Геофизические исследования скважин в установлении разломно-блокового строения и условий формирования залежей углеводородов в присбросовых зонах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Калинина, Елена Алексеевна

• Калинина, Елена Алексеевна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Калинина, Елена Алексеевна

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Состояние изученности и методология решения проблемы

2. Краткий геологический очерк объектов исследования

2.1 .Акватория Среднего Каспия

2.2. Западный борт Прикаспийской впадины

3. Особенности строения, признаки, методы, приемы и способы выявления и трассирования сбросов, сдвигов И сбросо-сдвигов34

3.1. Виды платформенных разрывных нарушений

3.2. Признаки, методы, приемы, способы выявления и трассирования сбросов и сдвигов

4. Комплексное устновление разрывных нарушений по промыслово-геофизическим данным в вертикальных скважинах

4.1. Выделение сбросов в вертикальных скважинах

4.2. Обоснование реальной оценки низкопоровых коллекторов

и реальных нефтенасыщенных объемов присбросовой залежи

5. Комплексное устновление разрывных нарушений по промыслово-

геофизическим данным в горизонтальных скважинах

5.1. Прогнозирование трещиноватости

5.2. Выделение сбросов в горизонтальных скважинах но данным ГИС

5.3. Комплексное устаповлсниие разломно-блокового строения месторождений

Ракушечно-Широтной зоны поднятий

6. условия формирования и закономерности пространственного размещения присбросовых залежей углеводородов

6.1. Общие закономерности размещения присбросовых залежей нефти и газа

6.2. Условия формирования залежей нефти и газа в пределах

западного борта Прикаспийской впадины

6.3. Механизм ступенчатой латерально-вертикалыюй миграции

и формирования залежей УВ

Заключение

Список использованных источников

СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ

Рисунок 2.1 Геологическое строение Среднего и Северного Каспия

Рисунок 2.2 Международная тектоническая карта Каспийского моря

и его обрамления

Рисунок 2.3 Схема расположения основных тектонических элементов юго-востока Восточно-Европейской и севера

Скифско-Туранской платформ

Рисунок 3.1 Сбросы

Рисунок 3.2 Разновидности сбросов по крутизне наклона плоскости

сместителя нарушения и направлению движения крыльев

Рисунок 3.3 Разновидности сбросов по характеру их расположения

в плане и сложные сбросы

Рисунок 3.4 Различные типы сбросов

Рисунок 3.5 Поперечные разрезы моделей раздвигов

Рисунок 3.6 Сдвиги и сбросо-сдвиги

Рисунок 3.7 Пример значительного по амплитуде (2 км) перемещения пород по плоскости сместителя

(северо-западный борт Венского бассейна)

Рисунок 3.8 Типы структур континентальных рифтовых зон

в поперечном разрезе

Рисунок 3.9 Кинематическая схема сброса

Рисунок 3.10 Кинематическая схема сдвига и сбросо-сдвига

Рисунок 3.11 Пример выделения реверсного разлома

Рисунок 3.12 Сложные (смешанные) системы нарушений

Рисунок 3.12а Сложные (смешанные) системы нарушений (продолжение)

Рисунок 3.13 Элементы и параметры сброса

Рисунок 3.14 Принципиальный вид кривой разрушения и кругов Мора, соответствующих возникновению в деформируемом объеме

сброса (а), сдвига со сбросом (б) и сдвига (в)

Рисунок 3.15 Фрагмент структурной карты по кровле отражающего

сейсмического горизонта К^с: с установленным сбросо-сдвигом В-Г и его скрытым фактическим продолжением (Г-Д)

с повторным выходом точки А на его продолжение А2 (ап)

Рисунок 3.16 Механизм формирования сбросо-сдвига

(месторождение им. В. Филановского)

Рисунок 3.17 Сбросо-сдвиги на фрагменте сейсмопрофиля

(месторождение им. В. Филановского)

Рисунок 3.18 Гравитационная и магнитная аномалия над сбросом

Рисунок 4.1 Разломно-блоковое строение Степного (I)

и Алексеевского (II) месторождений

Рисунок 4.2 Выделение сброса по иромыслово-геофизическим данным и кериовому материалу, извлеченному из интервала

нахождения плоскости сместителя нарушения (ПСЫ)

Рисунок 4.3 Геологический разрез отложений Степного месторождения

с выделенным по ГИС сбросом

±

Рисунок 4.4 Схема заполнения ловушек в разрезе Степного месторождения

Рисунок 4.5 Схема корреляции продуктивных нижнемеловых пластов

по скважинам 1 Западно-Ракушечная и 1 Морская

Рисунок 4.6 Сопоставление характеристик коллекторов аптских отложений

по ГИС в скважинах 1 Западно-Ракушечная и 6 Ракушечная

Рисунок 4.7 Сопоставление показаний газового каротажа

в скважине 1 Западно-Ракушечная для аптских отложений

Рисунок 4.8 Разрез по кубу иефтенасыщенности, полученному путем

распределения коэффициента пефтегазонасыщенности (SOC)

Рисунок 5.1 Выделение (ранжирование) трещин и зон трещиноватости по имиджу GVR. Разрез из куба свойств атрибута

палеонапряженности пласта (модуль Rock Stres)

Рисунок 5.2 Присбросовая трсщиноватость пород, изменение физических свойств пород-коллекторов и продуктивности скважин

в направлении к дизъюнктивному нарушению

Рисунок 5.3 Выделения разрывного нарушения в разрезе горизонтальной части ствола скважины 12-Р по комплексу исследований

(по описанию шлама, данным ГИС и замерам прибора EcoScope)

Рисунок 5.4 Пример выделения приразломной зоны

по данным гамма-имиджа в горизонтальной части ствола

скважины Р-12 месторождения им. Ю. Корчагина

Рисунок 5.5 EcoScope имиджи в районе сброса в горизонтальной секции

скважины 12 на месторождении им. Ю. Корчагина

Рисунок 5.6 Вскрытие разрывного нарушения на глубине 3258 м (а)

и 5420 м (б) в горизонтальной части ствола скважины

месторождения им. 10. Корчагина

Рисунок 5.7 Разломно-блоковое строение Центрального блока

месторождения им. Ю.Корчагина: 1) разрывные нарушения; 2) продолжение сбросо-сдвигов в соответствии с механизмом их образования; 3- зона трещиноватости; 4 - микроимиджер; 5 - данные комплекса ГИС

Рисунок 5.8 Структурно-тектоническая схема строения месторождения им. 10. Корчагина по кровле продуктивного

неокомского надъяруса

Рисунок 5.9 Варианты интерпретации сгущения сейсмоизогипс

Рисунок 5.10 Роза-диаграмма пространственной ориентировки

тектонических нарушений

Рисунок 5.11 Ступенчатые сбросо-сдвиги Южно-Ракушечной структуры

(схематический разрез по длинной оси складки)

Рисунок 5.12 Графическое распределение по плотности в разрезе скважины 114 (локальное структурное нарушение,

а именно сброс с амплитудой ~ 30 м)

Рисунок 5.13 Этапы освоения Олейниковского месторождения

Рисунок 5.14 Основные структурные зоны открытого Донбасса

и Кряжа Карпинского (в поперечном сечении)

Рисунок 5.15 Продолжение (наследование) в юрско-меловых отложениях

складчатых форм размытой поверхности и разрывных нарушений палеозойского фундамента (интерпретация но фрагменту

поперечного сейсмопрофшія ЗО через скважины

месторождений Ракушечное и им. В. Филановского)

Рисунок 5.16 Структурно-тектоническая схема строения

кровли продуктивных отложений неокомского горизонта месторождения им. Ю. Корчагина

Рисунок 6.1 Примеры выхода нефтегазоносного пласта Рисунок 6.2 Примеры ловушек, заполненных нефтью

Рисунок 6.3 Разрезы и механизм вертикальной миграции УВ по зоне дробления пород в плоскости сместителя сброса Степного (А) и Алексеевского

(Б) месторождений

Рисунок 6.4 Направление миграционных потоков УВ на первом (А) и втором (Б) этапах формирования залежей нефти и газокопденсата на месторождениях 170 км и Хвалынском

Рисунок 6.5 Эшелонированные структурные (разломно-блоковые) тренды и зональность пефтегазонаконления фрагмента Николаевско-

Городищенской ступени

Рисунок 6.6 Ступенчатые сбросы и сбросо-сдвиги в разломно-блочно-

центрироваппой геометрической модели западного блока Прикаспийской впадины

Рисунок 6.7 Розы-диаграмм пространственных характеристик дизъюнктивных нарушений западного блока Прикаспийской впадины

Рисунок 6.8 Структурная карта по кровле турнейского горизонта Юрьевского месторождения

Рисунок 6.9 Трехмерная модель многозалежного Юрьевского месторождения

Рисунок 6.10 Геологический профиль Юрьевского месторождения Рисунок 6.11 Нефтяные залежи в доломитах, запечатанных в артинских ангидритах

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 4.1 Используемые признаки сбросов по сейсмическим данным

Таблица 6.1 Расстояния миграционных путей от зоны генерации до месторождений

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геофизические исследования скважин в установлении разломно-блокового строения и условий формирования залежей углеводородов в присбросовых зонах»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Актуальность темы обусловлена необходимостью повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ путем более широкого привлечения комплекса геофизических исследований на различных стадиях поисково-разведочных работ и на этане разработки месторождений нефти и газа.

При развитии ресурсной базы нефтяной и газовой промышленности на современном этапе все большую долю в них занимают месторождения со сложным геологическим строением, связанного с разрывной тектоникой. Выявлению таких месторождений в значительной мере способствуют современные методы сейсморазведки с высокой разрешающей способностью и интерпретации геолого-геофизического материала. Всё это способствует разработке и совершенствованию технологии прямого прогноза нефтегазоносности недр, отдельных участков и зон с развитой системой разрывных нарушений. Обширный фактический материал, накопленный в мировой практике, прямо или косвенно показывает масштабное влияние па формирование нефтяных и газовых месторождений дизъюнктивной тектоники. Тем не менее, влияние дизъюнктивной тектоники в недостаточной мере используются при планировании геологоразведочных работ, подсчете запасов и проектировании разработки месторождений нефти и газа.

Изучение сбросов и сдвигов в нефтегазовой геологии следует рассматривать как важнейшую научно-практическую задачу, решение которой напрямую связано с совершенствованием геологоразведочных работ на всех этапах поисков, разведки и разработки месторождений углеводородов (УВ).

Тесная связь залежей УВ с тектоническими нарушениями указывает па необходимость анализа и учета влияния разрывных нарушений на строение, формирование, сохранность и современное размещение залежей, на фазовый состав и физико-химические свойства УВ. Вместе с тем, многие вопросы природы и свойств сбросов и сдвигов, их парагенезиса с нефтегазоносностыо приразломных структур, формированием и разработкой месторождений нефти и газа остаются нерешенными и требуют дальнейших скоординированных усилий производственников и ученых в изучении целевых в данной области проблем сейсморазведки, промысловой геофизики, тектонофизики, геохимии и т.д.

Наименее исследованной оказалась проблема использования прямых и косвенных признаков и методических приемов выделения разрывных нарушений по данным промысловой геофизики или при ее участии в комплексном подходе к обоснованию сбросов, сдвигов и блоковой структуры месторождений УВ.

Возможность использования данных ГИС, для решения выше описанных проблем, представлена на примере нефтегазоносных объектов Северного и Среднего Каспия (Российский сектор) и платформенного склона западного борта Прикаспийской впадины (Волгоградский сектор). Предметом диссертационного исследования является изучение особенностей геологического строения месторождений УВ и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических областях земной коры, а также совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа, оценки их ресурсов и подсчета запасов.

Цель исследований заключалась в установлении поэтапног о формирования залежей УВ с учетом их разломно-блокового строения в нрисбросовых зонах на основе комплексных результатов геофизических исследований скважин.

Задачи исследований

1) Создание петрофизических (параметрических) моделей резервуаров, региональных и локальных корреляционных схем пластов-коллекторов и покрышек в разновозрастных отложениях.

2) Разработка методических приемов выделения разрывных нарушений, привлечение аналогового и других видов моделирования для прогноза мелкоблокового строения присбросовых залежей.

3) Изучение роли разрывных нарушений в формировании залежей УВ.

Научная новизна выполненных исследований:

- На основе комплексного изучения геолого-геофизических материалов установлено разломно-блоковое строение и поэтапное формирование залежей УВ в присбросовых зонах Нижнего Поволжья (Волгоградский сектор) и Каспийского региона (Российский сектор).

- Показана возможность использования современных методов геофизических исследований скважин при установлении разрывных нарушений и их выделении в вертикальных и горизонтальных скважинах.

- Установлена связь разрывных нарушений и присбросовой трещиноватости пород с нефтегазоносностыо оцениваемых объектов, а так же закономерное изменение свойств пород по мере приближения к приразломным зонам.

- Установлено мелкоблоковое строение месторождений и прямая связь залежей УВ с разрывными нарушениями.

- Установлено закономерное изменение физических свойств и степени трещиноватости пород, а также увеличение продуктивности скважин по мере приближения к разрывным нарушениям.

- Обоснована возможность отнесения низкопоровых коллекторов с проблематичной нефтенасыщепностыо пород к реальным присбросовым залежам (на примере аптекой нефтяной залежи Западно-Ракушечного месторождения).

Основные защищаемые положения:

1. Система комплексирования методов ГИС для выделения разрывных нарушений в вертикальных и горизонтальных скважинах и обоснования разломно-блокового строения месторождений.

2. Структурно-морфометрические модели залежей УВ мелкоблокового строения и расшифровка условий их формирования в присбросовых зонах.

3. Закономерные изменения физических свойств, степени трещиноватости пород, а также величины продуктивности скважин по мере приближения к разрывным нарушениям.

Практическая ценность и реализация работы. Автором получены все основные выводы и результаты диссертационной работы. Выводы и рекомендации, изложенные в диссертационной работе, отражены в 43 научно-исследовательских отчётах и других работах и приняты к практическому использованию при планировании геологоразведочных работ и при уточнении сырьевой базы производственных подразделений компании ОАО «ЛУКОЙЛ» и других организациях.

Суммарный фактический экономический эффект от внедренных мероприятий не оценивался, однако, применение предложенных методов позволяет существенно повысить достоверность оценки ресурсной базы при планировании геологоразведочных работ, подсчете запасов и проектировании разработки месторождений нефти и газа. Например, внедрение разработанных автором подходов выявления присбросовых залежей в низкопоровых коллекторах позволили выявить на Запад-

но-Ракушечном месторождении дополнительно свыше 40 млн. т нефти в отложениях аптского яруса нижнемеловой системы. IIa основе системы комплексирова-ния методов ГИС уточнено геологическое строение многих месторождений (Алек-сеевское, Юрьевское, им. 10. Корчагина, им. В.Филаиовского, Центрально-Астраханское и др.) в присбросовых зонах Нижнего Поволжья (Волгоградский сектор) и Каспийского региона (Российский сектор), созданы новые геологические и гидродинамические модели залежей УВ, уточнено положение скважин при планировании геологоразведочных работ.

Методы исследования, фактический материал и личный вклад. В данной работе использован комплекс методов петрографии, полевой и промысловой геофизики и нефтегазовой геологии, включающий детальное изучение истории геологического развития, особенностей структурного плана продуктивных горизонтов, коллекторских свойств пород и их вещественного состава, пластовых давлений в сочетании с основными постулатами механики горных пород, тектопофизики, традиционные и разработанные автором методические приемы выделения и обоснования разрывных нарушений платформенного типа, а также обоснования характера неоднородности и насыщенности природных резервуаров. В основу диссертации положены материалы, собранные и обработанные лично автором при проведении исследований, выполненных в период с 2001 по 2012 гг. и проанализирован обширный геолого-геофизический материал по Каспийскому региону (Российский сектор) и Нижнему Поволжью (Волгоградский сектор).. Всего изучено более 550 результатов исследований и испытаний скважин, более 6500 анализов керна, шлама, обработано и проинтерпретировано более 700 каротажных диаграмм, проведено сопоставление более 120 временных разрезов, ВСП.

При непосредственном участии автора создано свыше 110 завершенных пет-рофизическнх моделей для цифрового геологического и гидродинамического моделирования месторождений и структур различной степени подготовленности, сложности и перспективности, успешно прошедших апробацию в ФБУ «ГКЗ». В их числе уникальные и крупные месторождения (Хвалынское, Ракушечное, им. Ю. Корчагина, им. В.Филаиовского, Центрально-Астраханское, Памягно-Сасовское и другие). При подготовке диссертации использованы результаты собственных ис-

следований, а также опубликованные работы по данной проблеме и фактические материалы производственных организаций ОАО «ЛУКОЙЛ».

Апробация работы. Основные материалы диссертации доложены на конференциях и совещаниях: «Использование ресурсов нефтяных месторождений на поздней стадии разработки» (Волгоград, 2005); «Проблемы бассейнового и геолого-гидродинамического моделирования» (Волгоград, 2006); II и III Международная научно-практическая конференция «Современные методы сейсморазведки при поисках месторождений нефти и газа в условиях сложнопостроенных структур (Сейсмо-2011, Сейсмо-2012)» (Феодосия, 2011 и 2012гг.).

1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ И МЕТОДОЛОГИЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ

Соотношение между уровнем потребления нефти и газа в мире и объемами их добычи на сегодня и в обозримой перспективе таково, что поиск и разведку новых залежей углеводородов относят к числу наиболее важных и актуальных задач для обеспечения жизнедеятельности человечества. Однако время открытия «простых» в геологическом отношении месторождений углеводородов (УВ) давно прошло. Сегодня разведку чаще всего приходится вести в труднодоступных и малоизученных географических районах, а сами залежи могут располагаться на весьма больших глубинах. Эти обстоятельства приводят к существенному удорожанию и увеличению сроков проведения необходимых нефтегазопоисковых работ, снижению эффективности традиционных методов поиска и разведки.

За более чем столетнюю историю изучения геологического строения месторождений во всем мире накоплен большой объем данных, свидетельствующий о том, что значительная часть залежей углеводородов (УВ), выявленных на ранних этапах поиска и разведки, на последующих стадиях их доразведки и эксплуатации становится ассоциацией более мелких залежей, отделенных друг от друга разрывными нарушениями.

С ростом фонда скважин на месторождении выявляется все более сложное их строение. Наиболее сложные геологические модели при этом присущи тем из них, которые осложнены разрывной тектоникой. В значительной мере этому способствуют современные с высокой разрешающей способностью методы сейсморазведки и интерпретации геолого-геофпзического материала, шаг за шагом подводящие нас к разработке технологии прямого прогноза нефтегазоносности недр регионов, участков, зон, структур и неразведанных месторождений с развитой системой разрывных нарушений.

Огромный накопленный во всем мире фактический материал, прямо или косвенно указывающий на масштабное проявление в нефтегазоносных бассейнах дизъюнктивной тектоники, до конца еще не осознан, не воспринимается адекватно геологической общественностью, в недостаточной мере используется практикующими геологами при планировании геологоразведочных работ, подсчете запасов и проектировании разработки месторождений нефти и газа.

Отсюда изучение сбросов и сдвигов в нефтегазовой геологии следует рассматривать как важнейшую научно-практическую задачу, решение которой напрямую связано с совершенствованием геологоразведочных работ па всех этапах поисков, разведки и разработки месторождений УВ.

Разрывные структуры в горных породах распространены значительно шире складчатых дислокаций. В настоящее время невозможно себе представить поиски, разведку и разработку месторождений без понимания закономерностей проявления разрывной тектоники.

Среди общих закономерностей размещения месторождений нефти и газа немаловажное значение имеет доказанная многими исследователями тесная связь залежей УВ с тектоническими нарушениями. Иными словами, наличие на изучаемом объекте разрывных нарушений зависит от степени его изученности и желания исследователя работать с усложненной, по приближенной к реальной модели залежи УВ.

С другой стороны, такое положение дел указывает на необходимость анализа и учета влияния разрывных нарушений на строение, формирование, сохранность и современное размещение залежей, па фазовый состав и физико-химические свойства УВ.

Установление местоположения границ блоков, из которых состоит месторождение, необходимы для оценки геологических и извлекаемых запасов, определения зон разбуривания по технологической схеме разработки, контроля выработки запасов, выбора оптимальной системы поддержания пластового давления с учетом положения границ блоков. Выявление и трассирование сбросов, ограничивающих блоки, является составной частью процесса мониторинга постоянно действующей геолого-гидродинамической модели месторождения. На разных стадиях освоения месторождения степень значимости тех или иных геолого-геофизических и промысловых методов исследований, для установления местоположения границ блоков, различна.

Несмотря па очевидную важность изучения разломпо-блокового характера строения залежей, разрывные нарушения очень редко бывают целевым объектом изучения, ввиду трудности их выделения. При геологическом картировании и других исследованиях существует ряд признаков установления сбросов и сдвигов, ко-

торые можно выявить как традиционными прямыми наблюдениями, так и косвенными методами.

Проектирование разработки, предусматривающее бурение эксплуатационных скважин на слабоизученных объектах без надежной геологической модели с участием сгруктуро-формирующих, флюидопроводящих и экранирующих разрыв-пых нарушений, является неэффективным, высокозатратным мероприятием.

Изучение в платформенных условиях закономерностей разломио-блокового строения осадочных толщ в пределах месторождений нефти и газа на разных стадиях их освоения показывает настоятельную необходимость анализа и учета влияния сбросо-сдвиговых деформаций при расшифровке многоэтапного формирования, переформирования и разрушения залежей УВ. Изучение разломно-блоковых структур, а также комплексный структурный (геометрический), кинематический и динамический анализы составляющих их сбросов и сбросо-сдвигов показал возможность их научно-обоснованного прогнозирования по разрезу и простиранию.

Реконструкция напряженно-деформированного состояния горных пород и оценка экранирующих и проводящих свойств сместителей нарушении, позволяет добиться высокой эффективности технологических решений при разработке новых и реанимации старых месторождений.

Перечисленное выше напрямую влияет на методику размещения геологоразведочных работ, а также на проектирование разработки месторождений и конечную эффективность освоения ресурсной базы нефтяных компании.

В работе показаны предлагаемые многими исследователями возможности комплексного многоэтапного формирования разломно-блоковой структуры и приуроченных к ним залежей УВ, по картированию очагов скрытой их разгрузки, подводящей нас к технологии прямого прогноза исфтегазоносности верней части земной коры и практическому решению вопроса об источниках и формах миграции УВ.

Разрывные нарушения делятся на две большие генетические группы: формирующиеся в условиях сжатия (взбросы, надвиги, сдвиги, покровы, шарьяжи) и растяжения (раздвиги, сбросы, сдвиги, сбросо-сдвиги) земной коры.

Если исключить из анализа горно-складчатые сооружения, то разрывная тек-

тоника в пределах осадочного неметаморфизированного и недислоцированпого чехла платформ, особенно в депрессионных областях, представлена разрывными нарушениями, формирующимися в процессе и после накопления осадков. Ниже из всего разнообразия разрывных нарушений выбраны и рассмотрены конседимента-ционные и постседиментационные сбросы, сдвиги и сбросо-сдвиги и связанные с ними структурные образования.

Разрывные структуры в горных породах распространены значительно шире складчатых дислокаций. С одной стороны, среди общих закономерностей размещения месторождений нефти и газа немаловажное значение имеет доказанная многими исследователями тесная связь залежей УВ с тектоническими нарушениями. С другой стороны, такое положение указывает на необходимость анализа и учета влияния разрывных нарушений на строение и формирование залежей. Изучение в платформенных условиях закономерностей разломно-блокового строения осадочных толщ в пределах месторождений нефти и газа на разных стадиях их освоения показывает настоятельную необходимость анализа и учета влияния сбросо-сдвиговых деформаций при расшифровке формирования залежей УВ и планировании геологоразведочных работ.

Разработка методических основ прогнозирования и выявления разрывных нарушений, оценка экранирующих и проводящих свойств сместителей нарушений, позволяет добиться высокой эффективности технологических решений при разработке новых и реанимации старых месторождений, влиять па методику размещения геологоразведочных работ, на проектирование разработки месторождений и конечную эффективность освоения ресурсной базы нефтяных компаний.

Обобщение накопленных знаний геологов, геофизиков и геохимиков выполнено на основе личного опыта автора при изучении и моделировании строения и формирования многочисленных приразломных месторождений в России и за ее пределами, а также литературных данных многочисленных исследователей. Список отечественных и зарубежных исследователей, изучавших с различной глубиной данную проблему, очень внушителен, начиная с классических работ Г.Клооса. Наиболее существенный вклад внесли Ажгирей Г.Д., Архангельский, Белоусов В.В., Борняков С.А., Бочкарев A.B., Бочкарев В.А., Вобликов Б.Г., Денисов С.Б., Гзовский М.В., Гаврилов В.П., Гогоненков Н.Г., Гридни В.А., Гужиков АЛО., Ермолова Т.Е., Забродин В.Ю., Карпинский А.П., Крубер A.A., Короновский Н.В.,

Лахи X., Лукьянов А.Е., Мазаревич A.M., Милановский Е.Е., Михайлов A.B., Мок-рииский В.В., Осокина Д.Н., Оффман П.Е., Павлов И.О., Ранцман Е.А., Растегин A.A., Ридель В., Стоянов С., Тимурзиев А.И., Усов М.А., Уфимцев Г.Ф., Хаин В.Е., Шатский Н.С., Шерман С.И., Ярошевский А., Пикард, Яценко Г.Г. и многие другие.

Проблеме разрывных нарушений, особенно в контексте разломпо-блокового строения отдельных регионов, структурных зон и месторождений посвящены сотни публикаций. В большинстве из них рассмотрена прямая или косвенная связь разрывной тектоники с нефтегазоносностью. Однако, обобщающих исследований в виде монографий в этой области единицы, поэтому данную работу можно рассматривать, как попытку минимизировать дефицит знаний в научном, методическом и практическом аспекте рассматриваемой проблемы.

Несмотря на значительный объем уже проведенных исследований на многочисленных проявлениях на поверхности и в недрах, выполненного теоретического анализа и модельных расчетов, многие вопросы природы и свойств сбросов и сдвигов, их парагенезиса с нефтегазоносностью приразломных структур, формирования и разработки месторождений нефти и газа остаются нерешенными и требуют дальнейших скоординированных усилий нефтяных компаний и коллективов ученых в данной области изучения проблем прикладной сейсморазведки, промысловой геофизики, тектонофизики.

2. КРАТКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Акватория Среднего Каспия

2.1.1. Географическое положение

Площадь проектируемых работ относится к территории старого нефтегазодобывающего района Волгоградского Правобережья и находится в пределах Березовского лицензионного участка ОАО «РИТЭК».

Каспийское море расположено на стыке двух частей Евразийского континента — Европы и Азии. Каспийское море условно делится по физико-географическим условиям на 3 части - Северный Каспий, Средний Каспий и Южный Каспий. Условная граница между Северным и Средним Каспием проходит по линии остров Чечснь - Тюб-Караганский мыс, между Средним и Южным Каспием - по линии остров Жилой - мыс Ган-Гулу. Площадь Северного, Среднего и Южного Каспия составляет, соответственно, 25, 36, 39 процентов.

За последнее десятилетие в акватории Среднего и Северного Каспия было открыто 13 месторождений, из них в пределах Северного Каспия - 6, в пределах Среднего Каспия - 7. Наряду с открытиями в регионе есть и отрицательные результаты бурения па ряде разбуренных поднятий.

Результаты глубокого бурения в пределах акватории за период времени, истекший с момента подготовки указанной работы, внесли коррективы в представления о перспективах нефтегазоносности. Получены новые данные о геологическом строении и нефтегазоносности поднятий: Ракушечное, Южно-Ракушечное, Хвалыиское, Сарматское, Тюб-Караган, Кулалинское, Каламкас-море.

Доказанные ресурсы нефти в Каспийском море составляют около 10 миллиардов тонн, общие ресурсы нефти и газокондепсата оцениваются в 18-20 миллиардов тонн.

Нефтедобыча в Каспийском море началась в 1820 году, когда на Апшерон-ском шельфе была пробурена первая нефтяная скважина. Во второй половине XIX века началась добыча нефти в промышленных объёмах на Апшеронском полуострове, затем - и на других территориях.

2.1.2. Геологическое строение

Анализ многочисленных материалов морских геофизических исследований, в большинстве случаев гравиметрических, показал, что для фундамента акватории Северного Каспия характерна блоковая тектоника с наличием субширотных и поперечных глубинных разломов (Рис. 2.1).

>лемии

Актау

1 1 ^ СЁ^Ь 1 \ )ю I--—и I----и--"1и

п^п, и» рррррь?

Рис. 2.1 Геологическое строение Среднего и Северного Каспия (с использованием данных Л.И. Лебедева [3], Б.С. Романова и А.Ю. Юнова [5])

Зоны глубинных разломов, установленные геолого-геофизическими методами: / 1-11 порядка, 2 — III порядка; 3 — нефтегазовые месторождения; локальные поднятия: 4 — установленные геофизическими методами; прогнозируемые по геоморфологическим данным (5 — прошлых лет (по Л.И.Лебедеву (3)), б — настоящих исследований); 7 — следы древних русел рек; 8 — бровка (перегиб) шельфа; 9 — подножие склона; 10 — абразионные уступы; 11 — ось современного наибольшего прогибания; 12 — абразионный шельф; месторождения и локальные поднятия: 1 — Северо-Тюленевское, 2 — Восточно-Тюленевское, 3 — Банка Сигнал, 4 — Тюленевское, 5 — Бахтемировское, б — Каспийское, 7 — Морское, 8 — Астраханский рейд, 9 — Жемчужное, 10 - Ракушечное, 11 — Северо-Кулалинское, 12 — Северо-Бузачинское, 13 — За-падно-Бузачинское, 14 — Северо-Каспийское, /5- Южно-Эмбенское, 16 — Зюдевское, 17—Полдневское, 18 — Промысловское, 19 — Ачи-су, 20 — Инчхе-море, 21 — Западно-Кулалинское, 22 — Западно-Тюленевское, 23 — Кочанское, 24 — Жигалган-море, 25 — Аташское, 26 — Баутинское, 27 — Кусайник-ское, 28 — Южно-Караганское, 29 — Аралда-море, 30 — Сауринское, 31 — Средне-Каспийское

Наиболее сложным строением характеризуется южная часть рассматриваемой акватории. По материалам аэромагнитных [4] и морских геоморфологических [2] исследований в пределах Северного Каспия выделяется ряд крупных разломов, преимущественно северо-восточной и северо-западной ориентировок, секущих разновозрастные блоки земной коры, что свидетельствует о наиболее высокой не-отектопической активности разломов диагонального простирания.

По результатам геофизических исследований здесь выявлено большое число локальных поднятий, абсолютное большинство которых, вероятно в силу неотектонической активности, имеет геоморфологическую выраженность [3].

Факт установленной промышленной нефтегазоиосностн соседних территорий на суше (Прикумская нефтегазоносная зона, нефтегазоносный район кряжа Карпинского, Астраханский газонефтяной комплекс), а также нефтегазоиосностн шельфа Южного и Среднего Каспия заставляет обратить серьезное внимание на северо-западную часть Каспийской впадины.

Продуктивными отложениями в акватории Северного Каспия являются нижнемеловые терригенные и юрские терригенные и карбонатные отложения, которые залегают трансгрессивно, со стратиграфическим несогласием, на разновозрастных триасовых и каменноугольных отложениях. Они широко распространены и являются регионально промышленно нефтегазоносными. Трансгрессивный характер накопления нижнемеловых отложений обусловил закономерное убывание полноты их разреза с юга на север, по направлению к кряжу Карпинского.

2.1.3. Особенности геодинамического развития

В результате изучения новейшей и современной геодинамики Каспийской впадины установлено, что в целом эта территория в новейший период геологического развития, и особенно на последних его стадиях, включая современное время, испытала исключительно высокую тектоническую активность. При этом тектоническая активность, выраженная в вертикальных и горизонтальных подвижках земной коры по линиям глубинных разломов различного ранга, характеризуется ярко выраженной зональностью в меридиональном направлении.

Так, по степени геодинамической активности Каспийская впадина четко подразделяется на Южный, Средний и Северный Каспий. Наибольшее тектоническое напряжение на последних стадиях геологического развития и в современное время

испытывает акватория Южного Каспия, особенно бакинский сектор, именно здесь развиты грязевые вулканы, некоторые из них действующие и в современное время.

Относительно меньшим напряжением, но также очень интенсивным характеризуется акватория Среднего Каспия, что выражается высокой сейсмотектонической активностью. В плейстоцене активно проявились дизъюнктивные тектонические движения. Эта область рассечена системой поперечных и продольных разломов, по которым шло опускание одних и подъем других, смежных участков. Водораздельные участки дна, разграничивающие подводные долины, по сравнению с их дном чаще сложены более древними отложениями.

Большинство подводных долин развито на месте молодых грабенов [2, 3], прослеживаемых и на побережье. Особенно ярко это наблюдается в пределах Тер-ско-Сулакской впадины. Динамика современного развития здесь наземной речной сети свидетельствует о современном мигрировании Терско-Каспийского прогиба в юго-восточном направлении. Так, на протяжении текущего столетия происходило неоднократное смещение основных водотоков бассейна р. Терек (Старый Терек, Новый Терек, Аликазган) в юго-восточном направлении. В современном рельефе дна Северо-Западного Каспия отмечается довольно разветвленная система подводных долин, которые также направлены па юг и юго-восток [2].

В пределах сухопутной западной части Среднего Каспия установлено, что отдельные тектонические блоки, на которые густой сетыо глубинных разломов разбит фундамент, смещены относительно друг друга в плане по линиям северозападного и северо-восточного направлений. Величины этих смещений изменяются в современном рельефе в диапазоне 1-3 км (H.A. Касьянова, 1993).

Следует подчеркнуть, что в западной части Северного Каспия наибольшую геоморфологическую выраженность имеют разломы северо-западного простирания, по которым отмечается смещение блоков, а в пределах других участков Северного Каспия — северо-восточного направления с соответствующим смещением блоков (С.С. Сианисян, 1993).

2.1.4. Структурные критерии поисков

В условиях Каспийского региона основным поисковым признаком служит структурный фактор, поскольку практически все подтвержденные бурением антиклинальные структуры содержат залежи нефти и газа.

Разрез южной части Прикаспийской впадины, покрытой мелководным Северным Каспием, представлен отложениями шельфа, что благоприятствовало развитию мощных карбонатных массивов поздиедевон-средиекаменноугольного возраста. Они сыграли решающую роль в формировании крупнейших месторождений.

В акватории Среднего Каспия нефтегазоносность палеозоя также не исключается, хотя его геодинамическая история была иной, но главная роль переходит к мезозою. Чередование обстаповок среднего мелководья обеспечило накопление толщ переслаивания песчаников, глин, известняков, а умеренные дислокации пород под влиянием ослабленных в мезозойское время геодинамических подвижек с юго-юго-запада - к образованию антиклинальных зон субширотной ориентировки. Перспективы новых открытий в Северном и Среднем Каспии весьма вероятны, а освоение будет зависеть от создания соответствующей инфраструктуры.

НижнемеловЕле отложения в акватории Северно1 о Каспия и на соЕЕредельЕЕ1лх территорЕЕях обрамлеЕЕЕЕя залегают трансЕрессивно, со СТраТИГрафЕЕЧеСКЕШ ЕЕССОГЛа-сием, на разновозрастЕ1ых юрских образова1Еиях. Оене шефоесо распростране1Е1л и являются регионально промышленпо ЕЕефтеЕаЗОЕЕОСЕЕЬЕМЕ!. ТраЕЕСГреССИВНЫЙ хараЕСТер накопления нижнемеловых отложений обуСЛОВЕЕЛ ЗаКОЕЮМерЕЕОС убываЕЕие ПОЛЕЕОТЬЕ их разреза с ЮЕла на север, ею паправлсЕЕЕЕю к кряжу Карпинского, в пределах кото-ро1т> шЕЕроко распростране1ЕЕл разрезы, 1шчшшю1цпеся с готерива или баррема, реже с апта (в своде кряжа). В Восточном Пре/цсавЕсазье и кряже Каршшасого к образованиям аПТСКОГО II аЛьбсК01"0 ЯруСОВ Приурочены ОСЕЕОЕШЕЛе ПрОДуктаВНЕЛС ГОрЕЕЗОЕЕ-тел. Общая толщина нижнемеловых отложений изменяется в пшрокЕЕх пределах от 300-600 м до 1500 м.

2.1.5. Сейсмичность Среднего Каспня (Экологический аспект освоения нефтегазовых месторождений Среднего Каспия)

Еслее рассмотреть в целом Срсдеееее"! Каспий с Терско-Каспийским краевым прогибом, то этот райо1Е сейчас представляет собой область деструкции земной коры в условиях раздвЕЕга (Рис. 2.2).

пх,Г

Рис. 2.2 Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления, 2003

Склон, обращенный к Кавказскому орогену, высокосейсмичен и содержит многочисленные месторождения углеводородов в пространственной близости к очагам сильных землетрясений. Например, газокопденсатное месторождения Шам-халбулак располагается в эпицентральной зоне разрушительного землетрясения 1970 г. (М^б J0=9 баллов), а нефтяное месторождение Гаша - в эпицентре сильного землетрясения 1988 года (М=6,6 J0=8 баллов). К нефтяным месторождениям Махачкала и Избербаш примыкают крупные палеосейсмодислокации - следы мощных доисторических землетрясений. Перспективные па обнаружение крупных нефтяных залежей площади в акватории Среднего Каспия находятся в зоне высокой сейсмичности. Это позволяет предположить общий для них источник генерации, приуроченный к зонам высокой проницаемости литосферы.

В этих условиях происходит формирование субвертикальных большой протяжённости термофлюидных колонн, в которых флюид является как носителем энергии за счёт аномально высоких термобарических параметров и энергии гомо-генезации флюида, так и рабочим агентом протекания импульсных взрывных процессов, в том числе землетрясений, в апикальной части этих колонн. Взрывообраз-ное отделение низкомолекулярного растворителя (вода, газы) от гомогенного флюида приводит к его гетерогеиизации в форме новых комбинаций в приращённой ёмкости гидроразрыва пород. Допустимо предположить, что в этих условиях отделяется и гомогенная смесь углеводородов с последующим формированием залежи, сохраняющей прямую или рудиментную связь с областью своего зарождения, «зоной высокой проницаемости недр», генератором импульсных процессов.

В пределах Восточного Предкавказья и Среднего Каспия выделено несколько устойчивых пространственно-временных ритмов сейсмогенерации. Для Среднего Каспия очередной этап активизации приходится на период 2008-2012 года, возможно, он завершится без максимально-возможного или близкого ему по энергии землетрясения. Возможна и другая интерпретация: образование залежей нефти и газа являются следствием тектоно-гидродинамической активности.

2.2. Западный борт Прикаспийской впадины

2.2.1. Геологическое строение

Представления о геологическом строении фундамента и нодсолевых отложений впадины базируются па результатах проведенных региональных и детальных сейсмических исследований в комплексе с данными бурения глубоких параметрических и поисковых скважин, освещающих строение главным образом ее бортовых частей до глубин 3,5-4,5 тыс. м, в отдельных случаях до 5,0-6,0 тысяч метров.

В Прикаспийской впадине применялись все существующие модификации методов сейсморазведки (ГСЗ, КМПВ, МОВ, МРНП, МОГТ). Были проведены значительные объемы региональных и локальных геофизических исследований и глубокого бурения, позволяющие изучить строение фундамента и комплексов осадочного чехла исследуемого района. Прикаспийская впадина является крупнейшей надпорядковой отрицательной структурой Восточно-Европейской платформы. Границы впадины с обрамляющими ее тектоническими элементами проходят вдоль разломов, обычно хорошо выраженных по фундаменту, и низам осадочного чехла.

Характерным для западного крыла Прикаспийской впадины является ступенчатое погружение фундамента к центру впадины на глубину от 5,0 до 10,0 км, в среднем, на расстоянии 50 км. В Волгоградском секторе впадины подсолевые пермские, каменноугольные и девонские отложения продуктивны па ряде нефтяных (Белокаменное, Малышевское, Левчуновскос, Алексеевское, Северо-Алексеевское, Юрьевское, Сергеевское, Прибрежное) и газовых (Комсомольское, Лободипское, Южно-Кисловское, Солдатско-Степновское) месторождениях.

Исследуемый регион расположен большей частью в пределах юго-востока Восточно-Европейской платформы (Прикаспийская впадина) и севера Скифско-Туранской платформы (кряж Карпинского). Восточно-Европейская платформа, площадь которой составляет около 5 млн. км2, принадлежит к числу типичных древних континентальных платформ с фундаментом добайкальско-архейско-раннепротерозойского возраста [7]. Прикаспийская впадина представляет собой крупнейшую надпорядковую отрицательную структуру этой платформы, где мощность осадочного чехла достигает 22 км. Границы впадины с обрамляющими ее

тектоническими элементами проходят вдоль разломов, обычно хорошо выраженных по фундаменту, и низам осадочного чехла. На западе впадина сопряжена с Воронежской антеклизой и Рязано-Саратовским прогибом, на севере - с Волго-Уральской антеклизой и Предуральским прогибом. На юге и востоке она граничит с герцинидами кряжа Карпинского, Южно-Эмбинского поднятия и Мугоджар, входящими в состав фундамента Скифско-Туранской эпигерцинской платформы (Рис. 2.3).

Рис. 2.3 Схема расположения основных тектонических элементов юго-востока Восточно-Европейской и севера Скифско-Туранской платформ

1 - изогипсы поверхности докембрийского фундамента; 2 - граница крупнейших структурных элементов; 3 - выступы, валы, тектонические ступени, зоны поднятий; 4 - разломы, разделяющие надпорядковые и крупнейшие тектонические элементы; 5 - т ектонические ступени, крупные грабены; 6 - разрывные нарушения; 7 - флексуры; 8 - крупные тектонические элементы

В мощной толще осадочного чехла юго-западной части Прикаспийской си-неклизы выделяется два структурных этажа: подсолевой, сложенный мощной толщей карбонатно-терригенных пород палеозойского возраста, и солянокупольный, представленный галогенно-терригенными породами от кунгурского до четвертичного возраста включительно.

Подсолевой структурный этаж наиболее полно отражает тектонику Прикаспийской впадины. Так были выделены следующие тектонические элементы: на юге - Астраханский свод, к северо-западу от пего - Сарпинский мегапрогиб, являющийся юго-западным заливом Центрально-Прикаспийской депрессии. Несколько западнее прослеживается Карасальская моноклиналь, представляющая собой южный участок западного борта впадины.

В южной прибортовой зоне прослеживается Каракульско-Смушковская зона поднятий, цепочка кулисообразно сочленяющихся валов (Сухотинский, Каракульский, Смушковский, Джакуевский и др.). Широким распространением пользуются тектонические нарушения продольного (субширотного) и поперечного простираний.

Падсолевой этаж в значительной мере особенностями своего строения обязан проявлениям соляной тектоники. В бортовых частях соляной тектогснез проявился пассивно, что обусловлено небольшой мощностью соли. По мере удаления от бортовых зон происходит увеличение мощности соли и, как следствие этого, возрастает активность соляного тектогенеза. Здесь формируются крупные соляные гряды и массивы, соединенные соляными перешейками. Соляная тектоника значительно осложнила и затушевала региональный структурный план кунгурско-триасовых и, в меньшей мере, юрско-палеогеновых отложений, но не переработала их полностью.

Плиоцепово-четвертичпые отложения залегают с резким угловым и стратиграфическим несогласием на подстилающих породах от кунгура до палеогена включительно.

2.2.2. Особенности геодинамического развития

Исследуемый регион претерпел сложную геологическую историю. 1-1.И. Воронин [18] выделяет четыре цикла развития платформенного чехла Прикаспийской впадины: байкальский, каледонский, герцинский, киммерийский и альпийский.

В каледонский цикл геотектонического развития на всей территории господствовал континентальный режим, и широкое развитие получили процессы денудации. В прогибание вовлекались лишь отдельные участки Прикаспийской впадины, в первую очередь Центрально-Прикаспийская депрессия.

К предгерцинскому этапу заложились Центрально-Прикаспийский прогиб, Сарпинский и Новоалексеевский грабены, наметилось формирование Астраханско-Енбекской системы поднятий, но еще отсутствовала собственно Прикаспийская впадина в контурах, близких к современным.

Герцинский цикл развития характеризуется значительной дифференциацией вертикальных движений и активным погружением восточной и юго-восточной частей Восточно-Европейской платформы. Здесь создаются условия для накопления карбонатных отложений и захоронения органического вещества. В структурном плане дальнейшее развитие получили Центрально-Прикаспийский прогиб, Сарпип-ский и Новоалексеевский грабены, Астраханский палеосвод.

Куигурский век ознаменовался наступлением совершенно новых условий седиментации. Резко изменилась соленость бассейна по сравнению с предыдущими этапами развития. Последующие тектонические движения и высокая пластичность галогенной толщи вызвали резкие колебания ее мощностей. Однако, судя по изменению мощностей нижней сульфатно-терригенной пачки, видно, что формирование структур в куигурский век не прослеживается.

В позднепермское время активизировались орогенные движения па Урале и кряже Карпинского. Юго-восток Восточно-Европейской платформы испытывал воздЕлмапие и Прикаспийская впадина формировалась в континентальных условиях седиментации. Происходило накопление пссчано-глинистых образований с буроватой и красноватой окраской.

В конце позднепермской эпохи завершился герцинский орогенез (кряж Карпинского), в результате которого произошел значительный надвиг дислоцированных каменноугольных пород па платформенные образования бортовой зоны Прикаспийской впадины. В результате тангенциальных напряжений были сформированы Каракульский, Сухотинский, Джакуевский и Смушковский валы. Происходит активизация роста соляных куполов.

Таким образом, к концу герципского тектонического цикла Прикаспийская впадина испытала общий подъем и основные ее структурные элементы приобрели современные очертания.

В течение мезозойского и палеогенового этапов развитие Прикаспийской впадины происходило в условиях преобладающего погружения. После поднятий в конце юры снова возобновляются погружения, сопровождаемые обширными трансгрессиями. Основная область погружений смещается в западную половину Прикаспийской впадины.

Тектонический режим верхнемелового времени сохраняется и в палеогене. Наиболее интенсивные погружения происходили также в западной половине Прикаспийской впадины. В палеогене завершается формирование основных структур, и Прикаспийская впадина приобретает современные черты тектонического строения

В конце палеогенового этапа развития произошли крупные поднятия, кого-

рые привели к длительному континентальному перерыву, продолжавшемуся до ак-чагыла (плиоцен).

Тектоническое развитие в четвертичное и современное время проявилось в основном в нисходящих движениях, обусловивших развитие бакинской, хазарской, хвалынской и новокаспийской трансгрессий Каспия.

Таким образом, длительность и особенности геологического развития Прикаспийской впадины в прошлые эпохи обусловили формирование зон нефтегазооб-разования и нефтсгазонакопления. В пределах исследуемой части Прикаспийской впадины таковой считается Астраханская сводовая зона нефтсгазонакопления, которая контролируется Астраханским сводом, четко выраженным по подсолевому структурному этажу.

В зоне нефтсгазонакопления Астраханского свода сосредоточены значительные ресурсы нефти, газа и конденсата в каменноугольных и девонских отложениях. Свод имеет древнее (додевонское) заложение, длительное время унаследование развивался, интенсивно погружаясь, занимал повышенное гипсометрическое положение, расположен непосредственно в зоне нефтегазообразования.

В пределах свода выявлены уникальное Астраханское газокондепсатное, Алексеевское и Табаковское газоконденсатные месторождения.

Геологическое строение юго-западной части Прикаспийской впадины характеризуется по фактическим данным, полученным в процессе проведения многолетних геофизических исследований, бурения скважин различных категорий, сопоставления с хорошо изученными соседними регионами по литературным источникам.[8-14] Характерными особенностями геологического строения рассматриваемой структуры являются: значительная толщина осадочного чехла, достигающая по геофизическим данным 22 км; наличие мощной толщи кунгурской каменной соли, разделяющей отложения чехла на два структурных этажа - подсолевой и над-солевой; нефтегазопоспость отдельных структур и стратиграфических подразделений.

2.2.3. Тектоника

В связи с длительными поисково-разведочными работами на нефть и газ были проведены значительные объемы глубокого бурения и геофизических исследований, позволяющие изучить строение фундамента и комплексов осадочного чехла исследуемого района.

В пределах юго-западной части Прикаспийской сипеклизы прослеживаются субширотные и субмеридианальные нарушения, разбивающие докембрийский фундамент на ряд приподнятых и опущенных блоков и выступов. На юго-востоке

фиксируется крупный Астраханский выступ, имеющий по оконтуривающей изо-гипсе - 8,0 км размеры 200x150 км и амплитуду около 1 км. Вдоль современного русла р. Волги прослеживается разлом, ориентированный в субмеридианальном направлении. В периферийной части выступа фиксируются сбросы, по которым происходит ступенеобразное погружение поверхности фундамента. Узкий Заволжский прогиб отделяет Астраханский выступ с востока от Северо-Каспийского выступа [17-19].

В южной прибортовой зоне строение подсолевого комплекса довольно сложное. Здесь прослеживается Каракульско-Смушковская зона поднятий, цепочка кулисообразно сочленяющихся валов (Сухотинский, Каракульский, Смушковский, Джакуевский и др.) протяженность валов колеблется от 60 км (Каракульский) до 140 км (Джакуевский). Ширина составляет 10-12 км, амплитуда - до 1000-1500 м. Широким распространением пользуются тектонические нарушения продольного (субширотного) и поперечного простираний. Среди продольных нарушений ведущая роль, по всей вероятности, принадлежит надвигам. Последние подтверждены бурением на Сухотинской, Каракульской и Джакуевской площадях. В складчатой структуре валов принимают участие помимо докупгурских, также кунгурские и верхнепермские образования, что свидетельствует о триасовом времени надвигания.

Наиболее дискуссионным и сложным является вопрос о характере сочленения Прикаспийской впадины и герцинид кряжа Карпинского. Существует несколько мнений по этому поводу. Большинство исследователей предполагали наличие краевого прогиба между герцинидами мегавала Карпинского и Прикаспийской впадиной. Другие склонялись к идее о существовании в зоне сочленения швов, т.е. глубинных разломов. II.С. Шатский, занимаясь изучением сочленения платформ, установил, что в случае высокого залегания фундамента древних платформ их сочленение с геосинклинальными участками происходит по глубинному разлому -краевому шву. Именно такие условия были в пределах юго-западного обрамления Прикаспийской впадины. Данные, полученные в результате буровых и сейсмораз-ведочпых работ, позволяют утверждать, что в южной части Прикаспийской впадины перед герцинидами мегавала Карпинского типичный краевой прогиб отсутствует, а сочлснепие происходит по системе краевых швов.

По особенностям развития и структурной выраженности в солянокупольном структурном этаже намечаются три структурных яруса: кунгурско-триасовый, юр-ско-палеогеновый и верхнеплиоцепово-четвертичиый.

Кунгурско-триасовый структурный ярус в значительной мере особенностями своего строения обязан проявлениям соляной тектоники. В бортовых частях соля-

мыс купола имеют ориентировку параллельно бортам. Соляной тектогеиез здесь проявился пассивно, соляные штоки залегают глубоко, свыше 3000 м. Последнее обусловлено небольшой мощностью соли. В связи с этим формировались поднятия с невысокими соляными штоками, разобщенные между собой межкупольными мульдами, из которых соль практически отжата полностью и верхнепермские отложения залегают непосредственно па нижней сульфатпо-терригенной пачке куи-гурского яруса. По мере удаления от бортовых зон происходит увеличение мощности соли и, как следствие этого, возрастает активность соляного тектогенеза. Здесь формируются крупные соляные гряды и массивы, соединенные соляными перешейками. Гряды сопряжены с межгрядовыми прогибами. Сочетание гряд и прогибов создает ячеистый характер солянокупольной структуры. Протяженность гряд достигает 100 км и более, ширина - 15-25 км. Наиболее активно соляной тектогеиез проявился в Цснтрально-Прикаспийской депрессии.

Соляная тектоника значительно осложнила и затушевала региональный структурный план кункурско-триасового яруса, но не переработала его полностью.

Юрско-палеогеновый структурный ярус с резким угловым несогласием залегает на образованиях кунгурско-триасового яруса. Соляная тектоника в рассматриваемом комплексе проявилась менее активно, чем в подстилающем структурном ярусе. Соляные купола распространены как в пределах поднятий, так и в прогибах.

Плиоценово-четвертичный структурный ярус залегает с резким угловым и стратиграфическим несогласием па подстилающих породах от кунгура до палеогена включительно. Характерной особенностью его является невысокая степень дис-лоцированности пород. Углы падения пород обычно меньше 1°. Соляная тектоника проявилась незначительно. Лишь в ряде районов (г. Богдо) соленосные отложения кунгура прорывают полностью плиоценово-четвертичные отложения.

По современным прогнозным оценкам подсолевой структурно-тектонический комплекс отложений содержит наибольшие ресурсы нефти и газа. Па территории юго-западной части Прикаспийской впадины признаки нефтегазоносное™ комплекса установлены в пределах Астраханского свода в широком возрастном интервале от среднего девона до нижней перми. Во вскрытом глубоким бурением подсолсвом разрезе можно выделить три региональных нефтегазоносных комплекса: среднедевонско-нижнефрапский, верхнефранско-нижневизейский и верхневизейско-башкирский [11].

2.2.4. Нсфтегазоносность

В терригенной части разреза среднедевонских отложений скважины 2 Девонская отмечено активное газопроявление с глубины 6518 м. По промыслово-

геофизическим данным отмечается наличие маломощных проницаемых иропласт-ков песчаников с пористостью 11-16 % и известняков с пористостью до 10 %. Предполагается, что покрышкой для коллекторов комплекса могут служить перекрывающие их глинисто-алевритовые отложения живетского яруса среднего девона. На данном этапе изученности характер насыщения и степень продуктивности среднедевонско-нижпефранских отложений не выяснены и нуждаются в дальнейшем исследовании.

Верхнефранско-нижпевизейский комплекс представляет собой мощную карбонатную толщу, перекрытую глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса. Впервые признаки нефтегазоносное™ комплекса установлены на Астраханском своде в скважине 2 Володарская. В процессе бурения скважины при забое 5961 м из интервала 5570-5961 м (более точно не установлен) в отложениях верхнего девона получен приток нефти. Плотность нефти 861-876 кг/м (по данным анализов), содержание серы 0,29 % , парафинов 22,7 %, температура застывания 31°С. В скважине 1 Правобережная были опробованы в процессе бурения всрхнедсвонские карбонатные отложения. В интервале 5458-5608 м, характеризующемся наличием коллекторов с пористостью до 10,5 %. По результатам опробования получен приток газа расчетным дебитом

л

142 тыс. м /сут.

Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс на Астраханском своде представляет преимущественно органогенными известняками пористыми, пористо-кавернозными, трещинными. Региональной покрышкой служат плотные аргиллиты сакмарско-артииского возраста. Промышленная нефтега-зоносность отложений комплекса установлена открытием уникального Астраханского газоконденсатного месторождения, Алексеевского и Табаковского газокон-денсатных месторождений. Признаки нефти и газа отмечены также на северной и западной периферии свода на площадях Георгиевская, Харабалинская, Заволжская, Долгожданная, Правобережная и другие.

Данный комплекс характеризуется наличием АВПД в залежах с коэффициентом аномальности до 1,54, невыдержанностью фильтрационио-ем костных свойств по площади и глубине, высоким содержанием кислых компонентов. Так, в продуктивном разрезе Астраханского ГКМ в большинстве изученных разрезов скважин коллекторы обладают пористостью 6-15%, их проницаемость меняется от

3 2

0,01 до 42,2*10" мкм . Среднее содержание сероводорода в пластовой смеси составляет 24%, углекислого газа 13 % [12, 13, 17].

Нефтегазоносность отложений кунгурского яруса связывается с пластовыми залежами, либо линзообразно залегающими карбонатно-сульфатно-терригенными пропластками. Практический интерес представляет нижняя часть разреза, сложен-

пая сульфатно-карбонатными породами филипповского горизонта. При бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на Астраханском своде зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления, а в отдельных скважинах получены притоки газа и нефти.

В сводах отдельных соляных куполов установлена пефтегазоносиость суль-фатно-терригенных отложений кепрока в кровельной части пермской соленосной толщи. По составу газ близок к газу из отложений триаса Чапаевского месторождения. Подток газа в сводовую часть Алексеевского купола, видимо, идет из более погруженной зоны выклинивания отложении нижнего триаса в 3-4 км севернее.

Продуктивность надсолевого комплекса установлена открытием большого количества месторождений нефти и газа на всей территории Прикаспийской впадины, особенно в ее южной части. В пределах юго-западной части впадины основные продуктивные горизонты объединяются в кунгурско-триасовый и юрско-меловой нефтегазоносные комплексы.

В Прикаспийской впадине известно более 25 нефтяных и газовых месторождений, в которых продуктивны отложения триаса и верхней перми.

Основным продуктивным горизонтом кунгурско-триасового комплекса на изучаемой площади являются нижиетриасовыс отложения, характеризующиеся наибольшей выдержанностью коллекторов и покрышек на значительной территории. Продуктивные пласты представлены пористыми разностями песчаников и

3 2

алевролитов пористостью от 3 до 23%, проницаемостью до 0,15*10" мкм , приуроченных к ветлужской и баскунчакской сериям. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные, небольшие по размерам и запасам. Покрышкой для залежей служит толща баскунчакских глин.

Промышленные притоки газа получены на Бугринском, Северо-Шаджинском, Шаджинском, Совхозном, Пустынном, Чапаевском месторождениях. В центральной части Астраханского свода газопроявления из триасовых отложений, экранируемых склонами соляных куполов, отмечены в разведочной скважине 12 А и эксплуатационной скважине 58.

Юрско-меловые отложения являются основным нефтегазоносным комплексом южнее исследуемой площади на кряже Карпинского. В зоне сочленения Скиф-ско-Туранской и Восточно-европейской платформ залежь нефти в юрских песчаниках открыта па Бешкульском месторождении. Нефтепроявлепия из юрско-меловых пород в виде притоков пластовой воды с пефтыо получены на Разночи-новской и Тинакской площадях.

Непосредственно на исследуемой площади в северо-восточной части Сар-пинского прогиба в отложениях комплекса открыто Верблюжье нефтяное месторождение.

Газоносность меловых отложений установлена также на Халганском куполе, где в альбеких песчаниах открыты две небольшие газовые залежи.

Породы-коллекторы юрско-мелового нефтегазоносного комплекса представлены в основном песчаниками и алевролитами. Открытая пористость пород достигает 30-35%, проницаемость-до 1,3 мкм2. Покрышками для залежей являются хорошо выдержанные по площади глинистые толщи верхней части байосского яруса средней юры и верхней части альбекого яруса нижнего мела.

Верхиемеловые отложения сложены, в основном, карбонатными породами, отличаются малой проницаемостью этих отложений.

В толще кайнозойского возраста также установлены отдельные признаки нефтегазоносное™. Так, нефтепроявления в виде притоков пластовой воды с плёнками нефти и нефтепасыщенности кернового материала из палеогеновых отложений зафиксированы на Чапаевском соляном куполе. Ряд газопроявлений получен при бурении и испытании отложений неогенового возраста: на Полевой площади, па Кирикилинском поднятии. Небольшие притоки газа из апшеронских песков отмечались на Азаусском и Красноярском соляных куполах. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники, алевролиты и пески, перекрытые многочисленными пачками глин.

В центральной части Сарпинского прогиба две небольшие залежи в палеогеновых отложениях выявлены на Царынской площади.

Таким образом, общие особенности геологического строения юго-западной части Прикаспийской впадины заключаются в следующем:

- исследуемая территория длительное время являлась областью устойчивого прогибания, компенсированного накоплением мощных осадочных толщ;

- сульфатно-галогенные образования кунгурского яруса нижней перми, осложнённые активными проявлениями соляного гектогенеза, разделяют осадочный чехол на два комплекса: подсолевои и соляиокупольный.

Наибольшие ресурсы углеводородного сырья по современным оценкам содержит подсолевой комплекс отложений. В перекрывающих соль осадочных толщах также существуют условия, благоприя тные для образования залежей УВ. Это в первую очередь относится к отложениям нижнего триаса, средней юры и нижнего мела. Их продуктивность установлена открытием ряда сравнительно небольших месторождений нефти и газа. Вместе с тем, данные месторождения выгодно отличаются от подсолевых меньшими глубинами залегания, низким содержанием кислых компонентов, отсутствием сложных термобарических условий, что делает их привлекательными для изучения и освоения.

3. ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ, ПРИЗНАКИ, МЕТОДЫ, ПРИЕМЫ, СПОСОБЫ ВЫЯВЛЕНИЯ И ТРАССИРОВАНИЯ СБРОСОВ, СДВИГОВ И СБРОСО-СДВИГОВ

Глава составлена на теоретических основах, подробно изученных и изложенных научным руководителем A.B. Бочкаревым в соавторстве с В.А. Бочкаре-вым в книге «Сбросы и сдвиги в нефтегазовой геологии», с их согласия и рекомендации [20J.

3.1. Виды платформенных разрывных нарушений

В структурной геологии при описании разрывов широко используются генетически неопределенные термины общего пользования: дизъюнктивные нарушения, разломы, разрывные дислокации, разрывные нарушения, разрывные смещения, разломы, разрывы. По наличию или отсутствия движения пород по плоскости сместителя нарушения различают разрывы без смещения — диаклазы (трещины) и со смещением - параклазы. К последним относятся сбросы и сдвиги.

3.1.1. Сбросы, раздвиги и сдвиги

Сбросы (fault - дефект) - это разломы в породах, в которых один блок земной коры смещен относительно другого (Рис. 3.11, 3.10) или при одновременном и разноскоростном движении висячего и лежачего крыльев (walls) в одном направлении, а поверхность плоскости сместителя наклонена в сторону расположения опу-щепных пород (Рис. 3.1 ). Крылья сброса - перемещенные при сбросе части пластов, прилегающих к плоскости сбрасывателя.

Сбросы классифицируются по происхождению, по кинематике, морфологии (хрономорфологии) и другим признакам. Наиболее распространена морфологическая номенклатура и систематика нарушений. С точки зрения морфологической классификации, которой нередко придается генетический смысл (движущие силы или время формирования), сбросы, сдвиги, сбросо-сдвиги и раздвиги относятся к разрывным нарушениям, образованным в условиях растяжения земной коры. По отношению ко времени образования (происхождению, генезису) различают консе-диментационные и постседиментационные сбросы и сдвиги.

ft

О

"T

•л IВысота \ і сброса

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Калинина, Елена Алексеевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе представлено, как па основе комплексного изучения геолого-геофизических материалов установлено разломпо-блоковое строение и поэтапное формирование залежей УВ в присбросовых зонах Нижнего Поволжья (Волгоградский сектор) и Каспийского региона (Российский сектор).

Выполнен детальный анализ сбросов, сдвигов и сбросо-сдвигов - наиболее распространенных па платформе разрывных нарушений и связанных с ними структурных образований и залежей УВ.

Из числа традиционных (общепринятых) признаков, методов, приемов и способов выявления и трассирования сбросов и сдвигов при геологическом картировании и других исследованиях в работе сделан акцент на прямые и косвенные признаки, а также па методические приемы выделения разрывных нарушений по данным промысловой геофизики или при се участии в комплексном подходе к обоснованию сбросов, сдвигов и блоковой структуры месторождений УВ. Комплексная интерпретация разнообразной накопленной информации, поддержанная геохимическими, гидродинамическими и другими исследованиями, выявила более сложное строение (разломно-блоковое) месторождений рассмотренных территорий.

Для обнаружения нарушений использован метод анализа толщин по данным бурения (ГИС) вертикальных скважин - сокращение в разрезе (или даже выпадение из разреза) толщины пластов, стратиграфических подразделений, а также тектонические уступы, линейные депрессии, зияющие трещины при комплексной интерпретации сейсмических, промыслово-геофизических исследований и кернового материалов.

В вертикальных скважинах анализ характера насыщения низконоровых пластов-коллекторов К1 а( 1 а) аптского возраста Западно-Ракушечного месторождения, залегающих между основными первой К]а(1) и второй К]а(2) продуктивными пачками, указывает па сквозное нефгенасыщение всей системы аптских пластов от кровли коллекторов до условного уровня ВПК. Исходя из принятой модели, при-сбросовая залежь - пластовая, сводовая, осложненная многочисленными тектоническими нарушениями, с максимальным этажом нефтеносности 90,7 м. Количественная оценка нефтяной залежи в аптском продуктивном пласте, позволяет отнести Западно-Ракушечное месторождение к категории крупных по запасам и первоочередным объектам для промышленного освоения.

Показана принципиальная возможность выявления сбросов и сбросо-сдвигов в горизонтальной части ствола скважины по ГК имиджу. На статических и динамических имиджах плотности выделяются зоны присбросовой вертикальной трещиповатости. Трещииоватость подтверждается материалами, свидетельствующими о высокой поглощаемости и повышенном газонасыщепии нефти в части разреза, примыкающей к сбросу в том же интервале глубин. Эти данные хорошо кор-релируются с резким падением значений каротажа сопротивлений и ухудшением состояния ствола скважины.

Среди общих закономерностей размещения месторождений нефти и газа немаловажное значение имеет тесная связь залежей УВ с тектоническими нарушениями. На рассмотренных территориях ортогональные системы нарушений в совокупности формируют мелкоблоковый характер строения выявленных и прогнозируемых месторождений. Вертикальную миграцию УВ обеспечивают зоны дробления пород сбросов. На примере Степного и других присбросовых многопластовых месторождений показана последовательность геологических событий, приводящих к современному соотношению нефти и углеводородных газов в разрезе девонских и нижнекаменноугольных отложений правобережной и левобережной частей Волгоградской области. В пределах структурных зон и локальных участков, где сформировавшиеся па первом (нефтяном) этапе нефтяные залежи оказались на втором (газокондеисатном) этапе на пути миграции углеводородных газов, происходит их поступательное переформирование в газоконденсатные залежи. Высокая плотность разрывных нарушений и трещииоватость пород определяют повышенную плотность вертикального миграционного потока углеводородов и, как следствие, высокую плотность их запасов в многочисленных блоках установленных (Стенной, Алексеевский) и еще не установленных структурных трендов, линейно вытянутых вдоль субмеридиональных сбросов.

На Хвалынском месторождении углеводородные газы на втором (газокон-денсатном) этапе из материнских пород зоны генерации, предположительно по граничному сбросу, проникли под региональную гипсо-ангидритовую покрышку и, двигаясь под ней, попадают в пределы Хвалынского вала и месторождений в его пределах, формируя гигантскую по размерам и запасам газоконденсатную залежь в титонской брахиантиклиналыюй ловушке (Хвалынское месторождение). При этом ступенчатые, поперечные к Хвалынскому валу, сбросы препятствовали поступлению углеводородных газов в нефтяные залежи в титонских («170 км»), кимериджt

VWi'i> ских (Хвалынское), оксфордских («170 км») и в нижезалегающих юрских отложениях, в которых продолжается процесс деградации нефти в застойной зоне.

Таким образом, детальный анализ механизма перераспределения УВ в при-сбросовых залежах в пределах конкретных месторождений на этапе их разведки и разработки позволил разработать разломно-блоковую концепцию строения продуктивных отложений и региональную и локальные схемы формирования выявленных и еще не открытых месторождений нефти и газа в пределах рассмотренных территорий.

ОСНОВНЫЕ НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Опубликованные в рекомендуемых и рецензируемых ВАК РФ изданиях:

1. Калинина Е.А. Методика определения подсчетных параметров ГНС нижнепермских коллекторов Варандейского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - Москва. - 2007. - №7: - С.60-70 (автора 0,95 пл.).

2. Остроухов С.В., Калинина Е.А., Крашаков Д.В., Сахнова А., Бочкарев В.А. Нефтенасыщенность низкопоровых террпгенпых коллекторов аптекой нефтяной залежи Западно-Ракушечного месторождения - Каротажник. - 2011. - Вып. 10(208): - С.22-33. (автора 0,55 пл.).

3. Калинина Е.А., Остроухов С.Б., Бочкарев В.А. Опыт выделения сбросов по комплексу промыслово-геофизических исследований - Каротажник. - 2012. - Вып. 5(215)-:С 22-29. (автора 0,63 пл.).

4. Калинина Е.А., Бочкарев A.B., Остроухов С.Б., Медведева E.H., Бочкарев В.А. Комплексное обоснование разломно-блокового строения месторождения им. Ю. Корчагина -Каротажник - 2012. - Вып. 12 (222)-: С 62-68. (автора 0,58 пл.).

5. Калинина Е.А., Бочкарев A.B., Остроухов С.Б., Медведева Е.П., Бочкарев В.А. Изменение свойств пород при дизъюнктивной тектонике Ракушечно-Широтной зоны - Каротажник. - 2013. - Вып. 2(224)-:С 29-39. (автора 0,74 пл.).

В других изданиях:

6. Калинина Е.А., Бочкарев A.B., Крашаков Д.В. Картирование нарушений и зон повышенной трещиноватости по комплексу геолого-гсофизических данных // «Геомодель - 12». - Геленжик. - 2012.

7. Жукова Е.О., Калинина Е.А. Результаты петрофизических исследований как основа методики количественной интерпретации ГИС скважины 1-Ракушечная в Каспийском регионе // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградПИПИморнефть": Вопросы геологии и нефтегазоносности Прикаспия и шельфа Каспийского моря. -Волгоград, 2002. - Вып. 59 - С. 137-146.

8. Фадеева Г.А., Калинина Е.А., Симонова М.В. Современные представления о месторождениях Зых, Гоусаны (Азербайджан) // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-Волгоград! ШПИморнефть": Вопросы геологии и нефтегазоносности Прикаспия и шельфа Каспийского моря. - Волгоград. - 2002. - Вып. 59: С. 151-155.

9. Калинина Е.А. Опыт использования программного обеспечения ВИДГИС для обработки и анализа материалов геофизических исследований скважин // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть": Вопросы геологии и нефтегазоносности Прикаспия и шельфа Каспийского моря. - Волгоград, 2002. - Вып 59. - С. 147-150.

10. Калинина Е.А. Особенности строения иижпетриасовых продуктивных отложений Варандейского месторождения // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-Вол го градНИПИморнефть": Геология, бурение и разработка нефтяных месторождений Прикаспия и Каспийского моря. - Волгоград. - 2003. - Вып. 61 - С. 36-41.

11. Жукова Е.О., Калинина Е.А., Ковалева Л.В. Уточнение петрофизической модели иижнепермских карбонатов Торавейского месторождения для повышения информативности комплекса ГИС // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть": Вопросы геологии Прикаспия и шельфа Каспийского моря. - Волгоград. - 2004. - Вып. 62 - С. 181-188.

12. Калинина Е.А. Расширение возможностей интерпретации комплекса геофизических исследований скважин с помощью автоматизированных систем //Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть". - Волгоград, 2005. Выи. 64: Перспективы нефтегазоносности Нижнего Поволжья и Азово-Касгшйского региона. -Волгоград. - 2005. - Выи. 64. - С. 238-241.

13. Жукова Е.О., Калинина Е.А. Петрофизическая модель как основа методик и количественной интерпретации ГИС // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть": Вопросы геологии и разработки месторождений нефти и газа. - Волгоград, 2006. Вып. 65. - С. 166-176.

14. Калинина Е.А. Разработка методики интерпретации данных ГИС терри-генных коллекторов месторождений газа Арчедино-Саушипской антиклинальной зоны //Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть": Вопросы геологии и разработки месторождений нефти и газа. - Волгоград. - 2006. - Вып. 65. - С. 188193.

15. Калинина Е.А., Емелипа М.Я. Обоснование выбора критических параметров и зависимостей определения ФЭС пижнепермских коллекторов Варап-дейского месторождения // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть": Вопросы геологии и разработки месторождений нефти и газа. - Волгоград. - 2006. -Вып. 65.-С. 176-188.

16. Фадеева Г.А., Калинина Е.А. Использование системно-литмологического подхода при изучении продуктивных пижпемеловых отложений месторождения им. В. Филановского // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть": Вопросы освоения нефтегазоносных бассейнов - Волгоград. - 2008. - Вып. 67. - С. 75-83.

17. Жукова Е.О., Калинина Е.А. Петрофизическая модель как основа методики количественной интерпретации ГИС // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-Вол гоградНИПИморнефть": Геология, нефтегазоносность и освоение ресурсов Нижнего Поволжья и акватории Каспия. - Волгоград. - 2009. - Вып. 68. - С. 113123.

18. Калинина Е.А. Комплексный анализ данных керна и ГИС с целыо определения коллекторских свойств продуктивных отложений Центрально-Астраханского месторождения // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть". Волгоград, 2009. - Вып. 68: Геология, нефтегазоносность и освоение ресурсов Нижнего Поволжья и акватории Каспия. - Волгоград. -2009.-Вып. 68.-С. 113-123.

19. Калинина Е.А. Актуальность использования расширенного комплекса ГИС в сложнопостроенпых карбонатных коллекторах месторождения Южный Кы-зылбайрак // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть": Геология и разработка месторождений в Прикаспийском регионе и морских акваториях. - Волгоград. - 2010. - Вып. 69. - С. 143-149.

20. Остроухов СБ., Калинина Е.А., Крашаков Д.В., Сахнова А., Бочкарев В.А. Нефтеиасыщенность низкопоровых терригенных коллекторов аптекой нефтяной залежи Западно-Ракушечного месторождения // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть": Геология и разработка месторождений Нижнего Поволжья и Северного Каспия. - Волгоград. - 2011. - Выпуск 70. - С. 102-112.

21. Калинина Е.А., Бочкарев A.B., Остроухов С.Б. Разломно-блоковое строение Степного месторождения по комплексу полевых сейсмических и промыслово-геофизических исследований // Сб. ст. Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г.Волгограде. - Волгоград. - 2012. - Вып. 71. - С. 6073.

22. Калинина Е.А., Бочкарев A.B., Остроухов С.Б., Медведева Е.П. Оценка влияния разрывных нарушений на образование трещииоватости горных пород // Сб. ст. Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г.Волгограде. - Волгоград. - 2012. - Вып. 71. -С.39-49.

23. Калинина Е.А. Петрофизическая модель среднеюрских карбонатов Сарматского месторождения // Сб. ст. Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г.Волгограде. - Волгоград. - 2012. - Вып. 71. - С.49-60.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Калинина, Елена Алексеевна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Бадюкова E.H., Варущенко A.M., Соловьева Г.Д. О генезисе рельефа дна Северного Каспия // Бюл. МОИП. Отд. геол. - 1996. -Т.71.- Вып.5,- С.80-88.

2. Зинченко А.Г. Разломно-блоковая тектоника и рельеф дна Северного Каспия // Тез. докл. конф. "Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность", 17-19 января 1994 г., Санкт-Петербург,- С.-Пб., 1994,- С. 109-110.

3. Лебедев Л.И. Геологическое строение и нефтегазоносность платформенной части Каспия--М.: Наука, 1976.

4. Попков В.И., Калинин М.И., Сейфулин Ш.М. Глубинное строение Северного Каспия // "Докл. АН СССР. Геология. - 1988. - Т.302, № З.-С. 409-412.

5. Романов B.C., Юнов АЛО. Тектоника Северного Каспия по данным морских геофизических исследований //Геотектоника. — 1968.— № 6,- С.70-75.

6. Аксенов A.A., Новиков A.A. и др. Перспективы нефтегазоносности Волгоградского Заволжья. /Геология нефти и газа №1, 1993, с. 4-7./

7. Альжанов A.A., Чепелюгин А.Б. и др. Поиски и разведка залежей нефти и газа в пределах северного борта Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №6, 1975, с. 10-16. /

8. Буленбаев З.Е., Иванов Ю.А. и др. Перспективы нефтегазоносное™ в восточной части Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №12, 1979./

9. Курманов С. К., Волож Ю. А. Теоретические и практические аспекты поисков и разведки нефти и газа в Прикаспийской впадине, 1991г.

10. Макарова С.П., Чернова Н.И. и др. Обоснование геологической модели залежей углеводородов на основе оперативной обработки данных бурения и анализа геолого-геофизических материалов на территории «Нижпеволжск-геология», Саратов, 1992.

11. Федорова М. Д. Условия осадконакопления и прогноз коллекторов подсо-левых отложений северо-западной части Прикаспийской впадины, Москва, 1995г., 21с. ВНИГНИ.

12. Аксенов A.A., Гопчаренко Б.Д., Калинко М.К. и др. Нефтегазоносность подсолевых отложений. - М.: Недра, 1985. - 205 с.

13. Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах.- М.: Недра, 1987. - 216 с.

14. Багдасарова М.В. Современная геодинамика нефтегазоносных территорий -отражение процессов глубинной дегазации Земли//Дегазация Земли: Геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы международной конференции памяти акад. П.Н. Кропоткина.2002. С. 289-291.

' • -, .vvl - I

_________155

15. Багдасарова M.B. Особенности флюидных систем зон нефтегазопакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа.//Геология нефти и газа. - 2001. №3.-С. 50-56.

16. Бегун Д.Г., Бобух В.А., Васильев В.Г. и др. Нефтегазоносность и основные направления поисково-разведочных работ па нефть и газ в Волго-Донском регионе.-М.: Недра, 1966.-221 с.

17. Бродский А.Я., Захарчук В.А., Токман А.К. Тектоно-седиментациоиные особенности продуктивного резервуара АГКМ// Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений. Научные труды Астрахань НИ-ПИГАЗ. Вып. 5. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астрахапьгазпром», 2004. С. 16-19.

18. Воронин II.И. Палеотектонические критерии прогноза и поиска залежей нефти и газа. - М.: ЗАО «Геоипформмарк», 1999. - 288 с.

19. Грушевой В. Г., Локтюшипа В. Ф. , Юсупова Ф.К. Условия формирования водоупорных сис1ем юго-западной части Прикаспийской впадины в связи процессами нефтегазопакопления. 1982. - 139 с.

20. Бочкарев В.А., Бочкарев A.B. Сбросы и сдвиги в нефтегазовой геологии. -М.: ОАО «ВПИИОЭПГ». - 2012. - 221 с.

21. Гогоненков Г.Н., Тимурзиев А.И. Сдвиговые деформации в чехле ЗападноСибирской плиты и их роль при разведкае и разработке месторождений нефти и газа // Геология и геофизика. - 2010. - Т.51. - № 3. - С. 384-400.

22. Гогоненков Г.Н., Кашик A.C. Тимурзиев А.И. Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 2007. - № 3. - С.3-11.

23. Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тек-тоно-физический и флюидодипамический аспекты (в связи с нефтегазонос-постыо). -Автореферат докторской диссертации. - М.: МГУ. - 2009. - 40с.

24. Тимурзиев А.И. Новая кинематическая модель сдвигов. - Доклады Академии наук. - 2009. - Том 428. - С.542-548.

25. Тимурзиев А.И. Структурно-тектонические условия, контролирующие продуктивность скважин на месторождениях Западной Сибири, осложненных сдвигами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 8. - С. 20-33.

26. Бочкарев В.А. Строение и формирование залежей углеводородов месторождения им. В. Филановского / В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.Г. Алексеев // Нефтепромысловое дело - 2010. - № 2. - С. 8-16.

27. Бочкарев В.А. Геолого-геохимические критерии формирования залежей УВ Среднего и Северного Каспия / В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.Г. Алексе-

ев // Зоны концентрации УВ в нефтегазоносных бассейнах суши и акваторий : сб. материалов Междунар. науч.-практ. конф., Саню-Петербург, 28 июня - 2 июля, 2010 г. - СПб.: ВНИГРИ, 2010. - С. 408-413.

28. Бочкарев В.А. Сбросы и сбросо-сдвиги месторождения им. В. Филановско-го / В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.Г. Алексеев // Непромысловое дело -2010.-№4.-С. 15-21.

29. Дальян И.Б., Булекбаев З.Е., Медведева A.M. и др. Прямые доказательства вертикальной миграции нефти на востоке Прикаспия // Геология нефти и газа. 1994. №12. С. 40-43.

30. Добрынин В.М., Кузнецов O.JI. Термоупругие процессы в породах осадочных бассейнов. - М.: ВНИИгеосистем, 1993. - 167 с.

31. Дурмишьян А.Г. О проблеме аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и ее роли в поисках нефти и газа // Тр. ВНИГРИ. 1997. Вып. 397. С. 55-69.

32. Дюнин В.И. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. - М.: Научный мир, 2000. - 472 с.

33. Зарицкий А.П., Зиненко И.И. Взаимосвязь гидрогеологической зональности с газоносностью Днспрово-Донецкой впадииы.//Иовые материалы по водонапорным системам крупных газовых и газокоиденсашых месторождений. Сб. науч. тр. ВНИИГАЗ. Под ред. В.И. Корцешнтейна.1991 г. С. 69-79.

34. Захарова В.В. Геомикробиологический фактор в мониторинговых исследованиях недр АГКМ// Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений. Научные труды Астрахань НИПИГАЗ. Вып. 5. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазиром», 2004. С. 228-229.

35. Иванов Ю.А., Кирюхин Л.Г. Геология и нефтегазоносность подсолевых отложений Прикаспийской впадины. - М.: Недра, 1977. - 145 с.

36. Ильченко В.П. Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины. - М.: Недра, 1998.

37. Ильченко В.П., Стадник Е.В. Газогидрогеохимические поля в подсолевых отложениях юго-западной части Прикаспийской впадины//Геология нефти и газа. 1992. №2.

38. Казаева C.B., Григоров В.А. Распределение эффективных газонасыщепных емкостей продуктивных отложений залежи АГКМ//Проблемы освоения АГКМ. Научные труды АстраханьНИПИГАЗ. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астрахань Газпром», 1999. С. 50-53.

39. Карцев A.A., Вагин С.Б., Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986. - 224 с.

40. Карцев A.A. Гидрогеологические условия проявления сверхгидростатических давлений в нефтегазоносных районах // Геология нефти и газа. 1980. №4. С. 40-43.

41. Котровский В.В. Геотермические условия образования и размещения залежей углеводородов в осадочном чехле Прикаспийской впадины. - Ниж.-Волж. НИИ гелогии и геофизики. - Саратов: Изд-во Саратовского университета. -1986. - 153 с.

42. Лапшин В.И., Саутин А.З., Круглов Ю.И., Ильин А.Ф., Масленников А.И. Особенности газотермодинамических и геохимических характеристик Астраханского газоконденсатного месгорождения/УТеория и практика добычи, транспорта и переработки газоконденсата. Вып. 1. 1999. С. 109-112.

43. Лапшин В.И., Шугаев A.1L, Елфимов В.В., Алексеева И.В., Басенко В.В., Масленников А.И. Особенности определения пластовых давлений в процессе разработки АГКМ//Проблемы освоения АГКМ. Научные труды Лст-раханьІ ІИПИГАЗ. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астрахань Газпром», 1999. С. 94-97.

44. Маврычев Г.В., Постнов A.B., Рожков В.П., Смирнов С.С. Новые данные о геодинамике Астраханского ГКМ//Разведка и освоение нефтяных и газо-конденсатных месторождений. Научные труды Астрахань НИІ1ИГАЗ. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2001. С. 300-302.

45. Попов С.Г., Белоконь Т.В. Модели формирования зон АВПД и нефтегазо-носности на больших глубинах//Дегазация Земли: Геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы международной конференции памяти акад. П.Н. Кропоткина.2002. С. 411-415.

46. Постнов A.B., Рамсева Д.Р., Рожков В.Н. Эманационпая съемка при решении эколого-геодинамических задач// Разведка и освоение нефтяных и газо-кондспсатных месторождений. Научные труды Астрахані. І ІИПИГАЗ. Ас трахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2001. С. 306-308.

47. Постнов A.B., Рожков В.П., Рамеева Д.Р. Статические поля главных сжимающих напряжений в горном массиве АГКМ// Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений. Научные труды Астрахань НИ-ГІИГАЗ. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2001. С. 303305.

48. Постнов A.B., Рамеева Д.Р., Ширягин O.A. Методы выявления зон повышенной тектонической трещпноватости и флюидопроницаемости в процессе мониторинговых исследований на АГКМ// Разведка и освоение нефтяных

J V

и газоконденсатных месторождений. Научные труды Астрахань НИГ1ИГАЗ. Вып. 5. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2004. С. 39-43.

49. Постнов A.B., Рожков, Ширягин O.A. Атмогеохимические исследования флюидодииамических процессов на сероводородсодержащих месторождениях// Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. Том 1. Астрахань, 2004. С. 270-274. №3(9) (спецвыпуск)

50. Постнов A.B., Рожков В.П., Ширягин O.A. Некоторые особенности выявления тектонических нарушений при создании геодинамической модели АГКМ//Геология, добыча, переработка и экология нефтяных и газовых месторождений. Научные труды Астрахань НИПИГАЗ. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2001. С. 37-39.

51. Постнов A.B., Рожков В.Н., Цих Г.А. Флюидодинамический аспект геодинамики левобережной части АГКМ//Г1роблемы освоения АГКМ. Научные труды АстраханьНИПИГАЗ. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астрахань Газпром», 1999. С. 195-198.

52. Токмаи А.К., Масленников А.И., Рожков B.IL, Захарчук В.А., Казаева C.B. Прогнозная оценка удельной продуктивности скважин АГКМ// Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений. Научные труды Астрахань НИПИГАЗ. Вып. 5. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2004. С. 28-31.

53. Шахнова Р.К. Закономерности формирования и распределения подземного стока Прикаспийского района//Методы гидрогеологических и инженерно-геологических исследований. Труды ВСЕГИНГЕО. Вып. 132. М., 1979. С. 36-45.

54. Шумлянский В.А. Гидрогеологическая инверсия, нефтенакопление и рудо-образование//Дегазация Земли: Геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы международной конференции памяти акад. П.Н. Кропоткипа.2002. С. 276-278.

55. Воронин Н.И., Федоров Д.Л. Геология и нефтегазопосность юго-западной части Прикаспийской синеклизы. - Саратов: Изд-во СГУ, 1976.

56. Воронин II.И. История развития земной коры на примере юго-востока Восточно-Европейской и севере Скифско-Туранской платформ. - Астрахань: Изд-во АГПИ, 1994.

57. Воронин Н.И. Палеотектонические критерии прогноза и поиска залежей нефти и газа (на примере Прикаспийской впадины и прилегающих районов Скифско-Туранской платформы). - М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1999.

58. Курмаигалиев P.M. Вода в биосферных процессах. - Уральск: Западно-Казахстанский государственный университет, 2001.

59. Максимов С.П. и др. Геология нефти и газа Восточно-Европейской платформы. - М.: Недра, 1990.

60. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. -М.: Высшая школа, 1987.

61. Алексеев А.Ф., Яриков Г.М. Бортовой уступ Прикаспийской впадины, его строение и перспективы нефтегазоноспости // Геология нефти и газа. - 1976. -№9.-С. 33-41.

62. Михалысова В.Н., Бражников О.Г., Берестецкая A.M. Выбор направлений поиска месторождений нефти и газа в западной части Прикаспийской впадины //Геология нефти и газа. - 1990. - № 5. - С. 10-13.

63. Немцов H.H. Выбор направлений поисково-разведочных работе подсолевых отложениях юго-запада Прикаспийской впадины //Геология нефти и газа. -1985.-№5.-С. 9-14.

64. Перспективы поисков нефтегазовых месторождений в Прикаспийской впадине па территории Волгоградской области. /A.A. Новиков, К.Г1. Анисимов, В. II. Михалькова, B.JI. Ермаков. //Нефтегазоноспость Прикаспийской впадины и сопредельных районов. - М., 1987. - С. 74-79.

65. Беспалов C.IL, Бакуев О.В. Оценка влияния разломов на геологические особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. - № 7. - 1095. - С. 16-21.

66. Григорьев В.Е., Любич Г.А., Тихонова С.Д. Горно-геометрический анализ разрывных нарушений угольных пластов //Уголь. - 1988. - №5. - С.61-63.

67. Ермолова Т.Е. Литологические признаки дизъюнктивных дислокаций (латеральных флюидоуиоров) в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. - № 4. - 2003. - С. 14-19.

68. Касьянова H.A. Роль трещииоватости горных пород в формировании углеводородных залежей в пределах Николаевско-Городищенской предборто-вой ступени западного борта Прикаспийской впадины //Геология нефти и газа. -№4.-2009.-С.10-17.

69. Храмова И., Шафиков Р. Сопровождение проводки горизонтальных скважин картированием трещииоватости методом миграции дуплексных волн //Нефтесервис: Бурение - 2011. - №2. - С. 50-52.

70. Делия C.B., Анисимов Л.А., Ромашок И.Е. Дислокации Кряжа Карпинского в пределах акватории Северного Каспия // Геология нефти и газа. - № 6. -2004.-С. 26-31.

71. Делия C.B., Аписимов JI.А., Ромашок И.Е. Зоны дробления в осадочных формациях на акватории Северного и Среднего Каспия // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-Волгоград! ШПИ-морнефть". - Волгоград, 2004. - Вып. 62: Вопросы геологии Прикаспия и шельфа Каспийского моря. - С. 91-97.

72. Бочкарев В.А. Моделирование нефтегазоносных объектов. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2010. - 246 с.

73. Остроухов С.Б., Бочкарев В.А. Модель строения и формирования залежей углеводородов западного борта Прикаспийской впадины / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2009. - № 3. - С.17-24.

74. Остроухов С.Б. Строение и формирование залежей углеводородов месторождения им. В. Филановского / С.Б. Остроухов, В.А. Бочкарев // Нефтепромысловое дело - 2010. - № 2. - С. 8-16.

75. Тимурзиев А.И. Новая кинематическая модель сдвигов // Докл. Акад. наук. - 2009. - Т. 428. - С. 542-548.

76. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б. Погорельская C.B. Строение и формирование присбросовых залежей Юрьевского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2012.-№ 2,- С.5-11.

77. Бочкарев A.B. Блоковая тектоника и нефтегазоносность Николаевско- Го-родищенской ступени // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1994. - №5-6. - С.21-24.

78. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б. Модель строения и формирования залежей углеводородов западного борта Прикаспийской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2009. - № 3. — С. 17-24.

79. Бочкарев В.А., Сианисян С.Э., Остроухов С.Б. Новая модель строения и двухэтапного формирования залежей углеводородов западного склона Прикаспийской впадины и ее платформенного склона // Геология нефти и газа. -№3. -2010. - С.30-36.

80. Ажгирей Г.Д. Структурная геология. - М.:Изд-во МГУ. - 1956. - 495 с.

81. Остроухов СБ., Калинина Е.А., Крашаков Д.В., Сахнова А., Бочкарев В.А. Пефтенасыщенность низкопоровых терригенпых коллекторов нефтяной залежи Западно-Ракушечного месторождения // Сб. ст. ООО "ЛУКОЙЛ-Волгоград!ШПИморнефть": Геология и разработка месторождений Нижнего Поволжья и Северного Каспия. - Волгоград. - 2011. - Выпуск 70. -С. 102-112.

,ь ¡'tili:

< U'i'ii'i"

82. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин: Учеб. Пособие для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1991.-219 е.: ил.

83. Дахнов В.1-1. Геофизические методы определения коллекторских свойст в и нефтегазонасыщения горных пород - М.: Недра, 1975. -343 с.

84. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник / И.Д. Амелин, В.А. Бадьянов, Б.Ю. Венделынтейн и др.: Под рук. В.В. Стасенкова, И.С. Гутман. - М.: Недра, 1989 Г.-270 с.

85. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскупа и Г.Г. Яценко. - М.-Тверь: ВНИГНИ, ППЦ «Тверьгефизика», 2004. - 250 с.

86. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М., «Недра», 1976, 295с.

87. Аксенов A.A., Новиков A.A. и др. Перспективы нефтегазопоспости Волгоградского Заволжья. /Геология нефти и газа №1, 1993, с. 4-7./

88. Альжанов A.A., Чепелюгип А.Б. и др. Поиски и разведка залежей нефти и газа в пределах северного борта Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №6, 1975, с. 10-16./

89. Булеибаев З.Е., Иванов Ю.А. и др. Перспективы нефтегазоносности в восточной части Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №12, 1979./

90. Курманов С. К., Волож Ю. А. Теоретические и практические аспекты поисков и разведки нефти и газа в Прикаспийской впадине, 1991г.

91. Макарова С.П., Чернова II.И. и др. Обоснование геологической модели залежей углеводородов на основе оперативной обработки данных бурения и анализа геолого-геофизических материалов на территории «Нижпеволжск-геология», Саратов, 1992.

92. Федорова М. Д. Условия осадконакопления и прогноз коллекторов подсо-левых отложений северо-западной части Прикаспийской впадины, Москва, 1995г., 21с. ВПИГПИ.

93. Дедеев В.А. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты/ В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, В.Г. Гецен и др. - Л.: Изд.-во «Наука», 1986.-216 с.

94. Меннер В.В. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ Северо-востока Русской платформы. -М.: Изд.-во «Наука», 1989. -133 с.

95. Поиски разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Доклады второй международной конф. Санкт-Петербург,

24-28 июня. 1996г. /Роскомнедра, РАН, РАЕН, ВНИГРИ, JKH, ГП «Севмор-гсо»,- Сашст-Петсрбург, 1996.-131 с.

96. Формации осадочных бассейнов. -М.:Наука, 1986. -248 с.

97. Окнова II. С. Фациальные модели формирования нсантиклинальных ловушек в терригенных отложениях //Тр. Сов. Геологов к 28 Международному геологическому конгрессу. - М., 1989.- С 92-98.

98. Окнова II. С. Перспективы нефтегазоносное™ верхнеиермско- мезозойских отложений Печоро-Бареицевоморского бассейна //Гелогия нефти и газа.-1992.-№11. -с.9-15.

99. Борисов A.B. Геологические основы развития нефтедобывающей промышленности на европейском севере СССР. А. В. Борисов, А. К. Цехнейстрюк. -В сб. Геология нефтяных и нефтегазовых месторождений Тимано - Печорской провинции. М., ВНИИОЭПГ, 1983 - труды ПечорНИПИнефть, вып. 10.

100. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядок представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. — М.: 1984.- 64 с.

101. Лысенин Г.П. Вертикальная гидродинамическая зональность и нефтегазо-носпость Тимано-Печорской провинции/ Г.П. Лысенин, Е.Ф. Каршок, Ю.А.Ежов// Геология нефти и газа. - 1990. -№11.- С.28-31.

102. Мильков В.М. Вертикальная гидрохимическая зональность Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и ее связь с нефтегазоносиостыо на больших глубинах // Геология нефти и газа. - 1990. - № 4. - С. 30-32.

103. Крашенинникова М.Б. Литолого-фациальпый анализ терригенных пермско-мезозойских отложений севера Тимано-Печорской провинции / М.Б. Крашенинникова, Е.С. Аввакумова // Геология и нефтегазоносность севера европейской части СССР: Сб.науч.тр. / ЗаиСибНИГНИ. - Тюмень, 1983. - С. 74-87.

104. Славин В.И. Закономерности распределения аномальных пластовых давлений в нефтегазоносных комплексах Тимано-Печорской провинции / В.И. Славин, O.A. Улыбин, Е.М. Смирнова // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Пе морском бассейне и Баренцевом море: Сб. докл. Между-нар. конф. - Саша-Петербург, 15-17 авг. 1994 г. - СПб, 1994. - С. 137-143.

105. Максимов С.П. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. -М.: Недра, 1987. - Книга 1. - 358 с.

106. Невская ILM. Влияние движения подземных вод на формирование нефтегазовых залежей в Тимано-Печорской провинции // Изв. вузов. - 1971. - №2. -С. 71-73.

107. Креме А.Я. Геотермические условия размещения залежей углеводородов в Тимапо-Печорской нефтегазоносной провинции / А.Я. Креме, C.B. Сему-ков, Д.А. Саар // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1973. - №1. - С. 2530.

108. Хлебникова Г.П. Гидрогеологическая характеристика Шапкино-Юрьяхипского вала в связи с оценкой перспектив нефтегазоносиости // Геология и нефтегазоносность северо-востока европейской части СССР: Сб. работ / Ухтинское ТГУ. - Сыктывкар, 1977. - Bbin.IV. - С.55-61.

109. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления. - М.: Недра, 1980. - 348 с.

110. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. - M. : 11едра, 1991. - 419 с.

111. Технология газопромысловых гидрогеологических исследований /В.П. Ильченко, Б.П. Акулипчев, Ю.Г. Гирин и др. - М.: Недра, 1997. - 300 с.

112. Гаттенбергер Ю.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. / Ю.П. Гаттенбергер, В.П. Дьяконов. - М.: Недра, 1979. - 207 с.

113. Изучение гидрогеологических условий районов разработки нефтяных месторождений и новых разведочных площадей ПО «Нижневолжскнсфть»: Отчет / ВолгоградНИПИнефть; Рук. В.И. Титов. - Инв. № К-23. - Волгоград, 1993. - 69 с. - Исполн. В.И. Титов, JI.B. Шумаева, М.В. Игонина.

114. Быков ILE., Максимов М.И. и др. Справочник по нефтепромысловой геологии. - М: Недра, 1981. - 525 с.

115. Алекин O.A. Общая гидрохимия. JI: Гидрометеоиздат, 1948. - 207 с.

116. Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородпых компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе. - М., 1984 г. -37 с.

117. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения из недр. Утв. ГКЗ СССР, Москва, 1987. - 100с.

118. Новые данные о распространении рифогенных формаций Волгоградского Поволжья, классификация рифов и вопросы методики их поисков / A.A. Новиков, A.C. Саблин, В.М. Махонин и др.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1998.-№6.-С.2-7.

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

120. Жувагин И.Г. Скважинный термокондуктивпый дебитомср СТД / И.Г.Жувагин, С.Г.Комаров, В.Б.Черный. - М.:Недра,1973.

121. Промысловая геология и разработка нефтянных и газовых месторождений Нижнего Поволжья. Волгоград, Ниж.-Волж. кн. изд-во, 1976.

122. Совершенствование геохимических и геофизических методов поиска нефти и газа в Волгоградском Поволжье. Вып. 19. Волгоград, Ниж.-Волж. кн. изд-во, 1973

123. Физические свойства трещинно-пористых сред .Вып.207, Москва 1978.

124. Ильинский В.М.,Лимберген Ю.А. Геофизические исследования коллекторов сложного строения. -М.; Недра, 1981. 208 с.

125. Вопросы геологии нефтегазоносности Нижнего Поволжья. Сборник статей . - Волгоград: ДО АО" ВолгоградНИПИ нефть ", 1998, 197 с.,Вып.55.

126. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин: Учеб. Пособие для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1991. - 219 е.: ил.

127. Дахнов В.I I. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород - М.: Недра, 1975. -343 с.

128. Ильин В.Д., Фортунатова II.К. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов. - М.: Недра, 1988. - 201 с.

129. Калиико М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. - М.: Гостоптехиздат, 1963.-226 с.

130. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике - М.: Недра, 1978. - 125 с.

131. Маковей II. Гидравлика бурения. - М.: Недра, 1986. - 540 с.

132. Методика локального прогпоза нефтегазоносности юрских карбонатных отложений Узбекистана / Ильин В.Д., Строганов В.П., Смирнов Л.Н. и др. // Советская геология. -1981. - № 4. -с. 15-18

133. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекгоров нефти и газа физическими и петрографическими методами. - М.: ВНИГНИ, 1978. -393 с.

134. Методы исследования пород-коллекторов нефти и газа и аппаратура для этих целей.// Сб. научи, трудов ВНИГНИ - вып. 156. - М., 1974.-178 с.

135. Определение эффективной пористости пластов с использованием радоновой жидкости / М.С.Макаров и др. // Тр. Волгоград!ШПИнефть. 1972. -Вып. 17.-е. 23-31.

136. Определение динамической пористости карбонатных коллекторов по данным радонового индикаторного метода / В.П. Филиппов и др. // Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений Прикасния.- Волгоград, 1990.-е. 68-76.

137. Партная В.Д. Маломинерализованные пластовые воды Тимано-Печорской провинции как показатель нефтегазоносное™. // Закономерности размещения зон пефтегазоноспости в Тимано-Печорской провинции. - Ленинград. 1986,-с. 47-52.

138. Петров A.A. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984. - 264 с.

139. Применение скважинных геофизических исследований для изучения слож-нопостроенных коллекторов (на примере Ботуобипского нефтегазоносного района Якутии), Г.Г. .Я цен ко и др.// Регион., развед. и промысл, геофиз. ОИ ВИЭМС - М.-1980,- 54 с.

140. Рыскаль O.E., Малинин В.Ф., Ахмстов Р.Т. Типы пористости сложных карбонатных коллекторов по результатам петрофизических исследований. // Геология нефти и газа. -1987.№ 7.- С. 47-49.

141. Словарь по геологии нефти и газа. - Л.: Недра, 1988.-679 с.

142. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. - М.: Недра, 1983.- 192 с.

143. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. - Л.: Недра, 1974. - 199 с. 2.

144. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей - М.: Недра,1987. - 116 с.

145. Патент 2069263 Россия, МКИ Е 21 В 47/00 Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов/ В.П. Филиппов, И.В.Воронцова, В.М. Котельников и др. - № 4925863; Заявл. 04.04.91; опубл. 20.11.96.

146. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна и Г.Г. Яцснко. - М.-Тверь: ВНИГНИ, ППЦ «Тверьгефизика», 2004. - 250 с.

147. Хании A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов.М., «Недра», 1976, 295с.

148. Вендельштейн Б. Ю., Ларионов В. В. Использование данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа. Методическое руководство под ред. проф. В. II. Дахнова, М.. "Недра", 1964.

149. Дахнов В. II., Долина J1. П. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. М„ Гостоптехиздат, 1959.

150. Косаченко В.Д. Компьютеризированная технология геологического моделирования нефтегазовых месторождении. - Тверь: АИС, 2000. НТВ «Каро-тажиик», Выпуск 74.-150 с.

151. Кобрапова В. II. Петрофизика. Учебник для вузов. М.:Недра. 1986. - 392 с.

152. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. - М. Недра, 1984г - 256с.

153. Скважинная ядерная геофизика: Справочник геофизика / Под ред. О.Л.Кузнецова, А.Л.Поляченко. - 2-е изд.,перераб. И доп. - М.:Недра, 1990.-318с

154. Физические основы импульсных нейтронных методов исследования сква-жин/Ю.С.Шимелевич, С.А.Кантор, А.С.Школышков и др. - М.:Недра, 1976

155. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Недра, 1982.

156. Струков А.С, Сохрапов II.H.. 1984, Результаты геофизических исследований скважин на Оренбурга газоконденсатиом месторождении: Геология нефти и газа, 1,40 - 46.

157. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, 1988. иод ред. Добрынина В.М.: М, Недра.

158. Даев Д. С, 1974, Высокочастотные электромагнитные методы исследования скважин: М, Недра.

159. Ю.Денисов СБ., 1986, Высокочастотные электромагнитные методы исследования нефтяных и газовых скважин: М.. Недра.

160. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-гсофизичсских данных, 1984, М., Недра.

161. Richard M. Bateman OPEN-LOG ANALYSIS AND FORMATION EVALUATION Бостон, США Глава № 25. (стр. 501-518)

162. SPE, Schlumberger. R.L. Kleinbergand A.Boyd, Плавные изменения граничных значений объема связанной воды по данным магнитного резонанса Ежегодная Техническая Конференция, шт. Техас, 5-8 октября 1997 года.

163. Economides M., Nolte К. Reservoir Stimulation (2nd ed), Prentice Hall, NJ, 1989

164. Economides M., Oligney R., Valko P. Unified Fracture Design. Bridging the gap between theory and practice.-Ora Press, Texas, 2002.

165. M.A. Anisimov, E.E. Gorodetsky, V.D. Kulikov, and J.V Sengers // Physical Review E 51, 1199-1215 (1995).