Прогноз нефтегазоносности и перспективы поисков залежей нефти и газа в девонских отложениях юго-западной части Бузулукской впадины тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Пятаев Александр Алексеевич

• Пятаев Александр Алексеевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Пятаев Александр Алексеевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.

4

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

8

1

Геолого-геофизическая изученность.

8

1

Литолого-стратиграфическая, сейсмогеологическая характеристика разреза и фильтрационно-ёмкостные свойства пород эмско-нижнефранского нефтегазоносного комплекса

17

1

История геологического развития и структурно-тектоническое строение

33

1

Особенности строения перспективных блоков

52

ГЛАВА 2. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО -ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

65

2

Оценка степени катагенетической преобразованности органического вещества

65

2

Определение геолого-геохимической генерации нефтей

обстановки

77

2

Физико-химическая характеристика углеводородов.

82

2

Гидрогеологические исследования.

96

ГЛАВА 3. ГЕОТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЭМСКО-НИЖНЕФРАНСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

99

3

Геотермические условия нефтегазоносности.

99

3

Геобарические условия нефтегазоносности.

110

ГЛАВА 4. ГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ И ОСОБЕННОСТИ МИГРАЦИИ И АККУМУЛЯЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

120

4

Генерационный потенциал девонских отложений.

120

4.2. Особенности миграции и аккумуляции углеводородов

ГЛАВА 5. СОСТОЯНИЕ, ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ, ПЕРСПЕКТИВЫ И ОЦЕНКА РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

5.1. Состояние, основные направления, перспективы

5.2. Оценка ресурсов углеводородов

ЗАКЛЮЧ ЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогноз нефтегазоносности и перспективы поисков залежей нефти и газа в девонских отложениях юго-западной части Бузулукской впадины»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В настоящее время основным объектом для поисков залежей нефти и газа в Саратовской части юго-западной части Бузулукской впадины являются отложения среднего и верхнего девона, высокая перспективность которых подтверждается открытием залежей углеводородов в эмско-нижнефранском нефтегазоносном комплексе (НГК). Наличие в залежах эмско-нижнефранского комплекса легких, бессернистых нефтей делает их особенно ценными.

Месторождения, приуроченные к эмско-нижнефранскому комплексу, открытые в юго-западной части Бузулукской впадины (Саратовская, Оренбургская и Самарская области) и введенные в промышленную разработку, положили начало созданию здесь нового нефтегазодобывающего района и позволяют увеличить добычу нефти и природного газа в регионе.

Указанные выше факторы обусловили актуальность вопросов, решаемых в диссертационной работе.

Целью работы является создание модели формирования и распространения залежей нефти и газа в отложениях девонского возраста и на этой основе оптимизация поисково-разведочных работ на нефть и газ в юго-западной части Бузулукской впадины.

Основные задачи - детализация геологического строения пород эмско-нижнефранского комплекса, характеристика залежей нефти и газа в юго -западной части Бузулукской впадины;

- влияние геотермобарических факторов нефтегазоносности эмско-нижнефранского НГК на формирование углеводородных скоплений;

- определение генерационного потенциала девонских отложений на основе анализа геохимического состава углеводородов, генетического типа нефти, содержания органического вещества (ОВ) в породах;

- выяснение закономерности размещения углеводородов с различным

фазовым составом по разрезу и структурно-тектоническом плане в отложениях девонского возраста.

Основные защищаемые положения:

1. Обоснована уточненная модель блокового строения эмско-нижнефранского НГК в юго-западной части Бузулукской впадины, выраженная в виде сочетания образованных разрывными нарушениями различного класса тектонических ступеней и подчиненных им блоковых структур, контролирующих углеводородные скопления в зонах нефтегазонакопления и залежей нефти и газа.

2. Эмско-нижнефранский НГК, наряду с нижнедевонским, является источником углеводородов для залежей среднего и верхнего девона, что подтверждается его генерационным потенциалом.

3. Размещение залежей углеводородов эмско-нижнефранского НГК обусловлено сочетанием геохимических и тектонических показателей нефтеносности в пределах зон нефтегазонакопления различного фазового состава.

Научная новизна и личный вклад:

1. обоснована уточненная модель блокового строения эмско -нижнефранского НГК юго-западной части Бузулукской впадины;

2. определены геохимические, геотермобарические условия формирования залежей углеводородов, генерационный потенциал эмско -нижнефранского НГК путем исследования ОВ пород пиролитическим методом Rock - Eval и установлены основные геохимические типы девонских нефтей юго-западной части Бузулукской впадины на основе анализа углеводородов -биомаркеров методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии;

3. установлено, что размещение залежей углеводородов эмско-нижнефранского НГК обусловлено сочетанием геохимических и геологических показателей в виде тектонически экранированных ловушек, приуроченных к блокам с различным гипсометрическим положением;

4. обоснована закономерность размещения углеводородов с различным фазовым составом по разрезу и в структурно-тектоническом плане в эмско-нижнефранском НГК в пределах юго-западной части Бузулукской впадины.

Теоретическая и практическая значимость:

1. Представлена уточненная модель блокового строения эмско-нижнефранского НГК юго-западной части Бузулукской впадины.

2. Выполненные геохимические исследования керна на установке Rock-Eval при изучении генерационного потенциала позволили уточнить нефтегазоматеринские свойства пород эмско-нижнефранского НГК.

3. Впервые на основе анализа углеводородов-биомаркеров установлены основные генетические типы девонских нефтей Саратовской части юго -запада Бузулукской впадины.

4. Изучена и обоснована закономерность дифференцированного размещения залежей с различным качественным составом углеводородов по литолого-стратиграфическому разрезу.

5. Построена схема перспективных зон распространения нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных месторождений в юго-западной части Бузулукской впадины;

6. Представлена рациональная схема поисково-разведочных работ на нефть и газ в юго-западной части Бузулукской впадины.

Апробация работы. Основные результаты выполненных исследований изложены в 7 статьях, опубликованных в научных журналах: «Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа» (2013), «Нефть, газ и бизнес» (2013, 2014), «Известия Саратовского госуниверситета». Новая серия. Серия Науки о Земле (2013-2015), а также 1 тезисного доклада на конференции XX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений углеводородов и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (2013).

Реализация работы.

Соискатель непосредственно занимался исследовательскими работами в качестве главного геолога нефтегазоразведочной экспедиции ПГО «Нижневолжскгеология» и ООО «Геосистемы».

Самостоятельно производил обработку и отбор образцов с 1568 пог. м керна, 165 проб нефти, газа, газоконденсата и пластовой воды для лабораторных исследований, проводил гидродинамические исследования 38 поисково-разведочных скважин.

Разработки соискателя реализованы в проектах поисково-разведочного бурения на Западно-Вишневской, Южно-Первомайской, Перелюбской, Кузябаевской, Куликовской и других площадях, результатом этих работ явилось открытие одноименных месторождений в девонских отложениях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложена на 172 страницах печатного текста, содержит 10 таблиц, 48 рисунков и списка литературы из 113 наименований.

Благодарности. За научные консультации, практические советы, помощь при лабораторных исследованиях и критические замечания, высказанные в

процессе работы над диссертацией, автор искренне благодарит: |В.А. Абрамова, А.С. Гаджи-Касумова, В.И. Ермолкина, В.Ю. Керимова, В.П. Климашина, О.С. Краснова, В.Ю. Лаврушина, М.М. Люшина, С.И. Михеева, А.С. Монакову, О.К. Навроцкого, И.В. Орешкина, Е.М. Первушова, Е.В. Постнову.

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ

БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

В результате геолого-поисковых работ на нефть и газ (сейсмообработка и бурение) в пределах Дальнего Саратовского Заволжья (ДСЗ), получены многочисленные данные о геологическом строении и нефтегазоносности комплекса пород девонского возраста. Площадь исследований занимает около 12 тыс. км2 (Рисунок 1.1).

В современном тектоническом плане юго-западная часть Бузулукской впадины (площадь исследований) приурочена к зоне сочленения западного борта Бузулукской впадины с Пугачевским сводом, Жигулевским сводом и Прикаспийской синеклизой.

В юго-западной части Бузулукской впадины выделяется Камелик-Чаганская система дислокаций, вытянутая в субширотном направлении на 180 км и выходящая западной частью в пределы ДСЗ, которая, в свою очередь, расчленяется на Перелюбско-Зайкинскую, Перелюбскую, Натальино-Мирошкинскую, Денисовскую, Перелюбско-Рубежинскую ступени субширотного простирания.

1.1. Геолого-геофизическая изученность

Систематические геологические исследования в данном регионе стали проводиться в 50-х гг. прошлого столетия. Начиная с 50-х гг., проводились геологические съемки масштаба 1:50000 (А.Б. Николаева, 1951), 1:200000 (Ю.М. Бутковский, 1965; В.Н. Козлов, С.Н. Козлова, 1961-1963), в результате которых были составлены государственные геологические и гидрогеологические карты масштаба 1:200000.

С 60-х гг. началось изучение строения данной территории геофизическими методами. Первоначальными методами изучения явились

гравиразведка и сейсморазведка МПОВ, последняя была направлена на картирование поверхности фундамента, кровли терригенного девона и выявление наиболее перспективных зон для постановки дальнейших поисково-разведочных работ. В результате намечено несколько приподнятых зон по кристаллическому фундаменту (В.Н. Рогожина, 1973).

В - 1

Рисунок 1.1. Обзорная карта Дальнего Саратовского Заволжья

1 - территория исследования, юго-западная часть Бузулукской впадины

В работе представлены результаты многолетних исследований (геолого-геофизические, геохимические и глубокого поискового бурения) при поисках залежей нефти и газа в юго-западной части Бузулукской впадины (Саратовская часть).

К настоящему времени площадь работ охвачена геологическими съёмками масштабов 1:1000000 и более крупных, а также в значительной степени изучена картировочным и структурным бурением.

Геологическое строение исследуемой территории по данным структурного бурения освещено структурными картами по кровле и подошве верхнеказанских отложений верхней перми, залегающих на глубине порядка 500 м. На этих картах отмечается моноклинальное погружение территории в юго-восточном направлении.

Вся исследуемая территория широко изучена геофизическими методами разведки, включающими сейсморазведку МОГТ 2Б и 3Б, электроразведку, гравиразведку, аэромагнитную и геохимическую съемки (Таблица 1). Гравиметрическая и аэромагнитная съёмки на изучаемой площади проводились в 50-70-х гг. в масштабах 1:200000 и 1:50000. В результате этих работ была отмечена связь аномалий с тектоникой региона.

Сейсмические работы методом ОГТ (МОГТ-2Б) с применением цифровых станций и взрывным источником колебаний на данной площади проводились силами Саратовской геофизической экспедиции (СГЭ ФГУП «НВНИИГГ») в период 1986-2001 гг. В результате этих работ было установлено сложное строение отложений терригенного девона, по которым в северной части исследуемой территории по кровле терригенного девона выделена Даниловская приподнятая зона, вытянутая в северо-западном направлении. В ее пределах к глубокому бурению подготовлены Даниловская, Южно-Даниловская, Сентябрьская, структуры.

Таблица 1

Краткие сведения о геофизической изученности площади работ сейсморазведкой

Номер Организация, проводившая работы, авторы отчета Название отчета Год проведения работ Вид и масштаб работ Основные результаты и исследования

1 2 3 4 5 6

1 СГЭ НВНИИГГ Саратов, ТГФ Бородина Н.К. Отчет по теме 310 «Поисковые сейсмические работы МОГТ на Перелюбской площади с целью выявления объекта по горизонтам девона и карбона для постановки детальных сейсмических работ». 1986 МОГТ 2Б М 1:50000 Выделено западное продолжение Камелик-Чаганской системы дислокаций: Натальинская и Щучкинская субширотные региональные флексуры, осложненые тектоническими нарушениями. По ОГ девона выявлены Западно-Вишневское, Денисовское, Разумовское, Алексеевское, Таловское и другие поднятия, приуроченные к западному продолжению Камелик-Чаганской системы дислокаций.

2 СГЭ НВНИИГГ Саратов, ТГФ Бородина Н.К. Отчет по теме 72: «Рекогносцировочно-поисковые сейсмические работы МОГТ на Восточно-Иванихинской площади с целью выявления по горизонтам карбона и девона перспективных зон для постановки поисковых сейсмических работ и детальные сейсмические работы МОГТ в зимних условиях на Перелюбской площади с целью подготовки объекта по внутри палеозойским горизонтам к поисковому бурению». 1987 МОГТ 2Б М 1:50000 Построены структурные карты по ОГ 02^, nClal, nCls, nC2vг, пР2'. По отложениям девона подготовлена к поисковому бурению Западно-Вишневская структура. Подтверждены Денисовская, Алексеевская, Таловская и другие структуры. Выявлена Куликовская структура.

3 СГЭ НВНИИГГ Саратов, ТГЭ Резепова О.П. Озерков Э.А. Отчет по теме 65: «Комплексные сейсморазведочные региональные исследования в условиях платформенной части северного борта Прикаспийской впадины в 1987-1988 гг.» 1987-1988 Различные методы сейсмо- и электроразведки 3СБ М 1:100000 В Дальнем Саратовском Заволжье по отработанным профилям отмечено пять террас по отложениям девона.

Окончание таблицы 1

1 2 3 4 5 6

4 СГЭ НВНИИГГ Саратов, ТГФ Бородина Н.К. Отчет по теме 335: «Поисковые и детальные сейсмические работы МОГТ на Восточно-Степной площади с применением невзрывных источников с целью подготовки объектов по внутри палеозойским горизонтам к поисковому бурению и выделению объектов для постановки детальных работ». 1990 МОГТ 2D, М 1:50000 Построены структурные карты по ОГ Б2а£, Бэкарб, пС1а1, пСД пС2™, пР24. По отложениям девона подготовлена под поисковое бурение Куликовская структура, детализирована Ганьковская структура, подтверждены Сакдинская, Западно-Юргинская, Северо-Вишневская, Южно-Перелюбская структуры; уточнено строение Разумовской, Восточно-Разумовской, Западно-Вишневской структур; выявлены Восточно-Куликовская, Южно-Куликовская, Грачевская, Восточно-Ганьковская структуры.

5 СГЭ НВНИИГГ Саратов, ТГФ Бородина Н.К. Отчет по теме 045: «Поисковые и детальные сейсмические работы МОГТ на Северо-Перелюбской площади с применением невзрывных источников с целью выявления и подготовки объектов по внутрипалеозойским горизонтам под поисковое бурение». 1991 МОГТ 2D, М 1:50000 Построены структурные карты и схемы по ОГ Б2, пБзкарб, пС1а1, пСД пСГг, пР24; схема изопахит между ОГ п0зкарб - пС^; схема разности времен между ОГ Б2а£, Б2аг - п0зкарб; сводная схема тектоники. Подготовлена под поисковое бурение Южно-Перелюбская структура, подтвержены -Перелюбская, Юргинское, Куликовская, Восточно-Куликовская; выявлены - Поперечная, Горенская, Кондукторовская структуры. В 1994г результате переинтерпретации 400км сейсмических профилей на Западно-Вишневской площади составлена структурная карта по ОГ С1вв. В южной части участка выделена антиклинальная складка.

6 АООТ «СНГФ» Саратов, ТГФ Говоров С.С. Отчет по теме: «Сейсморазведочные работы 3Д на Западно - Вишневском лицензионном участке (СРТ 00567 НЭ)». 2001 МОГТ^ В результате проведенных детальных поисковых работ построены структурные карты по о.г. Ф, D2af, Б2Л, Б2аг, Бзк, С1ьь, С2Ь, С2vг в масштабе 1:25000 глубинные динамические и сейсмогеологические разрезы, карты динамических параметров сейсмозаписи (карты мгновенных амплитуд и карты мгновенных частот) по ОГ D2af, Б2Л, Б2аг, Бзк в масштабе 1:25000. По девонским и каменноугольным отложениям уточнены структурные планы нефтегазоперспективных отложений, рекомендуется бурение 3-х разведочных скважин

Также выявлена Смоленская приподнятая зона, где выделены Смоленская, Чапаевская, Пригорская, Западно-Пригорская, Северо-Пригорская, Ушаковская, Южно-Ушаковская структуры. Даниловская и Смоленская приподнятые зоны приурочены к Перелюбско-Зайкинской ступени.

На Натальино-Мирошкинской ступени выявлены и подготовлены к поисковому бурению: Южно-Первомайская, Западно-Степная, Октябрьская, Восточно-Октябрьская, Разумовская структуры и Перелюбская дислокация, в состав которой входят Перелюбская, Алексеевская, Южно-Алексеевская, Таловская структуры.

В результате дополнительной переинтерпретации геолого -геофизического материала между Перелюбско-Зайкинской и Натальино-Мирошкинской ступенями выделяется Перелюбская ступень, где выявлены и подготовлены к глубокому поисковому бурению Куликовская и Ганьковская структуры.

Южнее Натальино-Мирошкинской ступени выделяется Денисовская ступень, к которой приурочена выявленная МОГТ-2Б перспективная Денисовская структура.

Геологическое строение терригенного девона в пределах Перелюбско-Рубежинской ступени из-за больших глубин и сильной раздробленности тектоническими разломами остаётся слабо изученным и требует дополнительного исследования.

Все выявленные поднятия приурочены к осевым частям линейных дислокаций, в их основании находятся эрозионные выступы кристаллического фундамента (Рисунок 1.2).

В 1999 г. проведена переобработка и переинтерпретация сейсмического материала МОГТ с учетом данных ГИС и ВСП скважин 1, 2, 6 Западно-Вишневские, 1 Смоленская, 2 Перелюбская и других. В результате этих работ подтверждено сложное строение отложений карбонатно -терригенного комплекса среднего и верхнего девона.

Рисунок 1.2. Тектоническая схема Дальнего Саратовского Заволжья

(составил А.А. Пятаев по материалам ПГО «Нижневолжскгеология», СГЭ «НВНИИГГ», ОАО «Саратовнефтегеофизика») 1 - границы крупнейших тектонических элементов; 2 - границы крупных тектонических элементов; 3 - границы тектонических элементов по девонским отложениям; 4 - региональные разломы и флексурные уступы; 5 - Волго-Уральская антеклиза; 6 - Прикаспийская синеклиза; 7 - Бузулукская впадина; нефтегазогеологическое районирование: 8 - Волго-Уральская нефтегазоносная провинция; 9 - Средне-Волжская нефтегазоносная область; 10 - Прикаспийская нефтегазоносная провинция; месторождения: 11 - газовые и газоконденсатные; 12 -нефтяные; 13 - нефтегазоконденсатные; 14 - сводный сейсмо-геологический профиль; 15 - перспективные структуры по D2-3

Электроразведочные работы методом ЗСМП (ЗСБ) проводились в различных частях исследуемой территории с целью уточнения распределения геоэлектрических параметров отложений девона и карбона, прогноза нефтегазоносности перспективных объектов.

В 1991 г. площадь исследований покрыта аэромагнитной съемкой, по результатам которой составлена карта геологической интерпретации магнитного поля, где выделены тектонические нарушения различных направлений и разного времени заложения.

Помимо указанных работ, в 1994-1995 гг. на площади были проведены региональные геохимические работы силами НИИ геологии при СГУ с целью прогноза характера нефтегазоносности геологического разреза с выделением зон преимущественного распространения нефтяных и газовых залежей.

Параметрическое бурение на данной площади не проводилось.

В процессе исследований, с целью изучения геологического строения юго-западной части Бузулукской впадины, выполнен анализ геолого-геофизических данных, материалов ГИС. С целью определения литолого-фациальных характеристик разреза и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород эмско-нижнефранского НГК проводились петрофизические исследования более 1568 пог. м керна. Для изучения перспектив нефтегазоносности выполнены гидродинамические исследования по 38 поисковым и разведочным скважинам; для определения физико-химических и геохимический свойств нефти, газа, газового конденсата и пластовой воды выполнены анализы более 165 проб, в результате которых получены данные о качественном составе углеводородов и геотермобарических условий формирования залежей нефти и газа в эмско-нижнефранском НГК.

С целью изучения генерационного потенциала углеводородов девонских отложений выполнены исследования ОВ пород девонского возраста пиролитическим методом Rock-Eval. Установлены основные семейства девонских нефтей юго-западной части Бузулукской впадины на основе анализа углеводородов-биомаркеров методами газожидкостной

хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.

Основным объектом для поисков залежей нефти и газа в девонских отложениях является эмско-нижнефранский НГК, представленный терригенно-карбонатными породами эмского, бийского, клинцовского, мосоловского, воробьевского, ардатовского среднего девона и тиманского, пашийского, евлановского, ливенского и воронежского горизонтов франского яруса верхнего девона.

Основанием высокой перспективности юго-западной части Бузулукской впадины (Саратовская часть) является аналогия её геологического строения с северо-западной и западной частями Бузулукской впадины (Самарская и Оренбургская области).

В результате глубокого поискового бурения на Западно -Вишневской, Перелюбской, Разумовской, Западно-Степной, Южно-Первомайской, Кузябаевской, Кожевской, Железнодорожной, Яружской, Тёпловской, Даниловской и других площадях получены многочисленные промышленные притоки нефти и газа из терригенно-карбонатных пород эмско-нижнефранского НГК девонского возраста.

Формы залегания осадочного чехла определились проявлением активной фазы тектогенеза на рубеже средне - и позднефранского времени, унаследованным тектоническим развитием в позднедевонское и каменноугольное время и формированием региональных наклонов на юго -восток - в пермское [1].

Активная фаза тектогенеза обусловила дизъюнктивную нарушенность терригенного девона. Амплитуда смещения по нарушениям изменяется от 20 до 100 м в северной части и до 350 м в южной части исследуемой территории - Денисовская и Пререлюбско-Рубежинская ступени.

На площади исследований и сопредельной с ней территории по результатам сейсмических работ МОГТ выявлен ряд структурно -тектонических блоков.

Перспективы нефтегазоносности юго-западной части Бузулукской

впадины связаны с отложениями эмско-нижнефранского комплекса девона, что подтверждается открытием залежей и месторождений углеводородов в пределах Южно-Первомайского, Перелюбского, Тепловского, Западно-Вишневского, Разумовского, Западно-Степного и других площадях, расположенных в юго-западной части Бузулукской впадины (Саратовская часть).

На Тепловском месторождении продуктивными являются воробьевские, ардатовские отложения среднего девона и тимано-пашийские отложения верхнего девона. На Перелюбском месторождении открыто четыре залежи: две нефтегазовые - в воробьевских и ардатовских отложениях среднего девона и две нефтяные - в тимано-пашийских отложениях верхнего девона.

На Южно-Первомайском месторождении нефть и газ получены из воробьевских и ардатовских отложений среднего девона, нефть - из тимано-пашийских, евлано-ливенских и воронежских отложений верхнего девона.

1.2. Литолого-стратиграфическая, сейсмогеологическая характеристика разреза и фильтрационно-емкостные свойства пород эмско-нижнефранского нефтегазоносного комплекса

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится по данным бурения глубоких поисковых скважин и результатам промыслово -геофизических работ, выполненных в этих скважинах.

В геологическом разрезе выделяются два комплекса пород: первый -породы кристаллического фундамента архей-протерозойского возраста и, второй - осадочный чехол, представленный породами палеозойского, мезозойского и кайнозойского эратем.

Кристаллический фундамент. Кристаллический фундамент в Бузулукской впадине образован разновозрастными породами, в которых преобладает амфиболитовый комплекс архейско-раннепротерозойского возраста [79].

В юго-западной части Бузулукской впадины породы кристаллического фундамента вскрыты скважинами 2, 5 Западно-Вишневскими, 1, 20 Разумовскими, 1 Западно-Степной и другими.

Вскрытая толщина отложений не превышает 40 м. По данным керна и ГИС фундамент сложен метаморфизованными породами, представленными различными гнейсами (биотитовыми, биотит-гранатовыми, биотит-роговообманковыми), амфиболитами, сланцами и кварцитами. Магматические горные породы занимают сравнительно небольшой объем среди всех кристаллических пород фундамента: это различные интрузии основного и кислого состава. Кровельная часть фундамента представлена пестроцветной континентальной корой выветривания допалеозойског о времени формирования. Сложена темно-коричневыми, мелкозернистыми, плотными породами, содержащими большое количество железистых минералов [79].

Осадочный чехол представлен отложениями палеозойской, мезозойской и кайнозойской эратем. Литолого-стратиграфический разрез детально изучен глубоким бурением и описан многими геологами-исследователями [25, 42, 45, 46].

Породы осадочного чехла залегают на кристаллическом фундаменте со стратиграфическим и угловым несогласием.

Палеозойская эратема (Рг)

Палеозойские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на кристаллическом фундаменте. В составе палеозойской группы выделяются девонская, каменноугольная и пермская системы.

Девонская система (Б)

Девонская система в юго-западной части Бузулукской впадины представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним (Рисунок 1.3, таблица 2). Нижний отдел (Б1) имеет сокращенный разрез и выделен в объеме койвенского горизонта эмского яруса (Б1ек¥).

Рисунок 1.3. Сводный литолого-стратиграфический разрез девонских отложений

(составил А.А. Пятаев по материалам ПГО «Нижневолжскгеология», СГЭ «НВНИИГГ»,

ОАО «Саратовнефтегеофизика») 1 - ангидриты; 2 - гипсы; 3 - алевролиты; 4 - глины и аргелиты; 5 - известняки; 6 -известняки доломитизированные; 7 - песчаники;8 - доломиты; 9 - мергели; 10 - каменная соль; 11 - нефтепроявления

Таблица 2

Стратиграфические разбивки девонских отложений юго-западной части Бузулукской впадины

Эратема Система Отдел Ярус П/ярус Н/гориз онт Гор-т 1 Кузябаевская 10 Ю-Первомайская 13 Ю-Первомайская 1З-Степная 1 В-Октябрьская 20 Разумовская 8 Перелюбская 5 З-Вишневская 1 З-Вишневская 700 Вишневская

глубина а.о.+66 мощност ь глубина а.о.+117 мощность глубина а.о.+121 мощность глубина а.о.+135 мощность глубина а.о.+147 мощность глубина а. о.+123 мощность глубина а . о.+99 мощность глубина а. о.+97 мощность глубина а.о.+122 мощность глубина а.о.+141 мощность

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Пятаев Александр Алексеевич, 2016 год

^ - - -

162,5 Dkl-ms - - -

4 Dзps-tm+D2ms - - -

96,8 Dl+AR - - -

D2bs-kl - - -

D2k^ms - - -

D2vb - 4184,0-4177,7 -4087,2-4080,9 Qг = 103,4 тыс. м3/сут Qк = 12,18 м3/сут 0 = 6 мм

5 D2aг - 4139,0-4127,0 -4042,2-4030,2 4124,5-4121,8 -4027,7-4025,0 4114,0-4112,0 -4017,2-4015,2 Интервалы испытаны совместно Qг = 37,8 тыс. м3/сут Qк = 22,8 м3/сут

^ карб - - -

^ЬЬ+ tl - - -

144,5 D2ms 4363,0-4369,0 -4298,7-4214,7 4362,0-4370,0 -4207,7-4215,7 «Сухо»

6 144,5 D2vb 4284,0-4297,6 -4130,7-4144,3 4284,0-4290,0 -4130,7-4136,7 4290,0-4298,0 -4136,7-4144,0 4302,0-4307,0 -4148,4-4153,4 4312,0-4323,0 -4158,3-4169,3 Интервалы испытаны совместно Получен слабый приток газа и пластовой воды

144,5 D2aг 4219,0-4242,0 -4066,3-4089,3 4225,0-4242,0 -4072,3-4089,3 Приток газа с конденсатом Qг/к = 42,5 м3/сут, 0 = 2 мм, Ртр = 165, Рзтр = 0, Рсеп = 24

Исходя из анализа геолого-геофизических материалов в пределах юго -западной части Бузулукской впадины, можно ожидать, в основном, развитие пластовых, структурно-тектонически экранированных залежей нефти и газа.

Выделено несколько перспективных участков (блоков). Вероятность существования промышленных залежей углеводородов в рассматриваемых участках оценивается в соответствии со стратиграфической полнотой разреза осадочных пород, с установленным наличием коллекторов и покрышек, распределением выявленных залежей нефти, газа и конденсата. Основанием для постановки поискового бурения служат выполненные сейсмические работы МОГТ 2Б и 3Б на этих участках, в результате которых выявлены и подготовлены для бурения по отражающим горизонтам п Б3карб, С^

антиклинальные структуры: Куликовская, Журавлинская, Пригорская, Смоленская, Северо-Смоленская, Чапаевская, Южно-Смоленская, Восточно-Смоленская, Ушаковская, Денисовская и других (Рисунок 5.2).

Рекомендуется усилить геолого-геофизические работы на таких перспективных блоках как Даниловский, Сестринский, Октябрьский и Денисовский.

На Даниловском и Сестринском перспективных блоках возможно выявление залежей углеводородов кроме девонского и в породах каменноугольного возраста (нижнего - С1 и среднего - С2).

На Денисовском перспективном участке (блоке), ввиду глубокого залегания основного эмско-нижнефранского НГК, возможно открытие преимущественно газоконденсатных залежей.

Юго-западная часть Бузулукская впадина (Саратовская часть) со своим сложным тектоническим строением представляет собой западное продолжение Бузулукского нефтегазоносного района, перспективный для поиска различных ловушек нефти и газа в породах девонского комплекса структурного и неструктурного типа в отдельных структурно-тектонических блоках.

Рисунок 5.2. Схема размещения перспективных участков для поисков месторождений нефти и газа в юго-западной части

Бузулукской впадины (составил А.А. Пятаев)

1 - изогипсы Ü2af$ 2 - границы перспективных блоков; 3 - административные границы; 4 - предполагаемые ловушки углеводородов;5 -месторождения углеводородов; 6 - местрождения в разведке; 7 - дизъюнктивные нарушения; перспективные блоки: 8 - Даниловский; 9 - Смоленский; 10 - Сестринский; 11 - Куликовский; 12 - Западно-Вишневский; - 13 - Журавлинский; 14 - Октябрьский; 15 -Денисовский; 16 - Перелюбский

В пределах Журавлинского, Сестринского и Денисовского блоков до настоящего времени буровые работы не проводились. Основанием постановки поисково-разведочных работ служат подготовленные к бурению, в пределах перспективных участков, антиклинальные структуры: Таловская, Алексеевская, Куликовская, Журавлинская, Денисовская, Пригорская, Смоленская, Северо-Смоленская, Чапаевская, Южно-Смоленская, Восточно-Смоленская и другие по отражающим горизонтам пБ3 карб., пБ^ и являются основанием для размещения поисково-оценочных скважин (Рисунок 5.3).

Всего в пределах рассмотренных участков на поисковом этапе предусматривается бурение поисково-оценочных скважин на каждом отдельном блоке. Таким образом, на поисковом этапе работ будут выявлены залежи нефти, газа и газового конденсата в пределах всех перспективных блоков и подготовленных структур, наиболее полно изучено геологическое строение и нефтегазоносность эмского-нижнефранского НГК.

Рисунок 5.3. Структурные схемы строения Даниловского, Сестринского, Октябрьского и Денисовского перспективных блоков

1 - границы блока; 2 - дизъюнктивные нарушения; 3 - перспективные структуры; 4 разведанные структуры; 5 - изогипсы по отражающему горизонту В2е/; 6 администратитивные границы

5.2. Оценка ресурсов углеводородов

Последняя количественная переоценка начальных суммарных и прогнозных ресурсов Саратовской части Бузулукской НГО проводилась по состоянию на 01.01.2012 г.

В результате суммарная оценка увеличилась по сравнению с оценкой (на 01.01.1999) на 50% и составила 707 млн. т у. т.

Увеличение произошло за счет увеличения ресурсов нефти в 1,74 раза, растворенного газа в 3 раза и конденсата в 4,8 раза. Ресурсы свободного газа снизились на 27%.

При прогнозной оценке Бузулукской НГО, степень изученности которой, в пределах Саратовской области весьма невысока, возможность использования «собственных» эталонов ограничена.

В связи с этим для Саратовской части Бузулукской впадины принимались эталоны, использовавшиеся при оценке его северной и западной частей. Основная территория оценивалась по крупным эталонам, расположенным в Куйбышевской и Оренбургской частях Бузулукской впадины и ее обрамления. Эталонный участок выделялся как изолированная нефтегазосборная площадь, в пределах которой рассчитывались масштабы эмиграции углеводородов и удельные плотности миграционных потоков, а также суммарные разведанные запасы в залежах каждого оцениваемого нефтегазоносного комплекса. Аналогичная операция проводилась и для расчетного участка. Коэффициент аналогии рассчитывался как частное от деления плотности миграционного потока расчетного участка на аналогичный параметр эталона. При этом приходилось задаваться идентичностью коллекторских и структурных параметров эталона и расчетного участка.

В частности, по основному эмско-нижнефранскому карбонатно-терригенному НГК удельные плотности миграционного потока расчетного участка в 1,35 раза выше по сравнению с эталонным.

В пределах эталонной НГСП выделяются 2 группы месторождений,

различающихся по удельным плотностям запасов и по соотношению жидких и газообразных углеводородов в залежах. Это северная группа преимущественно нефтяных месторождений с суммарными запасами около 67 млн. т у. т. и южная, Зайкинская группа нефтегазоконденсатных залежей с разведанными запасами 294,3 млн. т у. т.

В настоящее время в результате проведения геологоразведочных работ на исследуемой территории получены промышленные притоки углеводородлов на 13 площадях, что привело к открытию одноименных месторождений нефти и газа. Все месторождения находятся в стадии разведки. Степень разведанности начальных ресурсов (НСР) исследуемой территории по-прежнему весьма низка и даже с учетом запасов категории С2 составляет по нефти и растворенному газу около 0,5%, по свободному газу 14%, по конденсату - 5,3%.

Вместе с тем, степень обеспеченности поисково-разведочных работ перспективными ресурсами категории С3 по подготовленным геофизикой объектам весьма высока. Доля ресурсов СЗ в НСР в настоящее время составляет по нефти более 15%, по газу - около 80% и по конденсату около 40%. Однако, с учетом коэффициента подтверждаемости, принятым равным 0,3, доля ресурсов СЗ в НСР составит собственно около 5, 24 и 16%.

В НСР соотношение нефти и свободного газа (нефть: газ) составляет 0,76 : 0,24.

На современной стадии поисково-разведочных работ в разведанной части НСР (включая запасы категории С2) это соотношение составляет 0,12: 0,88 соответственно. То есть наблюдается явное расхождение в качественно -фазовой структуре разведанных запасов со структурой прогнозных ресурсов

[41].

Однако, учет весьма невысокой степени разведанности НСР, суммарно для нефти и газа пока не дает повода для серьезных сомнений в адекватности прогнозируемого соотношения нефти и газа в структуре прогнозных ресурсов.

Возможно, на изменение существующей количественной оценки прогнозных ресурсов может повлиять установленное в процессе буровых работ выпадение из разреза части нефтегазоносных комплексов (НГК) девона на отдельных участках. Такого рода сокращение разреза отмечено в пределах Карповского вала, Западно-Степновского блока и на отдельных блоках Западно-Вишневского месторождения, а также на склонах Клинцовской вершины Жигулевско-Пугачевского свода. Последний из приведенных примеров самый обширный по площади известен давно и учитывается как фактор, влияющий на количественную оценку.

С другой стороны, сам по себе факт выпадения из разреза какой-либо части НГК, либо даже нескольких комплексов не может являться основанием для сокращения количественной оценки прогнозных ресурсов углеводородов. Более того, такое явление может сопровождаться присутствием на территории выпадения одного или нескольких НГК, основной части запасов углеводородов региона [66].

Низкая степень разведанности бурением в Бузулукской НГО, в том числе исследуемой территории, не дает оснований к пересмотру распределения ресурсов между различными НГК, например, между девонскими и каменноугольными.

Таким образом, накопленный в настоящее время фактический материал, не позволяет утверждать о существенном неподтверждении (или подтверждении) количественной оценки прогнозных ресурсов, данной по состоянию на 01.01.2012.

В настоящее время весьма полезным для уточнения приоритетных направлений поисковых работ будет проведение исследований по детализации распределения прогнозных ресурсов (например, в масштабе 1:100000, 1:50000) с применением разрабатываемых, более совершенных методик оценки.

При оценке перспективных ресурсов углеводородов Смоленской структуры первоначально в качестве эталонного выбрано Западно-

Вишневское месторождение. Оценка производилась только для афонинского горизонта и без учета Восточно-Смоленского поднятия.

В результате переоценки с использованием в качестве эталонов Вишневского и Тепловского месторождений, несмотря на увеличение общей площади за счет Восточно-Смоленского поднятия, перспективные ресурсы углеводородов афонинского объекта сократились почти в три раза. Основной причиной этого явилось резкое сокращение (с 15 до 4 м) эффективной нефтенасыщенной толщины.

Дополнительно оценивались перспективные ресурсы воробъевского газоконденсатного, а также ардатовского и пашийского нефтеносных объектов.

Практически аналогичная ситуация отмечается и для Пригорской структуры, с той лишь разницей, что в первоначальном варианте в качестве эталонного здесь использовалось Вишневское месторождение. В варианте оценки для Смоленской группы в качестве эталонных привлекались дополнительно отдельные параметры Тепловского месторождения.

При оценке перспективных ресурсов Куликовской структуры и прогнозе этажа продуктивности использовались различные подсчётные параметры Разумовского, Западно-Вишневского и Южно-Первомайского месторождений. В первоначальном варианте Куликовская структура оценивалась по старооскольскому горизонту без разделения на воробъёвские и ардатовские слои по структурному плану п Б2 а£

В предлагаемом варианте эти объекты оцениваются раздельно и дополнительно произведена оценка ресурсов саргаевского объекта.

Результаты проведенных исследований позволили оценить Куликовскую структуру как нефтеносную. Этому стало подтверждение результаты бурения 1 поисковой скважины на Куликовской площади (2013 г.), в которой из отложений среднего девона получены промышленные притоки нефти (Б2у-В2аг). Соответственно изменилась структура ее перспективных ресурсов.

Кроме того, по базовому - максимальному варианту, в отличие от первоначального подсчета, была оценена западная часть структуры по отражающему горизонту D2ar.

Кроме того, в отличие от первоначальной оценки, мосоловские слои Куликовской структуры оцениваются как нефтеносные.

Согласно шкале удельных плотностей прогнозных ресурсов (по данным ФГУП «НВНИИГГ», 2012) по эмско-нижнефранскому НГК на исследуемой территории ожидается плотность прогнозных ресурсов составляет пределах 30-40 тыс. т/км2.

Суммарные прогнозные ресурсы углеводородов по категории D1+D0 составляют порядка от 360 до 480 млн. т в нефтяном эквиваленте.

В случае обнаружения промышленных залежей в верхнефранско-нижнекаменноугольном НГК перспективы юго-западной части Бузулукской впадины возрастут по оценкам исследователей до 100 тыс. т./км2. Суммарные прогнозные ресурсы составят 1200 млн. т. у. т.

В период исследований соискателем совместно со специалистами ГГП «Нижневолжскгеология» и ФГУП «НВНИИГГ», на основе анализа геолого -геофизических материалов, с целью обоснования постановки разведочного бурения на перспективных участках: Смоленского, Куликовского и Журавлинского других участков, выполнена подсчет перспективных ресурсов категории С3.

Для подсчета извлекаемых запасов категории С1, С2, использованы структурные карты по отражающим горизонтам D2af и Dкарб, а также сведения о ФЕС и составе пластовых флюидов, полученных в процессе бурения и опробования поисковых скважин на Западно -Вишневском, Перелюбском и Юно-Первомайском, Западно-Степном и Разумовском месторождениях. Обобщен и переинтерпретирован материал по промысловой геофизике с целью выделения эффективных мощностей продуктивных горизонтов, величин ФЭС, значений коэффициентов нефте и газонасыщенности Кн. (Таблица 10).

Таблица 10

Запасы и перспективные ресурсы по месторождениям и перспективным блокам юго-западной части Бузулукской впадины (Саратовская часть)

Категория запасов (извл.) Нефть (млн. т) Газ (млрд. м3) Конденсат (млн. т) Всего (млн. т у. т.)

С1 0,351 4,674 1,2 6,225

С2 0,964 8,369 8,4 17,733

С1+С2 1,315 13,043 9,6 23,958

С3 43,500 48,232 37,6 129,332

Итого 44,815 61,275 47,2 153,290

Очевидно, что ресурсный потенциал юго -западной части Бузулукской впадины высокий, степень разведанности низкая - большая часть извлекаемых ресурсов (129,3 млн. т у. т.) находится в категории С3 (см. Таблицу 10).

Эффективность поисково-оценочного бурения составит порядка 4040 тыс. т у. т. на 1 скважину, или 888,04 т на 1 п.м. (перевод ресурсов из категории С3 в запасы промышленной категории С1 + С2).

158

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате комплексного анализа геолого -геофизических материалов: сейсморазведки МОГТ 2D и 3D, глубокого поисково-оценочного бурения, интерпретации и переинтерпретации ранее полученных геолого -геофизических материалов, результатов гидродинамических исследований, геохимического изучения ОВ в породах и генерационного потенциала пород эмско-нижнефранского комплекса, геологического моделирования, построения миграционных моделей уточнено геологическое строение девонского комплекса пород (терригенного девона) и перспективы его нефтегазоносности.

Подтверждена высокая перспективность эмско-нижнефранского НГК в юго-западной части Бузулукской впадин (Саратовская часть).

Юго-западная часть Бузулукской впадины осложнена серией протяженных разломов субширотного простирания, образующих отдельные террасы, каждая из которых разбита дизъюнктивными нарушениями сбросового характера, субмеридионального простирания, на отдельные блоки, рассматриваемые как самостоятельные объекты нефтегазопоисковых работ.

С целью оценки генерационного потенциала девонских отложений выполнены геохимические исследования керна на установке Rock-Eval, позволившие уточнить нефтегазоматеринские свойства пород девонского возраста.

Впервые на основе анализа углеводородов-биомаркеров установлены основные генетические типы девонских нефтей юго-западной части Бузулукской впадины. Сопоставление характеристик (биомаркеров) битумоидов ОВ палеозойских отложений и исследованных девонских нефтей говорит о сингенетичности последних. Генетически нефть в открытых месторождениях юго-западной части Бузулукской впадины палеозойского (девонского) возраста. Изучены закономерности дифференцированного размещения залежей с различным качественным составом углеводородов по

литолого-стратиграфическому разрезу.

В структурном плане выделены три зоны распространения залежей с различным качественным составом углеводородов и выделены перспективные участки для постановки поисково-разведочного бурения на нефть и газ;

Доказано, что терригенно-карбонатный комплекс пород девонского возраста (эмско-нижнефранский НГК) в юго-западной части Бузулукской впадины является крупным объектом аккумуляции углеводородов.

Предлагается схема рационального ведения поисково-разведочных работ на нефть и газ в юго-западной части Бузулукской впадины состоящая из:

- включения в комплекс подготовительных работ, с использованием профильных маршрутов МОГТ 2D и 3D, электроразведки ВЭЗ-ВП, исследования ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) разреза, дополнительной обработки полевых сейсмических материалов МОГТ 2D и 3D с использованием программы Rekog12 с целью выявления в крупных межразломных зонах и террасах отдельных тектонических блоков, являющихся самостоятельными объектами нефтегазопоисковых работ.

- рекомендаций по выполнению площадной газо-геохимической съемки, для выделения зон разуплотнения горных пород, являющихся основными миграционными путями углеводородов.

С целью выявления залежей нефти и газа по всему перспективному литолого-стратиграфическому комплексу - бурение на каждом самостоятельном блоке, независимых поисково-оценочных скважин с вскрытием всей осадочной толщи пород до кристаллического фундамента.

Резюмируя полученные данные, можно сделать следующие ВЫВОДЫ:

1. Обоснована уточненная модель блокового строения эмско-нижнефранского НГК в юго-западной части Бузулукской впадины, выраженная в виде сочетания образованных разрывными нарушениями различного класса тектонических ступеней и подчиненных им блоковых структур, контролирующих углеводородные скопления в зонах

нефтегазонакопления и залежей нефти и газа.

- Особенностью структурно-тектонического строения исследуемой территории является ступенчатое погружение блоков с севера на юг и с запада на восток; амплитуды дизъюнктивных смещений сокращаются от южных ступеней к северным, а также в направлении с востока на запад.

- Характерной чертой комплекса пород эмско -нижнефранского НГК является неполный разрез в пределах приподнятых блоков, относительно полный разрез в опущенных блоках и улучшение коллекторских свойств пород-коллекторов в более погруженных блоках.

2. Эмско-нижнефранский НГК, наряду с нижнедевонским, является источником углеводородов для залежей среднего и верхнего девона, что подтверждается его генерационным потенциалом.

- Сопоставление характеристик углеводородов-биомаркеров исследованных (представленных) нефтей и битумоидов ОВ девонских пород указывает на их сингенетичность.

- НГМТ эмско-нижнефранского комплекса, наряду с нижнедевонскими, могут быть реальными источниками углеводородов для ловушек, сформированных к началу эмиграции углеводородов.

- Исходя из моделей процессов генерации, в среднем по разрезу наблюдается тенденция уменьшения зрелости ОВ с юга на север.

3. Размещение залежей углеводородов эмско -нижнефранского НГК обусловлено сочетанием геохимических и тектонических показателей нефтеносности в виде тектонически экранированных ловушек в пределах зон нефтегазонакопления различного фазового состава.

- Установлено, что тектонические ступени субширотного простирания на всем своем протяжении осложняются более мелкими блоками, связанными с вертикальными подвижками положительного знака, проявляющимися локально вдоль ступеней, контролирующих скопления нефти и газа во вздернутых краях блоков, граничащих с разломами, на различных гипсометрических уровнях.

161

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрамов В.А., Подгорная Е.В., Макарова С.П. Характер стратиграфических соотношений в девонских отложениях и основные этапы формирования юго-западной части Бузулукской впадины. - Саратов: Недра Поволжья и Прикаспия, 1994. - №6. - С.17-22.

2. Абрамов В.А., Шаталов О.В., Левина В.И. Количественная оценка подтверждаемости перспективных ресурсов нефти и газа в Саратовской области и разработка рекомендаций по повышению эффективности поисково -разведочных работ. Саратов, 1985. - 115 с.

3. Абрамов В.А., Денцкевич И.А., Суриков Е.Я., Жуков И.М., Коврижкин В.С., Кутеев Ю.М., Постоенко П.И. Геологическая модель Бузулукской впадины и направление поисковых работ. - Оренбург, 1991. -48 с.

4. Абукова Л.А. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М.: ГЕОС, 2002. - Вып.2. - С. 78-85.

5. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ. - Екатеринбург: УГГГА, 2003. - 147 с.

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

7. Афанасьева М.А. Геологическое строение и перспективы открытия новых месторождений нефти и газа в девонских отложениях Бузулукской впадины. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук - М.: РГУ им. И.М. Губкина, 2011. - 174 с.

8. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. - М.: МГУ, 2000. - 384 с.

9. Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев В.С., Музыченко Н.М., Фомкин К.В., Юдин Г.Т. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. - М.: Высшая школа, 1968. - 467 с.

10. Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев В.С., Мстиславская Л.П., Керимов В.Ю., Юдин Г.Т. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. - М.: Высшая школа, 1987. - 384 с.

11. Бакиров А.А., Мальцева А.К. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа. - М.: Недра, 1985. - 160 с.

12. Бакиров Э.А., Ермолкин В. И., Ларин В. И. Геология нефти и газа. - М.: Недра, 1990. - 240 с.

13. Геология и геохимия нефти и газа / А.А. Бакиров, М.В. Бордовская, В.И. Ермолкин, А.К. Мальцева, З.А. Табасаранский. - М.: Недра, 1993. - 288 с.

14. Банковский С.Ю., Иванова Т.Д., Шеин B.C. Фациально-палегеографическое картирование нефтегазоносных областей с учетом палеогеодинамических реконструкций плит (на примере юго -восточной части Восточно-Европейского континента) // Геология и геодинамика нефтегазоносных бассейнов СССР. - М., 1990. - С. 48-58.

15. Богданова С.В. Земная кора Русской плиты в раннем докембрии (на примере Волго-Уральского сегмента) // Тр. ГИН АН СССР. - М.: Наука, 1986. - Вып. 408. - 223 с.

16. Богомолов А.И., Гайле А.А., Громов В.В. Химия нефти и газа. -СПб.: Химия, 1995. - 448 с.

17. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. - М.: Недра, 1987. - 195 с.

18. Бражников О.Г. Системный подход в теории и практике исследований геологической истории земли. - Волгоград: Эридан, 2010. -256 с.

19. Быков В.Н., Поповин В.В., Наборщиков И.И., Ларская Е.С., Аверкин В.Д., Овчаренко А.В. Карбонатные отложения - основной объект поисков и разведки новых залежей нефти и газа в Урало -Поволжье // Труды ВНИГНИ. - М.: Недра, 1982. - Вып. 226. - 151 с.

20. Вассоевич Н.Б. Представления В.И. Вернадского о происхождении нефти. - М.: Наука, 1984. - 20 с.

21. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений. - М.: Недра, 1986. - 226 с.

22. Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2000. - 586 с.

23. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. - М.: Недра, 1985. - 304 с.

24. Гаврилов В.П. Общая и историческая геология СССР. - М.: Недра, 1989. - 494 с.

25. Гаврилов В.П. Геодинамика и нефтегазообразование в литосфере и её следствия // Геология нефти газа. - 1998. - № 6. - С. 2-12.

26. Гаврилов В.П. Мобилистские идеи в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа. - 2007. - №2. - С.41-48.

27. Генезис нефти и газа / Под ред. А.Н. Дмитриевского и А.Э. Конторовича. - М.: Геос., 2003. - 461 с.

28. Гордадзе Г.Н., Кошелев В.Н. Химия и геохимия углеводородов нефти. Т.1: Химия углеводородов нефти. - М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - 108 с.

29. Гордадзе Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. - М.: ИГиРГИ, 2002. - 336 с.

30. Гордадзе Г.Н., Кошелев В.Н. Химия и геохимия углеводородов нефти. Т.2: Химия углеводородов нефти. - М.: Изд-во РГУ нефтии газа имени И. М. Губкина, 2002. - 117 с.

31. Гордадзе Г.Н., Русинова Г.В. Генерация углеводородов -биомаркеров при термолизе смол и асфальтенов нефтей // Нефтехимия. - 2003. -Т. 43. - № 5. - С. 342-355.

32. Гордадзе Г.Н., Русинова Г.В. Достоверность степени зрелости органического вещества по углеводородам-биомаркерам // Химия нефти и газа: материалы V Международной конференции. - Томск: ИХН СО РАН,

2003. - С.127-129.

33. Гордадзе Г.Н., Русинова Г.В. Генерация насыщенных углеводородов - биомаркеров при термолизе смол и асфальтенов нефтей // Нефтехимия. - 2003. -Т. 43. - № 5. - С. 342-355.

34. Гируц М.В., Русинова Г.В., Гордадзе Г.Н. Генерация адамантов и диамантов из высококипящих насыщенных фракций нефтей разного генотипа в присутствии кислотных катализаторов // Нефтехимия. -2005. -Т. 45. - № 3. -С. 163-177.

35. Гируц М.В., Русинова Г.В., Гордадзе Г.Н. Генерация адамантов и диамантов в результате термического крекинга насыщенных фракций нефтей разного генотипа // Нефтехимия. - 2005. - Т. 46. - № 4. - С. 251-261.

36. Гируц М.В., Гордадзе Г.Н. Генерация адамантов и диамантов в результате термического крекинга полярных компонентов нефтей разного генотипа // Нефтехимия. - 2007. - Т. 47. - № 1. - С. 15-25.

37. Гордадзе Г.Н. Геохимия углеводородов каркасного строения (обзор) // Нефтехимия. - 2008. -Т. 48. - № 4. - С. 243-255.

38. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В. Н-алканы - возможные предшественники диамантанов, найденных в органическом веществе кристаллического фундамента Татарстана // Георесурсы. - 2008. - № 1 (24). -С. 9-12.

39. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В. Синтез углеводородов ряда адамантана и диамантана путем высокотемпературного крекинга высокомолекулярных н-алкановм // Нефтехимия. - 2008. -Т. 48. - № 6. - С. 412-417.

40. Гируц М.В., Бадмаев Ч.М., Эрдниева О.Г., Стоколос О.А., Кошелев В.Н., Гордадзе Г.Н. Концентрирование триамантов С18-С19 и их анализ методом хромато-масс-спектрометрии // Петромасс-2011: материалы IX Международной масс-спектрометрической конференции по нефтехимии, экологии и пищевой химии. - М.: ИНХС им. А.В. Топчиева РАН, 2011. - С. 156-157.

41. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Кошелев В.Н. Органическая геохимия

углеводородов: учебное пособие для вузов в 2 кн. - М.: Изд-во РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 695 с.

42. Гируц М.В., Бадмаев Ч.М., Эрдниева О.Г., Стоколос О.А., Кошелев В.Н., Гордадзе Г.Н. Идентификация триамантов в нефтях // Нефтехимия. - 2012. -Т. 52. - №2. - С. 83-85.

43. Глянцев А.В. Теоретическое обоснование моделей нефтегазовых осадочных бассейнов и зон нефтегазонакопления в пределах Предуральского прогиба (Оренбургская область) и обоснование постановки геологоразведочных работ и глубокого бурения на выделенных перспективных участках. - Оренбург, 2012. - 65 с.

44. Голов A.A., Мохнаткин В.А. Перспективы развития поисково -разведочных работ на южном погружении Бузулукской впадины в Оренбургской области // Геология нефти и газа. - 2004. - №3. - С. 11-16.

45. Голованова И.В. Тепловое поле южного Урала // Диссертация на соискание ученой степени доктора физико-математических наук. - Уфа, 2003. - 41 с.

46. Голованова И.В., Сальманова Р.Ю. Анализ данных по тепловому потоку Урала // Геологический сборник №7. - Уфа: ИГ УНЦ РАН. - 2008. - С. 233-239.

47. Горожанина Е.Н., Горожанин В.М., Ефимов А.Г., Побережский С.М., Светлакова А.Н. Геологическое строение западной части Предуральского прогиба на территории Оренбургской области и структурная позиция нефтегазоносных комплексов // Геологический сборник №8. - Уфа: ИГ УНЦ РАН. - 2009. - С. 221-226.

48. Грунис Е.Б., Трофимов В.А., Гордадзе Г.Н. Пути решения проблемы оценки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента на основе геофизических и геохимических исследований // Роль новых геологических идей в развитии «старых» нефтедобывающих регионов в первой четверти XXI столетии (на примере Татарстан): материалы Межрегионального совещания, 2004. - С. 28.

49. Гулиев И.С. Левин Л.Э., Федоров Д.Л. Углеводородный потенциал Каспийского региона. - Баку: Нафта-Пресс, 2003. - 127с.

50. Гулиев И.С., Федоров Д.Л., Кулаков С.И. Нефтегазоносность Каспийского региона. - Баку: Нафта-Пресс, 2008. - 412 с.

51. Гулиев И.С., Федоров Д.Л., Кулаков С.И. Нефтегазоносность Каспийского региона. - Баку: Нафта-Пресс, 2009. - 409 с.

52. Ларсен Г., Чилингар Дж.В. Диагенез и катагенез осадочных образований / Перевод с английского А.А. Гаврилова, Г.В. Семерниковой, С.С. Чекина, В.В. Чернышева. - М.: Мир, 1971. - 463 с.

53. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. - М.: Недра, 1935. - 149 с.

54. Дахнова М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. - 2007. - №2. - С.81-89.

55. Даниелян Б.З., Сметанникова Т.М. Эффективность поискового бурения на юго-западном борту Бузулукской впадины // Геология нефти и газа. - 1988. - № 6. - С. 29-31.

56. Денцкевич И.А. Научные основы прогнозирования зон нефтегазонакопления на базе изучения тектоно-седиментационных закономерностей их формирования на юго-востоке Волго-Уральской антеклизы // Дисс. на соискание уч. степ. канд. г.-м. наук. - Оренбург, 1999. -55 с.

57. Дьяков А.И., Соколов Б.А., Бурлин Ю.К. Теоретические основы и методы прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа. - Ухта: Изд-во Ухтинского ГТУ, 2002. - 327 с.

58. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа // Учебник для вузов. - М.: Недра, 2012. - 460 с.

59. Ефремов П.Е., Куликов Б.Н., Барыкин В.И. Коллекторские свойства, нефтегазоносность и условия разработки девонских продуктивных пластов Зайкинской группы месторождений Оренбургской области //

Создание эффективных технологий разработки нефтяных месторождений в сложных горногеологических условиях Труды Гипровостокнефть. -Куйбышев, 1939. - С.146-157.

60. Жуков И.М., Коврижкин В.С., Кутеев Ю.М., Постоенко П.И., Денцкевич И.А., Суровиков Е.Я., Абрамов В.А. Геологическая модель Бузулукской впадины и направления поисковых работ // Геология нефти и газа. - 1992. - № 12. - С.5-10.

61. Жуков И.М., Яхимович Н.Н., Коврижкин В.С. Старооскольско-пашийские некомпенсированные прогибы - новый резерв поиска залежей нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1987. - № 6. - С. 6-10.

62. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Натанов Л.М. Тектоника литосферных плит территории СССР. - М.: Недра. 1990. - Т. 1. - 328 с.

63. Иванов Е.В., Гулиев И.С. Массообмен, углеводородообразование и фазовые переходы в осадочных бассейнах. - Баку: Нафта-Пресс, 2002. - 108 с.

64. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 414 с.

65. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1972. - 280 с.

66. Карнаухов С.М., Скоробогатов В.А., Силантьев Ю.Б., Истратов И.В. Мировой опыт геологического изучения, поисков, разведки и освоения углеводородных скоплений в глубокопогруженных горизонтах (свыше 4,5 км), ООО «ГазпромВНИИГАЗ» - М., 2010. - С. 20-23.

67. Керимов В.Ю. Модели нефтегазовых осадочных бассейнов и зон нефтегазонакоплений в пределах зоны сочленения Русской платформы и Урала. - М., 2012. - 485с.

68. Керимов В.Ю., Рачинский М.З. Геофлюидодинамика нефтегазоносности подвижных поясов. - М.: Недра, 2011. - 599 с.

69. Пантелеев А.С., Козлов Н.Ф., Постоенко П.И. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. - Оренбург, 1997. -

272 с.

70. Коноваленко С.С. Палеогеоморфология юго-востока Русской плиты (Оренбургская область) от рифея до турне в связи с поисками нефти и газа / В 2 частях. - М.: Наука, 1999. - 172 с.

71. Кононов Ю.С. Зональность нефтегазонакопления в южной части Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. - 1999. - №5-6. - С. 1521.

72. Копп М.Л. Мобилистическая неотектоника платформ Юго-Восточной Европы. - М.: Наука, 2005. - 340 с.

73. Коротков Б.С., Медведев Н.Ф. Обзор результатов изучения недр земли глубокими и сверхглубокими скважинами // Наука и техника в газовой промышленности. - 2005. - №3 (23). - С.34-40.

74. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - ГКЗ СССР, - М., 1983. - 9с.

75. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция / Под ред. Ю.Г. Леонова, Ю.А. Воложа. - М.: Научный мир, 2004. - 526 с.

76. Лукьянов А.В. Структурные проявления горизонтальных движений земной коры. - М.: Наука, 1965. - 211 с.

77. Маврин К.А. Палеогидрогеологический метод в нефтегазовой геологии. - М.: Наука, 2011. - 37 с.

78. Макарова С.П. Новые данные по стратиграфии и литологии девонских отложений юга Оренбургской области // Геология и перспективы нефтегазоносности бортовых зон Прикаспийской впадины. - М.: ВНИГНИ, 1983. - Вып. 248. - С. 158-162.

79. Матлошинский Н.Г. Девонский карбонатно-терригенный комплекс северной бортовой части Прикаспийский впадины // Геология Казахстана. - 1999. - № 1. - С. 12-23.

80. Макаров Г.В., Чекалев О.Ю., Новицкий Ю.В. Глубинное строение Бузулукской впадины и перспективы нефтегазоносности отложений среднего девона // Геология нефти и газа. - 1985. - №7. - С.13-17.

81. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Лоджевская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. - М.: Недра, 1984. - 287 с.

82. Медведский Р.И., Севостьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. - СПб.: Недра, 2004. - 192 с.

83. Мильнер Г.Б. Петрография осадочных пород. - М.: Недра, 1968. -

500 с.

84. Мацера А.В., Милосердова Л.В., Самсонов Ю.В. Структурная геология. - М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 540 с.

85. Морозов С.Н., Шаталов И.О. Некоторые особенности развития юго-западной части Бузулукской впадины в девонское время // Недра Поволжья и Прикаспия. - Саратов, 1994. - №6. - с.26-31.

86. Мстиславская Л.П., Филиппов В.П. Геология, поиски и разведка нефти и газа. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2012. - 198 с.

87. Нартов Г.В. Тектонические и фациальные критерии размещения верхнедевонско-турнейских органогенных поднятий на юге Урало-Поволжья / В кн.: Методы поисков и разведки погребенных рифов. - М.: Наука, 1983. -С. 81-84.

88. Немцов Н.И. Тектоника и история геологического развития докунгурских палеозойких отложений западной части Прикаспийкой впадины и её обрамления в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности / Дисс. на соискание уч. степ. канд. г.-м. наук. - М.: ВНИГНИ, 1984. - 194 с.

89. Справочник по геохимии нефти и газа. - СПб.: Недра, 1998. -

576 с.

90. Никитин Ю.И., Федорова Т.И. Тектоника и нефтегазоносность отложений девона зоны сочленения Бузулукской и Прикаспийской впадин // Геология нефти и газа. - 1988. - №6. - С.32-36.

91. Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. -М.: Олимп-Бизнес, 2008. - 726 с.

92. Орешкин И.В. Геохимические критерии прогноза нефтегазоносности северо-запада Прикаспийской впадины // Дисс. на соискание уч. степ. канд. г.-м. наук. - М.: ВНИГНИ, 1985. - 103 с.

93. Орешкин И.В., Постнова Е.В., Пятаев А.А. Качественная оценка фазового состояния углеводородных смесей и геолого-гидродинамические условия нефтегазонакопления средне-верхнедевонского НГК в юго-западной части Бузулукской впадины (Саратовская часть) // Известия Саратовского госуниверситета. Новая серия. Серия Науки о Земле. - 2015. - Т.14. - Вып. 1. - С.45-55.

94. Перельман А.И. Геохимия: учебное пособие для геолог. спец. ун -тов. - М.: Высшая школа, 1989. - 423 с.

95. Пейве А.В. Горизонтальные перемещения по разломам и некоторые методы их изучения // Глубинные разломы и их роль в строении и развитии земной коры. - М., 1990. - С. 204-233.

96. Постоенко П.И., Трофимов В.А. О нефтеносности верхнефаменско-турнейских отложений на юго-востоке Волжско-Камской антеклизы // Геология нефти и газа. - 1990. - №10. - С. 5-8.

97. Пантелеев А.С., Борисюк Н.К., Гришин Е.С. Проблема промышленного освоения нефтегазоконденсатных месторождений северного обрамления Прикаспия // Геология нефти и газа. - 1989. - № 9. - С. 2-8.

98. Пятаев А. А. Нефтегазоносность девонских отложений юго-западной части Бузулукской впадины (Саратовская часть) // Нефть, газ и бизнес. - 2014. - № 12. - С. 39-44.

99. Самвелов Р.Г. Залежи углеводородов на больших глубинах, особенности формирования и размещения. - М.: ВНИГНИ, 1995. - 170 с.

100. Соколов В.А. Новые идеи в геологии нефти и газа (избранные труды). - М.: Изд. МГУ, 2001. - 480 с.

101. Соловьева И.А., Глебовская Е.А., Кичуева У.О. Исследования изменений углеводородов ароматической структуры для различных микрокомпонентов органического вещества в процессах моделирования их

катагенетических превращений // Исследование нефтегенерационных характеристик органического вещества пород термическими методами. - Л.: ВНИГРИ, 1988. - С. 126-132.

102. Стенин В.П., Кутеев Ю.М., Кузнецов И.А., Фоменко В.Г., Рабиц Э.Г. Выделение и оценка коллекторов в отложениях девона юго-запада Оренбуржья по данным ГИС. - Геология нефти и газа. 1990. -№8. С. 29-31.

103. Субботин С.И., Кутас Р.И. Глубинный тепловой поток Европейской части СССР. - Киев, 1974. - 192 с.

104. Стратиграфические и литологические залежи нефти и газа / Под ред. Р.Е. Кинга. Пер. с англ. под ред. проф. С.П. Максимова. - М.: Недра, 1975.

- 472 с.

105. Левинсон-Лессинг Ф.Ю., Струве Э.А. Петрографический словарь.

- М.: Госгеолтехиздат, 1963. - 448 с.

106. Федорова М.Д. Условия осадконакопления и прогноз коллекторов подсолевых отложений северо-западной части Прикаспийской впадины. - М.: ВНИГНИ, 1995. - С. 21.

107. Фомкин К.В. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины. - М.: Недра, 1985. - 265 с.

108. Хаин В.Е. Нефть: условия залегания в природе и происхождение // Соросовский образовательный журнал. - 2001. - Т. 7. - № 7. - С. 75-82.

109. Хотынцева Л.И. Влияние природы исходного органического вещества и температуры его превращения на состав битумоидов и нефтей (по результатам лабораторного моделирования) // Актуальные вопросы геохимии нефти и газа. - Л.: ВНИГРИ, 1984. - С. 4-26.

110. Словарь по геологии нефти и газа / Ред. К.А. Черников. - Л.: Недра, 1988. - 679 с.

111. Шахновский И.М., Копылова О.Ю. Формирование месторождений нефти и газа, связанных с зонами перерывов в осадконакоплении // Геология нефти и газа. - 1999. - №5-6. - С.22-27.

112. Шашель А.Г. Геология и нефтегазоносность терригенного

комплекса девона Самарского Поволжья. - М.: Изд-во ИГиРГИ, 2000. - 100 с.

113. Шашель А.Г., Шиповский А.П., Хлуднев В.Ф., Александров А.А., Даниелян Б.З. Геодинамика Камелик-Чаганской зоны в девонское время в связи с поисками залежей нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1997. -№ 10. - С.26-33.