Условия формирования и перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Василенко, Екатерина Игоревна

• Василенко, Екатерина Игоревна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Василенко, Екатерина Игоревна

УРАЛЬСКОЙ НГП..............................................................................11

ГЛАВА 2. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП...........25

2.1. Нефтегазоматеринские толщи в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП..............................................................................................................40

2.2. Трансформация органического вещества во времени в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП............................................................................43

2.3. Оценка содержания Сорг по результатам комплексирования геохимических и геофизических методов в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП

.........................................................................................................................................50

Результаты и выводы по Главе 2.................................................................................57

ГЛАВА 3. КОЛЛЕКТОРЫ И ПОКРЫШКИ В ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ

ОТЛОЖЕНИЯХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП.............................................59

3.1. Петрофизическая характеристика пород коллекторов в глубокопогруженных

отложениях Волго-Уральской НГП............................................................................73

Результаты и выводы по Главе 3.................................................................................82

ГЛАВА 4. ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ В ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП.............................................83

4.1. Распределение пластовых давлений и температур во времени и с глубиной в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП......................................84

4.2. Определение и прогнозирование распространения зон аномально высоких пластовых (поровых) давлений в глубокопогруженных отложениях Волго-

Уральской НГП..............................................................................................................88

Результаты и выводы по Главе 4.................................................................................95

ГЛАВА 5. ГЕНЕРАЦИЯ, МИГРАЦИЯ И АККУМУЛЯЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП......97

5.1. Оценка плотности генерации и эмиграции углеводородов во времени.........97

5.2. Миграция и аккумуляция УВ...........................................................113

Результаты и выводы по Главе 5............................................................117

ГЛАВА 6. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП И

ПРИОРИТЕТНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ГРР................................................119

Результаты и выводы по Главе 6............................................................135

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.................................................................................136

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

141

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Условия формирования и перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции»

Актуальность работы

Опыт и результаты геологоразведочных работ (ГРР) в большинстве нефтегазоносных провинций мира показывают, что дальнейшие перспективы добычи нефти и газа связаны с более глубоко залегающими (5 км и более) комплексами отложений. Снижение ресурсной базы углеводородов (УВ) и падающая добыча УВ крупных месторождений в Волго-Уральской НГП делают проблему поисков новых объектов ГРР в глубокозалегающих отложениях весьма актуальной. Актуальность поставленной работы связана с необходимостью прогнозирования нефтегазоносности глубокозалегающих отложений в Волго-Уральской НГП с целью увеличения ресурсной базы УВ.

Цель работы

Выявление условий формирования нефтегазоносности и перспектив поисков скоплений нефти и газа в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП на основе комплексного анализа результатов геолого-геофизических, геохимических исследований и моделирования углеводородных систем.

Основные задачи

1. Определить особенности геологического строения областей распространения глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП.

2. Исследовать условия нефтегазоносности и генерационно-аккумуляционные углеводородные системы (ГАУС) и их элементы -нефтегазоматеринские толщи, коллекторы и флюидоупоры глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП.

3. Исследовать условия трансформации органического вещества во времени на основе моделирования УВ систем и оценить содержание Сорг по результатам комплексирования геохимических и геофизических методов в

глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП.

4. Исследовать термобарические условия, определить и прогнозировать распространение зон аномально высоких пластовых (поровых) давлений в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП.

5. Создать модели геологических процессов - генерации, миграции и аккумуляции УВ, обеспечивающих эволюцию ГАУС, а также образование и существование скоплений УВ.

6. Определить перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП и приоритетные направления ГРР.

Научная новизна работы

1. Определены и исследованы элементы и процессы в генерационно-аккумуляционных углеводородных системах: выделены нефтегазоматеринские породы и свиты; уточнены типы коллекторов в глубокозалегающих отложениях; определена зональность катагенеза ОВ пород; создана критериальная база прогноза нефтегазоносности.

2. Определены геохимические характеристики нефтегазоматеринских толщ и исследованы процессы трансформации органического вещества в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП по результатам геохимических исследований органического вещества.

3. Оценено Сорг глубокопогруженных горизонтов Волго-Уральской НГП в результате применения методики комплексирования геохимических и геофизических методов (гамма-каротаж (ГК), регистрирующий гамма-активность пород).

4. Определены и прогнозированы зоны распространения аномально высоких пластовых (поровых) давлений в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП в результате исследования и моделирования термобарических условий.

Практическая значимость

Оценены перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП, что позволило ранжировать исследуемую территорию по степени перспективности и определить первоочередные направления ГРР на нефть и газ. Разработанные рекомендации по приоритетным направлениям ГРР в высокоперспективных, перспективных и возможно перспективных районах Волго-Уральской НГП, включают как проведение региональных и регионально-зональных геофизических работ и сверхглубокого бурения, так и подготовку районов бурения, современные геолого-геофизические исследования разрезов скважин, обеспечивающие повышение эффективности ГРР и освоения залежей УВ на больших глубинах.

Методы исследования

- Пиролитические исследования образцов пород методом Rock-Eval;

- Методика комплексирования геохимических и геофизических методов (гамма-каротаж, регистрирующий гамма-активность пород) для оценки содержания Сорг;

- Методика «эквивалентных глубин» для оценки геофлюидальных давлений по геофизическим, петрофизическим параметрам пород и технологическим данным бурения и определения границ осадочных бассейнов;

- Моделирование углеводородных систем с применением программного обеспечения PetroMod фирмы Шлюмберже.

Основные защищаемые положения

1. В глубокозалегающих нефтегазоносных комплексах Волго-Уральской НГП выделены нефтегазоматеринские толщи, обладающие высоким нефтегазоматеринским потенциалом в отложениях: калтасинской свиты нижнего рифея, силурийских, эйфельских, доманиковых верхнего девона, турнейских, визейских, верхнего карбона - нижней перми. Глубинная катагенетическая зональность подтверждает существование нижней границы генерации нефтей,

которая контролируется степенью катагенеза органического вещества пород и достигает 6 км и более.

2. Корреляционные схемы по глубоким скважинам, построенные методом комплексирования геохимических и геофизических методов, показали хорошее совпадение оценок Сорг по керну и гамма-каротажу ^у), что позволяет оценивать Сорг в регионе при отсутствии достаточного объема кернового материала.

3. Глубинные зоны локализации углеводородов связаны с флюидодинамическими процессами при формировании АВПД на больших глубинах. Резкий рост пластовых давлений происходил в кунгурском веке, в период формирования соленосной толщи, выполняющей роль инжектора, способствующего длительности и эффективности миграционных процессов и поддерживающего необходимые для миграции градиенты давлений, направленные в зоны аккумуляции углеводородов.

4. Основные элементы всех изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем были сформированы к концу пермского периода, при этом интенсивная генерация и последующая эмиграция УВ из материнской породы происходила в более поздний период - в триасе, юре и даже в палеогене (для более молодых ГАУС). «Бельский» очаг генерации УВ обеспечивал наполнение ловушек в северной и северо-западной части области исследований, «Прикаспийский» очаг - ловушек Предуральского прогиба и северной прибортовой зоны Прикаспийской впадины.

Фактический материал

В диссертации был использован обширный фактический материал и данные:

- материалы сейсмических работ и типовые литолого-стратиграфические разрезы по Волго-Уральской НГП;

- данные ГИС, замеры температур, давлений, скважинные отбивки, описание керна по 115 скважинам Волго-Уральской НГП (Акобинские 171, 172,

173, Буранная 1, Долинная 101, Донголюкская 210, Вершиновская 501, Нагумановские 1, 501, Новоелховская 20009, Песчаная 20, Сарапульская 1, Аракаевская 1, Восточно-Аскинская 1, Каинсайские 1, 2, Корниловская 150, Кзылобинская 162, Новопавлоская 400, Песчаная 20, Предуральские 106, 111, Чиликсайская 35, Сарапульская 1 и др.);

- интерпретированы и обобщены результаты геохимических исследований образцов разновозрастных палеозойских отложений из 28 скважин: Зыковская 32, Каскиновская 42, Копанская 175, Маякская 2, Нагумановская 520, Новопавловская 400, Предуральская 105, Предуральская 110, Предуральская 111, Рождественская 231, Рождественская 236, Староключевская 112, Чкаловская 161, Чкаловская 174, Акобинская 172, Корниловская 150, Нагумановская 1, Чиликсайская 35, Вершиновская 501, Кзылобинская 162, Северо-Копанская 126, Северо-Копанская 133, Новоелховская 20009, Песчаная 20, Сарапульская 1, Акобинская 171, Аракаевская 1, Восточно-Аскинская 1 (в том числе по 11 скважинам - определения отражательной способности витринита (60 образцов); по 20 глубоким скважинам (около 600 образцов) результаты пиролитических исследований методом Rock-Eval; по 13 скважинам (500 образцов) результаты люминесцентно-битуминологического анализа).

Личный вклад автора

Автор лично занимался исследовательскими работами по теме диссертации, самостоятельно решил все вышеуказанные задачи:

- Интерпретация и обобщение результатов пиролитических исследований образцов пород методом Rock-Eval и углепетрографических исследований;

- Комплексирование геохимических и геофизических методов (гамма-каротаж, регистрирующий гамма-активность пород);

- Оценка геофлюидальных давлений по геофизическим, петрофизическим параметрам пород и технологическим данным бурения и определение границ осадочных бассейнов по методике «эквивалентных глубин»;

- Моделирование углеводородных систем с применением программного обеспечения PetroMod фирмы Шлюмберже.

Публикации и апробация результатов работы

Основные результаты и положения диссертационной работы, полученные автором, изложены в 9 опубликованных работах, включая 1 статью в издании, включенном в международную реферативную базу данных Скопус (Scopus) и 2 статьи в изданиях из перечня ВАК РФ.

Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на российских и международных конференциях: XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2011), XX Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013), 67-ая Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ - 2013» (Москва, 2013), 1-ая международная конференция «Углеводородный потенциал больших глубин: Энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз» (Баку, 2012).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Общий объем работы составляет 148 страниц, включая 53 рисунка и 7 таблиц. Библиографический список включает 69 наименований.

Благодарности

Автор особо благодарен своему научному руководителю доктору геолого-минералогическх наук, профессору Керимову Вагифу Юнусовичу за постоянную и разностороннюю оказанную помощь при подготовке диссертации, всестороннюю поддержку, ценные советы и предоставленную возможность совместной работы.

Глубокую благодарность автор выражает безвременно ушедшему из жизни научному консультанту доктору геолого-минералогических наук, профессору Шилову Геннадию Яковлевичу за квалифицированные советы и консультации.

Автор выражает признательность всему коллективу кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ОБЛАСТЕЙ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОЛГО-

УРАЛЬСКОЙ НГП

Геологическое строение и нефтегазоносность Волго-Уральской НГП в разное время исследовались И.М. Губкиным, А.А. Бакировым, В.Ю. Керимовым, М.М. Алиевым, Н.Г. Ахметзяновым, С.В. Багмановой, С.Е. Башковой, Т.В. Белоконь, С.В. Богдановой, Н.Б. Вассоевичем, А.Л. Ворожбит, В.П. Гавриловым, А.Г. Галимовым, Н.Б. Гибшманом, П.И. Дворецким, И.А. Денцкевичем, В.И. Ермолкиным, И.М. Жуковым, Ю.Г. Зиминым, В.Г. Кузнецовым, Ю.М. Кутеевым, Е.А. Леоновой, Г.В. Леоновым, Е.В. Лозиным, А.Г. Лурье, С.П. Макаровым, С.В. Максимовым, А.В. Масловым, Д.М. Мургазалиевым, А.В. Овчаренко, А.С. Пантелеевым, Л.А. Пятаевым, Р.Г. Самвеловым, Б.А. Соловьевым, В.М. Судоргиным, А.М. Тюриным, А.С. Филиным, Э.М. Халимовым, Р.О. Хачатряном, Ю.Н. Якименко, Н.Н. Яхимовичем и многими другими исследователями.

Волго-Уральская НГП является старейшим нефтегазодобывающим регионом России, где разработка залежей углеводородов на глубинах более 4 - 5 км составляет незначительную долю в общем объеме промышленного

освоения. Площадь перспективных территорий на глубинах ниже 5 км может

2 2

составлять по разным оценкам от 134 тыс. км до 180 тыс. км . В пределах Волго-Уральской НГП наибольшей мощностью осадочного чехла характеризуются восточные и юго-восточные районы провинции, где поверхность фундамента по геофизическим данным может залегать на глубинах до 16 - 18 км.

Осадочный чехол территории Волго-Урала залегает на породах кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста [2]. Вскрытая мощность фундамента обычно не превышает 10 - 15 м, реже 40 - 60 м в основном в северных и центральных районах провинции, лишь глубокими параметрическими скважинами на Татарском своде пройдено около 2000 м. Осадочные образования на срезе 5 км можно условно разделить на две зоны:

северная и центральная с развитием рифейских отложений, и южная на границе с Прикаспийской НГП, где преобладают палеозойские отложения.

Глубокопогруженные осадочные образования в северных и центральных районах провинции представлены разновозрастными рифейскими отложениями и связаны с крупной структурой рифейского осадконакопления - Камско-Бельским прогибом [5].

В зоне сочленения Волго-Уральской НГП и Прикаспийской синеклизы в южных, юго-восточных и юго-западных районах Волго-Урала геологический рельеф на глубине 5 км имеет более молодое образование и сформирован палеозойскими комплексами пород.

В качестве объектов для изучения глубоких горизонтов Волго-Уральской НГП, в зависимости от глубины погружения фундамента, мощности осадочного чехла в глубокопогруженных отложениях, распространения нефтегазоносных комплексов и условий формирования глубоких горизонтов, рассматриваются следующие структурно-тектонические элементы: Камско-Бельский прогиб, Сылвенская впадина, Мраковская впадина, Соль-Илецкий свод, южная часть Бузулукской впадины, юго-западная зона Волго-Уральской НГП (Приволжская моноклиналь, Антиповско-Щербаковская зона поднятий) (Рисунок 1.1).

Камско-Бельский прогиб (авлакоген) в Волго-Уральской провинции является наиболее крупной и мощной структурой рифейского осадконакопления. На больших глубинах развиты все стратиграфические подразделения рифейского комплекса [1]. На севере границей прогиба служит региональная система разломов фундамента северо-восточного простирания, контролирующих развитие рифейских отложений. В северо-восточной зоне авлакогена выделяется Пермский выступ фундамента, в пределах которого мощность рифея резко сокращена (в скважине Северокамск 12 она составляет 23 м). На востоке авлакоген ограничивается Осинцевско-Красноуфимским выступом, где глубина залегания поверхности фундамента не превышает 2,7 км, а рифейские отложения отсутствуют. Южная граница Камско-Бельского прогиба четко не определена.

Рисунок 1.1 - Геологическая карта Волго-Уральской НГП на срезе 5 км с элементами тектонического районирования, М 1:2 500 000 [31] (модификация по Р.О. Хачатряну, С.А. Винниковскому и др.)

Имеющийся геолого-геофизический материал указывает на широкое развитие разрывных нарушений и их роль в формировании различных типов структур (выступов, горстов, грабенов) и в распространении отдельных свит рифея. В региональном плане в Камско-Бельском прогибе прослеживаются две обособленные впадины: северная - Камская (Осинская) и южная - Бельская, разделенные Орьебаш-Татышлинско-Чернушинской зоной приподнятого залегания фундамента, расположенной вдоль границы Башкортостана с Удмуртской Республикой и Пермским краем [3] (Рисунок 1.2). На территории развития глубокопогруженных отложений поверхность залегания фундамента изменяется от 4 км на севере и до 16 км на востоке провинции.

На фундаменте залегают разновозрастные отложения рифея и на глубинах более 4 км распространен только рифейский комплекс, вендские породы имеют более высокое залегание. Камская впадина ограничивается региональными разломами, контролирующими развитие рифейских отложений на севере, востоке и западе.

Бельская впадина в рельефе рифея также представляет собой моноклиналь, достаточно плавно погружающуюся с северо-запада на юго-восток, на востоке не имеет ограничения выступами фундамента, а погружается под складчатый Урал. Северная граница с Орьебаш-Чернушинской зоной нечеткая, условно может быть принята по изогипсам от -7,5 до -8,0 км. Перепад глубин залегания фундамента составляет от 3 км на западе до 16 км на востоке и юго-востоке. Широтный Серноводско-Абдулинской авлакоген, являющийся западным ответвлением Бельской впадины, расширяется в восточном направлении до Бельской впадины. В восточной части Камско-Бельского прогиба мощность осадочного чехла изменяется в среднем от 3-4 до 10-12 км. На значительной площади распространения древних образований отмечается крайне низкая плотность бурения скважин ниже 4 км: 9 скважин имеют глубину более 5 км (Сарапульская 1 в Удмуртии, Орьебаш 82, Калтасинская 83, Кабаковская 62, Кипчакская 1, Аслыкуль 4, Восточно-Аскинская 1, Леузинская 1, Шкаповская 740 в Башкортостане) и более десятка скважин глубиной от 4 до 5 км (Бедряжская 203,

Ножовская 92, Очер 14 в Пермском крае, Арлан 7000, Восточно-Аскинская 1, Кушкульская, Ахмеровская 6 в Башкортостане, Азинско-Пальниковская 133 в Удмуртии и др.) [4].

Рисунок 1.2 - Тектоническая схема рифейских отложений Камско-Бельского прогиба [31]

В Бельской впадине и Серноводско-Абдулинском авлакогене глубокие горизонты заполнены нижнерифейскими (прикамская, калтасинская, надеждинская, кабаковская свиты) и среднерифейскими породами (тукаевская, ольховская, усинская свиты), а на востоке и юго-востоке более молодыми верхнерифейскими отложениями (леонидовская, приютовская, шиханская свиты). Мощность рифейских отложений в этой зоне глубже 4 км по сейсмическим данным может достигать 12 км, вскрытая скважинами мощность изменяется от десятков - первых сотен метров (Орьебашская 82, Кушкульская 100, Ахмеровская 6 и др.) до 1521 - 1188 м (Кабаковская 62, Леузинская 1, Кипчакская 1).

Сылвенская впадина в тектоническом отношении представляет собой часть Предуральского прогиба. Сылвенская впадина отделена от расположенной южнее Юрюзано-Айской впадины Красноуфимской седловиной. Тектоническое строение впадины и прилегающих территорий тесно связано со строением блокового кристаллического фундамента. Поверхность кристаллического фундамента с глубины около 3 км на Кунгуро-Уфимском выступе погружается в восточном направлении до глубины более 7 - 9 км (Рисунок 1.3). Влияние тектонического строения фундамента прослеживается практически по всем структурно-стратиграфическим подразделениям осадочного палеозойского чехла.

В Сылвенской впадине ниже 4 км залегают следующие нефтегазоносные комплексы: верхневизейско-башкирский карбонатный, верхнетурнейско-визейский терригенный, среднефранско-турнейский карбонатный, эмсско-нижнефранский карбонатно-терригенный, рифей-вендский потенциальный терригенно-карбонатный. В палеозойском комплексе на исследуемой территории выявлены многочисленные нефтегазопроявления и открыты месторождения нефти и газа. Промышленная нефтеносность связана с верхнедевонско-турнейским карбонатным, визейским терригенным, верейским терригенно-карбонатным нефтегазоносными комплексами (Усть-Икинское, Сабардинское месторождения). Газоносность связана в основном с визейско-башкирским карбонатным, верейским терригенно-карбонатным, каширско-

верхнекаменноугольным карбонатным, нижнепермским терригенно-карбонатным

нефтегазоносными комплексами (Бухаровское, Кедровское, Муслюмовское месторождения и др.).

Рисунок 1.3 - Схематическая структурная карта поверхности кристаллического фундамента

Сылвенской впадины [31]

Мраковская впадина является самой южной впадиной в структуре Предуральского краевого прогиба (Рисунок 1.4). На севере она отделяется от Бельской впадины Шихано-Ишимбайской седловиной, на юге раскрывается в сторону Прикаспийской синеклизы.

Рисунок 1.4 - Геологическая карта Мраковской впадины на срезе 5 км, М 1:2 500 000 [31]

На западе граничит с восточным склоном Восточно-Европейской платформы (Салмышская впадина, Восточно-Оренбургский структурный выступ и Соль-Илецкий свод). На востоке Мраковская впадина ограничивается передовыми складками Урала. Кристаллический фундамент в пределах впадины характеризуется ступенчатым залеганием и фиксируется на глубинах от 8 до 14 км. В осадочном чехле в пределах впадины структурно-тектонические зоны: внешний, западный борт, представленный субмеридиональной полосой рифовых массивов, осевая зона, характеризующаяся как наиболее погруженная, и внутренний, восточный борт [40].

Западный борт, в структурном плане, выделяется по нижнепермским (карбонатным артинско-ассельским) отложениям, и представляет собой флексуру с погружением слоев к востоку шириной 6 - 10 км. Центральная часть Мраковской впадины характеризуется большей погруженностью по кровле артинских отложений по сравнению с бортовыми зонами. В ее пределах трассируются несколько четких структурно-тектонических зон, осложненных серией поднятий.

В глубокопогруженных отложениях Мраковской впадины имеют развитие ордовикско-силурийский потенциальный, эмсско-нижнефранский карбонатно-терригенный, среднефранско-турнейский карбонатный, верхнетурнейско-визейский терригенный, верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносные комплексы.

Соль-Илецкий свод из всех структурных элементов Волго-Уральской провинции имеет наиболее сложное строение и генезис (Рисунок 1.5). По геофизическим данным Соль-Илецкий свод имеет блоковое строение, ступенеобразно погружается с севера на юг, состоит из приподнятого северного и погруженного южного блоков и глубиной погружения фундамента до 7 - 11 км. Первая ступень образована южным крылом Оренбургского вала, вторая - Иртек-Илекской флексурой. Соль-Илецкий свод образовался как инверсионная структура на месте грабена, заполненного ордовикскими и, возможно, рифей-

вендскими отложениями, и последующего воздымания в эпоху герцинской складчатости северного Оренбургского блока.

Южнее Оренбургского блока выделяется Нагумановский блок, который в юго-восточном направлении продолжается Вершиновским участком как перешеек между Прикаспийской синеклизой и Предуральским прогибом. Северной границей Соль-Илецкого свода является Оренбургский глубинный разлом, западной - Иртек-Илекский разлом.

В пределах северного Оренбургского блока выделяются широтно ориентированные локальные поднятия: Копанское, Северо-Копанское, Бердянское, Димитровское и др. Блок ограничен с севера Оренбургским разломом, а с юга кулисообразной системой широтных нарушений, по которым происходит резкое погружение додевонской поверхности на юг. По геофизическим данным в районе Оренбургского блока поверхность фундамента залегает на глубинах от -7,5 до -9,5 км, а поверхность додевонских (ордовикских) отложений в диапазоне -2,5 -4,5 км. Глубокие горизонты (ниже 4 км) на территории Оренбургского блока представлены ордовикскими и нижнедевонскими образованиями и выявлены по материалам бурения скважин узкой полосой по южной границе Оренбургского вала (Бердянская, Копанская и др.). Единичными скважинами вскрыты песчаники и темные алевролиты ордовика в скважине Бердянская 85 на глубине ниже 4210 м, известняки и доломиты эмсского яруса нижнего девона в интервале глубин 4260 - 3855 м. В глубокопогруженных отложениях Оренбургского блока Соль-Илецкого свода имеет развитие только эмсско-нижнефранский карбонатно-терригенный НГК, все остальные основные НГК залегают выше 4 км.

Глубокие горизонты ниже 4 км в районе Нагумановского блока представлены надсолевой, соленосной и подсолевой частями осадочного комплекса. В глубокопогруженных отложениях Нагумановского блока имеют развитие эмсско-нижнефранский карбонатно-терригенный, среднефранско-турнейский карбонатный, верхнетурнейско-визейский терригенный,

верхневизейско-башкирский карбонатный, верхнебашкирско-нижнемосковский терригенный, нижнемосковско-нижнепермский карбонатный НГК.

© Соль-Илсцк Районные центры Граница области

Рисунок 1.5 - Фрагмент карты тектонического районирования Оренбургской области (Соль-

Илецкий свод) (по Яхимовичу, 2005)

Южная часть Бузулукской впадины. Глубокопогруженные отложения имеют развитие только в южной части Бузулукской впадины, поэтому в качестве объекта прогнозирования нефтегазоносности глубоких горизонтов выделяется только юг Бузулукской впадины, примыкающий к северному борту Прикаспийской синеклизы

Бузулукская впадина представляет собой крутопадающую моноклиналь, погружающуюся с севера на юг, где поверхность фундамента погружается в южном направлении от отметок -2400 м на севере до -5700 м в районе Талового участка и - 6600 м в районе Кошинского участка на юге. На юге и юго-востоке Бузулукская впадина раскрывается в глубокий Иргизско-Рубежинский мегапрогиб, охватывающий в виде широкого пояса Прикаспийскую синеклизу. Особенностью этой части впадины является интенсивная расчлененность фундамента и покрывающей его терригенно-карбонатной толщи среднего девона на множество протяженных структурно-блоковых ступеней и систем. Осадочный чехол в залегающем на фундаменте терригенном девоне тесно связан с его строением. Структуры второго и третьего порядков, а также разломы по фундаменту находят свое отражение в терригенном девоне. Поверхность «терригенных» отложений верхнего девона характеризуется региональным наклоном с севера на юг от -2100 м до -5400 м, а также с запада на восток от -2400 м до -3100 м. Особенностью строения являются многочисленные разрывные нарушения, унаследованные от структуры фундамента и формирующие на юге в протяженные структурно-блоковые ступени (Камелик-Чаганская, Таловско-Долинная, Зайкинская и другие). Поверхности тульских и верейских отложений погружаются на юге впадины до отметок от -4500-4800 м и -4100-4200 м соответственно в районе Ташлинского прогиба.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Василенко, Екатерина Игоревна, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев М.М., Морозов С.Г., Постникова И.Е. Геология и нефтегазоносность рифейских и вендских отложений Волго-Уральской провинции. - М.: Наука, 1977. - 158 с.

2. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н., Бочко Р.А. Алтас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейкой и Сибирской платформ. / Под. ред. К.И. Багринцевой. - М.: Галант, 2003. - 264 с.

3. Башкова С.Е. Комплексный анализ критериев и показателей прогноза нефтегазоносности рифей-вендских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: дис. канд. геол.-мин. наук: 25.00.12 / Башкова Светлана Евгеньевна. - Пермь, 2009. - 198 с.

4. Башкова С.Е., Карасева Т.В., Горбачев В.И. Основные проблемы прогноза нефтегазоносности рифей-вендских отложений европейской части России // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.

- Москва, 2012. - №7. - С. 25-32.

5. Белоконь (Карасева) Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы.

- Пермь: ИПК «Звезда», 2001. - 108 с.

6. Величко А.А., Фаустова М.А. Оледенение северной половины территории СССР. Восточно-Европейский регион // Четвертичные оледенения на территории СССР (К XI Конгрессу ИНКВА. Канада). - М.: Наука, 1987.

- С. 14 - 42.

7. Виноградов А.П. Атлас литолого-палеогеографических карт Русской платформы и ее геосинклинального обрамления. Масштаб: 1:5000000. / Главный редактор: А.П. Виноградов. - М.-Л.: Государственное научно-техническое издательство литературы по геологии и охране недр, 1961.

8. Виноградов А.П. Атлас литолого-палеогеографических карт СССР.

- М.: Всесоюзный Аэрогеологический Трест Министерства Геологии СССР, 1969.

9. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области.

- Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1997. - 272 с.

10. Голованова И.В. Тепловое поле южного Урала. - М.: Наука, 2005.

- 189 с.

11. Голованова И.В., Сальманова Р.Ю. Анализ данных по тепловому потоку Урала // Геологический сборник. - Уфа: Институт геологии Уфимского научного центра РАН, 2008. - №7. - С. 233-239.

12. Грибова И.С. Строительство Аракаевской параметрической скважины в зоне сочленения Русской платформы и складчатого Урала. Ярославль: НПЦ «Недра», 2012.

13. Гулиев И.С., Керимов В.Ю. Сверхглубокие углеводородные системы и технологии их прогноза // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. - Москва, 2012. - №1. - С. 24-32.

14. Гулиев И.С., Керимов В.Ю., Осипов А.В. Углеводородный потенциал больших глубин // Нефть, газ и бизнес. - Москва, 2011. - №5. - С. 9-16.

15. Гулиев И.С., Керимов В.Ю., Осипов А.В., Мустаев Р.Н. Генерация и аккумуляция углеводоров в условичх больших глубин земной коры // Фундаментальный базис и инновационные технологии прогноза, поисков и разведки нефти и газа. Сборник научных трудов. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина: Под редакцией В.Ю. Керимова. - М.: Нефть и газ, 2016. - С. 6-22.

16. Дахнова М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. - Москва, 2007. - №2. - С. 8-10.

17. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика: учеб. для вузов. М.: Недра, 1991. - 368 с.

18. Донской С.Е. Приоритетные направления геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья в России // Тезисы докладов XXI Губкинских чтений «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные

направления развития ресурсной базы ТЭК России». - Пленарное заседание. -Москва, 2016. - С. 3-11.

19. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник для вузов. - Москва: ООО «Издательский дом Недра», 2012. - 460 с.

20. Керимов В.Ю., Горбунов А.А., Лавренова Е.А., Осипов А.В. Модели углеводородных систем зоны сочленения Русской платформы и Урала // Литология и полезные ископаемые. М.: Наука, 2015. -№ 5. С. 445-458.

21. Керимов В.Ю., Гулиев И.С., Гусейнов Д.А., Лавренова Е.А., Мустаев Р.Н., Осипов А.В., Серикова У.С. Прогнозирование нефтегазоносности в регионах со сложным геологическим строением / Под научной редакцией В.Ю. Керимова.

- М.: ООО «Издательский дом Недра», 2015. - 404 с.

22. Керимов В.Ю., Карнаухов С.М., Горбунов А.А., Лавренова Е.А., Осипов А.В. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба по результатам моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем // Геология нефти и газа. - Москва, 2013. - №6. - С. 21-28.

23. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Осипов А.В., Бондарев А.В. Генерация углеводородов на больших глубинах земной коры // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - Москва, 2016. - № 3 (284). - С. 42-55.

24. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Лавренова Е.А. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство.

- Москва, 2014. - №4. - С. 33-35.

25. Керимов В.Ю., Рачинский М.З. Геофлюидодинамика нефтегазоносности подвижных поясов. - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2011. - 599 с.

26. Керимов В.Ю., Серикова У.С., Мустаев Р.Н., Гулиев И.С. Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины // Нефтяное хозяйство. - Москва, 2014. - №5. - C. 50-54.

27. Керимов В.Ю., Топалова Т., Зайцев О., Пузин А.В., Спахич Д. Моделирование нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов // Теоретические

основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. - Москва, 2012. - №1.

- С. 41-50.

28. Керимов В.Ю., Хантшел Т., Соколов К., Сидорова М.С. Применение технологии бассейнового моделирования - программного пакета PetroMod в учебном процессе и научных исследованиях // Нефть, газ и бизнес. - Москва, 2011. - № 4. - С. 38-47.

29. Керимов В.Ю., Шилов Г.Я, Серикова У.С. Геологические риски при поисках и разведке месторождений нефти и газа и пути их снижения // Нефть, газ и бизнес. - Москва, 2017. - №8. - С. 44-52.

30. Керимов В.Ю., Шилов Г.Я., Люкшина Л.В., Дмитриевский С.С. Оценка содержания Сорг в сланцевых отложениях хадумского горизонта Предкавказья с использованием результатов ГИС // Недропользование XXI век.

- Москва, 2017. - № 3. - С.74-77.

31. Керимов В.Ю. и др. Отчет о результатах работ по объекту № 70-01/12 Обоснование перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в основных нефтегазоносных провинциях России на основе результатов комплексной обработки и анализа материалов сверхглубокого бурения (Государственный контракт №АМ-02-34/40 от 05.04.2012 г.). Москва. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014.

32. Коротков Б.С., Подурушин В.Ф. Перспективы поисков промышленно значимых залежей углеводородов на больших глубинах в России.

- М: ООО «Газпром экспо», 2009. - 114 с.

33. Летников Ф.А. Синергетические аспекты образования глубинной нефти. Электронный журнал «Глубинная нефть». Том 1. - №6. - 2013. с.790-810.

34. Ляхович П.К., Склярова З.П. Системно-флюидодинамические основы поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа. Краснодар-Ухта, 27. - 2002.

- 338с.

35. Мартынов В.Г., Керимов В.Ю., Шилов Г.Я., Рачинский М.З. Геофлюидальные давления и их роль при поисках и разведке месторождений нефти и газа. М.: Инфра-М, 2013. - 347 с.

36. Неволин Н.В. Тектоника и нефтегазоносность западного борта Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. - Москва, 1998. -№ 9.

37. Немцов Н.И., Подкорытов Н.Г., Бурунков В.А., Ермаков В.А. Прогноз нефтегазоносности эйфельских карбонатных отложений Волгоградского Поволжья // Геология нефти и газа. - Москва, 1990. -№ 12. С. 10-13.

38. Осипов А.В. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Бельской впадины и прилегающих территорий//Нефть, газ и бизнес. - Москва, 2012. № 11. - С. 44-49.

39. Осипов А.В. Модели генерационно-аккумуляционных углеводородных систем Бельской впадины Предуральского прогиба // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - Москва, 2013. - №4 (273). - С. 38-51.

40. Осипов А.В. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Бельская впадина) на основе анализа геохронотермобарических условий нефтегазонакопления и бассейнового моделирования: дис. канд. геол.-мин. наук.: 25.00.12 / Осипов Александр Викторович. - Москва, 2013. - 118 с.

41. Осипов А.В., Вострухов М.Е., Осипова Э.В., Монакова А.С. Геохимическая характеристика органического вещества глубокопогруженных палеозойских отложений южной части Оренбургского Приуралья (Предуральский прогиб) // Нефть, газ и бизнес. - Москва, 2014. - №9. - С. 35-43.

42. Осипов А.В., Мустаев Р.Н., Осипова Э.В., Монакова А.С. Геохимическая характеристика органического вещества глубокопогруженных палеозойских отложений южной части Оренбургского Приуралья (Соль-Илецкий свод) // Нефть, газ и бизнес. - Москва, 2014. - №10. - С. 30-38.

43. Политыкина М.А., Тюрин A.M. О перспективах нефтегазоносности юга Предуральского прогиба и сопредельного участка Прикаспийской синеклизы // Геология Казахстана - 2001. - № 5-6. - 83 с.

44. Прошляков Б.К., Гальянова Т.И., Пименов Ю.Г. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. - М.: Недра, 1987. - 200 с.

45. Самвелов Р.Г. Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения // Геология нефти и газа. - Москва, 1995. - №9. - С. 5-16.

46. Статистические методы обработки эмпирических данных. Рекомендации. ВНИИМАШ М.: Издательство стандартов, 1978. - 232 с.

47. Стратиграфическое расчленение палеозойских отложений (девонских, каменноугольных и пермских) проводилось по фауне фораминифер, брахиопод, остракод и спор с привлечением литолого-петрографического и геофизического материала. В качестве основы стратиграфического расчленения используется «Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы» г. Ленинград, ВСЕГЕИ, 1988 г. (выпуск 1990 г.).

48. Сысоева Е.Н. Условия формирования и распространения ловушек стратиграфического, литологического и комбинированного типов и перспективы поисков залежей нефти и газа в нефтегазоносных районах оренбургской области: дис. канд. геол.-мин. наук.: 25.00.12 / Сысоева Евгения Николаевна. - Москва, 2011. - 150 с.

49. Тагиев М.Ф., Зейналов Г.А. Об исследовании генерационного потенциала породы и эффективности первичной миграции углеводородов из нефтематеринских отложений на основе данных пиролиза. НИПИ «Нефтегаз», НИИГеофизика, 2010. - №. 02. - С.16-192.

50. Тектоническая карта нефтегазоносных областей СССР, масштаб 1:2 500 000. М.: Изд-во Мин-ва геол. СССР, 1969.

51. Тектоническая карта Урала, масштаб 1:1 000 000 / Ред. И.Д. Соболев. Свердловск, 1983.

52. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления. - М.: Недра, 1980. - 398 с.

53. Фомкина К.В. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины. - М.: Недра, 1985. - 322 с.

54. Хачатрян Р.О. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы. М.: Наука, 1979. - 171 с.

55. Шилов Г.Я. Геологические аспекты оценки поровых давлений в разрезах скважин по геофизическим данным. - М: ООО «Газпром экспо», 2010. - 126с.

56. Шилов Г.Я. О роли пород покрышек в образовании и сохранении залежей УВ и их значение в геологоразведочном процессе. - М.: «Недропользование XXI век»., 2013. - №1. - С. 72 - 76.

57. Шилов Г.Я. Сравнительный анализ распределения поровых и пластовых давлений в разрезах нефтегазовых месторождений Ямальского региона // Газовая промышленность. - Москва, 2010. - №9. - С.24 - 27.

58. Шилов Г.Я. Фациальный мониторинг геологических разрезов по данным комплекных исследований с целью повышения эффективности ГРР // Недропользование XXI век. - Москва, 2017. -№2 (апрель). - С. 76-80.

59. Шилов Г.Я., Василенко Е.И. Обоснование границ осадочных бассейнов по результатам корреляции зон АВПоД (на примере Оренбургской зоны Предуральского прогиба) // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. - Москва, 2012. - №3. - С. 31-35.

60. Шилов Г.Я., Василенко Е.И. Опыт применения термобарических параметров разреза для оценки перспектив нефтегазоносности разрезов площадей Предуральского прогиба // Каротажник. - Тверь, 2013. -№233. -С. 37-46.

61. Шилов Г.Я., Василенко Е.И., Осипов А.В. Исследование флюидодинамических факторов при поисках глубинных углеводородов в земной коре // Нефть, газ и бизнес. - Москва, 2015. -№8. - С. 25-30.

62. Kerimov V.Yu., Osipov A.V., Mustaev R.N., Monakova A.S. Modeling of petroleum systems in regions with complex geological structure // 16th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development. - Geomodel, 2014. -№ 16.

63. Magoon L.B. and Dow W.G. The petroleum system, in: The petroleum system - From source to trap // AAPG Memoir, 1994. -Vol. 60. - P 93-120.

64. Magoon L.B., Schmoker J.W. The total petroleum system - The natural fluid network that constrains the assessment unit, Chap. PS, in U.S. Geologocal Survey World Energy Assessment Team, U.S. Geologocal Survey World Petroleum Assessment 2000 - Description and results, USGS Digital Data Series DDS-60, Version 1.0, CD-ROM, Disk one, 2000, 31 p.

65. Mann, U., Hantschel, T., Schaefer, R.G., Krooss, B., Leythaeuser, D., Littke, R., Sachsenhofer, R.F. Petroleum migration: Mechanisms, Pathways, efficiencies and numerical simulations, in: Welte, D., Horsfield, B., Baker, D. (Eds.), Petroleum and Basin Evolution: Insights from Petroleum Geochemistry, Geology and Basin modelling. Springer Verlag, Berlin, 1997. - P. 403-520.

66. Pepper, A.S., Corvi, P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part III: Modelling an open system. Marine and Petroleum Geology. - V.12. P. 417452.

67. Peters K.E. Basin and Petroleum sytem modeling: AAPG Getting Started // AAPG Datapages, 2009. - № 16.

68. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry The petroleum system - from source to trap // AAPG Memoir, 1994. -№ 60. P. 93-120.

69. Rachinsky M.Z., Kerimov V.Yu. Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Scientific Editor Gorfunkel M.V. - Scrivener Publishing, USA, 2015. - 622 p.