Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Закономерности геологического строения Казанско-Кажимского прогиба в связи с прогнозом нефтеносности

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Закономерности геологического строения Казанско-Кажимского прогиба в связи с прогнозом нефтеносности"

На правах рукописи

Грибова Ильда Сергеевна

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ КАЗАНСКО-КАЖИМСКОГО ПРОГИБА В СВЯЗИ С ПРОГНОЗОМ НЕФТЕНОСНОСТИ

25 00 12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь - 2007

003160509

Работа выполнена в Пермском государственном техническом университете и ОАО «Научно-производственный Центр по сверхглубокому бурению и комплексному изучению недр Земли» (ОАО «НПЦ «Недра»)

Научный руководитель - заслуженный геолог РФ, доктор геолого-минералогических наук, профессор Карасева Татьяна Владимировна

Официальные оппоненты — доктор геолого-минералогических наук, профессор Быков Владимир Никифорович

- кандидат геолого-минералогических наук Ощепков Виктор Анатольевич

Ведущее предприятие - ФГУП НВНИИГГ

Защита состоится «30» октября 2007 г в 14 часов на заседании диссертационного совета Д212 188.03 при Пермском государственном техническом университете по адресу 614000, г Пермь, Комсомольский проспект, 29, ауд 423-Б

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПГТУ

Автореферат разослан «27» сентября 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета Д212 188 03, доктор г -м наук

Растегаев А В

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Перспективы восполнения сырьевой базы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции во многом связаны с периферийными ее областями, в числе которых Казанско-Кажимский прогиб (ККП) занимает одно из приоритетных положений На его территории в 50-70-е годы в результате поискового бурения были получены непромышленные притоки нефти из отложений таманского горизонта верхнего девона В 90-х годах возобновились региональные геолого-геофизические работы с целью уточнения геологического строения и выяснения перспектив нефтегазонос-ности прогиба Сложные геолого-тектонические условия и фрагментарный характер изученности разреза ККП оставляет множество возможностей для неоднозначной интерпретации материалов дистанционных методов исследования С целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносное™ территории на южном окончании ККП в период 2000-2003 гг была пробурена Коркатовская параметрическая скважина, а также серия поисковых скважин, которые дали обширный фактический материал и подтвердили нефтеносность девонских отложений

В настоящее время как на территории ККП, так и на сопредельных площадях продолжаются региональные и регионально-зональные геофизические работы, планируется бурение поисково-оценочных скважин Дня целенаправленного ведения активно развивающихся нефтепоисковых работ актуально научное обобщение вновь полученных данных

Цель работы: выполнить геолого-историческое моделирование и комплексный анализ условий генерации, миграции и аккумуляции углеводородов для прогноза нефтеносности Казанско-Кажимского прогиба

Основные задачи исследований:

1) уточнить геологическое строение и историю формирования осадочного чехла ККП на основе новых данных глубокого бурения и региональных геофизических исследований,

2) выделить в пределах ККП природные резервуары и дать их комплексную характеристику,

3) на основе геолого-геохимических данных выявить нефтемате-ринские толщи и свиты,

4) реконструировать условия проявления главной фазы нефтеобра-зования и установить границы зон нефтегенерации,

5) выполнить типизацию потенциальных ловушек УВ и прогноз нефтеносности ККП

Методы решения задач. Для решения поставленных задач автором проанализированы и научно обобщены фактографические материалы по глубоким скважинам, пробуренным в пределах прогиба Основной акцент был сделан на материалы, полученные в последние году с применением современных технологий исследования скважин и методик обработки данных, что позволило актуализировать ранее накопленный фонд информации Это, прежде всего, Коркатовская скважина, обеспечившая получение широкого ком-

плекса параметров разреза приосевой южной части ККП и глубокие поисковые скважины, характеризующие особенности геологического строения и параметры осадочного чехла южной и центральной части прогиба Также использованы результаты региональных геофизических и геохимических исследований территории ККП и материалы опубликованные в открытой печати

В процессе выполнения работы построены схемы корреляции разрезов скважин, наиболее полно отражающих особенности изменения разреза вдоль осевой лини прогиба, которые послужили основой для экстраполяции геолого-геофизических и геохимических параметров и создания моделей природных резервуаров и нефтематеринских свит С целью определения временных и пространственных границ нефтегенерации выполнены реконструкции па-леотектонических и палеотемпературных условий. Сопоставление полученных результатов позволило локализовать очаги нефтеобразования и составить прогноз возможных зон аккумуляции УВ.

Для обработки баз геохимических (порядка 4000 определений) и геофизических (более 72000 пог м каротажа) данных применялись компьютерные технологии. Так, для интерпретации данных ГИС, построения и графической визуализации геолого-геофизических разрезов и корреляционных схем применялись автоматизированные системы LogTools и ВИДГИС. С целью установления общих закономерностей геологического строения отдельных блоков прогиба применялся линейный дискриминантный анализ

Научная новизна. На основе анализа особенностей геологического строения ККП с использованием возможностей математического моделирования по комплексу показателей выделены южный, центральный и северный сегменты Уточнены закономерности изменения коллекторских и экранирующих свойств пород в различных частях прогиба, заключающиеся в существенном влиянии постседиментационных изменений пород, в том числе от регенерационной цементации кварцевых зерен и их уплотнения с образованием конформных контактов, порфиробластовой и пойкилитовой цементации псаммитов, развитии трещиноватости и др На основании комплекса показателей (степень гидрогеологической закрытости коллекторов, их латеральная выдержанность и непосредственный контакт с нефтепроизводящими толщами), обоснована приоритетная роль в нефтепоисковом отношении ти-манского, папгийского и живетского резервуаров. Впервые в осадочном чехле ККП по результатам комплексных исследований органического вещества и битумоидов, палеотектонических и палеотемпературных реконструкций выделены нефтематеринские свиты и обоснованы временные и пространственные границы нефтеобразования На базе детального изучения геологического строения ККП проведено районирование территории по типам ловушек и их ранжирование по степени перспективности

Защищаемые положения.

1. Выделены три типа осадочных разрезов, различающиеся по стратиграфической полноте, литологическим особенностям и потенциальной

нефтеносности, приуроченные к северному, центральному и южному сегментам

2 Научно обосновано формирование в палеозойских отложениях ККП разнотипных природных резервуаров, среди которых таманский, па-шийский (по периферии и в центральном сегменте прогиба), живетский (по периферии прогиба) имеют наибольшее нефтепоисковое значение

3 Выделены основные зоны генерации УВ в пределах ККП, связанные с нижнефранской терригенной и среднефранской глинисто-карбонатной нефтематеринскими свитами

4 Выполнено районирование территории ККП по типам ловушек, которых основные перспективы нефтеносности ассоциируются с ловушками дизъюнктивно экранированного и антиклинально-дизъюнктивного типов, а также с ловушками, связанными с выклиниванием живетских и пашийских отложений на границе с окружающими сводами

Практическая значимость работы.

Работа имеет существенное практическое значение Представленные многопрофильные геологические модели и прогноз благоприятных условий для локализации УВ позволяют проводить детальные оценки ресурсов и запасов углеводородного сырья по отдельным комплексам (горизонтам, участкам недр) и ориентировать ыефтепоисковые работы на конкретные потенциально продуктивные пласты и зоны аккумуляции Результаты проведенных исследований могут быть использованы при составлении и реализации программ проведения ГРР и программ лицензирования Кировской области и Республики Марий Эл

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на ежегодных Региональных научно-практических конференциях Приволжского и Южного федеральных округов (НВНИИГТ, г Саратов, 2002, 2003, 2005, 2006), на Международной научно-практической конференции «Природные битумы и тяжелые нефти России» (ВНИГРИ, г Санкт-Петербург, 2006), на Научно-практической конференции «Состояние и перспективы нефтегазового потенциала Пермского края и прилегающих районов» (г. Пермь, 2006)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ Основные результаты работы вошли в 8 научно-исследовательских отчетов ФГУП НПЦ «Недра» и ЗАО НПО «Геоцентр»

Структура и объем работы.

Работа состоит из Введения, 5 глав, Заключения, списка литературы -206 наименований, 1 текстового приложения и 3 графических приложений Общий объем работы составляет 232 страницы, включая 39 рисунков, 10 таблиц

Работа выполнена под научным руководством д г -м.н Т В Карасевой, которой автор приносит глубокую благодарность за постановку задачи, обращение к научным категориям и теоретическим основам и выражает искреннюю признательность за постоянное внимание и поддержку

Особую благодарность автор приносит главному геологу ОАО «НПЦ «Недра» к г -м.н В И Горбачеву за идею подготовки данной работы, содействие и рекомендации Искреннюю признательность за консультации и помощь в работе над диссертацией автор выражает сотрудникам ОАО «НПЦ «Недра» В И Брякину, О В Василюк, ТН Соколовой, И В Нероновой, кандидатам г -м н Г В Тарханову, Д А Кузьмину, OA Есипко, сотрудникам КамНИИКИГС кандидатам г-мн С Г Попову, Ю.А Ехлакову, ЛВ Сиротенко, МГ Фрик и др За техническую помощь, оказанную при работе с каротажными и графическими материалами, автор благодарит А В Вопиловскую и Т И. Лобанову

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе выполнен анализ геолого-геофизической изученности ККП Приведена историческая справка исследований ККП в связи с проблемами изучения его глубинного строения и оценки перспектив нефтегазонос-ности Основной объем глубокого бурения (51 скважина или 108,2 тыс м) выполнен в 50-е-70-е годы Скважины были ориентированы на локальные поднятия, выявленные по верхним горизонтам осадочного чехла Особенно плотно разбурена Сырьянская структура, где в 3-х из 12 глубоких скважин получены непромышленные притоки нефти, а в 4-х отмечены нефтепроявле-ния, приуроченные к отложениям терригенного девона Материалы бурения и геофизических исследований обобщены в трудах Б В Селивановского (1948), ПС Хохловаидр (1954), В Д Наливкинаидр (1956), ЛН Розанова и др (1957,1965), МФ Мирчинкаидр (1965), Н К Грязнова, РБ Давыдова и др (1967), В.А Клубова и др (1968), РН Валеева (1968), В М Проворова (1973, 1982, 1985), МИ Островского (1975), ТН Спижарского, В П Кирикова (1975), Л.Н. Розанова (1978) и др.

Следующий крупный этап геологического изучения территории с целью оценки ее углеводородного потенциала начался в 90-е годы В рамках программ геологического изучения, разработанных КамНИИКИГС, ВНИГ-НИ при участии территориальных органов МПР РФ была выполнена средне-масштабная аэромагнитная съемка, региональные сейсморазведочные работы МОГТ, профильная газохимическая съемка В процессе получения новых данных, ведущими институтами и предприятиями (ВНИГНИ, КамНИИКИГС, ФГУП НПЦ «Недра», ТГРУ «Татнефть», НВНИИГГ, ЮГУ, ИГиРГИ) проводились тематические исследования по комплексной оценке перспектив территории Большой вклад внесли исследования КамНИИКИГС под руководством Проворова В М

В период 1999-2003 гг. на южном окончании прогиба были проведены зональные геофизические и геохимические работы и пробурено 5 глубоких скважин, в т ч Коркатовская параметрическая В центральной части прогиба исследован восстановленный ствол Сырьянской скважины 18 Материалы комплексного изучения разрезов скважин с применением новейших методик

и технологий внесли значительные коррективы в имеющиеся представления о строении и нефтегазоносности ККП и создали основу для прогноза нефте-газоносности на современном уровне

Во второй главе рассмотрены особенности тектонического строения ККП и дана литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла Особое внимание уделено постседиментационным образованиям в контексте их влияния на коллекторские и экранирующие свойства пород

ККП является унаследованной структурой Кировско-Кажимского авла-когена (ККА) - одного из звеньев в системе рифтов байкальского цикла тек-тогенеза Восточно-Европейской платформы В среднедевонскую эпоху над авлакогеном произошло заложение прогиба, а амплитуда погружения достигла максимума в нижнефранское время Таким образом, границы ККП с окружающими сводами логично провести по зоне выклинивания пашийского горизонта Тектоническое строение ККП обусловлено ортогональной сетью древних дизъюнктивных нарушений Меридиональные нарушения линеа-ментного типа определили простирание как собственно прогиба, так и структур подчиненного порядка - инверсионных поднятий Поперечные разломы делят прогиб на отдельные сегменты, которые изменяют свое простирание и гипсометрическое положение, образуя самостоятельные блоки Последние в различные периоды геологической истории испытывали высокоамплитудные перемещения друг относительно друга, что отразилось на полноте палеозойского разреза в различных частях прогиба Отмечено, что отдельные блоки ККП одновременно испытывали не только разную амплитуду, но и знак вертикальных перемещений

Анализ разрезов скважин, характеризующих основные черты геологического строения прогиба, показывает, что в вертикальной составляющей тектонических движений выделяются четыре основных периода активизации погружения всей территории ККП, соответствующие среднему - позднему девону, раннему карбону, среднему карбону - ранней перми и поздней перми - раннему триасу В мезозойский период максимального погружения территории мощность осадочного чехла могла превосходить современную на 850 м

Напротив, положительная составляющая тектонических движений проявлялась избирательно, например, в ранневизейское и раннемосковское время наибольший подъем испытывали территории центральной и особенно северной части ККП, а в артинско-кунгурское время - территория южного окончания прогиба. Основная фаза подъема территории, как предполагается многими исследователями, произошла в неогене Большинство поднятий находят отражение в морфологии современного рельефа, из чего можно заключить, что их формирование продолжается и в настоящее время

В связи с особенностями строения прогиба автором с привлечением математических методов обработки геологических данных обосновано деление ККП на три сегмента, которые различаются по стратиграфической полноте, мощности и литологическим особенностям разреза, обусловленным амплитудами погружения (воздымания) в основные этапы тектонической ак-

тивизации. С помощью линейного дискриминантного анализа (ЛДА) на основе данных, характеризующих такие тектонические показатели, как амплитуды вертикальной составляющей тектонических движений (А) и скорости (V) погружения (воздымания) были рассчитаны геолого-математические модели, особенно четко отражающие дискретность развития отдельных сегментов на ранних стадиях формирования прогиба

К,=0,038АС2еГ-0,011 УШег0,0О2Ашгу +0,203УЮ2у +8,17 (1)

Я2=0,188АШеГ +0,07Упм+0,250Атгу -0,047 УЮЙ,+3,67 (2)

При этом степень попадания скважин выборки в свой сегмент составила 100% Данный прием может быть использован при дифференциации других малоизученных крупных тектонических структур Полученные линейно-дискриминантные функции рекомендуется применять для уточнения границ развития сегментов ККП по мере увеличения объемов глубокого бурения

Южный сегмент (линия скважин Коркатовская параметрическая - Чи-гиреньская-1) характеризуется осадконакоплением без существенных перерывов в период от среднего девона до перми Наиболее полно представлен карбонатный разрез верхнего девона и карбона, тогда как терригенные отложения девона имеют сокращенную мощность и повышенную глинистость. Центральный сегмент (линия скважин Чигиреньская-3 - Сырьянская-18) начинается с яадавлакогенной части прогиба, в основании которой залегают рифейские отложения Мощность терригенного девона здесь резко увеличивается, карбонатного девона, напротив, сокращается за счет размыва пород фаменского яруса, выпадают из разреза турнейский ярус и яижневизейский подъярус карбона, увеличивается мощность пермских отложений Северный сегмент (линия скважин Сырьянская-20 - Кажимская опорная) характеризуется повышенной мощностью живетских отложений, последовательным выклиниванием в направлении с юга на север нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений, вызванным глубокой эрозией в начале среднего карбона Пермская часть разреза представлена наиболее полно, сохранились отложения триаса

Выявлены существенные различия в особенностях тектоногенеза и литогенеза для разных сегментов прогиба, влияющие на их нефтеносность Так, при благоприятных условиях накопления обогащенных ОВ осадочных толщ в ранне- среднефранское время, и особенно благоприятных - в семилукское время позднего девона, значительная часть этих отложений в пределах северного сегмента была уничтожена вследствие подъема его территории в каменноугольный период В центральном и южном сегментах прогиба наиболее вероятными проводниками для массовой миграции УВ могут быть лате-рально выдержанные алевропесчаные пласты живетского яруса, пашийского горизонта и нижнетиманского подгоризонта Отрицательное влияние на проницаемость этих пластов оказывают постседиментационные преобразования, выразившиеся в регенерационном окварцевании и уплотнении пород, интенсивность которых возрастает вместе с глубиной погружения горизонтов в центральном сегменте прогиба

Третья глава посвящена изучению закономерностей изменения физических и гидрогеологических параметров разреза с целью построения модели природных резервуаров для девонско-каменноугольных отложений В ней приведены результаты детального выделения, корреляции и оценки коллекторов и флюидоупоров по ГИС, петрофизическим исследованиям керна и данным испытания скважин Оценка качества песчано-алевритовых пород-коллекторов проводилась в соответствии с классификацией А А Ханина и М И Колосковой В карбонатном разрезе для ранжирования коллекторов использовалась оценочно-генетическая классификация К И Багринцевой Флюидоупоры выделялись по ГИС и связаны с интервалами развития глинистых пород, а также с интервалами повышенной плотности в карбонатных и карбонатно-сульфатных толщах

В эйфельско-нижнефранском терригенном ПНГК разрез эйфельского яруса в южном сегменте прогиба включает редкие пласты-коллекторы с низкими значениями пористости, тогда как в центральном и северном сегментах выделяются песчаные коллекторы с Кп по ГИС 10-17 %, перекрытые маломощными флюидоупорами В разрезе живетского яруса песчаные коллекторы с пористостью 17,4-21,2 % и проницаемостью 123-780 фм2 разобщены флюидоупорами только в окраинных частях прогиба В разрезе пашийского горизонта выделяются высокоемкие коллекторы (КПот до 24 %, Кпрг до 1146 фм2), перекрытые флюидоупорами невысокой экранирующей способности, обусловленной незначительной мощностью (3-10 м) и повышенным содержанием каолинита в полиминеральном составе глинистых покрышек Только в центральном сегменте прогиба мощность глинистого флюидоупора верхней части пашийского горизонта и нижней аргиллитовой толщи таманского горизонта достигает 130 м При этом, снижаются и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пластов-коллекторов (Кпог до 8 %, Кпрг до 100 фм2) В составе тиманского горизонта выделяется перекрытая мощным (70-360 м) флюидоупором глинисто-алевро-песчаная пачка пород (Кпот 1421,4 %, Кпрг 5-492 фм2).

В верхнедевонско-турнейском карбонатном ПНГК в саргаевском и се-милукском горизонтах выделяются маломощные и плохо прослеживаемые по латерали коллекторы (Кпот по ГИС=8-12 %, Кпрг в трещиноватых породах до 13,4 фм2), ограниченные карбонатно-глинистыми флюидоупорами Речицко-воронежские отложения практически не содержат в своем составе коллекторов Интервалы проницаемых пород евлано-ливенского горизонта обладают низкими ФЕС (Кпот до 9 %, по ГИС - до 12 %, Кпрг до 3,17 фм2) и не ограничены надежными флюидоупорами. В верхней части разреза фаменского яруса выделяется серия сложно построенных коллекторов (Кпот до 14,6 %, по ГИС до 20 %, Кпрг 0,138-1,91 фм2), ограниченная плотными породами нижнего карбона В турнейском ярусе породы с удовлетворительными фильтра-ционно-емкостными свойствами встречаются спорадически

В визейском терригенном ПНГК отмечены литологически неоднородные пласты коллекторов (Кпот до 14,7 %, Кпрг до 23,4 фм2) сравнительно малой толщины (1-2, редко 5-6 м), перекрытые аргиллитами и плотными доло-

митами Низкие ФЕС пород-коллекторов связаны с развитием порового и ба-зально-порового кальцитового и гипсового цементов По новым данным в визейском терригенном комплексе наилучшими коллекторскими свойствами (Кпот до 30 % по ГИС) характеризуются терригенные отложения, выполняющие эрозионные врезы

В визейско-башкирском карбонатном ПНГК 1шотные породы в значительной степени превалируют над латерально невыдержанными интервалами коллекторов (Кпот до 16 % по ГИС и 8,6% по керну, Кпр до 3,33 фм2) Башкирские отложения имеют ограниченное распространение на площади прогиба, породы обладают низкими ФЕС (по ГИС менее 11%, Кпрг=0,077 фм2)

В верейском терригенно-карбонатном ПНГК коллекторские свойства пород верейского горизонта удовлетворительные (Кпот=9-30Д %, Кпрг=0,542-125 фм2), покрышкой служат внутриформационные глины и плотные доломиты перекрывающего комплекса

Вышележащая карбонатная толща каширско-верхнекаменноугольного карбонатного ПНГК, представленная породами среднего и верхнего карбона содержит в своем составе большое количество коллекторов (Кпот по ГИС=7-21 %) Единой покрышкой для комплекса являются плотные карбонатно-сульфатные породы нижней перми

В результате сопоставления и комплексной интерпретации данных на территории ККП выделены природные резервуары пластового, литологиче-ски ограниченного и массивного типов.

Пластовые резервуары наиболее распространены в разрезе терригенного девона, а также выделены в бобриковско-тульском и верейском горизонтах карбона Цитологически ограниченные и массивные природные резервуары образуют менее значимую группу и связаны преимущественно с зонами тре-щиноватости и кавернозности карбонатных отложений девона и карбона, а также с эрозионными врезами раннекаменноугольного возраста В этой группе выделяются фаменские отложения, обладающие наилучшими коллекторскими свойствами и ограниченные флюидоупорами турнейского яруса и тульско-бобриковского горизонта, а также верхнекаменноугольные отложения, перекрытые сульфатно-карбонатной толщей нижней перми В визейском терригенном комплексе более значительную роль играют не пластовые, а ли-тологически ограниченные резервуары Палеодолина нижнекаменноугольного возраста с амплитудой вреза 28 м выявлена по данным глубокого бурения на юго-востоке прогиба Не исключена возможность нахождения массивных природных резервуаров в зонах тектонического дробления хрупких карбонатных пород саргаевского горизонта, перекрытых мощной карбонатно-глинистой толщей семилукских отложений.

Таким образом, в разрезе ККП обосновано развитие следующих природных резервуаров живетский (в южном сегменте и на периферии прогиба), пашийский (в центральном сегменте прогиба и в зоне выклинивания по периферии ККП); таманский; среднефранский (локально), фаменский (верхняя часть яруса преимущественно в южном сегменте прогиба); бобриковско-

тульский (в южном сегменте прогиба), верейский (в южном и центральном сегментах прогиба), верхнекаменноугольно-нижнепермский

С целью оценки условий формирования и сохранности залежей УВ в выделенных природных резервуарах проанализирован широкий спектр гидрогеохимических критериев характер минерализации и тип вод; степень ме-таморфизации и сульфатность вод; содержание в водах аммония, брома, йода, растворенного органического вещества, соотношения макро- и микрокомпонентов, газовые показатели; палеогидрогеологические условия В результате получены следующие выводы пласты-коллекторы палеозойского чехла содержат метаморфизованные рассолы хлоркальциевого типа, значения коэффициентов, характеризующих гидрогеологическую закрытость недр, указывают на закономерное увеличение степени изолированности по мере погружения горизонтов; низкая сульфатность вод, наличие аммония, йода, брома и водорастворенного органического вещества соответствуют обстановке застойного гидрогеологического режима и анаэробной восстановительной среды в эйфельско-нижнефранском и, частично, верхнедевонско-турнейском комплексах, тогда как в вышележащих водоносных комплексах гидрогеологические и гидрогеохимические критерии указывают на отсутствие условий для формирования скоплений УВ

В четвертой главе приведены результаты детальных геохимических исследований рассеянного органического вещества (РОВ) и битумоидов. Задача выявления в разрезе осадочного бассейна ККП нефтематеринских пород (НМЛ) и оценка их нефтегенерационного потенциала решалась на основе массовых и детальных исследований керна и шлама вновь пробуренных на территории ККП скважин комплексом современных аналитических методов с учетом ранее полученных материалов (Т В Белоконь, М.Г Фрик и др, 1983, 1988)

Эйфельско-нижнефранский ПНГК характеризуется существенными различиями в типах и концентрациях РОВ В южном сегменте прогиба в породах эйфельского яруса преобладает гумусовый тип органики. Низкие значения основных геохимических параметров (среднее Сорг =0,29%, Би-менее 0,0009 %, ри от 0,21 до 2,25 %) указывают на практически полное отсутствие НМЛ. В центральном сегменте прогиба в разрезе эйфельского яруса доминируют песчаники Для терригенной толщи живетского яруса и пашийского горизонта в южном сегменте прогиба характерно смешанное РОВ с резким преобладанием гумусового типа в песчаниках. Значения Сорг в аргиллитах повышены (0,98-1%), битуминозность их (Бхл до 0,118 %) также на порядок выше Комплекс геохимических параметров указывает на присутствие миграционных битумоидов в коллекторах пашийского горизонта, в то время как в живетских отложениях они не зафиксированы

В разрезах Коркатовской параметрической и Онодуровской поисковой скважин выделены маломощные (6 и 12 м) нефтематеринские толщи (НМТ) со значениями генерационного потенциала (81+82) до 16,9 мгУВ/г породы (табл 1)

Таблица 1

Статистическая характеристика основных геолого-геохимических параметров нефтематеринских толщ эйфельско-нижнефранского комплекса

Скважина, мощ- Средние значения геохимических параметров

ность ПНМП, (ин- (стандартное отклонение)

тервал залегания, Сорг, ¡§2, ОРТ, Н1, Ттах?

м), возраст % мг УВ/г мг УВ/г & §2- °с 2 =>

породы породы С0рг и Н

Коркатовская 2,87 0,06 10,46 0,01 421 431 8,12

12 м (1896-1908), (2,88) (0,07) (8,93) (0) (111) (2) (1,54)

Онодуровская 3,05 0,17 9,46 0,02 323 430 11,82

6 м (2058-2064), (1,34) (0,03) (2,53) (0) (59) (0) (1,43)

Бэре

Куженерская 0,93 0,02 2,41 0,01 268 422 7,71

58 м(1806-1864), (0,21) (0,01) (0,92) (0) (105) (4) (1,31)

Бзйп-яг

24 м (1875-1899), 0,71 0,04 3,86 0,01 349 424 8,71

БзИп (0,11) (0,03) (3,69) (0,01) (218) (5) (1,73)

Юм (1932-1942) 0,89 0,06 2,73 0,03 265 430 6,15

В3йп (0,69) (0,05) (2,58) (0,02) (88) (9) (2,01)

Степень катагенетической преобразованное™ органического вещества повышается по мере погружения горизонтов в северном направлении В Кор-катовской скважине величина отражательной способности витринита (Л0) изменяется от 0,38 до 0,5 %, Ттах находится в пределах 426-430 °С, что соответствует стадии ПК3-МК1 В разрезе Онодуровской скважины Тшах (427-446 °С) отвечает стадии МК] По литературным данным в центральном сегменте прогиба катагенез ОВ достигает градации МК2

Тиманский горизонт в южном сегменте ККП, в отличие от нижележащих отложений, содержит РОВ преимущественно сапропелевого типа с увеличением гумусовой составляющей по направлению к окраинам прогиба Среднее значение Сорг составляет 0,63 % В центральном сегменте с увеличением мощности горизонта существенно возрастает и обогащенность пород ОВ Степень катагенеза ОВ в зависимости от глубины залегания пород на территории прогиба находится в пределах ПК1-МК1 В отличие от живетских и пашийских отложений содержания битумоидов в глинистых и алевропес-чаных пачках таманского горизонта приблизительно равны (Б^ до 0,08 %). В глинистых отложениях таманского горизонта выделены НМТ, максимальная мощность которых (86 м) зафиксирована в разрезе Куженерской скважины (см табл 1) НМЛ отличаются значительной величиной генерационного потенциала (Б 1 до 9,12 мгУВ/г породы) Повышенные значения коэффициентов Рхл (до 20%) и ОР1 (0,2) позволяют предположить развитие миграционных процессов Прямые признаки нефтеносности тиманских отложений получены на Сырьянской площади Характерной особенностью нефти является отсутствие металлопорфиринов, как и в битумоидах тиманских пород.

Для пород верхнедевонско-турнейского ПНГК свойственна значительная дифференциация геохимических параметров Глинистые известняки сар-гаевского горизонта характеризуются повышенным (до 9,5 %) содержанием Сорг, в среднем - 1,14 % Органическое вещество смешанного типа с преобладанием сапропелитов Битуминозность пород горизонта значительно выше, чем отложений нижележащего ПНГК В битумоидах установлены ванадило-вые (до 188 мг/100г) и никелевые (до 310 мг/100 г) порфирины При микроскопическом изучении ОВ отмечались эпигенетические битумоиды, приуроченные к микро- и макротрещинам По данным термо-масс-спектрометрии НМЛ составляют до 60 % от мощности саргаевского горизонта в разрезе Коркатовской скважины (табл 2)

Таблица 2

Статистическая характеристика основных геолого-геохимических параметров нефтематеринских толщ верхнедевонско-турнейского комплекса

Скважина, мощность Средние значения геохимических параметров 8

ПНМП, (интервал (стандартное отклонение) •s s

залегания, м), воз- Сорг, Si, S2, OPI, HI, Tmax> & H 1 0

раст % мгУВ/ мгУВ/ Jh_ °c » H

г породы г породы S!+S2 Сорг

Коркатовская 2,2 0,03 5,69 0,01 301 424 4,22

20 м (1675-1695), (0,71) (0,02) (3,7) (0) (264) (6) (1,44)

D3sr

38 м (1602-1640), D3 2,04 0,03 4,74 0,01 251 423 8,08

sr-sm (0,53) (0,02) (1,68) (0) (126) (5) (2,38)

20 M (1564-1584), 2,63 0,16 6,37 0,03 39 422 8,41

D3SI11 (0,30) (0,01) (0,36) (0,04) (19) (5) (0,79)

13 M (1297-1310), 0,77 0,01 1,28 0,01 154 423 1,44

Djev+lv (0,86) (0,01) (2,03) (0) (108) (2) (0,24)

Куженерская 1,2 0,05 6,30 0,01 501 427 8,19

19 M (1737-1756), (0,28) (0,03) (3,89) (0) (206) (4) (1,37)

D3sr-sm

23 M (1460-1483), 1,3 0,17 46,70 <0,01 470 420 2,10

D3ev+lv (0,76) (0,28) (57,49) (0) (227) (10) (1,23)

Онодуровская 1,8 0,03 5,63 0,01 255 431 6,69

40 м (1800-1840), (0,76) (0,01) (6,18) (0,01) (207) (7) (1,45)

D3SIÎI

58 м (1865-1923), 1,88 0,21 10,13 0,03 454 425 5,29

D3sm-tm (1,58) (0,31) (11,97) (0,04) (173) (15) (1,92)

Значения генерационного потенциала пород довольно высоки (в среднем - 5,72 мг УВ/г породы, в Онодуровской скв до 30,95 мг УВ/г породы) Вследствие недостаточной степени катагенеза (ПКз) ОВ пород, уровень реализации генерационного потенциала НМЛ невысок На юго-восточном участке прогиба из саргаевских отложений была получена нефть, сходная по физико-химическим свойствам и составу с нефтью терригенного девона Сырь-янской площади

Карбонатно-глинистые отложения семилукского горизонта выделяются в изученных разрезах скважин повышенными значениями большинства геохимических параметров при РОВ смешанного гумусово-сапропелевого типа Концентрация Сорг достигает 16,5 % Отличительной чертой битумоидов является высокая концентрация металлопорфиринов (877 мг/100г для ванади-ловых и 1072 мг/100г для никелевых), которая связана как с особенностями ОВ, так и невысокой степенью катагенеза В разрезах скважин осевой зоны юга прогиба около половины мощности горизонта составляют НМТ НМЛ характеризуются умеренным и высоким, практически не реализованным генерационным потенциалом Степень катагенетической преобразованности РОВ соответствует стадии от ПК2.з в разрезе Коркатовской скважины до МК| в разрезе Онодуровской скважины Гораздо более «богатые» НМЛ, занимающие около 64 % мощности горизонта, выделены в разрезах поисковых скважин юго-восточного борта прогиба Генерационный потенциал составляет 43,53 мг УВ/г породы, достигая в отдельных случаях 141,2 мг УВ/г породы Развитие НМТ прогнозируется в центральном сегменте прогиба, где, по данным КамНИИКИГС, Сорг достигает 26,59 % в Сырьянской скв 7, содержание Бхл в разрезе Вожгальской скв 1 составило 1,72-3,45 % в известняках и 0,1 % - в сланцах

Тип исходного РОВ верхнефранского подъяруса смешанный - гумусово-сапропелевый, среднее содержание - 0,79 % Наиболее обеднены органическим веществом известняки речицкого и воронежского горизонтов, в которых концентрация Сорг, как правило, не превышает 0,01 %, тогда как в карбо-натно-глинистых породах достигает 2,0 % При пиролизе ОВ основная масса УВ выделяется при высоких температурах — более 300°С. Концентрации битумоидов в породах подъяруса меняются в широких пределах (Бхл 0,00030,08%) По комплексу параметров, в том числе индексу нефтяной продуктивности (ОР1 до 0,5) и степени битуминозности (Р до 75%) сделан вывод о миграционном перераспределении битумоидов. В керне евлано-ливенского горизонта Коркатовской скважины отмечалась селективная пропитка и выполнение мелких трещин известняка битумоидами ранней стадии преобразования ОВ НМТ мощностью 13 и 23 м выделены только среди евлановско-ливенских отложений в разрезах Коркатовской (81+82 до 5,34 мгУВ/г породы) и Куженерской (81+82 до 111,38 мгУВ/г породы) скважин

Карбонатные породы фаменского яруса характеризуются пониженными содержаниями ОВ (Соргср=0,37 %), и только в немногочисленных глинистых прослойках - до 2,8-7 % Генетический тип ОВ смешанный - гумусово-сапропелевый При пиролизе концентрации УВ (8] и 82) дают в основном фоновые значения Степень преобразованности органического вещества соответствует протокатагенезу

На основе статистической обработки результатов геохимических исследований выявлены достоверные (^ > и^) прямые корреляционные зависимости концентраций УВ нефтяного ряда от содержания Сорг в толщах с НМЛ и отсутствие подобных зависимостей в породах-коллекторах (табл 3),

что наряду с другими геохимическими характеристиками подтверждает развитие процессов генерации и перераспределения УВ

Таблица 3.

Зависимости между геохимическими параметрами для девонских отложений ККП

Стратиграфическое подразделение Литология Количество определений Уравнение зависимости Коэффициент корреляции Тип толщи

Оггу+РэрБ аргиллиты 63 Si = -0,004+0,040 CODr г = 0,92 НМЛ

022лн-0зр5 апевропесча-ники 44 Si =0,011+0,169 Сорг г = 0,28 коллектор

03йп аргиллиты 94 Si = -0,006+0,061 Coor г = 0,79 НМЛ

03йп алевропесча-ники 31 Si = 0,095+0,012 Copr г = 0,26 коллектор

ОзБГ глинистые известняки 66 Si= -0,066+0,179 C0pr г = 0,70 НМЛ

Озвт известковистые аргиллиты и глинистые известняки 105 S, =-0,082+0,142 Copr г = 0,81 НМЛ

По геохимическим и углепетрографическим данным установлена зональность в степени преобразованности ОВ пород девона и нижнего карбона от стадии МК1 до ПК1.2 Повышенные величины сингенетичных УВ отмечаются в интервалах развития НМЛ Аллохтонные УВ встречаются преимущественно в породах-коллекторах, примыкающих к зонам НМЛ В результате обоснован вывод о существовании процессов генерации и перераспределения УВ нефтяного ряда в девонских отложениях ККП На меридиональном профиле по линии скважин Коркатовская - Шургинская - Куженерская - Оно-дуровская - Советская — Сырьянская-18 — Гавриловская-17 - Кажимская иллюстрируются основные закономерности изменения геохимических параметров ОВ для пород девона, прослежено развитие НМТ

Известняки турнейского яруса нижнего карбона характеризуются низкими содержаниями ОВ (Соргср 0,66 %) и слабой битуминозностью (Бхл, до 0,0025 %, Рхл до 2,8 %) В образцах углистых аргиллитов содержание Сорг повышено (до 3,83 %) Отражательная способность витринита (Я°=0,37 %) характеризует степень катагенетического преобразования РОВ, соответствующую стадии ПК2

В пределах визейского терригенного, визейско-башкирского карбонатного и каширско-верхнекаменноугольного карбонатного ПНГК по комплексу геохимических параметров НМТ не выявлены, что связано как с особенностями седиментогенеза, так и частым развитием окислительных фаций в диагенезе При этом степень катагенеза ОВ пород недостаточна для генерации нефти-ПКгПК2.

В пятой главе приведен прогноз нефтеносности ККП на основе анализа эволюции зон генерации УВ и формирования ловушек разного типа.

По результатам анализа литолого-фациальных особенностей пород и геолого-геохимических параметров (восстановительные геохимические фации, преобладание сапропелевого типа ОВ, плотность РОВ более 1 млн т/км2, повышенное содержание автохтонных битумоидов и присутствие паравтох-тонных битумоидов, наличие проницаемых пород для первичной миграции УВ и др ) выделены нижнефранская терригенная и среднефранская глинисто-карбонатная потенциально нефтематеринские свиты, имеющие регионально-зональное распространение

Нижнефранская терригенная нефтематеринская свита занимает большую часть территории прогиба за исключением бортовых зон Мощность ее изменяется от 125 м до 580 м Плотность Сорг составляет более 1,8 млн т/км2 В центральном сегменте прогиба вместе с увеличением мощности нефтема-теринской свиты, содержания ОВ и степени его катагенетической преобразо-ванности следует ожидать интенсификации процессов генерации и эмиграции УВ из НМЛ Наиболее благоприятное для развития первичной миграции сочетание проницаемых и непроницаемых слоев отмечено в нижней части разреза свиты, соответствующей пашийскому горизонту и нижнетиманскому подгоризонту

Среднефранская глинисто-карбонатная нефтематеринская свита имеет ограниченное распространение на территории ККП, в основном в южном и центральном сегментах Ее мощность в полных разрезах осевой части прогиба составляет 162-187 м, на восточном борту сокращается до 109-133 м Плотность Сорг достигает 4,4 млн т/км2 и более Степень катагенетической преобразованности РОВ довольно слабая, в исследованных разрезах южного окончания прогиба соответствует стадии ПК3 и лишь на Онодуровской площади и в скважинах юго-восточного замыкания прогиба достигает границы ПК3-МК1 В центральном сегменте прогиба следует ожидать повышение уровня катагенетического преобразования РОВ до стадии МК1 Признаки эпигенетичных битумоидов отмечались практически во всех изученных разрезах скважин при микроскопическом изучении ОВ

На базе историко-генетического моделирования реконструировано положение ГЗН в осадочном чехле ККП, позволившее локализовать зоны генерации УВ В мезозойское время максимального погружения осадочного чехла (рис 1) в ГЗН попадают значительные по мощности и площади области развития нефтематеринских свит.

Основной этап эмиграции УВ из нефтематеринских пород, вероятно, пришелся на постмезозойское время, когда рассматриваемая территория испытывала интенсивный подъем с амплитудой до 800 м и усиливалась динамичность подземных вод

Рис. ). Модель истории формирования и прогрева осадочного чехла южного, центрального и северного сегментов ККП

В результате обосновано положение зон генерации УВ, которые для нижнефранской терригенной нефтематеринской свиты распространяются на южный, центральный и частично на северный сегменты прогиба, лля средне франской глин и сто-карбонатной свиты сокращаются до Области от Оноду-

ровской до Сырья не кой площади, включая юго-восточный борт прогиба (рис. 2, 3).

Рис. 2. Реконструкция условий прохождения н е фгем атери иск и м и свитами ГЗН в период максимального погружения осадочного чехла

ККП.

Судя по положению региональных наклонов осадочных толщ, включающих нефтематеринские свиты, миграция УВ должна была осуществляться от центральной части прогиба к его периферии и вдоль осевой части ККП по системе инверсионных валов. На территории ККП вследствие тектонического сжатия превалируют взбросы и взбросо-сдвиги, которые, как правило, рассматриваются в качестве тектонических экранов, что привело к доминированию ближней латеральной миграции. Данный вывод подтверждается отсутствием значительных следов эпигенетичных битумоидов в верхних горизонтах осадочного чехла.

Нефтепоисковые работы на территории прогиба в первую очередь были ориентированы на потенциальные залежи УВ, связанные с ловушками антиклинального типа. Однако последние данные регионально-зональных геофизических работ позволили существенно уточнить структурно-тектоническую модель исследуемого района. Было установлено, что выделяемые ранее протяженные валы контролируются ортогональной сетью разломов и распадаются в пределах инверсионной зоны с кулисообразным смещением на отдельные поднятия, осложняемые антиклинальными и брахиан тиклинальными складками. Выявленные за пределами валов в краевых частях прогиба поднятия характеризуются более сложными контурами, изомет-ричной формой я относительно небольшой амплитудой. Структурные планы в осевой части прогиба, где отсутствовал значительный подъем блоков фундамента в начале раннего и среднего карбона, конформны, в бортовых зонах

ККП - Казанско-Кажимскин прогиб СС - Сыктывкарский свод КПС - Коми-Пермяцкий свод КС - Коте льничс кий свод СТС - Северо-Татарскии свод ТС - Токмовский свод МС - Марийская седловина ВС - Велнкорсцкая седловина ЧС - Чепецкая седловина КзС - Казанская седловина ВКВ - Верхнекамская впадина ПП - Предтиманекий прогиб

При построении тектонической основы использованы матери алы Проворова В.! Валесва Р.Н., Ольневой Т,В,, Пхлакова Писан ни ковой ЕЛ., Солохиной Л.С.

ВКВ

СТС

Условные обозначения:

^^ - границы тектонических ^ элементов I порядка

- границы сегментов ККП

- шопахнты терригенного девона

"* } ■ административные границы

с>.|риямская - название плошали бурения, о 1» скважины и их номера

.'.*.". - зона нефгегенерацки для ннжнефранской V. нефте материнской свиты

- зона нефтегенерации для ереднефра некой

нефте матер инско Й свиты

Рис. 3. Зоны генерации в пределах ККП

отмечается смещение планов по нижним маркирующим горизонтам относительно верхних на несколько км Тектонические нарушения играют ведущую роль не только в развитии преимущественно тектонически экранированных ловушек, но и в формировании морфологии локальных поднятий

В работе выполнена типизация возможных ловушек УВ и проведено соответствующее районирование ККП (рис 4) Преобладающим типом ловушек нефти будут дизъюнктивно экранированные и антиклинально-дизъюнктивные Учитывая достаточно высокую плотность тектонических нарушений площадь ловушек будет ограничиваться, вероятно, первыми км2. С учетом особенностей фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, наличия флюидоупоров, а также соотношения с зонами генерации УВ обосновано ранжирование ловушек по степени перспективности, дизъюнктивно экранированного и антиклинально дизъюнктивного типа в эйфельско-нижнефранском комплексе > связанные со стратиграфическим выклиниванием пород в эйфельско-нижнефранском комплексе > обусловленные зонами дробления на пересечении разломов в среднефранских отложениях > биогермы фаменского яруса

В региональном плане наиболее перспективным на поиски залежей нефти является центральный сегмент прогиба, где прогнозируется наибольшая мощность нефтематеринских свит, палеообстановки, способствующие реализации их генерационного потенциала, а также условия для миграции и аккумуляции УВ Дальнейшее развитие геологоразведочных работ в пределах ККП рекомендуется связывать с центральным сегментом

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Для уточнения прогноза нефтеносности в целом слабоизученной территории ККП детализированы закономерности строения осадочных образований с учетом новых данных бурения и геофизических работ, проведена оценка процессов генерации и миграции УВ, выделены природные резервуары и выполнена типизация ловушек Это позволило найти новые решения в вопросах пространственного размещения зон локализации углеводородов на территории прогиба

Выявленные с привлечением математической обработки геологических данных закономерности в строении ККП, связанные с историей его тектонического развития, позволили выделить три сегмента (южный, центральный и северный), различающиеся по геологическому строению, стратиграфической полноте разрезов и литологическим особенностям На базе эпейрогеническо-го моделирования и оценки амплитуды вертикальной составляющей тектонических движений обозначены этапы, наиболее отличные по геологическому развитию и существенно влияющие на формирование нефтеносности

Впервые для изучаемой территории на основе комплексной интерпретации данных по керну и ГИС в девонско-каменноугольных отложениях ККП выделены природные резервуары (совокупность пластов-коллекторов и

Холуннцэ

кки - Качанско-КажимскнЙ ггрогнб СС - Сыктывкарский свод КПС - коми-Пермяцкий свод КС - КотепюичскиВ свод СТС - Севере-Татарский свод ТС - Токыовекин свод МС - Марийская седловина ВС - Великорецкая седловина ЧС - Чепецгая седловина КзС - Казанская седловина ВКВ - Верхнекамская впадина ПП - Предти маис кий прогиб

Условные обозначения:

- границы тектонических элементов

административные границы

сырьяискай - название площади бурения, о 13 скважины и их номера, • в т.ч. с иефтепроявлениями

^ - поднятия

- выклинивание нефте материнских пород а зоне эрозионного несогласия

Типы лову« иск У В

- Дизъюнктивно У - Стратиграфического

экранированные и * выклинивания

антиклинально- % - Л отологические

дизъюнктивные ф (рифовые)

Исполыоваиы ¡шериалы Проворова В.М. Данилова Р-Б., Эльнсвой Т.В., Николаевой В.И

Рис. 4, Схема районирования территории ККП по типам ловушек УВ

флюидоупоров), имеющие как зонально-локальное, так и региональное распространение По результатам изучения фильтрационно-емкостных свойств и степени гидрогеологической закрытости наиболее благоприятными для массовой латеральной миграции УВ являются живетский, пашийский и таманский природные резервуары

В разрезах поисковых и параметрических скважин ККП выделены неф-тематеринские породы и толщи, дана оценка их генерационного потенциала и процессов перераспределения УВ Впервые идентифицированы нижне-франская терригенная и среднефранская глинисто-карбонатная нефтемате-ринские свиты с промышленным потенциалом генерации УВ, различающиеся по ареалам распространения и полноте вступления в ГЗН Обосновано, что зоны генерации УВ приурочены в основном к центральному и южному сегментам ККП, при этом главная фаза нефтегенерации соответствует мезозойской эре

На основе таких контролирующих факторов, как структурный, литоло-гический, стратиграфический, степень нарушенности и история образования, проведено районирование территории по типам ловушек В связи с особенностями геологического строения ККП в качестве преобладающего типа ловушек прогнозируются небольшие по площади дизъюнктивно экранированные и антиклинально-дизъюнктивные, а также ловушки, связанные со стратиграфическим выклиниванием живетских и пашийских отложений на границе с окружающими сводами

С учетом распространения нефтематеринских свит, оптимальных соотношений зон генерации УВ и региональных наклонов осадочных толщ с положением ловушек обоснован вывод, что наиболее перспективным на поиски залежей нефти является эйфельско-нижнефранский комплекс преимущественно в центральном сегменте прогиба, где рекомендуется постановка первоочередных геологоразведочных работ

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1 Грибова И С Геолого-геохимические предпосылки образования углеводородных скоплений в пределах Казанско-Кажимского прогиба //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений,- 2006 - № 12 - С. 34-38

2 Грибова ИСК методике нефтепоисковых работ в пределах Казанско-Кажимского прогиба //Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2007 и последующие годы Тезисы Научно-практической региональной конференции - Саратов, 2006 С 98

3 Грибова И С Основные факторы нефтегазоносности Казанско-Кажимского прогиба //Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2006 и последующие годы Тезисы докладов Научно-практической региональной конференции - Саратов НВНИИГГ, 2005 - С 55-56

4 Грибова И С Перспективы обнаружения залежей битумов в пределах южного окончания Казанско-Кажимского прогиба //Природные битумы и тяжелые нефти России Сборник материалов Международной научно-практической конференции - СПб, 2006 - С 183-195

5 Грибова И С Структурно-тектонические предпосылки нефтегазоносно-сти Казанско-Кажимского прогиба - Ярославль ФГУП НПЦ «Недра», 2006 - 6 с - Деп в ВИЭМС 02 10 2006, № 1243-мгОб

6 Грибова И С Характеристика природных резервуаров эйфельско-нижнефранского и верхнедевонско-турнейского ПНГК Казанско-Кажимского прогиба //Состояние и перспективы нефтегазового потенциала Пермского края и прилегающих районов: Материалы научно-практической конференции - Пермь, 2007 - С 326-332

7 Грибова И С Перспективы нефтегазоносности южного окончания Ка-занско-Кажимского прогиба в связи с результатами глубокого поискового и параметрического бурения последних лет /Грибова И С , Горбачев В И, Тарханов Г В , Василюк О А //Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов РФ и пути их реализации в 2003-2010 гг. Тезисы научно-практической региональной конференции - Саратов, 2003 - С 71-73

8 Грибова И.С Предварительные результаты бурения Коркатовской параметрической скважины в Республике Марий Эл /Грибова И С, Горбачев В И, Тарханов Г В //Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов РФ и пути их реализации в 2003-2010 гг Тезисы научно-практической региональной конференции - Саратов, 2002 - С 39-41

9 Грибова И С Оценка перспектив нефтегазоносности юго-восточной части Московской синеклизы /Грибова И С , Кузьмин Д А, Василюк О В //Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ Тезисы докладов научно-практической конференции - М, 2001 -С. 52-54

10 Шеховцова Н В Микроорганизмы в осадочных породах, вскрытых Вы-соковской скважиной /Шеховцова Н В , Первушина К А, Грибова И С , Осипов Г А //Разведка и охрана недр - 2007 - № 4 - С 49-51

Подписано в печать 20 09 07 Формат 60X90/16 Набор компьютерный Тираж 100 экз Объем 1,00 уч-изд п л Заказ № 1269/2007

Издательство

Пермского государственного технического университета 614600, г Пермь, Комсомольский пр , 29, к 113 тел (342)219-80-33

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Грибова, Ильда Сергеевна

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1 Анализ состояния геолого-геофизической изученности глубинного строения Казанско-Кажимского прогиба.

Глава 2 Особенности геологического строения территории.

2.1. Тектоническое строение.

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла.

Глава 3 Литолого-физическая модель природных резервуаров.

3.1. Геолого-геофизическая характеристика коллекторов и флюидоупоров.

3.2. Гидрогеохимические критерии закрытости недр.

3.3. Природные резервуары.

Глава 4 Геохимическая характеристика разреза и потенциально нефтематеринских толщ.

Глава 5 Прогноз нефтеносности Казанско-Кажимского прогиба.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Закономерности геологического строения Казанско-Кажимского прогиба в связи с прогнозом нефтеносности"

Перспективы восполнения сырьевой базы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции во многом связаны с периферийными ее областями, в числе которых Казанско-Кажимский прогиб (ККП) занимает одно из приоритетных положений. На его территории в 50-70-е годы в результате поискового бурения были получены непромышленные притоки нефти из отложений таманского горизонта верхнего девона. В 90-х годах возобновились геолого-геофизические работы и тематические исследования с целью уточнения геологического строения и выяснения перспектив нефтегазоносности прогиба. Сложные геолого-тектонические условия и фрагментарный характер изученности разреза КПП оставляет множество возможностей для неоднозначной интерпретации материалов дистанционных методов исследования. С целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности территории на южном окончании ККП в период 2000-2003 гг. была пробурена Коркатовская параметрическая скважина, а также серия поисковых скважин, которые дали обширный фактический материал и подтвердили нефтеносность девонских отложений.

В настоящее время, как на территории прогиба, так и на сопредельных площадях продолжаются региональные и регионально-зональные геофизические исследования. Нефтепоисковые работы все более активно охватывают центральную, как представляется, более перспективную часть прогиба, где планируется бурение поисково-оценочных скважин. В решении проблемы повышения эффективности этих работ определяющим фактором является качество подготовки площадей и достоверность геологических прогнозов. Для целенаправленного ведения нефтепоисковых работ актуально научное обобщение вновь полученных фактических данных по комплексу параметров разреза ККП.

Цель диссертационной работы: выполнить геолого-историческое моделирование и комплексный анализ условий генерации, миграции и аккумуляции углеводородов для прогноза нефтеносности Казанско-Кажимского прогиба.

Основные задачи, решаемые в процессе выполнения работы, были следующие:

1) уточнить геологическое строение и историю формирования осадочного чехла ККП на основе новых данных глубокого бурения и региональных геофизических исследований;

2) выделить в пределах ККП природные резервуары и дать их комплексную характеристику;

3) на основе геолого-геохимических данных выявить нефтематеринские толщи и свиты;

4) реконструировать условия проявления главной фазы нефтеобразования и установить границы зон нефтегенерации;

5) выполнить типизацию потенциальных ловушек УВ и прогноз нефтеносности ККП.

Для решения поставленных задач автором проанализированы и научно обобщены фактографические материалы по глубоким скважинам, пробуренным в пределах прогиба. Основной акцент был сделан на материалы, полученные в период 2000-2003 гг. с применением современных технологий исследования скважин и методик обработки данных, что позволило актуализировать ранее накопленный фонд информации. Это, прежде всего, Коркатовская скважина, обеспечившая получение широкого комплекса параметров разреза приосевой южной части ККП и глубокие поисковые скважины, характеризующие особенности геологического строения и параметры осадочного чехла южной и центральной части прогиба. Также использованы результаты региональных геофизических и геохимических исследований территории ККП и материалы опубликованные в открытой печати.

В процессе решения поставленных задач были построены схемы корреляции разрезов скважин, наиболее полно отражающих особенности изменения разреза вдоль осевой лини прогиба, которые послужили основой для экстраполяции геолого-геофизических и геохимических параметров и создания моделей природных резервуаров и нефтематеринских свит. С целью определения временных и пространственных границ зоны нефтегенерации выполнялись реконструкции палеотектонических и палеотемпературных условий. Сопоставление полученных результатов позволило локализовать очаги нефтеобразования и составить прогноз возможных зон аккумуляции УВ.

Для обработки баз геохимических (порядка 4000 определений) и геофизических (более 72000 пог.м каротажа) данных применялись компьютерные технологии. Так, для интерпретации данных ГИС, построения и графической визуализации геолого-геофизических разрезов и корреляционных схем применялись автоматизированные системы LogTools и ВИДГИС. С целью установления общих закономерностей геологического строения отдельных блоков прогиба применялся линейный дискриминантный анализ.

Выполненная работа, по существу, основывается и продолжает исследования, проводившиеся в течение ряда лет коллективами КамНИИКИГС, ФГУП НПЦ «Недра», ЗАО НПО «Геоцентр», НВНИИГГ, ОАО «Костромагеофизика», ОАО «Татнефть» и других научных и производственных организаций.

Автор принимала непосредственное участие в проектировании, разработке программ исследований и геолого-методическом сопровождении строительства Коркатовской параметрической скважины, поисковых скважин на Онодуровской, Куженерской и др. площадях. Участвовала в обобщении материалов исследования ствола, каменного материала и флюидов и составлении геологических отчетов - как по результатам бурения этих скважин, так и тематических исследований по государственным и частным контрактам 2002-2004 гг. по комплексному анализу геолого-геофизических и геохимических данных. Целью последних работ являлась разработка методик прогнозирования углеводородных скоплений в палеозойских отложениях южной части ККП и разработки рекомендаций по направлениям нефтепоисковых работ.

В основу диссертации положен обширный фактографический материал, полученный в результате бурения и исследования названных скважин. Микропетрографические исследования 325 шлифов. Геохимические исследования 1093 образцов, в т.ч. термический масс-спектрометрический пиролитический анализ и Rock-Eval - 817 образцов, химико-битуминологический анализ - 276 образцов. Для детализации геохимической характеристики рассеянного органического вещества, оценки степени его катагенеза и установления геохимической обстановки седиментационного бассейна привлекались результаты исследований битумоидов методами ИКС, тонкослойной и газожидкостной хроматографии, определения общего количества реакционноспособного железа и серы и их основных форм, а также микропетрографические и углепетрографические исследования РОВ с замерами отражательной способности витринита. Петрофизические исследования: определение гранулометрического состава - 38 проб, пористости по керосину и при насыщении водой под давлением - 179 образцов, газопроницаемости - 179 образцов. Для характеристики структуры пустотного пространства трещинных коллекторов использовались фоторазвертки кубических образцов, для поровых коллекторов -микроскопические исследования образцов наполненных цветным полимером.

Аналитические исследования выполнялись в лабораториях КамНИИКИГС (И.С. Батова, Г.Н. Беляева, В.В. Боргун, О.Н. Бурганова, Е.Н. Бушуева, Н.В. Быкова, А.В. Гребнев, С.М. Коврижных, О.В. Мельникова, Ф.С. Нигматуллина, Т.А. Овечкина, Н.А. Петухова, Н.П. Попова, A.M. Проворова, С.А. Россик, В.Н. Романова, Е.С. Семенова, JI.B. Семерикова, М.Ф. Серкин, J1.B. Сиротенко, Е.С. Смольякова, В.Н. Спиридонов, А.Н. Угрюмов, М.Г. Фрик, Н.А. Щурихина), ФГУП НПЦ «Недра» (Г.В. Тарханов, О.В. Василюк, Д.А. Кузьмин), НВНИИГГ

А.В. Гребенникова, В.Д. Мамулина, В.Б. Щеглов, С.В. Яцкевич), МГУ (B.JI. Косоруков, О.В. Япаскурт).

Также в работе были использованы результаты интерпретации современного комплекса ГИС по 6 скважинам и гидрогеологических исследований 128 объектов 64 скважин, расположенных в пределах прогиба и на соседних территориях.

В работе широко использовались материалы исследователей, занимавшихся изучением геологического строения, тектоники, гидрогеологии, рассеянного органического вещества (РОВ), нефтей и битумоидов. Автор диссертации априори опиралась на труды В.И. Игнатьева (1963), Р.Б.Давыдова (1967), А.С.Румянцева (1968) В.А. Клубова (1973), В.А. Шеходанова (1976), Р.Н. Валеева (1978), Т.В. Белоконь (1985, 1989, 1996), В.М. Проворова (1985, 1998, 2000), В.П. Кирикова (1999), А.С Алексеева (2005), и др. В диссертации использованы стратиграфические разбивки разрезов скважин выполненные Ю.А. Ехлаковым.

При написании диссертации применялись методические приемы обработки и интерпретации исходных данных, разработанные К.И. Багринцевой, Е.А. Барс, Г.В. Богомоловым, Н.Б.Вассоевичем, Д. Вельте, И.В.Высоцким, М.И. Зайдельсоном, Н.К. Игнатовичем, А.А. Карцевым, М.И. Колосковой, В.И. Корценштейном, Ю.И.Корчагиной, Е.С. Ларской, Н.В. Лопатиным и Т.П. Емец, А.А. Махначом, В.П. Потаповым, М.И. Субботой, В.А. Сулиным, Б. Тиссо, А.А. Ханиным, Дж. Хантом, О.В. Япаскуртом и многими другими.

Научной основой проведенных исследований послужили: осадочно-миграционная теория происхождения нефти и газа, учение о нефтегазоносных бассейнах и стадийности их развития.

На базе современных геотектонических концепций показана взаимосвязь всех процессов, протекающих в осадочных толщах и содержащихся в них РОВ с режимом развития осадочного бассейна. Рассматриваются условия и закономерности формирования скоплений УВ, их тектоническая и литолого-стратиграфическая приуроченность к нефтегазоносным комплексам на фоне эволюции осадочного бассейна и выяснении пространственно-временных взаимоотношений между процессами образования УВ, их миграции и аккумуляции в ловушках применительно к конкретному региону. Учитывалась роль флюидодинамических процессов в нефтегенерации, перемещении и сохранности углеводородов, влияние постседиментационных процессов на фильтрационно-емкостные свойства природных резервуаров.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

На основе анализа особенностей геологического строения ККП с использованием возможностей математического моделирования по комплексу показателей выделены южный, центральный и северный сегменты. Уточнены закономерности изменения коллекторских и экранирующих свойств пород в различных частях прогиба, заключающиеся в существенном влиянии постседиментационных изменений пород, в том числе от регенерационной цементации кварцевых зерен и их уплотнения с образованием конформных контактов, порфиробластовой и пойкилитовой цементации псаммитов, развитии трещиноватости и др. На основании комплекса показателей (степень гидрогеологической закрытости коллекторов, их латеральная выдержанность и непосредственный контакт с нефтепроизводящими толщами), обоснована приоритетная роль в нефтепоисковом отношении таманского, пашийского и живетского резервуаров. Впервые в осадочном чехле ККП по результатам комплексных исследований органического вещества и битумоидов, палеотектонических и палеотемпературных реконструкций выделены нефтематеринские свиты и обоснованы временные и пространственные границы нефтеобразования. На базе детального изучения геологического строения ККП проведено районирование территории по типам ловушек и их ранжирование по степени перспективности.

Защищаемые положения:

1. Выделены три типа осадочных разрезов, различающиеся по стратиграфической полноте, литологическим особенностям и потенциальной нефтеносности, приуроченные к северному, центральному и южному сегментам.

2. Научно обосновано формирование в палеозойских отложениях ККП разнотипных природных резервуаров, среди которых тиманский, пашийский (по периферии и в центральном сегменте прогиба), живетский (по периферии прогиба) имеют наибольшее нефтепоисковое значение.

3. Выделены основные зоны генерации УВ в пределах ККП, связанные с нижнефранской терригенной и среднефранской глинисто-карбонатной нефтематеринскими свитами.

4. Выполнено районирование территории ККП по типам ловушек; основные перспективы нефтеносности ассоциируются с ловушками дизъюнктивно экранированного и антиклинально-дизъюнктивного типов, а также с ловушками, связанными с выклиниванием живетских и пашийских отложений на границе с окружающими сводами.

Работа имеет существенное практическое значение. Представленные многопрофильные геологические модели и прогноз благоприятных условий для локализации УВ позволяет проводить детальные оценки ресурсов и запасов углеводородного сырья по отдельным комплексам (горизонтам, участкам недр) и ориентировать нефтепоисковые работы на конкретные потенциально продуктивные пласты и зоны аккумуляции. Результаты проведенных исследований могут быть использованы при составлении и реализации программ проведения ГРР и программ лицензирования Кировской области и Республики Марий Эл.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на ежегодных Региональных научно-практических конференциях Приволжского и Южного федеральных округов (НВНИИГГ, г. Саратов, 2002, 2003, 2005, 2006), на Международной научно-практической конференции «Природные битумы и тяжелые нефти России» (ВНИГРИ, г. Санкт-Петербург, 2006), на Научно-практической конференции «Состояние и перспективы нефтегазового потенциала Пермского края и прилегающих районов» (г. Пермь, 2006).

По теме диссертации опубликовано 10 работ, в т.ч. 1 в рецензируемом журнале. Основные результаты работы вошли в 8 научно-исследовательских отчетов ФГУП НПЦ «Недра» и ЗАО НПО «Геоцентр», в составлении которых автор принимала непосредственное участие.

Работа выполнена под научным руководством д.г.-м.н. Т.В. Карасевой, которой автор приносит глубокую благодарность за постановку задачи, обращение к научным категориям и теоретическим основам и выражает искреннюю признательность за ценные советы при работе над диссертацией, постоянное внимание и поддержку.

Особую благодарность автор приносит главному геологу ОАО «НПЦ «Недра» к.г.-м.н. В.И. Горбачеву за идею подготовки данной работы, непрерывное содействие и консультации, обсуждение результатов и рекомендации по ходу работы.

Искреннюю признательность за консультации и помощь в работе над диссертацией автор выражает сотрудникам ОАО «НПЦ «Недра»: В.И. Брякину, О.В. Василюк, Т.Н. Соколовой, И.В. Нероновой, кандидатам г.-м.н.: Г.В. Тарханову, Д.А. Кузьмину, О.А. Есипко; сотрудникам КамНИИКИГС: кандидатам г.-м.н. С.Г. Попову, Ю.А. Ехлакову, JI.B. Сиротенко, М.Г. Фрик и др. За техническую помощь, оказанную при работе с каротажными и графическими материалами, автор благодарит А.В. Вопиловскую и Т.И. Лобанову.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ ГЛУБИННОГО СТРОЕНИЯ КАЗАНСКО-КАЖИМСКОГО ПРОГИБА

Изученность глубинного строения Казанско-Кажимского прогиба геолого-геофизическими методами крайне неравномерна. Историю его исследования можно подразделить на два крупных этапа, которые связаны преимущественно с проблемами оценки перспектив нефтегазоносности территории.

На первом этапе, в 50-е-60-е годы был выполнен основной объем грави- и магнитометрических исследований (масштаб 1:1 ООО ООО -1:200 ООО), площадных электроразведочных работ и сейсморазведочных работ MOB. Исследования носили рекогносцировочно-поисковый характер и проводились с целью выявления и изучения локальных структур и подготовки последних к глубокому поисковому бурению. Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов носила условный характер, т.к. сейсмокаротаж был выполнен в ограниченном числе глубоких скважин. Подготовка площадей структурным бурением в северной и центральной части прогиба велась по казанскому, уфимскому и сакмарскому ярусам перми, в южной части - по кровле карбона. Было выявлено несоответствие структурных планов различных отражающих горизонтов осадочной толщи, что в значительной степени осложнило подготовку поднятий к поисковым работам с помощью структурного бурения и "легких" геофизических методов.

На подготовленных сейсморазведочными работами и структурным бурением площадях в 50-е - 70-е годы был выполнен основной объем глубокого поискового бурения, ориентированного на локальные поднятия. Была пробурена 51 скважина с суммарной проходкой 108,2 тыс.м, из них 2 опорные (Советская и Кажимская). Кристаллический фундамент вскрыли только скважины южной и западной части прогиба. Максимальная мощность протерозойских отложений (608 м) вскрыта Кажимской опорной скважиной.

Особенно плотно была разбурена Сырьянская структура. В пятидесятые -начале шестидесятых годов прошлого века на площади было пробурено 12 глубоких скважин. В трех из них получены непромышленные притоки нефти, а в четырех отмечены нефтепроявления, приуроченные к отложениям терригенного девона. Вопрос о главенствующем геологическом или технологическом факторе получения низких притоков нефти и в настоящее время остается открытым.

В южной части прогиба по результатам интерпретации диаграмм БКЗ Шургинской скважины № 1 В.Н. Дахновым и В.И. Горбуновой в алевропесчаниках подошвы таманского и кровли пашийского горизонтов были выделены предположительно продуктивные интервалы, однако, дополнительные исследования для подтверждения этих выводов не выполнялись.

Отсутствие промышленно значимых залежей, а в большинстве случаев и прямых признаков нефтеносности разреза, привело к свертыванию поисковых работ. Пробуренные скважины дали основной фонд геологической информации о глубинном строении территории, однако, технические возможности изучения разрезов (комплекс геофизических исследований ограниченный методами КС, ПС, ДС, в единичных скважинах сейсмокаротаж, и малоинформативные методы лабораторных исследований керна и флюидов) не позволяют однозначно оценить масштабы генерации УВ, возможности их латеральной и вертикальной миграции и условия формирования залежей.

Опираясь на глубинные и дистанционные методы геологического изучения территории, исследователями, проводившими систематические описания региональной тектоники Восточно-Европейской платформы и строения нефтегазоносных структур Вол го-Уральской провинции, был выделен грабенообразный прогиб северо-восточного простирания со сложным блоковым строением и наложенной системой Вятских дислокаций. Выдвинуто предположение об инверсионной природе последних.

Обобщающие труды Б.В. Селивановского (1948), П.С. Хохлова и др. (1954), В.Д. Наливкина и др. (1956), JI.H. Розанова (1957); JI.H. Розанова и др. (1965), М.Ф. Мирчинка и др. (1965), Н.К. Грязнова, Р.Б. Давыдова и др. (1967), В.А. Клубова и др. (1968), Р.Н. Валеева (1968), В.М. Проворова (1973, 1982), М.И.Островского (1975), Т.Н. Спижарского, В.П. Кирикова (1975), J1.H. Розанова (1978) являются основополагающими в истории изучения геологического строения территории.

Вопросам изучения перспектив нефтегазоносности территории были посвящены работы Т.В.Белоконь, В.М.Проворова (1985). На основании систематизации и анализа разобщенных данных ранее выполненных геохимических исследований битумоидов пород и результатов дополнительных исследований было установлено, что девонские терригенные отложения осадочного выполнения ККП относятся к нефтематеринским и, в соответствии с выявленной зональностью катагенеза, находятся в главной зоне нефтеобразования. Предполагается, что НМП терригенного девона должны генерировать легкие нефти с пониженным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, как, например, тиманская нефть Сырьянской площади. Сопоставление биомаркеров НМП и нефти свидетельствует о наличии генетической связи с ОВ вмещающих отложений. Для разреза девонско-турнейского комплекса также характерно наличие хороших нефтематеринских свойств пород, однако, предполагается, что нефти карбонатного девона будут отличаться повышенной плотностью, сернистостью, смолистостью. Среднекаменноугольные отложения, содержащие ОВ смешанного сапропелево-гумусового типа, характеризуются невысоким нефтематеринским потенциалом.

Следующий крупный этап геологического изучения территории с целью оценки ее углеводородного потенциала начался в 90-е годы. В 1992 г. Комитетом по геологии и использованию недр РФ утверждена «Государственная программа развития минерально-сырьевой базы и геологического изучения территории западных районов Урало-Поволжья», разработанная ВНИГНИ и КамНИИКИГС. В соответствии с названной программой были развернуты региональные и регионально-зональные геофизические работы.

ГП "Петербургская геофизическая экспедиция" провела аэромагнитную съемку масштаба 1:50 000, по результатам которой построены структурные карты поверхности кристаллического фундамента, выделены локальные поднятия по яснополянскому надгоризонту и пермским отложениям.

В.Г. Мавричев, В.А. Безукладнов и др. в 1998 году произвели специализированную обработку материалов аэромагнитной съемки по программе спектрально-профильного анализа (СПАН) южного окончания ККП. Структурный анализ позволил уточнить разломно-блоковую структуру фундамента и гипсометрию его рельефа. Выделены зоны и участки пониженных значений амплитудных характеристик магнитного поля, которые предположительно вызваны проявлениями низкотемпературных гидротермальных процессов обусловленных возможным присутствием углеводородов (УВ). Это подтверждается результатами газохимических съемок, выполненных ГНПП «Спецгеофизика» и Геохромсервис. В результате рекомендовано 25 участков для первоочередного проведения на них сейсморазведочных работ.

Сейсморазведочные работы выполнялись на современном технико-методическом уровне по системам многократного накопления (МОГТ) сейсмическими партиями КГЭ ГГП «Центргеофизика» (в дальнейшем ОАО «Костромагеофизика») и ГНПП «Спецгеофизика», в дальнейшем ФГУП «Спецгеофизика».

Сеть региональных профилей МОГТ пересекает прогиб вдоль его оси и вкрест простирания, сгущаясь на перспективных участках.

В 1991-1992 годах через центральную часть ККА отработан региональный сейсмопрофиль МОГТ с/п 90-92, проходящий по южной оконечности Сырьянской структуры. В 1993-1997 годах ОАО

Косторомагеофизика» выполнены работы на Вятской площади по изучению регионального строения ККА и его обрамления на территории Кировской области. Установлены зоны выклинивания девонских терригенных коллекторов на бортах авлакогена, выполнены структурные построения по ОГ Рь C2VI", Dsfr, Эзкп, Эзкп], R, AR, составлены схемы изопахит терригенного девона. По мнению Э.В.Сапрыкина [129], прослеженный по региональному профилю ОГ D3kn на Сырьянскому валу имеет множество перегибов, имеющих поисковый интерес.

По результатам сейсморазведочных работ проведенных КГЭ в южной части Казанско-Кажимского прогиба в 1993-1994 гг. (Р.Х. Бурганов) было установлено, что достаточно уверенно выделяются и корреляционно прослеживаются отражающие горизонты в пермских (ОГ "Р"), каменноугольных (ОГ "С"), несколько хуже в девонских (ОГ "Д") отложениях и условно трассируется отражающий горизонт кристаллического фундамента (ОГ "AR"). Основным (маркирующим) отражающим горизонтом в исследуемом регионе, по мнению Р.Х. Бурганова, является ОГ "С", отождествляемый с верейским горизонтом. По отдельным профилям зафиксировано некоторое несоответствие структурных планов ОГ "Р" с нижележащими.

Региональные сейсморазведочные работы, выполняемые ГНПП «Спецгеофизика», на большинстве профилей дополнялись высокоточной гравиметрией с шагом 200 м, электрометрией КМТЗ с шагом 2-3 км и геохимическими исследованиями на содержание УВ, водорода и гелия с отбором проб через 1 км с глубины 2 м. Работы, проведенные в 19932000 годах (В.И. Николаева) выполнялись в южной части ККП и на сопряженных с ним сводовых поднятиях. В общей сложности отработано 815 пог.км профилей. На основе полученных материалов построены схемы изохрон масштаба 1:200 000, сопоставляемые с отражающими горизонтами C2VI", Cijp, D3sr и AR, которые позволили уточнить особенности строения выявленных ранее структурным бурением по горизонтам пермских отложений антиклинальных структур и наметить ряд новых объектов, представляющих нефтепоисковый интерес. Было установлено также, что в пределах Ронгинского и Новоторъяльского поднятий, структурные построения по казанскому (Ргкг) и нижележащим отражающим горизонтам не совпадают в плане на 4-6 км. По результатам комплексной интерпретации сейсмических, гравиметрических и электроразведочных предполагается, что архейские породы залегают на глубинах свыше 3-5 км, а перекрывающая их толща метаморфических протерозойских образований имеет сложное двухслойное строение [105].

Анализ временных разрезов и структурных карт показывает, что исследуемая территория имеет ярко выраженное блоковое строение, причем размеры блоков колеблются в широких пределах: от больших (Шургинский вал) - до мелких. Данный вывод подтверждается материалами аэромагнитной съемки. В отложениях терригенного девона выделены зоны выклинивания, представляющие большой нефтепоисковый интерес, а в отложениях карбонатного девона, по комплексу признаков, выделен ряд объектов, отождествляемых с рифогенными образованиями.

С целью обобщения накопленных геолого-геофизических материалов и оценки перспектив нефтеносности региона, ведущими институтами (ВНИГНИ, КамНИИКИГС, КГУ, НВНИИГГ) в 90-е годы проведены тематические работы, заключающиеся в комплексной обработке материалов региональных геохимических исследований и геофизических работ, включающих сейсмо-, грави-, электроразведочные методы.

Под руководством Проворова В.М. (КамНИИКИГС) в 1993-1998 годах проведены тематические исследования по изучению перспектив нефтегазоносности Республики Марий Эл и Кировской области. В результате составлены структурные карты, картограммы геолого-геофизической изученности, структурного, глубокого и структурно-параметрического бурения, проведена стратификация разрезов всех глубоких скважин, составлены карты важнейших критериев перспектив нефтегазоносности эфельско-нижнефранского, верхнедевонско-турнейского, визейского, визейско-башкирского, верейского, каширско-верхнекаменноугольного потенциально нефтегазоносных комплексов, уточнена схема тектонического и нефтегазогеологического районирования территории, произведена оценка прогнозных ресурсов углеводородов и их распределение в пределах тектонических элементов, выделены участки перспективные на обнаружение залежей нефти, рекомендованы направления поисковых работ.

Результаты расчета начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, выполненные КамНИИКИГС объемно-балансовым методом, по Казанско-Кажимскому прогибу для Республики Марий Эл (южная часть прогиба) и Кировской области (северная часть прогиба), показывают, что недра могут содержать 96,4 и 185,0 млн. т нефти соответственно. По уточненной количественной оценке начальных суммарных ресурсов выполненной в 2003 г. [162] на ККП приходится 206,6 геологических и 74,2 млн.т извлекаемых ресурсов нефти. По плотности извлекаемых ресурсов нефти (1,9 тыс. т/кв.км) территория ККП отнесена к категории малоперспективных земель. Плотность рентабельных ресурсов составляет 1,7791,183 тыс. т/кв.км.

Б.А. Соловьевым, Р.Б. Давыдовым и др. перспективы открытия залежей УВ связываются преимущественно с двумя нижними ПНГК: эйфельско-нижнефранским и верхнедевонско-турнейским. Прямые признаки нефтеносности девонских терригенных отложений были получены при бурении поисковых скважин на Сырьянской площади (Кировская область), а также в последние годы - на Илетской площади в зоне сочленения Казанско-Кажимского прогиба и Северо-Татарского свода. Косвенные признаки -результаты интерпретации промыслово-геофизических исследований, повышенные газопоказания и битуминозность пород, - выявлены в поисковых скважинах, пробуренных в разные годы на территории ККП.

В некоторых работах (Белоконь, Проворов, 1985; Клевцова, 2000; Лобусев, 2005) не исключается нефтегазоносность позднепротерозойского выполнения Восточно-Русской перикратонной рифтовой системы, к которой относится и ККА. Небольшое число зафиксированных признаков нефтегазоносности этого перспективного комплекса объясняется авторами слабой его изученностью.

В рамках «Программы геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы на территории Кировской области на 2000 год» в период 2000-2002 гг. была выполнена расконсервация скважины Сырьянской № 18 и осуществлен комплекс работ с целью изучения скоростной характеристики разреза и геологического строения околоскважинного пространства. Эти работы должны были послужить основой для уточнения геологического строения Казанско-Кажимского прогиба и выявления новых нефтепоисковых объектов. В процессе работ был восстановлен ствол скважины до глубины 2728 м, выполнен комплекс ГИС и ВСП, проведено литологическое расчленение разреза, определены интервалы коллекторов, их пористость и характер насыщения, получены данные о скоростных характеристиках пород осадочного чехла и стратиграфической привязке основных отражающих горизонтов, сопоставлены результаты ВСП с материалами наземного профиля МОГТ, проведена комплексная интерпретация данных ГИС и ВСП и построена геоакустическая модель скважины (ФГУП НПЦ «Недра», ОАО «Костромагеофизика»).

Комитет природных ресурсов по Кировской области принял решение одновременно провести и поисково-оценочные работы на подземные йодо-бромные воды. По дополнительному плану было проведено испытание в открытом стволе и в колонне 4 интервалов (табл. 1.1). В процессе работ проведены пробные и опытные откачки из наиболее перспективных горизонтов, получены основные гидродинамические параметры, изучен гидрохимический состав подземных вод, подсчитаны эксплуатационные запасы, составлено технико-экономическое обоснование временных разведочных кондиций. Работы были выполнены ФГУП НПЦ «Недра».

С конца 90-х годов были начаты наземные геофизические исследования и нефтепоисковое бурение на средства частных инвесторов. Работы велись в южной части ККП на Онодуровской, Куженерской, Илетской площадях. Если Онодуровская и Куженерская площади подготовлены к поисковому бурению только сейсморазведочными работами МОГТ, то Илетская площадь изучена также комплексом современных геофизических и геохимических методов, таких как микродинамические исследования - МГД и зондирование естественного электромагнитного поля ЕЭМПЗ с профильными геохимическими исследованиями (гомологи метана, радон, торон) (ООО «ДиВ», 2001); высокоразрешающая электроразведка: зондирование становлением электромагнитного поля в ближней зоне с использованием вторичного сейсмоэлектрического эффекта - ЗСБ-ВСЭФ и стандартный метод вызванной поляризации - ВП (ООО «ОйлИнфоСистемс» ГИП «Солитон», 2001). По результатам обработки материалов были построены структурные карты и карты перспектив нефтеносности. В Илетской скважине № 1, пройденной без отбора керна, в результате испытания в колонне интервала саргаевского горизонта была получена пластовая вода с пленкой нефти. С целью детализации геологического строения участка и определения точки заложения второй скважины были выполнены сейсморазведочные работы 2D (ЗАО «НПЦ «Геонефтегаз», 2003). Вторая скважина была пробурена ФГУП НПЦ «Недра» с отбором керна в перспективных интервалах, однако, признаки нефтеносности не наблюдались. Отрицательные результаты нефтепоискового бурения объясняются сложным разломно-блоковым строением территории, недостаточной детальностью сейсморазведочных работ и методическими ошибками при интерпретации данных. В настоящее время продолжаются работы по геофизическому доизучению площади, ОАО «Костромагеофизика» выполнена переинтерпретация имеющихся сейсморазведочных данных и произведены работы 3D (2006).

Автор принимала непосредственное участие в разработке проектов глубоких поисковых скважин, их геологическом сопровождении, обработке материалов и составлении геологических отчетов по результатам бурения и исследования этих скважин, аналитическом обзоре геолого-геофизических данных и составлении рекомендаций по направлениям поисковых работ. Разрезы поисковых скважин изучены комплексом современных методов, позволяющим уточнить геологическое строение района работ, выделить природные резервуары, провести типизацию нефтегазоносных комплексов по возможным условиям формирования залежей углеводородов. Материалы, вышедшие из срока конфиденциальности в полной мере использованы автором в диссертационной работе. В таблице 1.1 приведены сведения по глубоким скважинам, пробуренным в последние годы в пределах Казанско-Кажимского прогиба, фактографическая информация по которым легла в основу данной работы.

Одновременно с поисковыми работами для повышения инвестиционной привлекательности территории Республики Марий Эл на южном окончании ККП выполняются региональные и регионально-зональные геофизические и геохимические исследования.

В 2000 году ООО «Центр Электромагнитных Исследований» выполнил профильные (совмещенные с сейсморазведочными) электроразведочные исследования методами МТЗ и ЗСБ в пределах Коркатовской площади (И.С. Фельдман, Б.А. Окулесский). Построены геоэлектрические разрезы осадочного чехла и верхней части фундамента, структурные схемы по подошве карбона, подошве осадочного чехла и кровле высокоомных предположительно архейских образований. Было установлено, что изучение глубоких горизонтов методами электроразведки возможно только в комплексе с данными сейсморазведочных работ.

В 2000-2001 годах ОАО «Татнефтегеофизика», НПУ «Казаньгеофизика» была произведена оценка нефтегазоносности отложений

Таблица 1.1.

Фактографические данные современного этапа изучения территории глубоким бурением, использованные в работе № пп Скважина Категория Глубина, м вскрытый горизонт Альт., м Год оконч. работ Выполненные исследования разреза

1 2 3 4 5 6

1. Онодуровская поисковая 2245, кристаллический фундамент 172 2002 Полный комплекс ГИС, включая ВСП, керн (52,7 м) отобран из бобриковско-тульских, тиманских, пашийских, живетских, архейских пород. В открытом стволе испытаны бобриковско-тульский и пашийский горизонты, в колонне — 1 объект в эйфельском ярусе, 1 объект в ардатовском горизонте, 1 — в пашийском, 2 - в нижнетиманском, 2- в протвинском горизонте. Лабораторные исследования керна, шлама и флюидов.

2. Куженерская поисковая 2177, кристаллический фундамент 261 2001 Полный комплекс ГИС, керн (100,5 м) отобран из бобриковско-тульских, тиманских, пашийских, живетских, архейских пород. В открытом стволе испытаны объекты бобриковско-тульского горизонта и нижнетиманского подгоризонта. Лабораторные исследования керна, шлама и флюидов.

3. Коркатовская параметрическая 2051, кристаллический фундамент 133 2002 Полный комплекс ГИС включая ВСП, керн (369,5 м) отобран из верейских, башкирских, верхнефаменских, визейских, бобриковских, тульских, турнейских, хованских, евлановских, ливенских, семилукских, саргаевских, тиманских, пашийских, старооскольских, эйфельских, архейских пород. В открытом стволе испытаны верейский, бобриковский, евлано-ливенский, нижнетиманский горизонты, кора выветривания фундамента, кристаллический фундамент. Лабораторные исследования керна, шлама и флюидов. гъ

1 2 3 4 5 6

4. Сырьянская-18 поисковая 2728, рифей 141 Работы в восстан овленно м стволе 2001 г. Комплекс ГИС 2001 г. Открытый ствол инт. 2316-2728 м: КС, ПС, ДС, МБК, БКЗ, БК, ИК, АКШ, КМВ, резистивиметрия, термометрия, ГК, НТК, ННК-Т, ННК-НТ. В интервале обсадки 0-2316 м: ГК, НГК, термометрия, АКШ. ВСП в интервале 0-2550 м. Испытания: I-II объект в интервале 2316-2728 м, III объект в интервале 2316-2470 м, IV объект в интервале 2316-2340 м (открытый ствол), 2289-2282 м; 2267-2258 м; 2251-2244 м (перфорация в колонне), V объект в интервалах перфорации 1216-1207 м; 1187-1180 м; 1176-1173 м. Гидродинамические и гидрохимические исследования. ru го карбона южного окончания прогиба комплексом полевых геофизических (магниторазведка, электроразведка ЕП) и геохимических методов. По результатам работ В.В. Медведевым в осевой части южного окончания прогиба и зоне его сочленения с Северо-Татарским сводом выделены две аномальные зоны, которые могут быть связаны с залежами УВ. Совместный анализ графиков аномального магнитного, электрического полей и распределения суммарной концентрации металлов позволил сделать вывод, что геохимическим аномалиям соответствуют уменьшения значений магнитного поля, а знакопеременные аномалии электрического поля, напротив, тяготеют к ним.

В 2000 году ОАО «Костромагеофизика» на Коркатовском поднятии были проведены регионально-зональные сейсморазведочные работы МОГТ (Н.В.Богатырева, Т.В. Ольнева, 2001). Полученные материалы позволили построить структурные планы Коркатовского поднятия по пяти опорным отражающим горизонтам. Структура рекомендована для заложения параметрической скважины.

В 2000-2001 годах ВНИИЯГГ (В.А. Бушмакин) были проведены зонально-региональные геохимические работы по линиям сейсморазведочных профилей. В результате выделены региональные и локальные зоны углеводородной специализации, к которым тяготеют повышенные концентрации микроэлементов (Ni, Zn, Си, Cr, Ag, Ва, Sr и др.). Предполагается, что аномалии являются следствием разгрузки флюидных потоков осадочного чехла.

В 2001-2002 годах в соответствии с пообъектным планом МПР РФ по геологическому изучению и оценке минеральных ресурсов недр территории Российской Федерации ФГУП НПЦ «Недра» в осевой части южного окончания ККП была пробурена Коркатовская параметрическая скважина с целью изучения перспектив нефтегазоносности территории. Разрез скважины исследован комплексом геолого-геофизических, гидрогеологических и геохимических методов, результаты которых являются базовыми при интерпретации площадных и скважинных метрических данных. Комплексная обработка материалов бурения Коркатовской ПС, а также других скважин пробуренных на лицензионных участках с поисковыми задачами, позволила составить представление об истории формирования осадочного чехла, развитии нефтематеринских толщ и степени реализации их генерационного потенциала, фильтрационно-емкостных параметрах коллекторов и экранирующих свойствах флюидоупоров, восстановить картину от генерации УВ, их первичной аккумуляции, до возможных каналов миграции и наиболее вероятных литолого-стратиграфических зонах локализации (В.И.Горбачев, И.С.Грибова и др., 2004).

ОАО «Костромагеофизика» с целью уточнения литолого-стратиграфической привязки отражающих горизонтов в Коркатовской скважине было выполнено ВСП. На основе полученных данных проведена комплексная интерпретация сейсморазведочных данных, по результатам которой построены структурные схемы южной части прогиба масштаба 1:500 000 и 1:200 000 по отражающим горизонтам Ar, D3tm, CJp, C2vr, Рь пересмотрено и детализировано тектоническое районирование территории. Систематизация материалов, с учетом данных бурения, позволила представить принципиально новую структурно-тектоническую модель южного окончания Казанско-Кажимского прогиба. В районе южного окончания прогиба (восточнее г. Йошкар-Ола) выделена Шургинская инверсионная зона, которая в структурном плане ОГ Djtm объединяет в себе поднятия, оконтуренные изогипсой -1675 м. Отделенный разломной зоной, с пониженным залеганием поверхности фундамента, западный склон Татарского свода осложнен локальными структурами контролируемыми субширотными разломами.

Таким образом, выполненные геофизические исследования на территории прогиба позволили уточнить характер сочленения Казанско-Кажимского прогиба с обрамляющими сводами, выделить в его пределах подчиненные структурные элементы, осветить региональное строение рифейского, палеозойского и мезозойского комплексов осадочного чехла, их взаимосвязь и соотношение со структурами фундамента, проследить зоны последовательного выклинивания терригенных отложений живетского и раннефранского возраста, выделить зоны тектонических нарушений.

Анализ имеющейся геолого-геофизической информации позволяет сделать вывод об отсутствии единых представлений о геологическом строении территории и оценок перспектив нефтегазоносности, базирующихся преимущественно на удаленных интерполяциях и дистанционных методах исследования осадочного чехла. Как упоминалось выше, разрез Казанско-Кажимского прогиба несмотря на относительно высокую степень разбуренности территории (плотность глубокого бурения 4 м/км ) имеет крайне слабую геолого-геофизическую изученность. Опорно-параметрическое бурение представлено тремя скважинами: на его северном окончании в 50-е годы пробурена Кажимская опорная скважина, на юге -Советская опорная, а в 2001-2003 годах - Коркатовская параметрическая скважина. Основной объем поискового бурения приходится на 50-70-е годы, результаты которого по причине ограниченного и малоинформативного комплекса исследований не могут быть использованы для полноценной характеристики природных резервуаров и оценки углеводородного потенциала нефтепроизводящих толщ.

Достаточно сложное геологическое строение территории ККП оставляет значительную долю субъективных факторов в результирующих работах по его изучению. Отмечается различие взглядов на тектонические режимы формирования, протяженность и границы линейной грабенообразной структуры, разделяющей Котельнический и Татарский своды на юге, а также Сыктывкарский и Коми-Пермяцкий своды - на севере. Как следствие - нет единства в ее названии. Автор данной работы будет придерживаться схемы деления структуры по принципу регионального палеотектонического развития: Кировско-Кажимский авлакоген (ККА) верхнепротерозойского заложения, представляющий собой узкую протяженную грабенообразную структуру, заполненную рифейскими осадкими и наложенный девонский Казанско-Кажимский прогиб, являющийся депрессионной зоной, выходящей за рамки авлакогена в основном на южном продолжении.

Вдоль оси прогиба выстраивается цепь инверсионных поднятий Вятской зоны дислокаций. Также как и прогиб, инверсионные структуры картируются неоднозначно. Например, на южном окончании ККП в работах Р.Н. Валеева упоминаются Ронгинский и Шургинский валы, на структурно-тектонической карте центральных районов Русской плиты масштаба 1:1 000 000 (1991 г.) Ю.Т. Кузьменко выделяет Ронгинский, Куженерский и Шургинский валы. В.М. Проворовым на тектонической схеме (1996 г.), кроме названных, выделяется Самарсовский вал. На схеме тектонического районирования осадочного чехла, составленной по материалам Р.П. Валеева, Р.Б. Давыдова, В.А. Шеходанова, P.O. Хачатряна в южной части прогиба выделяется 8 валов. Как показали результаты детализационных сейсморазведочных работ, выполненные в последние годы, инверсионные поднятия зачастую обладают более сложным структурным планом и не являются приразломными структурами только меридианальной системы глубинных разломов. Их строение в равной степени определяется влиянием и поперечной системы глубинных разломов, которая образует кулисообразные сдвиги. То есть валообразные поднятия разбиваются на отдельные блоки, группируясь в зоны инверсионных поднятий.

Таким образом, низкая степень изученности территории ККП является основной причиной неоднозначности представлений о его геологическом строении и прогнозной оценки нефтегазоносности. Построение модели очага генерации углеводородов и прогноз потенциальных зон нефтегазонакопления стало возможным после получения новых данных по комплексу геолого-геофизических, геохимических и гидрогеологических параметров разреза ККП по результатам глубокого бурения.

2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ

ТЕРРИТОРИИ

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Грибова, Ильда Сергеевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для уточнения прогноза нефтеносности в целом слабоизученной территории ККП детализированы закономерности строения осадочных образований с учетом новых данных бурения и геофизических работ, проведена оценка процессов генерации и миграции УВ, выделены природные резервуары и выполнена типизация ловушек. Это позволило найти новые решения в вопросах пространственного размещения зон локализации углеводородов на территории прогиба.

Выявленные с привлечением математической обработки геологических данных закономерности в строении ККП, связанные с историей его тектонического развития, позволили выделить три сегмента (южный, центральный и северный), различающиеся по геологическому строению, стратиграфической полноте разрезов и литологическим особенностям. На базе эпейрогенического моделирования и оценки амплитуды вертикальной составляющей тектонических движений обозначены этапы, наиболее отличные по геологическому развитию и существенно влияющие на формирование нефтеносности.

Впервые для изучаемой территории на основе комплексной интерпретации данных по керну и ГИС в девонско-каменноугольных отложениях ККП выделены природные резервуары (совокупность пластов-коллекторов и флюидоупоров), имеющие как зонально-локальное, так и региональное распространение. По результатам изучения фильтрационно-емкостных свойств и степени гидрогеологической закрытости наиболее благоприятными для массовой латеральной миграции УВ являются живетский, пашийский и тиманский природные резервуары.

В разрезах поисковых и параметрических скважин ККП выделены нефтематеринские породы и толщи, дана оценка их генерационного потенциала и процессов перераспределения УВ. Впервые идентифицированы нижнефранская терригенная и среднефранская глинисто-карбонатная нефтематеринские свиты с промышленным потенциалом генерации УВ, различающиеся по ареалам распространения и полноте вступления в ГЗН. Обосновано, что зоны генерации УВ приурочены в основном к центральному и южному сегментам ККП, при этом главная фаза нефтегенерации соответствует мезозойской эре.

На основе таких контролирующих факторов, как структурный, литологический, стратиграфический, степень нарушенности и история образования, проведено районирование территории по типам ловушек. В связи с особенностями геологического строения ККП в качестве преобладающего типа ловушек прогнозируются небольшие по площади дизъюнктивно экранированные и антиклинально-дизъюнктивные, а также ловушки, связанные со стратиграфическим выклиниванием живетских и пашийских отложений на границе с окружающими сводами.

С учетом распространения нефтематеринских свит, оптимальных соотношений зон генерации УВ и региональных наклонов осадочных толщ с положением ловушек обоснован вывод, что наиболее перспективным на поиски залежей нефти является эйфельско-нижнефранский комплекс преимущественно в центральном сегменте прогиба, где рекомендуется постановка первоочередных геологоразведочных работ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Грибова, Ильда Сергеевна, Пермь

1. Опубликованные источники

2. Алиев М.М. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции /Алиев М.М., Батанова Т.П., Хачатрян P.O., Ляшенко А.И., Новожилова С.И., Назаренко A.M., Адлер М.Г., Федорова Т.И., Тюрихин A.M., Михайлова Н.А.-М.: Недра, 1978.- 216 с.

3. Анисимов Б.В. Оценка перспектив нефтеносности Казанско-Кировского прогиба по гидрогеологическим данным /Анисимов Б.В., Доронкин К.Н., Шамрай Ю.В. //Труды ТатНИПИнефть Казань, 1974.-Вып. 26 - С. 54-58.

4. Аронова С.М. Палеогеография девона центральных и восточных районов Русской платформы /Аронова С.М., Гасанова О.А., Лоцман О.А., Соколова Л.И. //Литология и палеогеография палеозойских отложений русской платформы.- М.: Наука, 1972,- С. 77-88.

5. Арье А.Г. Генерация и первичная миграция углеводородов в глинистых нефтегазоматеринских толщах //Геология нефти и газа.- М.: Геоинформмарк, 1996,- № 7.- С. 4-11.

6. Багринцева К.И. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа - М.: Недра, 1977.- 231 с.

7. Беккер Ю.Р. Геологическая карта фундамента, додевонского чехла и складчатого обрамления Русской платформы //Советская геология,-1987,-№8,-С. 63-71.

8. Белоконь Т.В. Геолого-геохимические аспекты нефтеобразования в осадочных толщах Кировской области /Белоконь Т.В., Проворов В.М. //Геология нефти и газа 1985.- № 3 - С. 30-36.

9. Белоконь Т.В. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы /Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М.- Пермь: КамНИИКИГС, 2001.- 108 с.

10. Белоконь Т.В. Характеристика зон нефтегазонакопления //Нефти, газы и ОВ пород севера Урало-Поволжья.- Пермь, 1989,- С. 50-78.

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

12. Белоконь Т.В. Перспективы нефтегазоносности севера Урало-Поволжья по данным геохимии доманикитов /Белоконь Т.В., Гецн Н.Г., Катаева Т.А., Финкель В.Ф. //Геология нефти и газа, 1990 № 3.- С. 20-23.

13. Богомолов Г.В. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области /Богомолов Г.В., Герасимов В.Г., Зайдельсон М.И.- М.: Недра, 1967.- 422 с.

14. Н.Бородин В.П. Геохимические исследования на нефть на территории Казанско-Кажимкого авлакогена //Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Кировской области: Материалы научно-практической конференции-Киров,2000 -С. 140-152.

15. Бочкарев А.В. Влияние статического давления и температуры на образование продуктов катагенеза //Геология нефти и газа.- 1995.-№ 1.-С. 16-19.

16. Валеев Р.Н. Авлакогены Восточно-Европейской платформы.- М.: Недра, 1978.- 152 с.

17. Валеев Р.Н. Тектоника Вятско-Камского междуречья.- М.: Недра, 1968.117 с.

18. Войтович Е.Д. Оценка результатов нефтепоисковых работ в Западной Татарии //Геология и оценка перспектив нефтеносности западных районов Урало-Волжской области Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1983.-С. 12-20.

19. Волго-Уральская нефтеносная область. Девонские отложения: Труды ВНИГРИ /Под ред. Тихого В.Н.- Л.: Гостоптехиздат, 1957.- Вып. 106.242 с.

20. Высоцкий К.А. Новый взгляд на тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности Волго-Камского региона.//Разведка и охрана недр.-2005.-№8.-С. 10-11.

21. Габриэлянц Г.А. Региональная геология нефтегазоносных территорий СССР /Габриэлянц Г.А., Дикенштейн Г.Х., Капустин И.Н., Кирюхин Л.Г., Размышляев А.А.- М.: Недра, 1991.- 283 с.

22. Геоисторический и геодинамический анализ осадочных бассейнов. Серия методических руководств по геодинамическому анализу при геологическом картировании. /Гл. ред. Межеловский Н.В.- М.: МПР РФ, ЦРГЦ, Геокарт, МГУ, 1999.- 524 с.

23. Геологические закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области.: Труды ВНИГНИ /Под ред. Клубова В.А., Нечитайло С.К., Петропавловского В.В.- М.: Недра, 1968.- Вып. LXVII.- 272 с.

24. Геологическое строение и нефтегазоносность Волго-Уральской области и сопредельных районов.: Труды ВНИГНИ /Ред. Мельник "И.М., Грязнов Н.К., Клубов В.А., Нечитайло С.К.- М.: Госгеолтехиздат, 1963.-Вып. XXXVI.- 260 с.

25. Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых. Т. 1. Русская платформа /Под редакцией Наливкина В.Д. и Якобсона К.Э.- Л.: Недра, 1985.- 356 с.

26. Геология и нефтегазоносность Восточно-Европейской платформы /Ред. Бронгулеев В.В.-М.: Изд-во МГУ, 1985,- 288 с.

27. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: Справочник /Ред. Максимов С.Г.- М.: Недра, 1970.- 540 с.

28. Геология СССР. Т. XI. Поволжье и Прикамье. Геологическое описание /Гл.редактор Сидоренко А.В.- М.: Недра, 1967.- 872 с.

29. Герасимов П.А. Юрские и меловые отложения Русской платформы /Герасимов П.А., Мигачева Е.Е., Найдин Д.П., Стерлин Б.П.- М.: Изд-во МГУ, 1962.- 195 с.

30. Гибшман Н.Б. Продуктивные карбонаты фамена Русской платформы: фораминиферы и обстановка осадконакопления //Геология нефти и газа.- 2005.- № 4.- С. 26-30.

31. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (новая серия). Лист 0-(38), 39 (Киров): Объяснительная записка /Стрельников С.И., Егоров С.В., Ильин К.Б., Цветков В.П., Шапошников Г.Н.- СПб: ВСЕГЕИ, 1999.- 331 с.

32. Грибова И.С. Геолого-геохимические предпосылки образования углеводородных скоплений в пределах Казанско-Кажимского прогиба //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений-2006,-№ 12,- С. 34-38.

33. Грибова И.С. Перспективы обнаружения залежей битумов в пределах южного окончания Казанско-Кажимского прогиба //Природные битумы и тяжелые нефти России: Сборник материалов Международной научно-практической конференции.- СПб., 2006 С. 183-195.

34. Грибова И.С. Структурно-тектонические предпосылки нефтегазоносности Казанско-Кажимского прогиба. Ярославль: ФГУП НПЦ «Недра», 2006.- 6 е.- Деп. в ВИЭМС 02.10.2006, № 1243-мгОб.

35. Грязнов Н.К. К истории формирования структуры каменноугольных отложений Русской платформы //Вопросы геологии и геохимии нефтеносных районов Русской платформы и Северного Кавказа.- М., Л.: Гостоптехиздат, 1954,- С. 3-19.

36. Грязнов Н.К. Основные черты тектоники Волго-Уральской нефтегазоносной области /Грязнов Н.К., Клещев А.И., Клубов В.А. -М.: Недра, 1967.

37. Давыдов Р.Б. Методические аспекты поисковой геологии в Кировской области //Геологическое строение и перспективы развития минерально-сырьевой базы Кировской области: Материалы научно-практической конференции-Киров, 1998-С. 114-119.

38. Давыдов Р.Б. Обоснование нефтепоисковых работ в Казанско-Кажимском прогибе по гравиметрическим материалам //Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Кировской области: Материалы научно-практической конференции Киров, 2000 - С. 8186.

39. Дервиз Т.Л. Волго-Уральская нефтеносная область. Юрские и меловые отложения /Дервиз Т. Л., Дорохов В.Я., Денисенкова Е.И., Иванова А.Н., Хабарова Т.Н.- Л.: Гостоптехиздат, 1959.- 367 с.

40. Девонские отложения центральных областей Русской платформы /Ред. Филиппова М.Ф.- JL: Ростоптехиздат, 1958.- 406 с.

41. Девонская система //Решение Межведомственного регионально-стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами-Л„ 1990.- 60 с.

42. Ермолкин В.И. Прогноз нефтегазоносности древних толщ юго-восточных районов Восточно-Европейской платформы по геолого-геохимическим критериям /Ермолкин В.И., Голованова С.И., Филин А.С. //Геология нефти и газа 1994.- № 11.- С. 35-40.

43. Зиновьев А.А. Главные этапы формирования осадочного чехла Лено-Тунгусской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций в связи с закономерностями размещения залежей нефти и газа: Автореферат дис. . д-ра геол.-минерал, наук,- М.: ВНИГНИ, 1991.- 50 с.

44. Иголкина Н.С. Основные этапы формирования осадочного покрова Русской платформы /Иголкина Н.С., Кириков В.П., Кривская Т.Ю. //Советская геология 1970.- № 11.- С. 16-35.

45. Имамов P.P. Особенности формирования нефтегазоносности Казанско-Кажимского авлакогена в связи с обоснованием приоритетных направлений геологоразведочных работ: Автореферат дис. . канд. геол.-минерал. наук.- Пермь: ПГТУ, 2002.- 22 с.

46. Кавеев И.Х. Некоторые особенности распространения нефтебитумо газопроявлений в Западной Татарии /Кавеев И.Х., Степанова A.M. //Новые данные по геологии и нефтеносности Волго-Камского края-Казань: Геологический ин-т, 1970.- С. 358-363.

47. Кальнов Ю.Н. Казанско-Кажимский авлакоген основной объект нефтепоисковых работ //Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Кировской области: Материалы научно-практической конференции-Киров, 2000 - С. 68-69.

48. Кальнов Ю.И. Очередная задача открытие месторождений //Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Кировской области: Материалы научно-практической конференции-Киров, 2000.-С. 97-102.

49. Камалетдинов М.А. Шарьяжно-надвиговая тектоника Волго-Уральской области /Камалетдинов М.А., Степанов В.П., Жуков И.М. М.: Наука, 1990.- 149 с.

50. Каменноугольная система //Решение Межведомственного регионально-стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами-Л., 1990.

51. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа М.: Недра, 1978 - 280 с.

52. Керимов В.Ю. Поиски и разведка залежей нефти и газа в стратиграфических и литологических ловушках М.: Недра, 1987.- 208 с.

53. Клевцова А.А. Авлакогены Русской платформы очаги генерации углеводородов //Разведка и охрана недр,- 2000.- № 6.- С. 19-26.

54. Клещев А.И. Нефтегазоносность палеозойских отложений Татарской АССР и прилегающих частей Удмуртской, Марийской, Башкирской АССР, Пензенской и Кировской областей /Клещев А.И., Петропавловский В.В.- М.: Гостоптехиздат, 1958.- 210 с.

55. Клубов В.А. Палеоструктурный анализ восточных районов Русской платформы: Труды ВНИГНИ,- М.: Недра, 1973.- Вып. 130.- 176 с.

56. Клубов В.А. Тектонические условия размещения нефтяных и газовых месторождений в Южном Урало-Поволжье //Труды ВНИГНИ.- М., 1968.-Вып. 59.- С.31-46.

57. Коблова А.З. Геохимические факторы нефтегазообразования в палеозойских отложениях Удмуртии /Коблова А.З., Белоконь Т.В. //Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья.-М.: Геоинформмарк, 1993- Вып. 8.-45 с.

58. Королюк И.К. О формационном контроле нефтегазоносности девонских отложений востока русской платформы /Королюк И.К., Минер В.В. //Тектоника осадочных бассейнов Северной Евразии: Тезисы докладов.-М.: ГИН РАН, 1995.-С. 74-75.

59. Крупин В.И. Каменноугольные отложения запада, севера, северо-востока Татарии и юга Удмуртии /Крупин В.И., Килигина M.JL, Шельнова А.К., Халымбаджа В.Г.- Казань: Изд. Казанского ун-та, 1961.- 144 с.

60. Кузницын М.А. К истории формирования Средневятской низменности //Геологическое строение и перспективы развития минерально-сырьевой базы Кировской области: Материалы научно-практической конференции Киров, 1998 - С. 21-22.

61. Кутуков А.В. Условия проявления процесса нефтеобразования в верхнедевонско-нижнекаменноугольных карбонатных комплексах Волго-Вятского района /Кутуков А.В., Белоконь Т.В. //Геология нефти и газа.- 1984.-№2.-С. 52-57.

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

63. Леворсен А. Геология нефти и газа /Перевод с английского Дубовского И.Т., Моделевского М.Ш., Ульмишека Г.Ф.; Под ред. Вассоевича Н.Б., Калинко М.К.-М.: Мир, 1970 639 с.

64. Лобов В.А. Прямые доказательства миграции нефти и газа в осадочной толще востока Русской платформы /Лобов В.А., Гроссгейм Д.А. //Генезис нефти и газа: Сборник статей.- М.: Недра, 1968.- С. 185-193.

65. Лобусев А.В. Эволюция и перспективы нефтегазоносности позднепротерозойских рифтовых структур европейской части России //Геология нефти и газа.- 2005.- № 4.- С. 9-15.

66. Ломоть К.И. Новые данные о следах вулканической деятельности в палеозойских отложениях Второго Баку //Докл. АН СССР.- 1954.- Т. 94, №4.-С. 749-751.

67. Лопатин Н.В. Геохимический каротаж скважин методом пиролиза и проблема выделения продуктивных горизонтов /Лопатин Н.В., Емец Т.П. //Геохимия.- 1988.- № 12.- С. 1751-1762.

68. Лопатин Н.В. Пиролиз в нефтегазовой геохимии /Лопатин Н.В., Емец Т.П.- М.: Наука, 1987.- 144 с.

69. Лопатин Н.В. Нефтяные генерационно-аккумуляционные системы: логика концепции и ее применение в поисково-разведочных работах /Лопатин Н.В., Зубайраев С.Л. //Геоинформатика.- М.: ГУП «Информационный центр ВНИИгеосистем», 2000.- № 3.- С. 67-82.

70. Лукинов В.И. О происхождении срединных выступов фундамента в авлакогенах//Геотектоника.- 1974,- № 6.- С. 49-62.

71. Ляшенко А.И. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной области /Ляшенко А.И., Аронова С.М., Гассанова И.Г. //Нефтегазоносные и перспективные комплексы центральных и восточных районов Русской платформы: Труды ВНИГНИ.- Л., 1970.-Вып. 75.-272 с.

72. Махнач А.А. Стадиальный анализ литогенеза.- Минск:БГУ,2000 255 с.

73. Мельникова A.M. Нефтеносность девонских отложений Сырьянской площади. //Геология нефти и газа,-1961.- № 9.

74. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по данным ГИС- Тверь: НПО «Союзпромгеофизика», 1990.-260 с.

75. Навроцкий O.K. О дальности миграции углеводородов при формировании месторождений в терригенных комплексах /Навроцкий

76. ЮЗ.Наливкин B.JI. Геология СССР.- М., JL: Изд-во Академии наук СССР, 1962.- 814 с.

77. Ю4.Наливкин B.JI. Волго-Уральская нефтяная область. Тектоника: Труды ВНИГРИ /Наливкин В.Л., Розанов Л.Н., Фотиади Э.Э. -Л., 1956.- Вып. 100.-312 с.

78. Новоселицкий В.М. Физические свойства пород осадочного чехла севера Урало-Поволжья /Новоселицкий В.М., Проворов В.М., Шилова А.А.- Свердловск, 1985.- 133 с.

79. Общие принципы формирования битуминозных свит на примере Волго-Уральской провинции: Сборник статей /Отв.ред. Теодорович Г.И.- М.: Наука, 1965.- 204 с.

80. Ю8.0льнева Т.В. Структурно-тектоническая схема инверсионных поднятий южного окончания Казанско-Кажимского прогиба //Георесурсы,-Казань, 2003.- № 2(14).- С. 18-20.

81. Панов Д.И. Этапы развития Русской плиты в юрском периоде и их корреляция с этапами развития Крыма и Кавказа /Панов Д.И., Шиханов С.Е., Беленов П.О. //Бюллетень МОИП, отдел геол.- 2005.- Т. 80, вып.1.- С. 37-56.

82. Пермская система //Решение Межведомственного регионально-стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами-Л., 1990.

83. Проворов В.М. К вопросу об обосновании оценки прогнозных ресурсов нефти в Казанско-Кажимском рифтогене //Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Кировской области: Материалы научно-практической конференции Киров, 2000 - С. 70-73.

84. Проворов В.М. Особенности строения и нефтегазоносности верхнедевонско-турнейского палеошельфа северных и западных районов Урало-Поволжья //Геология нефти и газа.- 1992 № 7.- С. 1619.

85. Проворов В.М. Структурно-фациальные зоны нефтегазонакопления в северных и западных районах Урало-Поволжья: Труды ВНИГНИ,- М., 1982.- Вып. 243.

86. Проворов В.М. Тектоно-седиментационные особенности северных и западных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: Дис. . д-ра геол.-минерал. наук (в виде научн. доклада).- Пермь, 1994.- 57 с.

87. Пучков В.Н. Корреляция этапов тектонического развития Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и западного склона Урала //Тектоника осадочных бассейнов Северной Евразии: Тезисы докладов.-М.: ГИН РАН, 1995.- С. 143-146.

88. Рифы Урало-Поволжья, их роль в размещении залежей нефти и газа и методика поисков /Ред. Мирчинк М.Ф.- М.: Недра, 1974.- 152 с.

89. Родионова К.Ф. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя /Родионова К.Ф., Максимов С.П.- М.: Недра, 1981367 с.

90. Родионова К.Ф. Органическое вещество и нефтематеринские породы девона Волго-Уральской нефтегазоносной области.- М.: Недра, 1967.360 с.

91. Сазонов Н.Т. Юрские отложения Центральных областей Русской платформы.- Д.: Гостоптехиздат, 1957.- 155 с.

92. Сазонова ИГ. Палеогеография Русской платформы в юрское и раннемеловое время /Сазонова И.Г., Сазонов Н.Т.- Д.: Недра, 1967.260 с.

93. Светлакова А.Н. Системы разломов земной коры на востоке ВосточноЕвропейской платформы и их связь с нефтегазоносностью региона.-Уфа: УНЦ РАН, 1993.- 148 с.

94. Ш.Сетунская JI.E. Неотектонические движения Вятско-Камской области и их значение для анализа геологических структур /Сетунская Л.Е., Чукленкова И.Н. //Проблемы тектонических движений и новейших структур земной коры.- М., 1968.- С. 174-178.

95. Словарь по геологии нефти и газа /Рец. Грамберг И.С.- JL: Недра, 1988.679 с.

96. Справочник по геохимии нефти и газа /Науч.редактор Неручев С.Г.-СПб.: Недра, 1998.-576 с.

97. Тектоника Восточно-Европейской платформы и ее обрамления: Сборник /Отв. редактор Яншин A.JL- М.: Наука, 1975.- 240 с.

98. Тихий В.Н. Волго-Уральская нефтегазоносная область. Девонские отложения //Труды ВНИГРИ.- М.: Гостоптехиздат, 1957.- Вып. 106.241 с.

99. Тихомиров С.В. Этапы осадконакопления девона Русской платформы.-М.: Недра, 1967,- 268 с.

100. Троепольский В.И. Пермские битумы Татарии.- Казань, 1976.- 223 с.

101. Успенская НЛО. Общие принципы районирования нефтегазоносных территорий //Вопросы тектоники нефтегазоносных областей,- М.: Изд-во АН СССР, 1962.-С. 34-47.

102. Успенский Б.А. О палеозойских вулканических явлениях в Приказанском районе //Докл. АН СССР.- 1952.- Т. 85, № 2.

103. Филиппова М.Ф. Девонские отложения центральных областей Русской платформы.- Л.: Гостоптехиздат, 1958.- 405 с.

104. Хачатрян P.O. Тектоническое развитие и нефтеносность Волжско-Камской антеклизы. -М.: Наука, 1979,- 169 с.

105. Цыганов В.А. Результаты исследований территории Кировской области аэромагнитной съемкой масштаба 1:50 000 //Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Кировской области: Материалы научно-практической конференции Киров, 2000 - С. 168173.

106. Чижова В.А. Опорные геологические разрезы нефтегазоносных провинций Европейской части СССР.- М.: Недра, 1985.- 268 с.

107. Шаргородский И.Е. Составление тектонической схемы центральных районов Приволжского федерального округа /Шаргородский И.Е., Либерман В.Б., Казаков Э.Р., Зинатова М.Ф., Гирина И.А., Зиганшин А.А. //Георесурсы.- Казань, 2004.- № 1(15).- С. 12-15.

108. Шахновский И.М. Строение и нефтегазоносность рифтогенных структур //Геология нефти и газа- 1996.- № 4.- С. 19-25.

109. Шестов И.Н. Нефтепоисковые гидрогеохимические критерии на территории Кировской области //Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Кировской области: Материалы научно-практической конференции-Киров, 2000 -С. 153-158.

110. Шеховцова Н.В. Микроорганизмы в осадочных породах, вскрытых Высоковской скважиной /Шеховцова Н.В., Первушина К.А., Грибова И.С., Осипов Г.А. //Разведка и охрана недр,- 2007.- № 4.- С. 49-51.

111. Шеходанов А.А. Геология и нефтеносность Удмуртской АССР /Шеходанов А.А., Проворов В.М., Федорчук З.А., Шарнов Л.В., Погребняк М.М.; Ред. Шаронов Л.В.-Ижевск: Удмуртия, 1976,- 128 с.

112. Юсупов Б.М. Перспективы нефтегазоносности Кировской области и Удмуртии /Юсупов Б.М., Касимов Л.Д., Файзуллин Л.Д. //Геология и нефтегазоносность Пермского Прикамья и прилегающих районов.- М.: Недра, 1965.

113. Япаскурт О.В. Предметаморфические изменения осадочных пород в стратисфере: Процессы и факторы.- М.: ГЕОС, 1999,- 260 с.

114. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза: Учебное пособие.- М.: Изд. МГУ, 1995.- 142 с.1. Фондовые материалы

115. Анализ и обобщение геолого-геофизических материалов по Кировской, Ульяновской, областям и Марийской АССР с целью выработки и направлений нефтепоисковых работ: Отчет /Румянцев А.С., Золина С.П., Виноградова Н.П.- Горький, 1973.

116. Анализ проведенных поисково-разведочных работ и усовершенствование методики поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в Удмуртсвкой АССР и Кировской области: Отчет /КамНИИКИГС, Отв. исп. Проворов В.М.- Пермь, 1973.

117. Анализ условий генерации углеводородов и формирование их скоплений на севере Урало-Поволжья в связи с обоснованием геолого-экономического потенциала: Отчет /КамНИИКИГС, Проворов В.М., Имамов Р.Р.- Пермь, 2004.

118. Геологические результаты структурно-картировочного бурения на площади Ново-Торъяльского, Руймучашского и Больше-Ключевского поднятий: Отчет/Отв. исп. Алелеков Ф. А-Горький, 1956.

119. Закономерности распространения зон нефтегазонакопления в северных районах Урало-Поволжья и разработка рекомендаций по обеспечению плана прироста запасов нефти и газа в XI пятилетке: Отчет /Отв. исп. Проворов В.М.-Пермь, 1981.

120. Каталог стратиграфических разбивок палеозойских и допалеозойских отложений Татарии по глубоким поисково-разведочным скважинам /Трест «Татнефтегазразведка», Отв. исп. Швецов С.И.- Казань, 1977.

121. Количественная и экономическая оценка ресурсов углеводородного сырья в республиках Мордовия, Марий Эл, Чувашия, Нижегородской, Пензенской, Кировской и Ульяновской областей: Отчет/КамНИИКИГС, Отв. исп. Проворов В.М.- Пермь, 2003.

122. Комплексные геохимические исследования органического вещества, битумов, нефтей и подземных вод осадочного чехла на севере Урало-Поволжья: Отчет/КО ВНИГНИ, Отв. исп. Белоконь Т.В.- Пермь, 1984.

123. Комплексные геохимические исследования органического вещества и битумоидов палеозойских карбонатных отложений на территории Удмуртской АССР и Кировской области: Отчет /КО ВНИГНИ, Отв. исп. Белоконь Т.В.- Пермь, 1982.

124. Куженерская площадь. Поисковая скважина ДАМА: Отчет /ФГУП НПЦ «Недра», Отв. исп. Грибова И.С.- Ярославль, 2002.

125. Нефтегазоносность Республики Марий Эл на 1993 год: Отчет /Отв. исп. Склянин Ю.И.-Пермь, 1993.

126. Окончательный отчет о результатах работ по геохимическому изучению пород и вод (по попутным поискам) в восточной части Марийской АССР и юго-восточной части Кировской области за 1956 год /Отв. исп. Новикова Г.И.-Казань, 1957.

127. Окончательный отчет о результатах структурного бурения на Куженерской площади (Куженерский, Сернурский, Ново-Торьяльский, Моркинский и Ронгинский районы Марийской республики) /Отв. исп. Самэк Т.Ю.-Казань, 1955.

128. Окончательный отчет о результатах структурного бурения на Пижмарской площади (Кировская обл. и МАССР) /Отв. исп. Самэк Т.Ю.-Казань, 1955.

129. Окончательный отчет о результатах структурного бурения на Шурминской площади (Кировская обл., Марийская и Татарская АССР) /Отв. исп. Новикова В.А-Казань, 1956.

130. Оперативный анализ результатов поисково-разведочных работ на территории Удмуртской и Марийской АССР и Кировской обл. за 197375 гг.: Отчет /Отв. исп. Армишев В.М.- Ижевск, 1975.

131. Отчет о работах Ронгинской нефтепоисковой партии ГГУ в 19481951 гг. в пределах Марийской АССР /Отв. исп. Соловьев В.К.Горький, 1951.

132. Отчет о результатах бурения Коркатовской параметрической скважины /ФГУП НПЦ «Недра», Отв. исп. Грибова И.С.- Ярославль, 2003.

133. Отчет о результатах бурения поисковой скважины Ключ-Тулбень 1 /ФГУП НПЦ «Недра», Отв. исп. Ехлаков Ю.А.- Ярославль, 2000.

134. Отчет о результатах регионально-зональных сейсморазведочных работ МОГТ на Коркатовском поднятии в Республике Марий Эл в 2000 г. /ОАО«Костромагеофизика»,01в.исп. Богатырева Н.В.- Кострома, 2001.

135. Отчет о результатах комплексных геофизических и геохимических исследований на Сундырской площади Республики Марий Эл в 1995 г. /УГГП «Спецгеофизика», Отв. исп. Николаева В.И.- пос. Поваровка Московской обл., 1998.

136. Отчет о результатах крелиусного бурения на Усть-Юшутском поднятии в Марийской АССР. /Отв. исп. Егошина Г.В.- Горький, 1949.

137. Отчет о результатах сейсмокаротажных работ НВСП в скважине № 1 Коркатовской и обобщение региональных и регионально-зональных работ в восточной части Республики Марий Эл в 2002 г. /ОАО «Костромагеофизика», Отв. исп. Богатырева Н.В.- Кострома, 2002.

138. Отчет о результатах сейсмокаротажных работ ВСП на скв. № 1 Ключ-Тулбень в Республике Марий Эл /ОАО Костромагеофизика, Отв. исп. Богатырева Н.В.- Кострома, 2000.

139. Отчет о результатах структурного бурения на Козьмодемьянско-Шахунской площади /Отв. исп. Бакин В.Е.- п. Урень Горьковской обл., 1963.

140. Отчет о результатах структурно-параметрического бурения на Мари-Турекской и Хлебниковской площадях /Отв. исп. Хромовских Ю.Л.Киров, 1970.

141. Отчет о результатах структурно-параметрического бурения на Шургинской площади (Шургинский и Ново-Торъяльский участки) в Марийской АССР в 1966-1968 гг. /Отв. исп. Хромовских Ю.Л.- Киров, 1969.

142. Отчет о результатах структурно-параметрического бурения при детализации Мари-Турекской и Хлебниковской площадей в комплексе с сейсморазведочными работами MOB в 1970-72 гг. /Отв. исп. Широков В.А.-п. Сернур, 1972.

143. Отчет о структурно-картировочном бурении на Шургинском поднятии Вятского вала (территория Куженерского и Моркинского районов МАССР) /Отв. исп. Горелова В.И.- Горький, 1951.

144. Отчет по переинтерпретации материалов аэромагнитной съемки масштаба 1:50 000 по восточной части территории РМЭ /ГП ПГЭ, Отв. исп. Безукладнов В.А.- СПб., 1998.

145. Оценка нефтегазоносности отложений карбона РМЭ комплексом полевых и геохимических методов: Отчет /ОАО «Татнефтегеофизика», Отв. исп. Медведев В.В.- Казань, 2001.

146. Оценка перспектив нефтегазоносности территории РМЭ (аналитический обзор): Отчет /КГУ, Отв. исп. Мухаметшин Р.З.- Казань, 2000.

147. Оценка перспектив нефтегазоносности территории РМЭ космотектоноразведкой: Огчег/Огв.исп. Александров В.К.- Казань, 2001.

148. Оценка перспектив территории Республики Марий Эл на горючие полезные ископаемые (битумы, горючие сланцы): Отчет /ФГУП НПЦ «Недра», Отв. исп. Грибова И.С.- Ярославль, 2004.

149. Переинтерпретация материалов ГИС по ранее пробуренным скважинам: Отчет /КГУ, Отв. исп. Петров С.И.- Казань, 1999.

150. Перспективы нефтегазоносности Республики Марий Эл; направления и объемы ГРР на 1995-2000 гг.: Отчет /КамНИИКИГС, Отв. исп. Ветчинкин В.Э.-Пермь, 1998.

151. Поисково-оценочные работы на подземные промышленные йодобромные воды на Сырьянском участке в Кировской области: Отчет /ФГУП НПЦ «Недра», Отв. исп. Брякин В.И.- Ярославль, 2002.

152. Провести количественную оценку суммарных начальных ресурсов нефти и газа северных и западных районов Урало-Поволжья на 1.01.93г. Кн.З. Западные районы Урало-Поволжья: Отчет /КамНИИКИГС, Отв. исп. Проворов В.М Пермь, 1994.

153. Проект на поисково-разведочные работы на промышленные йодобромные воды на Сырьянском участке в Кировской области: Проект /Междунар. Акад. минарал. ресурсов, Отв. исп. Силаев B.C.- 1999.

154. Расконсервация скважин 17, 18 на Сырьянской площади Кировской области с целью проведения сейсмокаротажных работ НВСП и ВСП с последующей их ликвидацией: Отчет /ФГУП НПЦ «Недра», Отв. исп. Брякин В.И.- Ярославль, 2001.

155. Региональные геохимические работы на нефть и газ в РМЭ: Отчет /Отв. исп. Бушмакин В.А Владимирская обл., Раменское, 2001.

156. Результаты глубокого бурения на Сырьянской, Иванцевской и Лимоновской площадях Кировской области: Отчет /СВГУ, Отв. исп. Румянцев А.С.- Горький, 1968.U

157. Результаты электроразведочных работ МТЗ по профилю Йошкар-Ола -Мариинский Посад (Марий Эл): Отчет /ПП Центргеофизика, ЦЭМИ Северо-Запад, Отв. исп. Фельдман И.С.- М., 1999.

158. Совершенствование методики поисков с целью повышения эффективности работ на нефть в пределах Кировской области, Удмуртской и Марийской АССР: Отчет /Отв. исп. Сосланд С.А.- Пермь, 1980.

159. Состояние, перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы перспективных регионов России: Кировской, Ульяновской, Пензенской областей, республик Удмуртия, Чувашия, Марий Эл: Отчет /КамНИИКИГС, Проворов В.М., Фролов С.А.- Пермь, 2000.

160. Гидрохимические показатели пластовых вод ККП и окружающих структур227