — 800 т/сут (скв. № 346 — Южный Кпепгоп). Верхушки рифов могут быть закарстова-пы, а карстовые полости заполнены терригеппымн породами. Такой новый тип коллектора нами установлен в скв. 7 — Як-шур-Бодья в интервале 1G70—1714 м в заволжском нефтеносном рифе, перекрытом 24-метровой пакой малевско-упинских песчаников, а подстилает закарстованный интервал 36-метровая заволжская карбонатная нефтеносная пачка. Важно подчеркнуть, что девонские малоамплитудные залежи наверняка не сохранились бы из-за их периодического раскрытия, если бы они не являлись «штамповыми», то есть структурами облекаиия среднедевонских биогерм. Дистанционные методы успешно дополняют комплекс поисковых работ [51, 52 и др.]. Следует продолжить поиски нефти в додевоне Калтасинского авлакогена [3 и др.].

В Кировской области наиболее приоритетным направлением ГРР па нефть в среднем карбоне пока является Афанасьевская зона нефтегазонакоплепия. Получение промыш-

лепных притоков нефти па соседних землях Удмуртии, открытие в области Золотаревского и Ильинского месторождения нефти, получение притока нефти на Лыткинской структуре в 14,7 т/сут из верейских отложний в скв. 83, а также 1,6 т/сут из башкирских отложений в скв. 80 на Севпнской структуре и 3,8 т/сут из башкирских отложений в скв. 36 па Сардай-ском поднятии — все это говорит о необходимости включения .этого региона в планы приоритетных направлений ГРР. Пред-визейские и визейские палеорусла, эрознопно-карстовые объекты в верхней части девонско-туриенского карбонатного комплекса являются здесь новыми интересными направлениями ГРР [16, 33, 42, 56]. В районе Коми-Пермяцкого и Сыктывкарского сводов фундамента, всегда считавшихся абсолютно бесперспективными на нефть, ее залежи различного типа могут быть встречены па стыке срезанных визейским и предвизейским размывами «головных» частей регионально нефтеносных комплексов девона и нижнего карбона со средним карбоном, тем более, что глубина залегания среднего карбона на Кфми-Пермяцком погребенном своде такая же, как и в Соликамской впадине. Однако, судьба Кировской области, как нефтедобывающей, может быть решена только с изучением Казанско-Кажимского авлакогена и его бортов, поскольку этот регион нами оценивается как самостоятельная область генерации и аккумуляции нефти [20, 21, 43].

В Ульяновской области Среднего Поволжья наиболее приоритетным направлением поисков нефти, как и прежде остается Усть-Черемшанская впадина ККС, па бортах которой нами выделено несколько зон нефтегазонакоплепия. Причем эта внутриформационпая впадина перспективна и па Сокской седловине, где плотность неоткрытых извлекаемых ресурсов нефти превышает 20 тыс. т/км2, в то время как на бортах впадины эта плотность колеблется от 6,5 до 11,2 тыс. т/км2. Первоочередными площадями для постановки сейсмо-разведочных работ являются борта ККСВ: на западе в районе зоны от Ю.-Охотничьег о месторождения до Зимннцкого месторождения, а на востоке — выделенная нами новая зона развития фаменско-турпейских органогепно-карбопатных массивов, прилегающая к Альметьевской вершине Татарского свода, где прогнозируются пефтеперспектиппые тектопо-седп-ментационпые структуры. К приоритетным направлениям ГРР можно отнести также поиски нефти в яснополянских отложениях па Жигулевско-Пугачевском своде, где перспективен также средний карбон и девон. Правобережная часть области и Кузнецкая седловина обладают интересными перс-

пективами поисков нефти, как и юго-восточная окраина Ток-мовского свода [42, 62, 63].

В Пензенской области приоритетным направлением работ являются поиски нефти в нижнем карбоне в западных частях Жигулевско-Пугачевского свода и Кузнецкой седловины, где сравнительно перспективны па нефть также отложения девона и среднего карбона. Аналогичная обстановка с перспективными наблюдается и на востоке Рязано-Саратовского прогиба. где плотности неоткрытых ресурсов нефти достигают 3,86 тыс. т/км2. Если Пензенская область по значимости своих перспектив в Среднем Поволжье является второй после Ульяновской области, то Нижегородская область и республики Среднего Поволжья значительно менее перспективны. Здесь плотность неоткрытой части извлекаемых ресурсов нефти па Токмовском своде составляет лишь всего 0,5—0,75 тыс. т/км2. Более интересна Московская сипеклиза, где плотности достигают 0,92 тыс. т/км2 [62]. На Высоковской структуре, расположенной на границе с Костромской областью, а также на Варнавинском поднятии, следует пробурить оцепочпо-пара-метрические скважины и провести комплекс скважнпноп сейсморазведки. Среди республик Среднего Поволжья наибольший интерес представляет Марий Эл, плотности извлекаемых ресурсов в Казанско-Кажнмском авлакогене составляют 2,10, а иа Марийской седловине—1,18 тыс. т/км2. Здесь необходимо прежде всего изучить региональными работами южную часть авлакогепа, перспективного па поиски нефти в терри-генном девоне и в девонско-турнейском карбонатном комплексе. Эти же отложения, а также рукава, врезы, эрозионно-карстовые останцы, борта налеоплато Камско-Волжского архипелага перспективны и в других республиках данного региона [62, 63].

(=1* t=l2 Е2Ч

es« ezzq¿

Масштаб i •• iooooooo

. ......г • .............п I мм • М|1Г| I ЬШУММ) VI V ч/ди^иип I |Г 1/1 ^^^

Республики,области; 1-СвЕР.швсш ,1- Пермсш.З-Кировская, 4- Решблика Удмуртия, 5 -нИЖЕГорошая,6-респавликк Марий 3\,7-Песпуьлика Чувашия , 8-Респушка Мордовия ,9-Пенвенсш ,111-Ульянобсш.

Условные обозначения *. 1-ггшцл тектонических ретионоьдонешз.антешз.шдов, впадин,седловин, авлакогенсв ; 2.-границы погребенные регионов;наложенные части верхнекамской впадины (вкв)-з и Московской синекшы(МСМ ; 5"„скшные" части ВКВи (/1с,прос аеживанциеея по кем структчрным зтажам;б-аблшгены. сокращения'. ср-Средне -Расекий шакоген; мс-Московская синекаи5а;СС-Сыктывкарский саол; ВС-Ве-лик0рецкая сшовина; кс'кошъничский своа; мтс- маритурекск^ седмшна;тс -"Тошовский свод; р-сп -р^ано-скратовш\й (пачешшм)прогиб ; ВК-Воронексш анте-каиза;Ж-пс-Жигуаевско-Пугачевский сид;МВ-Меаекессщ впадина, СкС-Сокская седловина-; кзс-Казансш седловина; ш-Кюанско-кажимский авлакоген;к-ППС-коми-Пермяцкий паг?€бшнь\й свод;ШС -сдаш вершина татарсш свода, н)втс-Еги ншм (акьметьевсш) вершина; вкв-Верхнекамская впадина, ЧС-Чермозсш седловина, БрС-БиРСШ сешвинл,Чпс-нелегкая сед&о&инМА-калташский погребенный авла-коген ; кнпс-Камский нашенно-погребенный свод; абс -пермско -Башкирский свод, БС-Бабкинская седловина , пв - Пермская вершина, ку6 -кунгуро -Уфимски й выступ ; БшВ -башкирская вершина ;ПП-Притиманский „прогиб". Премральская репрессия; ВПВ-верхнепечорсш впадина ; ККС-КсЕноФонтовска-Колвинекля седловина, св-Соликамская 6падина,КЧС-Косьвинско-Чусовская седловина , СлВ-Еылвинсш впадина, КрС-КрАсноаФимскАя седловина дв-юр.-дй-сш впадина. ЗУ СЗ-Западно-Уральская складчатая аонь.

список

опубликованных работ, положенных в основу доклада Монографии, справочники, карты

1. Геология и нефтегазоноснссть Удмуртской АССР: Монография. Ижевск; Удмуртия, 1976, 126 с. (соавт. В. Л. Шеходаиов, 3. А. Федорчук, Л. В. Шаронов, М. М. Погребпяк).

2. Физические свойства осадочных пород севера Урало-Поволжья; Монография / УНЦ АН СССР. Свердловск, 1985, 132 с. (соавт. В. М. Ново-селнцкий, А. А. Шилова).

3. Петрофизичеекая характеристика нефтегазоносных провинций СССР: Справочник. М.: Недра, 1985 (§ 9. Северная часть Волго-Ураль-скон нефтегазоносной провинции). С. 17—55 (соавт. В. М. Новоселицкни, А. А. Шилова, В. К. Серов, Е. С. Килейко).

4. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. Кн. первая: Европейская часть СССР. Месторождения нефти и газа Волго-Ураль-ской нефтегазоносной провинции. / Под ред. С. П. Максимова; М.: Недра, 1987. С. 38—221 (Пермская и Свердловская области; соавт. С. А. Винниковский, Н. И. Арапова).

5. Тектоническая карта нефтегазоносных территорий РСФСР. Масштаб 1 : 2500000 / Гл. ред. Л. И. Ровнин; КГП ПГО Центргеология МГ СССР. М., 1988. (Свердловская, Пермская, Кировская области, Республика Удмуртия; соавт. А. Е. Проворова, Э. В. Сапрыкин, В. П. Фролова, Б. А. Тихов).

6. Карта нефтегазоносности СССР. Масштаб 1 : 2500000 / Гл. ред. А. Н. Золотов; КГП ПГО Центрогеология МГ СССР. М., 1988. (Волго-Уральская НГП; соавт. С. А. Винниковский и др.).

7. Карта нефтегазогеологического районирования СССР. Масштаб 1 : 2500000 / Гл. ред. Габриэлянц; КГП ПГО Центргеология МГ СССР.

* М., 1990 (Волго-Уральская НГП; соавт. С. А. Винниковский и др.).

Статьи, тезисы докладов

8. Тектоническое строение Пермской области//Тр. ВПИШИ. Пермь, 1966. Вып. 57. С. 12—28 (соавт. И. М. Мельник).

9. К вопросу о структуре фундамента Пермского Прикамья и его связи с осадочным чехлом // Учен. зап. № 166. Пермь, 1967. С. 69—81 (соавт. В. М. Новоселицкий, С. А. Шихов).

10. Прогнозная оценка нефтегазоносности Пермской области в связи с направлением дальнейших геологоразведочных работ//Тр. ВНИГИИ. Пермь, 1966. Вып. 57. С. 141—161 (соавт. И. М. Мельник).

11. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Пермской области в связи с методикой определения перспективных запасов нефти // Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1967. Вып. 65. С. 3—16 (соавт. И. М. Мельник, 3. А. Федорчук, В. А. Мурзина).

12. Тектоническое районирование Пермского Прикамья по различным

структурным этажам //Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1507. Вып. 65. С. 73—84 (соавт. И. М. Мельник).

13. К вопросу о строении Тулумбасовско-'Гиеовского вала//Уч. зап. Пермского ун-та, Л» 166. Пермь, 1967. С. 83—90 (соавт. В. 3. Хурсик).

14. Тектоника Западного Прикамья // Тр. Свердл. горн, нн-та. Свердловск, 1968. Вып. 54. С. 89—100.

15. 1\ вопросу о строении кристаллического фундамента и его связи с развитием и тектоникой осадочного чехла в Западном Прикамье//Тр. Свердл. горн. инта. Свердловск, 1968. Вып. 54. С. 77—88.

16. Перспективы нефтегазокосиостн северо-восточной части Кировской области в связи с дальнейшим направлением геолого-поисковых работ// Геологическое строение и минеральные ресурсы Кировской области. Киров, 1968. С. 88—95 (соазт. 3. А. Федорчук, В. Л. Мурзина).

17. Методика построения сводных палеотектовпческих диаграмм формирования крыльев структур-ловушек тектонического происхождения // Тр. Пермск. политех, ин-та. Пермь, 1969. Л"г 48. С. 72—79.

18. Локальные узловые поднятия в осадочном чехле Пермского Прикамья//Тр. ОНИГНИ. Пермь, 1970. Вып. 72. С. 22—32 (соавт. II. А. Софроницкий) .

19. О прогноз; газоносности Пермской области//Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1970. Вып. 72. С. 3—9 (соавт. И. М. Мельник).

20. Новый нефтеносный район в Верхнекамской виадппе II Тр. ин-та ПермНИПИнефть. Пермь, 1971. Вып. 6. С. 61—69 (сольт. 3. А. Федорчук.

B. А. Мурзина, В. Н. Быков).

21. Прогнозная оценка нефтеносности Удмуртской АССР и восточной части Кировской области в связи с дальнейшим направлением геологоразведочных работ //Тр. ин-та ПермНИПИнефть. Пермь, 1971. С. 49—63 (соавт. 3. А. Федорчук, В. А. Мурзина, В, Н. Быков).

22. Перспективы поисков пефтегазпоспых локальных поднятий в Среднем Прнуралье // Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1971. Вып. 117. С. 135—143.

23. Основные черты теологического строения и перспективы нефтегазоносное™ Сылвинской впадины //Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1971. Вып. 117.

C. 153-177.

24. Основные особенности и соотношения структурных этажей земной коры в Пермском Прнуралье // Связь поверхностных структур земной коры с глубинными. Киев: Наукова Думка, 1971. С. 124—1330 (соавт. А. В. Никулин, В. М. Новоселпцкий, С. А. Сосланд).

25. Перспективы газоносности п направления дальнейших геологоразведочных работ в восточной части Сылвинской депрессии // Геология , и разведка нефти и газа в Пермском Прнуралье. Пермь, 1971. С. 55— 61 (соавт. С. А. Винннковский, Б. В. Красилышков, В. П. Рыбаков, 1\. С. Шершней, В. Д. Щербина).

26. Перспективы пефтстазоноспости юго-западной части Свердловской области//Тр. Свердл. горн, пп-та. Свердловск, 1972. Вып. 83. С. 3—7 (соавт. К. С. Шершнев, В. Д. Щербина, Б. В. Краснлышков, В. В. Макалов-ский).

27. Основные черты тектоники ннжнепермекпх отложений и ее связь с глубинным строением Пермского Приуралья // Тр. ВНИГНИ, Пермь, 1973. Вып. 118. С. 28—48.

28. О перспективе обнаружения девонских грабенов в Пермском Прнуралье//Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1973. Вып. 123. С. 101 — 107 (соавт. Г. Г. Кассии).

29. Влияние разломов фундамента па продольные профили рек в Прикамье//Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1973. Вып. 123. С. 80—87 (соавт. И. П. Сергеев).

30. О поисках девонских структур под рнфогепио-карбонатнимн массивами в Камско-Кнпельскон системе впадин // Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1973. Вып. 1233. С. 01—100 (соаг.т. 3. Л. Федорчук, Л. U. Бу рыкни а).

31. Повис данные о тектонике Татарского свода на территории Удмуртской ЛССР г, связи с се пефтстачопосиостыо Ц Тр. ВПИШИ. Пермь, 1973. Вин. 1233. С. 116—121 (соавт. В. М. Лрмишев, Н. П. Божко, 10. IV Федоров, В. Л. Шеходанов).

32. Строение нозднедевонско-турненското шельфа на территории северной части У рало-Поволжья // Тр. ПНИГИИ. М., 1977. Вып. 176. С, 3— 11 (солит. 10. И. Кузнецов).

33. Основные тины залежей и закономерности их распространения в северо-западной части Урало-Поволжья//Тр. Пермск. политех, ин-гл. Пермь: ВПИШИ, 1979. С. 3—22 (соавт. С. Л. Фролов).

31. Опорные горизонты осадочного чехла северо-западной части Урало-Поволжья//Тр. ВНИПШ. Пермь, 1976. Вып. 161. С. 48-54 (соавт.

A. С. Рукавишников, 10. В. Федоров).

35. Закономерности размещения всрхиедевонско-туриспеких рифов 11 геофизические методы их выявления в северной части У рало-Поволжья // Геология нефти и таза. 1976. Л!> 1. С. 55—GO (соавт. С. А. Шихов, 10. И. Кузнецов, В. Э. Ветчшшш, С. Л. Сосланд).

3G. Строение северного борта Сарапульскои впадины Камско-Кпнель-скоп системы и дальнейшее направление поисков нефти // Гслогня нефти и газа. 1976. К- 8. С. 43—16 (соавт. П. II. Конев, Ю. II. Кузнецов,

B. И. Шварев).

37. О методике нефтепонскогых работ и различных структурпо-фа-циальных зонах сесоро-ззяздиой части Урадо-Иоко.г-кья // Тр. ВНИГПИ. Д\„ 1977. Вып. 176. С. 58-63 (соавт. 10. В. Федоров, 13. М. Новоселиц-

КИЙ).

38. Малевско-утшекий гориоонт — новин нефтеносный объект на севере Урало-Пополжья // Нефтегазовая геология и геофизика. М., 1981. Вып. 12. С. 18—20 (соаг.т. Б. Я. Чалов, В. II. Шаронова, В. П. Шварев).

39. Полвека Волго-Уральгкоп нефтегазоносно."! провншши // Геология, поиски и разведка месторождении горючих полезных ископаемых. / Меж-вуз. сб. научн. тр. Пер.м. политех, ии-та. Пермь, 1981. С. 159—163 (соавт. П. А. Софроницкий).

40. Использовапп езональнои бпостратнграфпп при нефтепонсковых работах Ц Геология нефти и таза. 1982. J\i> 0. С. 43—17 (со.и;т. Ю. И. Кузнецов, Э. К. Сташкопа, П. О. Иванова, Е. В. Зверева, К. Л. Зверева,

B. И. Шварев, В. Л. Чпжова).

41. О иозднедоке.мбрийском нефтегазообразовапии на севере Урало-Поволжья//Геология нефти и газа. 1982. Jfe 9. С. 40—13 (соавт. М. М. Балашова, А. 3. Коблова).

12. Основные направления попскопо-разведочцмх работ иа нефть в Удмуртской АССР, Кировской и Ульяновской облает ях // Геология нефти п таза. 1982. Л1> 10. С. 1—5 (соавт. С. Л. Сосланд, С. С. Килеико).

43. Структурно-фациальнне зоны нефтога.зонакопдеипя в северных и западных районах Урало-Поволжья // Тр. ВИИГИИ. М., 1982. Вып. 243.

C. 3—21.

44. Использование гравитационного моделирования о разработке направлений региональных работ при поисках нефти и газа // Геофизический журнал. 1933. Т. 5, № 4. С. 70—74 (соавт. В. М. Иовоселнцкнн, М. М. Балашова, М. Г. Губацдуллин, Л. И. Койфман, К. А. Кореневич).

45. Рациональная организация геонпдикацнонных космоазрогеолоеи-ческих исследований нрп поисках нефти а газа па севере Урало-По-

волжья//Сб. тезисов Всесоюзного совещания, 10—13 мая 1983. Свердловск, 1983. С. 93—95 (соавт. Е. И. Вохмяшша, 10. А. Ильиных).

46. Роль зональной биостратиграфии в изучении карбонатных отложении и обосновании нефтепоисковых работ//Карбонатные отложения — объект целенаправленных поисков углеводородов / ИГиРГИ. М., 1981. С. 23—29 (соавт. В. А. Чижова, Ю. И. Кузнецов, К. А. Зверева).

47. Влияние неотсктоничсски.ч движений на современное состояли: за1 .•¡ежей углеводородов//Геология нефти и газа. 1984. Л» 8. С. 32—38 (са-авт. И. И. Наборщикова, Л. Ю. Данилова, Е. И. Вохмяшша, Ю. А. Ильиных, Т. Н. Пряхина).

48. Закономерные связи цикличности осадочного чехла, тектонических движений с процессами нефтегазоцакопления//Геология нефти и гига. 1984. № 4. С. 57—59 (соавт. Н. М. Сардошшков).

49. К проблеме магнитной модели осадочного чехла н конеелпднр> ванной коры северо-восточной части Восточно-Европейской платформы '/ Сб. науч. тр./ИГ АН УАССР. Киев: Пауком Думка, 1981. С. i 01—113 (соавт. В. Al. Нопоселнцкий, Г. . Кассии, В. В. Суворов, В, В. Филатов,

B. II. Юзоак, Л. И. Койфман, К. А. Короневич, М. С. Чадам).

50. Применение изотопного состава углерода для генетической идентификации нефти//Сб. Тезисов X Всесоюзного симпозиума по стабильным изотопам в геохимии, 3—5 декабря 1884. М., 1981. С. 17.) (соаьт. Л. 3. Коблом, М. Г. Фрик, Т. В, Белоконь).

51. Результаты комплсксиования дистанционных и геохимических методов исследований нефтяных месторождении УАССР //Тр. ВНИГНИ. М„

1984. Вып. 252. С. 103—108 (соавт. Е. И. Вохмянипа, А. А. Оборин, М, А. Шишкин).

52. Сравнительный анализ результатов структурно-геоморфологических пселедоваиш"! с целью повышения эффективности нефтепоисковых работ в Западном Прикамье // Геология месторождении горючих ископаемых, их поиски и разведка. / Тр. Пермск. политех, ин-та. Пермь, 1984. С. 9—13 (соавт. Е. И. Вохмяшша, К. А. Горбунова, И. И. Черткова).

53. Особенности латерального изменения верхиедевонско-турпейскон карбонатной толщи на севере Удмуртской АССР//Геология песЬти и газа.

1985. Л1> 10. С. 57—60 (соавт. В. Н. Дедюхин, Г. Ю. Прпйма, Г. Г1. Щербинина, Э. 13. Сапрыкин).

54. Гсолого-геохимические аспекты лсфтсобразовалия в осадочных толщах Кировской области//Геология нефти и газа. 1985. Л1> 3. С. 30— 3G (соавт. Т. В. Белоконь).

55. Геолого-экономическос районирование Удмуртской АССР на нефть//Геология нефти и газа. 1985. № 4. С. 21—25 (соавт. Р. Н. До-зорцев, С. А. Сосланд, AL М. Погребняк, О. X. Вольфсон).

56. Направления нефтепоисковых работ в области позднсдевонско-турнейского шельфа на северо-востоке Русской плиты // Геология нефти и газа. 1985. № 6. С. 11—16 (соавт. В. К. Серов, Э. В. Сапрыкин, К. С. Шершнев).

57. Влияние эволюции гетерогенных эпиплатформенных впад;ш на формирование очагов нефтегазобразования и нефтегазог.аконлення // Тектоническая цикличность и нефтсгазоносность / Тр. ВНИГНИ. М„ 1985.

C. 64—75 (соавт. А. 3. Коблова, Т. В. Белоконь).

58. Роль узловых локальных поднятий в формировании крупных зон нефтегазонакоплення//Условия формирования крупных зон нефтегазона-копления. М.: Наука, 1985. С. 94—100.

59. Зональная хроностратиграфия при прогнозе литолого-стратигра-фкческих ловушек углеводородов в карбонатных толщах // Нефтегазонос,-

пость карбонатных формаций / Л\„ 1987. С. 122—128 (соавт. В. Л. Чижом, 10. П. Ky.jficiWR, К. Л. Зверева, И. Л. Зверева).

(К). Строение по.чдисдгвонско-турнсйского палеошольфа севера Урало-Пово.тжья л задачи его дальнейшего изучения // Геология пеАтп и ra:ia. 1088. Л-» 2. С. 24—20.

01. Гсолого-экопомнчсскаи оценка прогнозных ресурсом иефти и направление дальнейших поисковых работ в Удмурюкой АССР и Кировской области//Геологическое строение п нефтегазоносное! ь северных н западных районов Волга-Уральской прошипит / КамПИНКИГС. Пермь, 1991. С. 3—15 (соавт. Б. К. Ощепков, 13. В. Ппеютнпа, II. И. Бурцева, Г. В. Сидорова, Л. II. Бычкова).

02. Геолого-зкономическая оценка прогнозных ресурсов нефти и направления дальнейших поисковых работ в Среднем Поволжье // Геологическое строение н нсфтегазоносность северных и западных районов Волго-Уральской нровшшии / КамНИПКИГС. Пермь, 1991. С. 10—25 (соавт. В. Э. Ветчинюш, В. П. Евеютнна, А. Е. Проверена, II. В. Медведева, Г. Л. Передреева, Л. И. Бычкова, П. Ф. Холостая).

63. Особенности строения и иефтегазоноспостн верхкедевонско-турнен-ского палеошельфа северных и западных районов Урало-Поволжъя // Геология нефти и таза. 1992. J& 7. С. 10—19.

64. Строение фундамента и его связь с иефтегазоноеиоетыо осадочного чехла в северных и западных районах Урало-Поволжья//Сб. Тезисов докладов паучпо-техн. конференции «Блоковое строение з.-дшой коры к нефтептиосноеть». 17—19 янв. 1901. ВНИГРИ, Снб., 1991. С. 100-102.

05. Изотопный состав углерода как один ю критериев тииизации неф-тей Прикамья //Материалы конференции 2. ArbMtslastung «Isotope in der N at if г» Voni 5—9. November 1979 in Leipzig. Leipzig, Vj80. Bd 21». S. 110— 117 (соапт. A. 3. Коблова, M. Г. Фрнк).

60. Soironitsky P., Provorov V. ami KurocliKin V. Tectonic Geology of the lower Permian Series of the Central Urals and Pre-Urals // Contribution to Eurasian Geology Papers presented at the International Congress on (lie World. Perm (Russia), 1091. P. 2; Occassional Publication ER'SL New Siries. N 9b. (0.54) /II B. Allen; Universal у of South Carolina. 1993. P. 125—132.

Информация о работе

Проворов, Виктор Михайлович
доктора геолого-минералогических наук
Пермь, 1994
ВАК 04.00.17

Автореферат

Похожие работы