Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного башкортостана icon

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного башкортостана


Смотрите также:
Реферат
Оценка параметров современных геодинамических процессов по данным региональных геофизических...
Урок № Рельеф, геологическое строение и полезные ископаемые...
Генетические типы и фации четвертичных отложений...
Бкро международного молодежного туризма «Спутник»...
Программа вступительного испытания по предмету геология для поступающих на основные...
Интенсификация растворения кольматирующих отложений водозаборных скважин...
План конспект урока семинара в 8 классе Тема: Рельеф...
Особенности вещественного состава и перспективы рудоносности черносланцевых отложений тоханского...
Рабочая программа геологического кружка «Известняк» Предмет геология...
Реферат Тема: «Геологические проблемы Санкт-Петербурга»...
Геологическое строение и вещественный состав фобоса...



Загрузка...
скачать
На правах рукописи


Станекзай Набижан Мухаммаджан


Геологическое строение и перспективы

нефтегазоносности вендских отложений

платформенного башкортостана


Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка горючих ископаемых


АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени

кандидата геолого-минералогических наук


Уфа – 2009

Работа выполнена в ООО «Башнефть-Геопроект»



Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Масагутов Рим Хакимович


Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук

Хатьянов Фаддей Исаакович


доктор технических наук, старший научный сотрудник

Юлбарисов Эрнст Мирсаяфович


Ведущая организация:


«ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»



Защита диссертации состоится “20” марта 2009 года в 1400 часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО «НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПФ «Геофизика».


Автореферат разослан “19” февраля 2009г.


Ученый секретарь совета,

доктор химических наук Д.А. Хисаева

^ Общая характеристика работы

Актуальность темы. Длительная разработка нефтяных месторождений Республики Башкортостан привела к заметному истощению углеводородного потенциала палеозойской части осадочного чехла. В этих условиях первоочередной задачей становится выявление перспектив отложений, дающих возможность открытия в них новых запасов нефти и газа. К числу таких отложений относятся вендские, имеющие широкое развитие и большие мощности. Их нефтегазоносность изучена недостаточно. Но наличие вендских отложений в осадочном чехле платформы позволяет прогнозировать скопления нефти и газа в них. О перспективности вендских отложений, помимо общепринятого признания их нефтеобразующей роли, свидетельствует наличие нефтепроявлений и получение промышленных притоков нефти на ряде площадей Удмуртии, Республики Башкортостан, Пермского края и Восточной Сибири.

^ Цель диссертационной работы заключается в научном обосновании перспектив нефтегазоносности и выборе основных направлений проведения геологоразведочных работ (ГРР) в вендском осадочном разрезе отложений платформенного Башкортостана.

^ Основные задачи исследований

  1. Анализ фациальных и палеогеографических условий формирования вендских отложений.

  2. Изучение закономерностей тектонического строения платформенного Башкортостана по II-му отражающему горизонту и поверхности вендского комплекса пород.

  3. Детализация гидрогеологии и гидрохимии венда.

  4. Определение фильтрационно-емкостных и изолирующих свойств пород венда.

  5. Исследование геохимических и пиролитических характеристик органического вещества для оценки нефтегенерационного потенциала венда.

  6. Районирование платформенного Башкортостана по степени перспективности венда для выбора первоочередных направлений ГРР на нефть и газ.

^ Методы исследований

Поставленные в диссертации задачи решались путем сбора, анализа и обобщения обширного фондового геолого-геофизического материала по 15 параметрическим и более тысячи поисково-разведочным скважинам, вскрывшим отложения венда на глубину от 1,0 до 1569 м. Проанализирован и обобщен вещественный состав пород, изученных петрографическим методом Т.В. Ивановой. Для палеогеографических реконструкций применялись минералого-геохимические индикаторы: коэффициент зрелости, алюмокремниевый и щелочной модули, оксидный, железистый, марганцевый показатели и малые элементы. Использовалось также соотношение калиевых и натриево-кальциевых полевых шпатов в алевропесчаных породах, которое является опосредованным показателем палеоклимата. Фильтрационно-емкостные свойства изучались на основании результатов исследований кернового материала, испытаний скважин и ГИС; изолирующие свойства пород – рентгено-структурными и петрографическими исследованиями. Собраны и обобщены данные по нефте-газо- и битумопроявлениям, испытанию скважин, проанализированы результаты исследований пиролиза образцов пород методом Rock-Eval (58 анализов).

^ Научная новизна

  1. Впервые для платформенного Башкортостана построена детальная карта по поверхности вендских отложений, показавшая тождественность структурных поверхностей венда и нефтегазоносных комплексов девона и карбона.

  2. Впервые с использованием рентгено-структурного анализа в аргиллитах венда изучаемой территории установлено широкое развитие ассоциаций глинистых минералов, определяющих изолирующие свойства пород.

  3. Впервые установлена пиролитическая характеристика генетических типов нефтегазопроизводящих пород вендского комплекса осадков.

  4. Проведено районирование платформенного Башкортостана по степени нефтегазоперспективности вендских отложений.

^ Основные защищаемые положения

  1. Результаты изучения в разрезе венда пород-покрышек и пород-коллекторов, которые в ассоциации с благоприятными структурными дислокациями способны аккумулировать и сохранять залежи УВ.

  2. Результаты изучения катагенетической преобразованности глинистых пород и органического вещества нефтегазогенерирующих толщ.

  3. Проведение районирования платформенного Башкортостана по степени перспективности для рационального выбора направлений и размещения объемов ГРР.

^ Практическая значимость и реализация результатов работ

Рентгеноструктурные исследования, приведенные в диссертационной работе, вслед за петрографическим изучением, позволили автору инструментально обосновать наличие в вендских отложениях пород-покрышек. Породы-коллекторы, кроме ранее установленной качественной характеристики, получили своё генетическое обоснование. Результаты исследований, полученные в процессе подготовки диссертационной работы, использованы при составлении государственной Программы на проведение научно-исследовательских и производственных работ по теме «Изучение додевонской осадочной толщи платформенного Башкортостана и обоснование перспектив ее нефтегазоносности» на 2000-2005г.г.


^ Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на Всероссийских и региональных конференциях в г. Уфе (2002, 2003, 2006), г. Тюмени (2003), г. Бугульме (2003, доклад удостоен диплома и памятной медали).

Публикации. Результаты исследований опубликованы в 11 научных статьях, в том числе 2 – в изданиях, рекомендованных ВАК. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач, анализ и обобщение результатов исследований.

Автором был обработан и прокоррелирован геолого-геофизический материал по более тысячи поисково-разведочных и параметрических скважин платформенной части Башкортостана.

Полученные данные использовались при построении схемы тектонического районирования вендского комплекса, схематической геологической карты со снятыми палеозойскими отложениями, карт мощностей, схем сопоставления разрезов скважин, структурных карт по подошве байкибашевской свиты (II отражающий горизонт) и по поверхности венда, схемы распространения пород-покрышек над 6 пластами – коллекторами вендского комплекса и других графических материалов. Отдельные рисунки выполнялись с использованием материалов других авторов или построены совместными усилиями.

Использованы первичные геохимические материалы, полученные Н.П. Егоровой, Т.В. Ивановой и О.Д. Илеменовой, фондовые источники ООО «Башнефть-Геопроект».

^ Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, общим объемом 156 страниц, в том числе 30 рисунков и 17 таблиц. Список использованных источников включает 112 наименований.

Автор считает своим долгом выразить глубокую благодарность д.г.-м.н., профессору Е.В. Лозину, д.г.-м.н. К.С. Баймухаметову, к.г.-м.н. Н.П. Егоровой, Т.В. Ивановой, О.Д. Илеменовой, В.И. Козлову, А.И. Ларичеву, В.Г. Изотову, Л.М. Ситдиковой, Н.С. Гатиятуллину, В.В. Баранову и др. за ценные советы и практические замечания. Автор признателен В.А. Федорченко, Н.Б. Амельченко, Г.И. Косьяненко, М.В. Васильеву и другим сотрудникам отдела ВМСБ ООО «Башнефть-Геопроект» за поддержку и помощь.

Особую благодарность автор выражает руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Р.Х. Масагутову за постановку темы, постоянное внимание к работе и поддержку.


^ Содержание работы

Во введении показана актуальность выполненной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, изложена научная новизна работы, сформулированы основные защищаемые положения.

В первой главе дана литолого-стратиграфическая характеристика вендских отложений. Историю изученности вендских отложений можно подразделить на три этапа: первый, с 1945-1960г.г. – изучение литологии (ведущая роль принадлежала К. Р. Тимергазину); второй, 1961-1980г.г – когда проводились исследования гидрогеологии и геохимии разреза, а также других вопросов геологии. С создания рабочей схемы стратиграфии рифейско-вендских отложений начался третий этап в изучении венда (Лисовский, Афанасьев и др., 1981). В окончательном виде схема стратиграфии принята на Всероссийском совещании «Стратиграфия, палеонтология и перспективы нефтегазоносности рифея и венда восточной части Восточно-Европейской платформы» (г. Уфа) для территории платформенного Башкортостана в 1999г., и утверждена Межведомственным стратиграфическим комитетом России как унифицированная схема для венда Волго-Уральской области в 2000г. Согласно названной схеме венд был принят в объеме четырех свит (снизу вверх): байкибашевская, старопетровская, салиховская и карлинская, которые охватывают временной интервал 570 – 650 20 млн. лет.

Автором с использованием последней схемы стратиграфии составлены детальные корреляционные схемы вендских отложений, позволившие уверенно сопоставить разрезы параметрических и глубоких скважин всего платформенного Башкортостана. Проведенная работа позволила на единой методической основе провести все геологические построения (структурные карты, геологическая карта со снятыми палеозойскими отложениями, карты мощностей и т.д.). Ниже, по результатам корреляции, даны краткая литологическая и промыслово-геофизическая характеристики свит венда. корреляции дана краткая литологическая и пр и болееими дислокациями.льных структур, часть которых вверх по востанию

^ Байкибашевская свитаV1bk сложена песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Свита четко выделяется на каротажных диаграммах отрицательной ПС и пониженными значениями ГК [4, 11]. Мощность свиты изменяется от 4 м до 185 м.

^ Старопетровская свита – V1sp сложена аргиллитами, алевролитами и реже – песчаниками полимиктового состава. Свита на каротажных диаграммах имеет устойчивую положительную ПС, невысокие значения КС, повышенные значения ГК и низкие – НГК. На общем фоне положительной ПС в нижней и верхней частях свиты выделяются два, реже один, алевро-песчаных пласта. Алевро-песчаные пласты на каротажных диаграммах выделяются отрицательной ПС, и невысокими значениями КС. На РК этим пластам, как правило, соответствуют участки с пониженными значениями ГК. Мощность свиты меняется от 2 до 372 м.

Салиховская свита – V2sl сложена в основном песчаниками и алевролитами. На каротажных диаграммах характеризуется довольно расчлененной ПС с целым рядом различной степени выра­женности отрицательных аномалий. Она уверенно выделяется на ЭК диаграммах, кавернограмме. В ее верхней и нижней частях выделяются два алевро-песчаных пласта, которые в целом не выдержаны по простиранию на территории. Мощность свиты колеблется от 23 м до 377 м.

Карлинская свита – V2kl сложена аргиллитами и алевролитами, с подчиненными прослоями песчаников. На каротажных диаграммах свите соответствует положительная ПС, с невысокими значениями КС. ГК имеет повышенные, а НГК – пониженные значения. В составе свиты на нескольких уровнях прослеживаются маломощные песчаные и алевро-песчаные пласты, имеющие различной степени выраженности отрицательную ПС. При этом КС, при наличии карбонатного цемента, имеет высокое значение, и низкое – в неплотных песчаниках [4]. Мощность свиты изменяется от 2м до 777м. Общая мощность вендских отложений на территории платформенного Башкортостана колеблется от 2 м до 1569 м.

^ Во второй главе рассматриваются фации, условия осадконакопления и палеогеография вендских отложений.

Диссертантом, на основе ранних работ (М.И. Гарань, 1960; О.К. Едренкина, 1971; Т.В. Иванова, 1970, 1973, 1999, 2002; М.М. Алиев, 1977; Е.В. Лозин, 1997, Р.Х. Масагутов, 1997, 2002; Ю.В. Андреев, 2001 и др.), собственного анализа и обобщения новых данных бурения по литологическому составу слагающих разрез венда осадочных пород, их текстурно-структурным особенностям и характеристике петрохимических показателей существенно детализованы представления о фациальных типах осадков: прибрежно-континентальных (имеют ограниченное развитие в составе байкибашевской свиты), прибрежно-морских и мелководно-морских [3].

В байкибашевском веке рассматриваемая территория, за исключением выступов кристаллического фундамента, была полностью погружена. На склонах выступов фундамента в условиях прохладного климата, существовавшего вплоть до конца карлинского времени, происходило образование эллювиально-делювиальных песчано-алевритовых и гравийных осадков, нередко с галечником и щебенкой в основании.

Старопетровский век характеризовался максимальным развитием трансгрессии мелководного морского бассейна, в результате чего резко сокращается количество приносимого в бассейн грубого обломочного материала, и на большей части территории начинают отлагаться тонкие глинисто-алевритовые осадки.

С наступлением салиховского века произошел подъем территории на севере, который обусловил сокращение площади, занимаемой морем. Накапливались песчаные и песчано-алевритовые осадки в слабоокислительной обстановке. Осадкообразование происходило в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях.

В карлинском веке морской бассейн не претерпел особых изменений. В прибрежной зоне отлагались глинисто-алевролитовые осадки, и лишь на северо-востоке, наряду с алевропелитами, происходило накопление мелкозернистых песчаников, обломочный материал для образования которых поступал с Красноуфимского выступа кристаллического фундамента.

^ В третьей главе рассматривается краткая гидрогеологическая и гидрохимическая характеристика пластовых вод венда. Согласно Б.И. Лерман (1970) пластовые воды венда входят в состав рифей – венд – нижнепалеозойского гидрогеологического цикла. В гидрогеологическом отношении по вендскому структурному этажу платформенная часть Башкортостана приурочена к приосевой зоне Камско-Бельского бассейна и лишь незначительная по площади часть района – к Серноводско-Абдулинскому бассейну. Наиболее минерализованные и метаморфизованные воды приурочены именно к приосевой зоне Камско-Бельской грабеновой впадины, и по соотношению различных химических элементов относятся к хлоркальциевому генетическому типу, характерному для месторождений УВ. Гидрохимические особенности пластовых вод изучены неравномерно как по площади, так и по разрезу. При анализе и обобщении характеристик пластовых вод выяснилось, что вендские воды сходны с водами терригенного девона и верхнего рифея (Егорова, 1986).

^ В четвертой главе работы рассматривается тектоническое строение вендского структурного этажа. Изучение вопросов тектоники нашло отражение в работах Г.М. Фроловича (1988), Е.В. Лозина (1994), А.А. Скрипия (1995), Р.Б. Булгакова и Р.Х. Еникеева (1999), Ф.И. Хатьянова (1999), Т.В. Ивановой, Р.Х. Масагутова, Ю.В. Андреева (2000) и др. В них преимущественно отражено строение подошвенной части вендских отложений по отражающему горизонту II.

Диссертантом, на основании данных бурения, обобщения материалов площадной и региональной сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) последних лет, детализирована структурная карта по отражающему горизонту II (рис. 1). Из нее следует, что структурный план по II-му отражающему горизонту сохранил основные черты строения верхнерифейских отложений авлакогенного комплекса. Также наблюдается региональное юго-восточное направление погружения пород. Наиболее высокое гипсометрическое положение в своем залегании II-ой отражающий горизонт имеет на крайнем западе Камбарско-Тастубской седловины, от -1,55 км до -1,7 км, тогда как на востоке и юго-востоке зоны сочленения Байкибашевско-Колгановской впадины и Камбарско-Тастубской седловины опускается от -3,0 км до -4,0 и более км. Байкибашевско-Колгановская впадина имеет широкие пологие борта и значительные размеры, занимает большую часть платформенного Башкортостана. Камбарско-Тастубская седловина сложена, в основном, старопетровскими и байкибашевсками отложениями венда и расположена преимущественно на территории Пермской области, и лишь южное ее окончание – на севере Башкортостана.




Современное региональное погружение с запада на восток сопровождается значительным увеличением в этом направлении мощностей вендских отложений. В отличие от палеозойских горизонтов II-ой отражающий горизонт испытывает ступенчатое погружение. Структурно-тектонические ступени, как правило, ориентированы на северо-восток и параллельны западному борту Предуральского прогиба [2].

Согласно этой структурной карте, Караидельский свод, впервые выделенный Хлебниковым в 1977 году на северо-востоке рассматриваемой территории, состоит из двух вершин. Первая вершина расположена в районе скв. 1 Каировская, вторая – в районе скв. 1 Тастубская. Западные и северные склоны свода пологие. Установлено также, что наиболее высокое гипсометрическое положение подошвы венда в Кудашско-Казанчинской впадине зафиксировано в районе скважин 19, 20 Игровские и 34 Воядинская. Здесь, по данным глубокого бурения и сейсморазведки МОГТ выделяется Игровско-Четырманская терраса, осложненная Игровским и Четырманским поднятиями. Юго-восточнее выделяется Благовещенская впадина, которая граничит на западе с юго-восточным склоном Южно-Татарского свода, на юге и юго-западе − с Давлекановско-Толбазинской седловинной зоной, а далее на востоке погружается до области Западного Урала.

В рассматриваемой платформенной части по II-му отражающему горизонту четко выделяется ряд субмеридиональных и субширотных разрывных нарушений. Один из них, субмеридиональный Сергеевско-Демский конседиментационный грабенообразный прогиб (КГП), выделяется по линии скважин 14, 21 – Благовещенской и 94 – Гуровской площадей. К востоку от него и параллельно ему трассируется Тавтиманово-Уршакский КГП. Прогибы имеют значительную протяженность (до 200 км) и узкие поперечные размеры (менее 1 км), амплитуда их достигает 100 и более м.

Для характеристики поверхности вендского комплекса отложений диссертантом построена структурно-тектоническая карта. На ней выделяются те же структуры первого порядка, что и по терригенному девону палеозоя. Среди них выделяются Башкирский и Южно-Татарский своды, Благовещенская и Салмышская впадины, Бирская седловина и т.д. Башкирский свод четко выделяется как самостоятельное крупное сводовое поднятие, занимающее наиболее высокое гипсометрическое положение на всей территории платформенного Башкортостана. Он имеет две вершины – Кушкульскую и Красно-Ключевскую, которые оконтуриваются единой стратоизогипсой -1,5 км. Более высокое гипсометрическое положение из двух вершин занимает Красно-Ключевская, восточная часть которой граничит с Каратуским тектоническим элементом западного склона Урала [8].

Южно-Татарский свод по гипсометрии поверхности вендских отложений почти не отличается от Башкирского свода. Самое высокое гипсометрическое положение свод имеет на крайнем западе платформенного Башкортостана, откуда он плавно погружается на северо-восток и переходит в Бирскую седловину, разделяющую Южно-Татарский и Башкирский своды. На Южно-Татарском своде, как и по кровле терригенного девона, выделяются Серафимовско-Балтаевская и Копей-Кубовская погребенные валообразные структуры и другие, менее рельефные объекты 2-го и 3-го порядков. Прослеживаются нефтеконтролирующие в девоне Шаранско-Туймазинский и Серафимовско-Чекмагушевский КГП.

В структурном плане Благовещенская впадина представляется в виде моноклинали, погружающейся к югу и юго-востоку, разорванной Сергеевско-Демским и Тавтимано-Уршакским дизъюнктивными и рядом других дислокаций протяженностью до 200 км и более. Основные черты вышеназванных тектонических нарушений по терригенному девону аналогичных вендским, достаточно широко освещены в литературе (Мкртчян, Драгунский, 1965; Мирчинк, Мкртчян 1965; Юрин 1965; Постников и др., 1965; Фаттахудинов, 1970, 1972; Хатьянов, 1971, Баймухаметов и др., 1971; Лозин, 1994 и др.)

Бирская седловина по вендской поверхности выражается в виде террасы, наклоненной к Верхнекамской и Благовещенской впадинам. Наиболее глубокое погружение вендских отложений в пределах Бирской седловины отмечается в узкой полосе Серафимовско-Чекмагушевского КГП в районе скв. 67 и 77 Чекмагушевские [8].

Верхнекамская, Бымско-Кунгурская и Салмышская впадины практически не отличаются по строению друг от друга. На фоне общего ступенчатого погружения в юго-восточном направлении выделяется ряд малоамплитудных положительных и отрицательных структур. Всего на территории платформенного Башкортостана известно около 90 положительных структур, часть которых по восстанию регионального залегания венда, контролируются тектоническими дислокациями.

При сопоставлении структурных планов II-ого отражающего горизонта и поверхности венда автор установил, что, несмотря на сходство между ними имеются и отличия: Башкирский свод по отношению к Караидельскому смещен на несколько десятков километров к юго-востоку. Верхне-Камская впадина с глубиной сужается и по подошве байкибашевской свиты выделяется как Кудашско-Казанчинская. Бирская седловина поверхности венда также сужается и смещается в район Чераул-Орьебашской группы поднятий. Остальные структурные элементы поверхности венда (Благовещенская впадина, юго-восточный склон Южно-Татарского свода, Давлеканово-Толбазинская, и Орьебашско-Караидельская седловины) характеризуются унаследованностью от нижележащего структурного плана.

В пятой главе автором рассмотрены фильтрационно-ёмскостные и изолирующие свойства пород венда. Ранее, предшествующими исследователями (Алиев, Балашова, Андреев, Масагутов и др.), в венде выделены шесть песчано-алевролитовых пластов с удовлетворительными и реже хорошими фильтрационно-ёмкостными свойствами. В составе этих пластов автором выделяются два генетических вида коллекторов: остаточный (первый или седиментационно-генетический) и второй (эпигенетический).

Коллекторы первого вида характеризуются наличием прямой зависимости между пористостью и проницаемостью. В них наблюдается отставание проницаемости от пористости, которое обусловлено изолированностью отдельных пор, возникшей под влиянием процессов уплотнения пород. Этот вид коллекторов развит в основном на глубине не более 2,5-3км. Ниже песчаники и алевролиты в большинстве случаев становятся практически непроницаемыми и выпадают из разряда коллекторов (пористость от 6,8 до 12,3%, проницаемость от 0,0024 до 0,006 мкм2). Коллекторы второго генетического вида (эпигенетические), образованные под воздействием геохимических и тектонических процессов, имеют локальный характер развития и установлены на разных глубинах, обладают более высокими фильтрационно-ёмкостными свойствами. Для них характерно отставание пористости от проницаемости и они не имеют строгой закономерности в распространении (пористость от 11,1 до 17,5%, проницаемость от 0,074 до 0,187 мкм2). Наиболее вероятной является приуроченность их к разрывным нарушениям, вдоль которых образуются зоны повышенной трещиноватости. Для этого генетического вида характерно наличие вторичных пор и каверн выщелачивания, а также повышенная трещиноватость. Именно коллекторы второго вида обнаруживают на ЭК диаграмме четко выраженные отрицательные аномалии ПС. Ниже приводится характеристика коллекторов.

Пласт VVI байкибашевской свиты является, в основном, коллектором первого генетического вида; развит на глубинах не более 2500 м (пористость 6,8%, проницаемость 0,006 мкм2). Более емкие коллекторы эпигенетического типа в этих отложениях могут существовать на любых глубинах (пористость 17,5%, проницаемость 0,187 мкм2). Водоупором для пласта VVI являются алевролиты и аргиллиты самой байкибашевской свиты и вышележащих горизонтов. На рассматриваемой территории, по мнению диссертанта, наибольший интерес пласт VVI представляет в восточной и южной частях платформенного Башкортостана. Здесь он непосредственно залегает на нефтематеринских породах толщи кармалкинской подсвиты рифея и перекрывается мощной пачкой алевролито-аргиллитовых пород старопетровской свиты [11].

Пласты VV-IV старопетровской свиты наибольший интерес представляют в тех зонах, где роль нефтематеринской свиты могут выполнять как кармалкинская толща рифея, так и глинистые породы самой свиты и перекрываются достаточно мощной для изоляции пачкой плотных алевро-глинистых пород. В целом песчаники старопетровской свиты, несмотря на их небольшую мощность в платформенной части Башкортостана, обладают следующими фильтрационно-ёмкостными свойствами: пористость до 12,3%, проницаемость до 0,06 мкм2. Эти пласты могут быть коллекторами только в трещиноватых зонах (пористость 15,7%, проницаемость 0,079 мкм2). По мнению автора, пласты изолированы друг от друга и, от выше- и нижележащих отложений, алевро-глинистыми пропластками мощностью от 2 м до 182 м.

На территории Камбарско-Тастубской седловины в северо- и северо-восточном направлениях песчаники в разрезе старопетровской свиты полностью замещаются исключительно плотными непроницаемыми аргиллитами и алевролитами, а в южной части Байкибашевско-Колгановской впадины флюидоупор представлен тонкослоистым чередованием аргиллитов и алевролитов.

Пласты VIII-II салиховской свиты в основном своем объеме не являются коллекторами и только отдельные прослои, залегающие на глубинах менее 2500 м, являются малоемкими, малопроницаемыми коллекторами остаточного генетического вида (пористость до 8,2%, проницаемость до 0,0024 мкм2). Породами-покрышками для этих пластов являются аргиллито-алевритовые непроницаемые прослои в составе самой свиты. Автор считает, что в случае, когда пласт VII залегает непосредственно под карлинской свитой, флюидоупором для него являются глинисто-алевролитовые породы последней.

В составе пласта VI карлинской свиты установлены мало- и среднеемкие коллекторы трещинно-кавернозного и порово-трещинного типов эпигенетического вида, которые имеют локальный характер развития (пористость до 11,1%, проницаемость до 0,074 мкм2). Надежными породами-покрышками для пласта VI являются глинистые и глинисто-алевритовые породы самой свиты, а также вышележащие отложения девона.

Подтверждением наличия коллекторов в составе вендских отложений являются и полученные притоки воды в платформенной части Башкортостана, промышленные и непромышленные притоки нефти на соседних территориях, граничащих с Республикой Башкортостан. Так, из пласта VVI на Дебеской площади (Удмуртия) получен слабый приток нефти. Промышленные притоки высоковязкой нефти установлены на Шарканском, Тыловайском месторождениях и Ефремовской структуре (Савельев, 2003). На Шарканском месторождении нефть из пласта VV дебитом 6 м3/сут получена в скв. 1060 Шаркан (ШР). При испытании пласта VIV через колонну (скв. 1062 ШР) получено 0,04м3 фильтрата бурового раствора с нефтью. Согласно лабораторным определениям фильтрационно-ёмкостные свойства, пористость и проницаемость пласта VV, с эффективной мощностью 15м в скв. 1060 ШР, на гл. 2304 м составили 17,5%, 0,301 мкм2 соответственно, и на гл. 2306 м пористость – 14%, проницаемость не определена. В скв. 1067 ШР, расположенной северо-западнее скв. 1060 ШР, мощность пласта сокращается до 1,6м, а пористость и проницаемость образцов, отобранных с глубин 2283 и 2285 м, составляют соответственно 15,3%, 0,106мкм2 и 13,5%, 0,002 мкм2. В скв. 1065 ШР, пробуренной восточнее скв. 1060 ШР, пласт VV двумя прослоями глинистых пород расчленен на три пропластка с ухудшенными коллекторскими свойствами (пористость 6,6-11,6%) (Савельев, 2003). Учитывая уменьшение мощности и ухудшение коллекторских свойств пласта VV при удалении от скв. 1060 ШР, автором предполагается «рукавный» характер его развития. Осевая часть «рукава», вероятно, трассируется далее в юго-юго-восточном направлении к скв. 1062 ШР, в которой водонасыщенный пласт VV имеет мощность более 40м [7].

Что касается пород-покрышек, то вышеназванные песчано-алевролитовые пласты венда на всей территории их развития перекрываются плотными глинистыми и аргиллитовыми разностями пород. Ситдиковой Л.М. (КГУ) рентгено-структурным анализом были изучены аргиллиты в ряде скважин платформенного Башкортостана и Удмуртской республики с целью исследования минералогии глинистого вещества, участвующего в создании флюидоупорных свойств. На дифрактограммах, выделяются базальные рефлексы, характерные для пород содержащих каолинит, хлорит и гидрослюды. Рентгенографически они чаще относятся к каолинит-хлорит-гидрослюдистой ассоциации, присутствие которой способно придавать породам изолирующие свойства из-за содержания разбухающих пакетов от 10 и более процентов.

Согласно рентгено-структурным исследованиям, каолинит-хлорит-гидрослюдистая ассоциация глинистых минералов является наиболее распространенной. Кроме нее в скв. 1020 Полом (Удмуртия) в байкибашевской свите на глубине 2516 м выявлена хлорит-каолинит-смешаннослойная ассоциация, в которой смешанно-слойная фаза представлена агрегатом слюда-смектит, содержащим максимальное количество разбухающих межслоев (до 20%). В карлинской свите скв. 184 Южно-Тавтимановская установлена и каолинит-гидрослюдисто-хлоритовая ассоциация, которая из-за меньшего процентного содержания гидрослюдистой составляющей обладает ухудшенными изолирующими свойствами по сравнению с каолинит-хлорит-гидрослюдистой и хлорит-каолинт-смешаннослоистой ассоциациями [7].

В шестой главе рассматриваются геохимическая и пиролитическая характеристики органического вещества, основные закономерности в распределении нефтегазоносности по разрезу.

Геохимическими исследованиями, проведенными Н.П. Егоровой (1986), установлено, что в разрезе вендских отложений наиболее широким распространением пользуются пестро- и зеленоватоцветные породы, формировавшиеся в условиях слабоокислительной и нейтральной обстановки. Эти породы характеризуются низким содержанием органического вещества. В то же время, в разрезе выделены толщи, старопетровская и карлинская, которые формировались в более благоприятной геохимической обстановке, и которые диссертантом [10], вслед за Н.П. Егоровой (1986), с точки зрения развития благоприятных минералого-геохимических фаций, отнесены к возможным нефтегазопроизводящим (НГП) породам.

Пиролитическими исследованиями диссертантом в одном из образцов байкибашевской свиты (скв. 5 Шиханская) при PI (индекс продуктивности) = 0,69 установлено превосходство жидкой микронефти (S1 = 0,35) над остаточным нефтегенерационным потенциалом пород (S2 = 0,16), что свидетельствует о прохождении в них нафтидонакопительных процессов. Интерпретируя соотношение между индексом PI и Tmax, автор сделал вывод, что некоторые изученные образцы свиты относятся к достаточно «зрелым», но в своей эволюции не достигшие главной фазы нефтеобразования (ГФН). Наиболее высокие значения водородного индекса (HI=120 и 320) имеют породы с PI > 0,5. Породы, достигшие температуры 435 оС и соответствующие показателю отражательной способности витринита (Rо ~ 0,5), по мнению автора указывают на нахождение их в условиях стадии катагенеза МК1, то есть они достигли уровня генерации и эмиграции УВ.

Автор установил, что в целом образцы старопетровской свиты характеризуются более высокой степенью битуминозности по сравнению с байкибашевскими. «Прогретость» пород не превышает 491оС, показатель витринита редко выше 0,5% Rо, что указывает на незначительную степень катагенеза. По мнению диссертанта, несмотря на довольно высокие значения HI, характерные для богатых нефтематеринских пород, часть исследуемых пород свиты не достигла высокого уровня генерации и эмиграции УВ. При интерпретации соотношения между PI и Tmax автором отмечено, что часть изученных образцов пород свиты в своей эволюции не достигла ГФН, а некоторые из них вступили в главную фазу газообразования (ГФГ).

НГП породы старопетровской свиты представлены аргиллитами, редко – глинистыми алевролитами. Органическое вещество этих пород пребывает в условиях ГФН. По результатам рентгенографического анализа преобладающими для глинистых пород свиты являются стадии катагенеза ПК3–МК2, соответствующие условиям ГФН [1].

Соотношение параметров Сорг. и TGP (остаточный генетический потенциал пород) в салиховской свите невысокое. Но есть отдельные образцы, которые имеют исключительно хорошие значения. Что касается образцов салиховской свиты, то автор считает, что в целом, они характеризуются более высокой степенью битуминозности, чем образцы байкибашевской и старопетровской свит. В салиховской свите битумоидный коэффициент в 9 образцах изменяется от 0,8 до 41,3 (сингенетический), а в 5 образцах – от 56,0 до 103 (эпигенетический), т.е. в салиховской свите преобладающей является сингенетичная битуминозность. Диссертант выяснил, что наиболее высокие HI значения имеют породы с PI до 0,27÷0,44, в них S2 превосходит S1, т.е. это породы, не полностью реализовавшие свой генетический потенциал, скорее всего по причине отсутствия коллекторов. «Прогретость» пород не превышает 450оС, показатель Rо в 7 образцах пород – 0,3%, а в остальных 8 образцах составляет 0,5%. Это явление можно объяснить тем, что, несмотря на довольно высокие значения HI, которые характерны для богатых нефтематеринских пород, отсутствовали породы-коллекторы и УВ не могли генерироваться. Интерпретируя соотношение между PI и Tmax, диссертант отметил, что часть изученных образцов пород свиты в своей эволюции достигла в основном стадии МК1, т.е. основная масса пород достигла ГФН.

Образцы карлинской свиты характеризуются равной степенью битуминозности с салиховскими. Соотношение между параметрами ТОС и S1 карлинских пород характерно для сингенетичной битуминозности. Наиболее высокие HI значения (209…488,2) имеют породы с PI от 0,2 до 0,42, в основном в них S2 превосходит S1. «Прогретость» основной массы пород укладывается в пределы Tmax от 425 до 433оС (Rо не ниже 0,5%), что указывает на степень катагенеза – МК1, т.е. в основном породы достигли ГФН. При интерпретации соотношения между PI и Tmax автором отмечается, что часть изученных образцов карлинской свиты венда в своей эволюции не достигла ГФН.

Анализируя, результаты пиролиза осадочных пород венда диссертант установил, что генерирующую УВ-ную функцию выполняют сероцветные (до черных) аргиллиты, глинистые алевролиты и известковистые мергели. Максимальное содержание органического углерода и УВ на всех стратиграфических уровнях приурочено к аргиллитам (табл. 1).

Таблица 1 – Распределение органического углерода (ТОС) и TGP (S1+S2) в литологических типах пород

Породы

Количество образцов

Размах значений

Среднее содержание, мас. доли %

ТОС

TGP (S1+S2)

ТОС

TGP (S1+S2)

Песчаники

6

0,01 … 0,10

0,12 … 0,32

0,046

0,12

Алевролиты

22

0,04 … 0,20

0,01 … 0,77

0,12

0,17

Аргиллиты

27

0,06 … 12,26

0,06 … 33,5

1,06

3,63

Мергели

3

0,10 … 0,23

0,25 … 0,88

0,15

0,47


По среднему содержанию микронефти (S1, мг УВ/г породы) в нефтепроизводящих породах, по мнению автора, на первое место выходит салиховская свита (1,5), на второе место – старопетровская свита (0,59), на третье место – карлинская свита (0,2) и на четвертое место – байкибашевская свита (0,14).

По выявленным пиролитическим потенциалам в вендском комплексе автором выделены следующие генетические типы НП пород (табл. 2).

^ Первый тип – породы, достигшие ГФН или ГФГ, для которых Tmax составляет 430÷491 ºС, HI ≥ 200. Такую разбросанность значений HI диссертант объясняет различной плотностью НГП пород: плотные породы при отсутствии путей миграции для УВ нередко не могли реализовать свой генетический потенциал, и наоборот, в трещиноватых зонах процесс битуминизации органического вещества происходил более активно. В первом случае S2 количественно превосходит S1, а во втором – S1 преобладает над S2.

^ Второй тип – породы с HI, равным 104÷199, способные производить УВ в небольших количествах, также достигшие ГФН или ГФГ. Для них Tmax составляет 425…450 ºС.

Третий тип – это потенциально перспективные породы с HI ≥ 100, но не достигшие ГФН. Для них Tmax составляет 326÷421 ºС. Однако обнаружение среди НГП пород этого типа образцов с PI, достигшим значений 0,22÷0,44, позволяет предположить, что частичная генерация УВ из органического вещества пород начиналась до достижения ими ГФН.

Таблица 2 – Пиролитическая характеристика генетических типов НГП пород

Тип НГП пород

I

II

III

Кол. образцов

16

6

8

Породы

Аргиллиты, алевролиты глинистые, мергели

Аргиллиты, алевролиты глинистые

Аргиллиты, алевролиты глинистые

Гл. залегания, м

1934-3555

2074-2941

1664-2934

Сорг.

(0,10 … 9,0)/0,97

(0,10 … 12,26)/2,12

(0,07 … 0,44)/0,25

S1

(0,04 … 17,8)/1,82

(0,06 … 15,4)/3,89

(0,20 … 1,37)/0,54

TGP

(0,24 … 37,2)/4,75

(0,07 … 33,5)/8,49

(0,89 … 3,11)/1,44

HI

209 … 887

104 … 190

194 … 1400

PI

0,17 … 0,60

0,14 … 0,50

0,22 …0,44

Tmax (ºС)

430 … 491

425 … 450

326 … 421

Фаза НГП пород

ГФН; ГФГ

ГФГ




Примерная

толщина НГП

пород, м

30-200

50-200

50-200


Таким образом, из 58 образцов, исследованных пиролитическим анализом, нафтидопроизводящие свойства выявлены в 30 образцах (52%). НГП породы в составе всех свит венда залегают в виде отдельных прослоев и пачек толщиной от 30 до 200 м, и чередуются в разрезе с песчаниками, а также с алевролитами и аргиллитами без нафтидогенерирующих свойств [1].

Подводя итог вышеизложенному, следует подчеркнуть, что для отдельных прослоев песчаников и алевролитов получены максимальные значения битумидного коэффициента (β = 64÷240), указывающие на присутствие в их составе эпигенетического битумоида. Выявление эпигенетического битумоида в отдельных образцах аргиллитов (β = 54÷115) свидетельствует о повышенной их трещиноватости, способствующей проникновению подвижных битумоидов [6]. Приведенные данные являются показателями прохождения нафтидонакопительных процессов в рассматриваемых отложениях. Кроме того, установление для пород-коллекторов значений PI от 0,5 и более является признаком нахождения в них залежей УВ сырья (Лопатин, 1987).

Для вендских отложений диссертантом установлено увеличение катагенетической преобразованности глинистых пород и зрелости органического вещества, обусловленных процессами регионального характера, с ростом глубины их залегания от ПК3 до МК2. Органическое вещество НГП пород названных стадий находится в условиях ГФН на глубинах от 1700 до 3390 м. Стадии катагенеза данного генезиса названы стадиями регионального типа. На фоне стадий катагенеза регионального типа нередко на локальных участках разрезов скважин появляются более высокие степени преобразованности глинистых пород (МК2-3–МК5), возникшие под влиянием дополнительных термобарических нагрузок. Локальный характер проявления этих стадий позволяет предполагать дизъюнктивную природу источника этих нагрузок прогрессивного типа. Органическое вещество НГП пород этих локальных участков находится в условиях ГФГ.

Установлены случаи деструкции слюдистых минералов глинистых пород под влиянием процессов регрессивного типа. Ими, вероятнее всего, являлись реакционные водные растворы, проникавшие в осадочную толщу по каналам дизъюнктивной природы. Все проявления катагенетического преобразования пород, возникшие под влиянием дополнительных факторов локального характера, отнесены к стадиям катагенеза экстремального типа (табл. 3).

Таблица 3 – Распределение стадий катагенеза глинистых пород венда по глубинам

Глубина, м

Стадии регионального типа

Стадии экстремального типа

1700 - 2000

ПК3 ; МК1

МК2 ; МК5

2000 - 2500

ПК3 ; МК1

ПК3 ; МК2 ; МК4 - 5

2500 - 3000

МК1 ; МК2

ПК3 ; МК2 - 5 ; МК5

3000 - 3555

МК1 ; МК2

МК3 ; МК5


В распределении НГП пород в отложениях венда на себя обращает внимание факт приуроченности их разностей с максимальной величиной НI к Предуральской зоне. Вероятнее всего это обусловлено ускорением интенсивности процессов нефтегазообразования в зоне повышенной термодинамической активности [1].

При рассмотрении вопроса нефтегазообразования диссертант акцентировал исследования на проблеме условий образования глинистых осадков в вендском бассейне и оценил их способность к накоплению и сохранению сингенетичного органического вещества. С этой целью проанализировано распределение форм аутигенного железа в глинистых породах венда. Результаты показали, что на стадии диагенеза в глинистых осадках существовали благоприятные восстановительные условия для накопления и сохранения органического вещества, соответствующие сидеритовой, сульфидно-сидеритовой, редко - сидерито-сульфидной геохимическим фациям. При накоплении алевритового материала геохимические условия в осадке могли быть нейтральными, соответствующими глауконитовой фации.

В отложениях венда платформенного Башкортостана установлены нефте-, газо- и битумопроявления. Они зафиксированы почти на всей площади распространения вендских отложений (Тимергазин, 1959; Клевцова, 1969; Алиев, 1977; Жуков, 1990; Козлов, 1994; Аксенов, 1995; Масагутов, 1997; Белоконь, 2001 и др.).

При рассмотрении характера распространения нафтидопроявлений в вендских отложениях диссертантом [10] выявлен факт приуроченности большинства случаев нефтепроявлений к интервалу глубин 1800–2950 м (в 10-и случаях из 11-и) седловидной Камбарско-Тастубской зоны. В одном случае здесь вместе с нефтью в скв. 20 Игровская зафиксированы газопроявления, в другом случае (скв.29 Игровская) – выявлены газонасыщенность песчаников и газопроявления в процессе бурения. Газопроявления в пределах Байкибашевско-Колгановской впадины, где органическое вещество прибывает в ГФГ (в 11-и случаях из 16-и), приурочены к интервалу глубин 2440– 3580 м.

Нефтепроявления в вендских отложениях приурочены в основном к песчаникам, реже – к алевролитам, тогда как газопроявления установлены не только в песчаниках и алевролитах, но и в трещиноватых аргиллитах в разрезе скважины 5 Шиханская.

Проведенный автором анализ посвитного распределения проявлений нафтидов показал, что нефтегазопроявления приурочены преимущественно к осадкам байкибашевской свиты. Такое распределение нефтегазопроявлений в байкибашевской свите увязывается с площадью распространения нефтепроизводящей толщи калтасинской свиты. Нефте-, газо- и битумо-проявления в старопетровской свите сосредоточены, в основном, в Камбарско-Тастубской седловине. Они совпадают с площадью развития первично-битуминозных толщ калтасинской и старопетровской свит. В карлинской свите повышенные газопоказания и битуминозность совпадают с площадью распространения первично-битуминозных толщ этих отложений [9, 10]. Распространение нефтегазопроизводящих свит, непосредственное залегание на них песчаных коллекторов и наличие структурно-тектонических и седиментационных ловушек, запечатанных вместе с терригенным девоном, должны рассматриваться в качестве основных факторов при оценке перспектив поисков нефти и газа в вендских отложениях.

Впервые полученные результаты анализа пиролитических исследований позволяют автору утверждать, что в разрезе вендских отложений присутствуют богатые нефтегазоматеринские толщи, органическое вещество которых по степени преобразованности характеризуется как едва зрелое, но реализация нефтегазоматеринского потенциала в них уже началась. Автором, на основании благоприятных тектонических условий, наличия в разрезе венда пород-коллекторов и пород-покрышек в разрезе венда, гидрогеологических и геохимических обстановок, проведено схематичное районирование платформенного Башкортостана в отношении перспектив нефтегазоносности и даны предложения и рекомендации по направлению ГРР. По степени перспективности в платформенной части Башкортостана выделены 5 зон (рис. 2).

^ 1. Высокоперспективная зона характеризуется благоприятными литологическими и структурными условиями залегания вендских свит. В этой зоне в разрезе зафиксированы песчано-алевролитовые породы-коллекторы, аргиллито-глинистые породы-покрышки, повышенные концентрации органического углерода (ТОС) и наиболее интенсивные нефте-газо- и битумопроявления.

Перспективы нефтегазоносности венда в этой зоне диссертант связывает с коллекторами пластов VVI, VV, VIV, VIII, VII и VI (Масагутов, Бородулин, Габитов, Станекзай, 2003). Условия сохранения возможных залежей УВ улучшаются в восточном направлении, где увеличиваются мощности вендских отложений, а в северной части перспективы связаны с валообразной зоной, которая осложнена локальными поднятиями [5, 10].

^ 2. Перспективная зона включает в себя: часть Благовещенской впадины, Давлекановско-Толбазинскую седловидную зону, центральную и восточную части Шкаповско-Салмышской моноклинали, Бельскую депрессию и Шихано-Ишимбайскую седловину. Основной нефтепроизводящей толщей в этой зоне является карлинская свита. В качестве возможных нефтеносных отложений в этой зоне можно считать все 6 пластов венда, которые изолированы друг от друга пачками плотных алевроглинистых пород. Региональной покрышкой над пластами VVI-VI являются аргиллито-глинистые породы карлинской свиты. В рассматриваемой части область максимального осадконакопления с развитием в ней наибольших мощностей НГП пород расположена в южной части Байкибашевско-Колгановской впадины. Однако наибольшее число нафтидопроявлений приурочено к северу от описанной области, что объясняется преобладанием в данном комплексе латеральной миграции УВ – в северном направлении к участкам повышенного залегания пород.

^ 3. Малоперспективная зона – К этой зоне отнесена северная и северо-восточная часть Кудашско-Казанчинской впадины и северо-восточная часть Орьебашско-Караидельской седловины. Указанная зона, по мнению диссертанта, характеризуется несколько худшими коллекторскими свойствами, малыми мощностями пород-коллекторов и пород-покрышек.

^ 4. Зона с невыясненной перспективностью. К этой территории относится южная часть платформенного Башкортостана, которая до настоящего времени не изучена глубоким бурением.

^ 5. Неперспективная зона находится в северо-западной и западной частях Камбарско-Тастубской седловины, где вендский разрез представлен глинистыми породами старопетровской свиты и практически лишен органического вещества. Кроме того, из разреза венда здесь выпадают отложения байкибашевской, салиховской и карлинской свит, а в старопетровской свите коллекторы не установлены.




В качестве возможных ловушек (залежей) при поиске УВ в вендском комплексе рассматриваются, в первую очередь, локальные поднятия и выступы по II-му отражающему горизонту (рис. 2). Наибольший поисковый интерес представляют те локальные поднятия, которые развиты на наиболее перспективных территориях. Кроме локальных поднятий существенную роль в формировании залежей УВ могут играть неантиклинальные ловушки: зоны выклинивания и фациального замещения песчаных пластов вблизи приподнятых блоков кристаллического фундамента и эрозионных рифейских «останцов» [10].


основные выводы

1. Построены структурные карты по поверхности вендской осадочной толщи и по II-му отражающему горизонту, залегающему в подошвенной части разреза рассматриваемых отложений. Тектонический план II-го отражающего горизонта венда преимущественно унаследовал строение кровли авлакогенного комплекса рифея. Современные черты строения поверхность вендской части плитного комплекса приобрела совместно с палеозойскими отложениями в герцинский этап развития востока Русской плиты, поэтому по ней выделяются те же тектонические элементы, что и терригенного девона: своды, впадины, седловины, зоны грабенообразных прогибов и горстовидных поднятий, локальных осложнений III-го порядка.

2. В породах венда установлены пласты-коллекторы, относящиеся к двум генетическим видам (первого и второго). Выделяются коллекторы с первичными межзерновыми порами, в значительной степени измененными вторичными процессами, и порами выщелачивания и трещинные коллекторы тектонического генезиса. Благоприятные для нефти и газа коллекторы возникли в зонах тектонической раздробленности, обеспечивающей наилучшие условия для процессов выщелачивания и формирования коллекторов порового и трещинного типов.

Коллекторы первого вида характеризуют наличие прямой зависимости между пористостью и проницаемостью, либо отставание проницаемости от пористости, обусловленные изолированностью отдельных пор, возникшей под влиянием процессов уплотнения пород. Этот вид коллекторов развит в основном до глубины более 2500-3000 м. Ниже они отсутствуют.

Коллекторы второго генетического вида имеют локальный характер развития, установлены на разных глубинах и обладают более высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Для них характерно отставание пористости от проницаемости. Наиболее вероятной является приуроченность их к зонам повышенной трещиноватости. Для этого генетического вида характерно наличие вторичных пор и каверн выщелачивания, а также повышенная трещиноватость.

3. Рентгено-структурными исследованиями, по аналогии с разрезами скважин Шарканской и Поломской площадей Удмуртии, установлены породы-покрышки глинистого состава, в которых флюидоупорные свойства определяются наличием каолинит-хлорит-гидрослюдистой и хлорит-каолинит-смешаннослойной ассоциаций. В последней смешанно-слойная фаза представлена агрегатом слюда-смектит, содержащим максимальное количество разбухающих (до 20%) межслоев.

4. Пиролитическое изучение терригенных пород венда показало, что генерирующую УВ-ную функцию выполняют сероцветные (до черных) аргиллиты, глинистые алевролиты и известковистые мергели, то есть органическое вещество генетически связано с пелитовым материалом. Максимальное содержание органического углерода и УВ на всех стратиграфических уровнях приурочено к аргиллитам.

По выявленным пиролитическим потенциалам в вендском комплексе выявлены следующие генетические типы НГП пород:

– первый тип – породы, достигшие ГФН или ГФГ;

– второй тип – породы, способные производить УВ в небольших количествах, также достигшие ГФН или ГФГ;

– третий тип – это потенциально перспективные породы, но не достигшие ГФН;

5. Выявлен факт приуроченности большинства случаев нефтепроявлений и залежи нефти Шарканского месторождения к диапазону глубин 1800-2950 м Камбарско-Тастубской седловины, на котором органическое вещество находилось по термобарическим условиям в ГФН. Газопроявления в пределах Байкибашевско-Колгановской впадины приурочены, в основном, к глубинам 2440-3580 м, прошедшим ГФГ.

6. На основании анализа материалов параметрического и глубокого поискового бурения, сейсморазведки МОГТ и вновь полученных результатов по пиролизу автором проведено районирование платформенной части Башкортостана по перспективам нефтегазоносности венда и даны предложения и рекомендации по направлению ГРР. По степени перспективности здесь выделяются: высокоперспективная, перспективная, малоперспективная, с невыясненной перспективностью и неперспективная территории.

Исходя из оценки перспектив нефтегазоносности, основными элементами для поисковых работ являются северная часть Камбарско-Тастубской седловины и зона её сочленения с Байкибашевско-Колгановской впадиной. Предпочтительность этого направления обусловлена двумя факторами: высоким структурным положением и генетической взаимосвязью нефтегазоносности вендских отложений с рифейскими нефтематеринскими породами. Что касается зоны сочленения Камбарско-Тастубской седловины с Байкибашевско-Колгановской впадиной, то, кроме байкибашевских отложений, дополнительным объектом для поиска УВ являются осадки салиховской свиты.

^ Публикация по теме диссертации:

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Катагенез и условия нефтегазообразования в отложениях венда платформенного Башкортостана // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». 2008.– № 8– С. 38-40.

2. Станекзай Н.М., Лозин Е.В. Основные черты тектонического строения вендских отложений северной части Байкибашевско-Колгановской впадины и прилегающей территории // Журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».– Москва. ВНИИОЭНГ.– 2008.– № 11.– С. 6-9.

В других изданиях:

3. Иванова Т.В., Андреев Ю.В., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Фациальные особенности вендских отложений // Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан: реальность и перспективы / Материалы Республиканской научно-практической конференции.– Уфа.– 2002.– С. 149-155.

4. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Корреляция разрезов вендских отложений платформенного Башкортостана // Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана.– Уфа: ИГ УНЦ РАН; Том 1, 2003.– С. 174-177.

5. Ларичев А.И., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Пиролитическая оценка нефтегазопроизводящих свойств вендских отложений платформенного Башкортостана в связи с их перспективами // Геология, разработка, эксплуатация и экология нефтяных месторождения Башкортостана и Западной Сибири / Сборник научных трудов ДООО «Геопроект».– Уфа.– 2006. – Вып. 118.– С. 33-42.

6. Масагутов Р.Х., Иванов Д.И., Станекзай Н.М. Сравнительная характеристика нефтегазопроизводящих свойств слоистых сред верхнего протерозоя платформенного Башкортостана по данным пиролиза // Литологические аспекты геологии слоистых сред / Материалы 7 Уральского регионального литологического совещания. Екатеринбург: ИГГ УрО РАН, 2006.– С. 161-163.

7. Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Сравнительная характеристика пород-покрышек венда Верхне-Камской и Шкаповско-Шиханской впадин востока Русской плиты // Научно-технические проблемы нефти в старом нефтедобывающим регионе / Юбилейный сборник научных трудов.– Уфа.– 2007.– Вып. 119, ч. I.– С. 43-49.

8. Станекзай Н.М. Тектоническое строение размытой поверхности вендских отложений северной части Камбарско-Яныбаевской седловины и Байкибашевско-Колгановской впадины // Проблемы развития нефтяной промышленности (геология) / Доклады на отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов 27-28 мая 2003г., Ч. 1., Тюмень– 2003г.– С. 59-65.

9. Станекзай Н.М. Геологическое обоснование бурения параметрической скважины на Южно-Кубиязинской структуре // Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века / Сборник тезисов докладов молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане.– Том 1.– Бугульма, 2003.– С. 7-9.

10. Станекзай Н.М. Перспективы нефтегазоносности вендских отложений зоны сочленения Камбарско-Яныбаевской седловины с Байкибашевско-Колгановской впадиной // Новые данные о геологии, разработке, проектировании и внедрении МУН и экономике нефтяных месторождений / ООО «ИК БашНИПИнефть».– Уфа.– 2004.– С. 52-57.

11. Станекзай Н.М. Перспективы нефтегазоносности байкибашевской свиты венда севера Башкирского Приуралья // Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостан / Сборник. Материалы VI межрегиональной научно-практической конференции. –Уфа. –2006.– С. 174-175.




Скачать 372,15 Kb.
оставить комментарий
Дата30.11.2011
Размер372,15 Kb.
ТипАвтореферат, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

Загрузка...
База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Загрузка...
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх