WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


На правах рукописи

Гатиятуллин Накип Салахович

ГЕОЛОГО-ТЕКТОНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ (ТЕРРИТОРИЯ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН)

Специальность: 25.00.12 – «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург - 2011 г.

Работа выполнена в Татарском геологоразведочном управлении ОАО «Татнефть»

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, Фортунатова Наталия Константиновна профессор доктор геолого-минералогических наук, Халимов Элик Мазитович профессор доктор геолого-минералогических наук, Масагутов Рим Хакимович профессор Ведущее предприятие: Казанский (Приволжский) федеральный университет

Защита диссертации состоится «12» апреля 2011 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д216.008.01 при Федеральном государственном предприятии «Всероссийский нефтяной научноисследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ») по адресу: 191014, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, флигель, зал заседаний Учёного совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГРИ»

Автореферат разослан «__»_________2011 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 191014, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, ФГУП «ВНИГРИ», диссертационный совет.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор геолого-минералогических наук А.М. Жарков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность темы обусловлена ростом потребления и повсеместным истощением запасов углеводородного (УВ) сырья. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция – старейший нефтедобывающий регион. Высокая эффективность поисково-разведочных работ на ее территории позволила открыть многочисленные месторождения УВ, в том числе крупных и уникальных по запасам, а интенсивная разработка обусловила существенное сокращение их запасов и прогнозных ресурсов. Перспективы обнаружения меньших по размеру месторождений в считавшихся ранее неблагоприятными участках земной коры, как показывает опыт поисковых работ, достаточно велики. Перед нефтегазовой геологией со всей остротой встал вопрос теоретического обоснования новых направлений поисков залежей УВ сырья, одним из которых является нефтегеологическое районирование по результатам глубокого и сверхглубокого бурения. В исследовании представлен фактический материал по тектоническим элементам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с реальной промышленной нефтегазоносностью фанерозойского осадочного чехла, а в некоторых участках промежуточных (рифейско-вендских) осадочных комплексов и кристаллических пород фундамента. Aктуальность оценки нефтегазоносности рифей-вендского комплекса и кристаллических пород фундамента связанa с открытием и успешным освоением крупных и уникальных залежей нефти в магматогенных и метаморфических комплексах планеты. Задача повышения рентабельности освоения мелких нефтяных месторождений может быть достигнута в результате их совместной отработки с залежами других полезных ископаемых (битумов, углей и др.). Комплексные научные исследования, осуществленные в рамках настоящей работы, направлены на решение важной проблемы прогноза и поисков новых залежей УВ сырья в Волго-Уральском регионе и смежных территориях Восточно-Европейской платформы (ВЕП).

Объектом исследования являются структурно-тектонические элементы в осадочном чехле и кристаллическом фундаменте (КФ) на территории востока Волго-Уральской антеклизы и связанные с ними залежи УВ.

Цель и основные задачи. Цель работы заключалась в оценке тектонических и геодинамических условий формирования нефтеносных структур в осадочном чехле и кристаллическом фундаменте на территории восточной части Волго-Уральской антеклизы, определении их дальнейших перспектив.

1. Анализ тектонических и геодинамических условий формирования нефтеносных структур на территории Волго-Уральской антеклизы.

2. Качественная оценка природных резервуаров (коллекторов и экранирующих толщ) в разрезах осадочного чехла и КФ.

3. Выяснение геодинамических условий и механизма формирования пустотного пространства в породных комплексах осадочного чехла и КФ.

4. Оценка временной и пространственной связи процессов нефтегазонакопления на различных уровнях земной коры в пределах крупных структур Волго-Уральской антеклизы.

5. Выявление закономерностей пространственного размещения скоплений нефти и газа в пределах крупных структур востока Волго-Уральской антеклизы на основе тектонического и нефтегеологического районирования.

6. Оценка перспектив нефтегазоносности территории восточной части Волго-Уральской антеклизы и обоснование направлений исследования на основе анализа результатов глубокого и сверхглубокого бурения.

Научная новизна исследования включает в себя следующие положения:

· выявлены пространственные связи между различными типами структур в восточной и западной частях рассматриваемой территории;

· по-новому представлены положения, касающиеся нефтегеологического районирования территории Республики Татарстан (РТ), в пределах которой выделены нефтеносные области и составляющие их нефтеносные, потенциально нефтеносные и перспективные зоны;

· произведена типизация перспективных зон по структурному принципу и характеру нефтеносности в сочетании с литологическими, палеотектоническими и другими факторами;

· установлены особенности развития зон разуплотнения и дезинтеграции пустотного пространства за счет геодинамических напряжений в отложениях осадочного чехла и кристаллическом фундаменте Волго-Уральского НГБ в пределах РТ;

· с позиции взаимодействия и единства тектоно-геодинамических факторов и флюидодинамических процессов рассмотрена проблема нефтегазоносности осадочного чехла и кристаллического фундамента ВолгоУральского НГБ и прилегающих территорий;

· разработаны принципы и методы оценки перспектив нефтегазоносности верхнепротерозойских осадочных отложений и архейсконижнепротерозойских кристаллических образований;

· произведена комплексная оценка перспектив и направлений использования сопутствующих горючих ископаемых (газ, битум, уголь) при разработке нефтяных месторождений.

Практическая значимость исследования заключается в обосновании новых направлений региональных и поисково-разведочных работ на нефть и газ в Волго-Уральском НГБ в условиях достигшей 93% опоискованности земель геологоразведочными работами. Предлагаемые рекомендации базируются на дифференцированной оценке накопленного объема геологогеофизического материала и систематизации данных о скоплениях нефти в пределах различных тектонических элементов. Pекомендации по результатам исследований автора в течение 1991-2010 гг. эффективно используются в различных производственных организациях. Обосновано бурение поисковоразведочных скв. на северном куполе Татарского свода, по результатам которого получен приток нефти в трех скв. из 6 пробуренных, непосредственное участие в обосновании 4 параметрических скв. по программе МПР РФ на малоизученных участках северо- и северо-восточной части Мелекесской впадины, в центральной, купольной части СевероТатарского свода, обоснование направлений геологоразведочных работ с последующим обобщением материалов геолого-геофизических исследований восточного борта Южно-Татарского свода, где из переданных и принятых рекомендаций по бурению поисковых скважин, в четырех получена промышленная нефть. Они представлены также в проектах геологоразведочных работ в РТ и сопредельных ей регионах, в обосновании сверхглубокой скв. 20009-Ново-Елховской, параметрических и глубоких опорных скв. на востоке, северо-востоке и на юго-востоке РТ на рифейвендские отложения и на КФ. По инициативе и при участии автора в РТ был создан геодинамический полигон на территории Ромашкинского месторождения, не имеющий аналогов в России, и начато создание на базе глубоких скважин геолабораторий с их включением в состав геообсерваторий.

Разработана и осуществляется программа восстановления стволов ранее пробуренных сверхглубоких скв. с целью изучения динамики новейших движений и изменения флюидонасыщения. Материалы исследований автора отражают завершение регионального этапа исследований осадочных бассейнов восточной части Волго-Уральской антеклизы с оценкой ресурсной базы территории РТ Волго-Уральского НГБ и обоснованием приоритетных направлений геологоразведочных работ, направленных на поиски месторождений углеводородного сырья.

Защищаемые положения 1. Предлагаемая схема нефтегеологического районирования является основой для дифференциации территории востока Волго-Уральской антеклизы по структурно-тектоническим признакам, что позволяет прогнозировать новые направления геологоразведочных работ и открытие новых небольших залежей и месторождений нефти не только на востоке, но и на западе РТ.

2. Размещение нефтеносных и перспективных зон контролируется структурами второго порядка и более мелкими структурами (валообразные зоны, полосы поднятий и др.), и обнаруживает сходство в строении и геологической истории на территории восточного и западного Татарстана. Это указывает на возможность наращивания запасов нефти как по площади, так и по разрезу.

3. Прогноз промышленных залежей углеводородного сырья в горизонтах земной коры Волго-Уральской антеклизы ниже освоенных глубин (рифейсковендские отложения, кристаллический фундамент и его коры выветривания) обосновывается благоприятными геолого-геохимическими и геофлюидодинамическими предпосылками, оптимальным сочетанием коллекторов, экранирующих толщ и установленными признаками нефтеносности.

4. Перспективы дальнейшего ведения нефтепоисковых работ и эксплуатации месторождений в Волго-Уральская нефтегазоносная провинции связаны и с разведкой и с технологиями комплексной разработки различных видов сырья. Совместное (пространственно близкое) расположение месторождений нефти и залежей сопутствующих горючих полезных ископаемых (битума, ископаемого угля) является основой для их комплексного освоения.

5. Проведение геологоразведочных работ в РТ в условиях 93% опоискованности недр требует детального нефтегеологического обоснования и дифференцированной оценки ресурсной базы. Материалы защищаемой работы обосновывают их проведение на северном куполе Татарского свода, в северовосточной части Мелекесской впадины и на восточном борту ЮжноТатарского свода.

Фактический материал включает фактологические данные исследований и наблюдений автора с 1991 по 2010 гг., а также обширный материал, полученный в процессе работ и исследований ряда производственных организаций и научных учреждений, осуществляющих геологоразведочные работы на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и сопредельных территорий. Основой диссертации послужил геологический материал 28 параметрических и сверхглубоких (20000-Миннибаевская, 20009Новоелховская) скважин, пробуренных в пределах Южно-Татарского и Северо-Татарского сводов. В исследовании проанализирован и обобщен опубликованный материал, касающийся рассматриваемой проблемы.

Апробация работы. Результаты исследований автора по теме диссертации многократно докладывались на научно-практических совещаниях акционерного общества «Татнефть», коллегиях Министерства экологии и природных ресурсов РТ, Российских научных конференциях и Международных симпозиумах (30 Международном Геологическом конгрессе в Китае, Пекин, 1996; 31 – в Бразилии, Рио-де-Жанейро, 2000).

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав основного текста и заключения, общим объемом 275 с., 63 рис. и 6 табл.

Список использованных источников включает 177 наименований отечественной и зарубежной литературы по теме выполненной работы.

В процессе работы над диссертацией многие ее положения обсуждались с ведущими учеными Татарстана (Р.Х. Муслимов, Р.С. Хисамов, В.Г. Изотов, И.Х. Кавеев, Р.Р. Хасанов, И.Н. Плотникова, В.П. Степанов, В.В. Баранов), Москвы (В.А. Трофимов, А.А. Плотников), Санкт-Петербурга (М.Д. Белонин, В.Н. Макаревич, О.М. Прищепа), Башкортостана (В.И. Козлов), Белоруссии (Р.Г. Гарецкий, Р.Е. Айзберг), Украины (А.Е. Лукин), которым автор выражает искреннюю признательность за конструктивную критику, внимание и поддержку.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе: «Краткий геологический очерк» рассматриваются особенности геологического строения, этапы развития и история нефтепоисковых работ в Волго-Уральской антеклизе, в пределах которой расположена Волго-Уральская НГП. Волго-Уральская антеклиза является крупнейшей положительной структурой на востоке Восточно-Европейской платформы (Шатский, 1945; Гафаров, 1963; Валеев, 1968; Дедеев, 1972;

Игнатьев, 1976). Ее ограничивают позднепротерозойские авлакогены (Пачелмский, Среднерусский), Уральская складчатая система и Тиманская гряда. Главными структурными элементами являются Татарский, Токмовский, Башкирский и Жигулевско-Пугачевский своды, разделенные Мелекесской и Верхнекамской впадинами, Казанско-Кировским прогибом и Бирской седловиной. В геологическом строении Волго-Уральской антеклизы принимают участие архейские, протерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования. С тектонических позиций ее разрез характеризуется двухъярусным строением, при котором КФ покрыт, начиная со среднего девона, осадочными толщами фанерозоя (1,5-2 км), которые, в свою очередь, делятся на 4 структурных этажа. В восточной части антеклизы, рассеченной глубокими авлакогенами, между фундаментом и девонскими отложениями располагается еще один структурный комплекс (промежуточный), представленный осадочными образованиями рифея и венда.

Докембрийские образования. КФ сложен архейскими и нижнепротерозойскими кристаллическими породами, среди которых преобладают орто- и парагнейсы и амфиболовые гнейсы, прорванные интрузивными телами кислого, основного состава, интенсивно дислоцированные, измененные наложенными процессами. Поверхность КФ участками (Северо-Татарский свод) покрыта корой выветривания додевонского возраста (Петров, 1967; Плотникова, Гатиятуллин, Кавеев, 2001;

Гатиятуллин, Плотникова, 2006). Древнейшими осадочными отложениями на территории антеклизы являются рифейские и вендские отложения. Их присутствие зафиксировано по периферии Южно-Татарского и СевероТатарского сводов в Серноводско-Абдулинском и Камско-Бельском авлакогенах, где вскрыты наиболее полные разрезы верхнего протерозоя, представленные преимущественно пестроцветными и зелено-сероцветными песчано-алевролитовыми породами прибрежно- и мелководно-морского происхождения (Лапинская, Журавлев, 1965; Козлов и др., 1995). Общая мощность позднепротерозойской толщи в авлакогенах достигает 6-8 км (Балашова, Морозов, 1973; Алиев и др., 1977; Баранов, Гатиятуллин, 1993).

Фанерозойские осадочные образования сложены палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими комплексами пород (Буров, 2003; Хисамов, Гатиятуллин и др., 2010). Палеозойские образования представлены отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем, сложенных терригенными и карбонатными породами различной мощности (1600-2000 м), которые залегают на размытой поверхности докембрия. Девонские отложения имеют повсеместное распространение, но характеризуются неодинаковой стратиграфической полнотой. Среди них различаются два литологических комплекса: нижний – терригенный и верхний – карбонатный. Терригенные отложения относятся к числу наиболее изученных, так как с ними связаны крупнейшие нефтяные месторождения. Отложения карбона представлены всеми тремя отделами и распространены практически повсеместно, хотя и в разном стратиграфическом объеме, они регионально нефтеносны и угленосны, их мощность от 800 до 1400 м. Пермская система представлена верхним и нижним отделами. Пермские отложения содержат значительные ресурсы битумного (сверхвысоковязких нефтей) сырья.

Мезозойские образования ограниченно распространены на крайнем югозападе территории, представлены осадками средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела, залегают несогласно на пермских отложениях и погружаются в юго-западном направлении. Их мощность oт 0 до 180 м.

В составе кайнозоя сравнительно полно представлены континентальные отложения неогеновой и четвертичной систем, исключение составляют лишь маломощные (10-15 м) морские слои акчагыльского яруса плиоцена. Неогенчетвертичные отложения тесно связаны с рельефом и новейшей тектоникой.

Этапы геологического развития Волго-Уральской антеклизы связаны с этапами тектонической активизации. Дорифейский этап соответствует окончанию формирования КФ в период между нижним и верхним протерозоем около 1650±100 млн. лет назад. Байкальский этап знаменуется началом становления осадочного чехла. В этот отрезок времени отложения венда покрыли Камско-Бельский, Серноводско-Абдулинский авлакогены и Кажимский грабен, образовавшиеся в рифее в стадию рифтогенеза.

Каледонский этап характеризуется восходящими движениями и длительным, континентальным перерывом, начавшимся в венде и продолжавшимся до среднего девона. Oтмечалась активная тектоническая деятельность, предопределившая заложение будущих герцинских структур. В герцинском этапе произошло обновление структуры Волго-Уральской антеклизы и формирование палеозойских отложений осадочного чехла, вмещающих крупнейшие месторождения УВ - девонские (нефть), каменноугольные (нефть, уголь), пермские (уголь, битумы).

История нефтепоисковых работ. К настоящему времени в палеозойских отложениях установлена промышленная нефтеносность 33-x стратиграфических горизонтов, в PТ открыто свыше 180 нефтяных месторождений, включающих более 3000 залежей. За время разработки месторождений добыто 3 млрд. т нефти и свыше 90 млрд. м3 попутного газа.

Большой вклад в теорию и практику исследований нефтеносности рассматриваемой территории внесли геологи треста «Татнефтегазразведка», объединения «Татнефть», «ТатНИПИнефть», объединения «Татнефтегеофизика» и др. организаций. Подробные материалы по истории открытия месторождений нефти и природных битумов представлены в книгах А.А. Трофимука, С.Л. Князева, В.И. Троепольского, Р.Х. Муслимова, Е.Д.

Войтовича. Роль и значение литолого-фациальных, структурных, палеотектонических, гидрогеологических, геохимических, генетических и других предпосылок, способствовавших формированию крупнейших месторождений нефти в районах Урало-Поволжья, освещены в работах К.Б. Аширова, А.А. Бакирова, И.О. Брода, М.И. Варенцова, И.М. Губкина, Н.Д. Кованько, И.П. Лаврушко, С.П. Максимова, А.М. Мельникова, О.М.

Мкртчяна, М.Ф. Мирчинка, В.Д. Наливкина, С.Г. Неручева, В.П. Савченко, Ю.А. Притулы, А.А. Трофимука, В.И. Троепольского, Р.О. Хачатряна и других исследователей. Решением вопросов, связанных с оценкой перспектив нефтегазоносности рифей-вендских отложений Волго-Уральской области в разные годы занимались А.А. Трофимук. К.Р. Тимергазин, Л.Д. Ожиганова, Н.П. Егорова, С.Г. Морозов, М.М. Балашова, И.Е. Постникова, А.А. Клевцова, Е.М. Аксенов, Г.М. Фролович, Н.С. Лагутенкова, Н.А. Зуфарова, О.П.

Загулова, А.Г. Низамутдинов, В.И. Козлов, В.В. Баранов, А.Н. Диденко, Н.С.

Гатиятуллин, В.Г. Изотов и многие другие. Геолого-геофизические материалы, полученные в результате бурения глубоких скважин в западной Башкирии до 1959 г., обобщены К.Р. Тимергазиным. Новейшая информация по рифейсковендским отложениям Волго-Уральской провинции приведена в монографиях И.Е. Постниковой, Н.С. Лагутенковой и И.К. Чепиковой. По мнению большинства исследователей, наличие нефтегазопроявлений и потенциальнонефтематеринских свит, пород-коллекторов, покрышек, а также зон с благоприятными структурно-тектоническими условиями позволяют положительно оценивать перспективы нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений на территории Камско-Бельского и Серноводско-Абдулинского авлакогенов.

Особое место в истории освоения нефтяных богатств PТ занимает изучение битумоносности пермских отложений. Природные битумы залегают на глубинах до 400 м и частично в поверхностных условиях. Они представляют собой тяжелые высоковязкие гипергенно преобразованные нефти, содержащие, кроме углеводородной основы, другие полезные продукты. Целенаправленное изучение пермских битумов начато в 1970 г. За период 1970-2006 гг. пробурена 4221 специальная скв. общим метражом более 773,5 тыс. м, испытано на приток 188 скв. Геологоразведочными работами подтверждена региональная битумоносность пермских отложений в Мелекесской впадине, на западном и юго-восточном склонах ЮжноТатарского свода; выявлено 144 различных битумоскопления.

Анализ опубликованных материалов позволяет сделать ряд выводов, имеющих базовое значение для настоящей работы:

1. Суммарная мощность осадочного чехла на территории PТ непостоянна.

Минимальные мощности отмечаются на Северо-Татарском своде (1600-18м) и Южно-Татарском своде (1650-1900 м). На крайнем юго-востоке мощность осадков достигает 1750-2200 м, в Мелекесской впадине –1850-2270 м, в южной части Казанско-Кажимского авлакогена –1900-2100 м. Максимальные мощности осадочных образований (до 5000 м и более) установлены в КамскоБельском и Серноводско-Абдулинском авлакогенах.

2. Основные перспективные горизонты и пласты-коллекторы сохраняют свое значение на всей исследуемой территории. В то же время установлено, что палеозойские разрезы нефтеносных зон ее восточной части характеризуются более полным стратиграфическим составом слагающих их горизонтов, пространственной выдержанностью пластов-коллекторов и глинистых покрышек, ограниченным развитием внутриформационных перерывов в осадконакоплении.

3. Палеозойские отложения западных регионов и сопредельных областей формировались в палеотектонической обстановке восходящих движений (Северо-Татарский, Токмовский своды), что отразилось на полноте осадков и прерывистом характере распространения коллекторов и покрышек.

Программа изучения кристаллического фундамента. Программа глубокого бурения по кристаллическому фундаменту для PТ первоначально была разработана В.А. Лобовым и И.Х. Кавеевым (1969), Р.Х. Муслимовым и др. (1976) (рис. 1). Первое геологическое обоснование эпигенетической аккумуляции нефти и газа в породах кристаллического фундамента было априори построено на возможности дальней латеральной миграции в выступ Татарского свода из глубокозалегающих осадочных нефтегенерирующих толщ Камско-Бельского и Сергиевско-Абдулинского авлакогенов.

Предполагаемая дальняя миграция нефти по толщам пород кристаллического фундамента должна иметь сложный многоступенчатый характер с преобладанием перетоков по разломам, разрывам и зонам повышенной трещиноватости на больших глубинах. С геофизических позиций благоприятными участками для нефтегазонакопления в кристаллическом фундаменте Татарского свода признавались блоки с относительно малой плотностью пород около глубинных разломов, осложнённых системой оперяющих разломов. С ними тесно связано развитие благоприятных участков в структурном и геологическом отношении (поднятий, экранов, зон разуплотнения, трещиноватости). Программа предусматривала глубокое бурение по фундаменту на нефтяных месторождениях вершины и краевой части Южно-Татарского свода и на территории без нефти в осадочном чехле самой высокой части Северо-Татарского свода. В результате её реализации на территории Татарстана пробурено и изучено более 3000 скв., вскрывших КФ, в том числе и относящиеся к разряду сверхглубоких – 20000-Миннибаевская и 20009-Новоелховская.

В последние годы (2002-2010 гг.) Татарским геологоразведочным управлением (ТГРУ) ОАО «Татнефть» в рамках реализации Федеральной программы «Экология и природные ресурсы России 2002-2010 гг.» осуществлялись геологоразведочные работы по бурению и исследованию 4-х параметрических скв. – 20010-Кукморская, 1001-Трудолюбовская, 33Алькеевская, 34-Кузнечихинская (Хисамов, Тарасов, Гатиятуллин и др., 2004;

Гатиятуллин, Тарасов, Ананьев, 2005).

Рис. 1. Карта-программа изучения глубинных недр Татарстана Р.Х. Муслимов, В.А. Лобов, И.Х. Кавеев, 1976 г.

Поля преимущественного развития на поверхности кристаллического фундамента: 1-гранитоидов, 2-силлиманитовых гнейсов черемшанской серии архея, 3биотитовых гнейсов икской серии архея, 4-амфиболовых гнейсов приказанской серии архея; 5-пояса погребенных гранито-гнейсовых куполов; 6-рифейско-вендские отложения; 7-контуры девонских месторождений; 8-осевая зона Камско-Кинельской системы прогибов; 9-разломы и надвиги; 10-скважины глубокие и сверхглубокие по кристаллическому фундаменту.

Во второй главе: «Нефтегазоносность Волго-Уральской антеклизы» обобщены материалы по геологии и нефтеносности исследуемой территории, охарактеризовано пространственное размещение залежей УВ сырья в палеозойских комплексах.

Нефтегазоносность палеозойских комплексов. В палеозойских отложениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции доказана нефтебитумоносность 33-x стратиграфических горизонтов. Только на территории PТ разведано 180 нефтяных месторождения (свыше 3000 залежей) и выявлено 144 скоплений пермских битумов. Стратиграфический диапазон нефтебитумоносности охватывает весь палеозойский разрез от живетских до казанских отложений включительно. При этом распределение нефтеносности по разрезу носит неравномерный характер. Максимальная концентрация нефти приурочена к терригенной толще девона. Значительные нефтяные залежи связаны с турнейскими, визейскими и серпуховско-верейскими отложениями.

Природные битумы образуют крупные скопления в пермской толще Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода. По стратиграфической приуроченности нефтебитумопроявлений, оценке масштабов нефтенакопления, типам изолирующих покрышек (региональный, зональный, локальный), строении пластов коллекторов и ловушек, структурным, гидрогеологическим и другим факторам продуктивную часть палеозойского разреза можно расчленить на 11 нефтеносных и битумоносных комплексов регионального, зонального и локального типов. К ним относятся следующие комплексы: эйфельско-ардатовский зонально нефтеносный терригенный, муллинско-пашийско-тиманский регионально нефтеносный терригенный, среднефранско-фаменский локально нефтеносный карбонатный, турнейский регионально нефтеносный карбонатный, визейский регионально нефтеносный терригенный, серпуховско-визейский карбонатный регионально нефтеносный, каширско-гжельский локально нефтеносный карбонатный, нижнепермский локально битумоносный карбонатный, уфимский зонально битумоносный терригенный, нижнеказанский зонально битумоносный терригенно-карбонатный, верхнеказанский зонально битумоносный карбонатно-терригенный (Кремс и др., 1974; Войтович, 1979; Хисамов и др., 2003).

Наличие в разрезе палеозоя нескольких регионально нефтеносных комплексов обусловило формирование многопластовых залежей нефти и скоплений битумов в пермских отложениях (Муслимов и др., 1994; Муслимов и др., 1995). Природные битумы, сконцентрированные в пермских отложениях РТ, обычно залегают на небольших глубинах (до 400 м) и представляют собой тяжелые высоковязкие гипергенно преобразованные нефти. Область максимального битумонакопления приурочена к Мелекесской впадине и прилегающей части Южно-Татарского свода. В зависимости от стратиграфической приуроченности битумопроявлений, распределения покрышек и коллекторов в разрезе пермских отложений выделяются четыре битумоносных комплекса: нижнепермский карбонатный локально битумоносный, уфимский терригенный зонально-битумоносный, нижнеказанский терригенно-карбонатный зонально-битумоносный, верхнеказанский карбонатно-терригенный зонально-битумоносный. В пределах РТ могут быть выделены три битумоносных ареала: Восточный, Центральный и Западный.

Таким образом, анализ нефтеносности палеозойских отложений свидетельствует, что площадное развитие залежей по комплексам сокращается от нижнего к верхним с одновременным уменьшением площадей нефтеносности в западном направлении. На Южно-Татарском своде и восточном борту Мелекесской впадины с востока на запад происходит постепенное смещение нефтеносных горизонтов с девонсконижнекаменноугольных в нижне- и среднекаменноугольные отложения. На Северо-Татарском своде картина обратная: в восточной части нефтеносны девонско-нижнекаменноугольные отложения, на западе – девонские (Муслимов и др., 1990).

Характер пространственной связи между залеганием битумов и глубокопогруженными нефтегазоносными комплексами палеозоя однозначно указывает, что битумоносность пермских отложений обеспечивалась за счет вертикальной миграции нефти из каменноугольных пород. Основным поставщиком УВ в верхние горизонты разреза служили регионально нефтеносные толщи каменноугольного возраста. Пермские битумоносные ареалы совпадают в плане с зонами концентрации залежей нефти в карбоне. Эта закономерность прослеживается во многих регионах Волго-Уральской НГП.

Нефтегазоносность докембрийского осадочного комплекса чехла древних платформ. Результаты глубокого бурения в последние десятилетия в различных осадочных бассейнах существенно расширили стратиграфический и глубинный диапазоны нефтегазоносности осадочного чехла.

Нефтепроявления и месторождения были открыты в осадочных отложениях позднего протерозоя (рифей, венд) (Айзберг и др., 2002). Рифей-вендские отложения широко развиты в пределах ВЕП (Аксенов и др., 1999). Их нефтеносность установлена в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Гатиятуллин, 2003). В настоящее время промышленные залежи нефти здесь установлены в скв. 52-Соколовская, а проявления УВ зафиксированы на различных стратиграфических уровнях. Подробное описание нефте-, газо- и битумопроявлений и их геохимические особенности приведены в монографиях aвтоpa. На территории РТ рифей-вендские отложения локализованы в пределах юго-восточного и северо-восточного склонов ЮжноТатарского и восточного склона Северо-Татарского сводов. Общая площадь их распространения на территории PТ составляет 3720 км2 в пределах Мензелино-Актанышской, Азево-Салаушской и Кучуковской площадей на северо-востоке, Бавлинской, Сулинской, частично Бугульминской и Лениногорской площадей на юго-востоке республики. Они вскрыты на глубину не менее 100 м 73-мя поисково-разведочными скв. Изученность рифей-вендских отложений по площади составляет в среднем 40 км2 на одну глубокую скв. (Гатиятуллин, 1994). Однако, если на отдельных участках Бавлинской и Сулинской разведочных площадей территория развития рифейвенда, приходящаяся на одну скв., составляет 15-20 км2, то на МензелинскоАктанышской разведочной площади эта цифра увеличивается до 55-60 км2, а в пределах Азево-Салаушской площади пробуренные скв. отсутствуют. В настоящее время в пределах развития рифей-вендских отложений в РТ не выявлено залежей нефти. В то же время, многочисленные нефтегазопроявления, выявленные непромышленные и полупромышленные залежи нефти в соседних регионах, наличие первично-битумоносных свит, песчано-алевритовых пород с удовлетворительными коллекторскими свойствами и сравнительно мощных глинистых толщ с хорошими экранирующими свойствами, а также благоприятные структурнотектонические условия позволяют положительно оценивать перспективы нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений востока ВолгоУральской области, в том числе и территории PТ (Гатиятуллин, Баранов, 1993). Ближайшие перспективы рифей-вендских отложений в PT связаны с районами, примыкающими к бортовой части Камско-Бельского авлакогена (Баранов, Гатиятуллин, 1993).

Предпосылки и признаки нефтеносности кристаллического фундамента и его коры выветривания. Нефтегазоносность КФ является предметом научных дискуссий на протяжении многих лет (Кудрявцев, 1959;

Гаврилов, 2000 Муслимов, 2001; Хисамов и др., 2008). Первые промышленные притоки нефти и газа из КФ были получены в начале ХХ века на уникальном месторождении Пэнхендл-Хьюготон (Северо-Американская платформа). В основе оценки перспектив нефтегазоносности КФ Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна лежат реальные геолого-геохимические предпосылки, связанные с обнаружением многочисленных нафтидопроявлений в докембрийских образованиях (Докембрий ВЕП…, 2002).

К настоящему времени установлено более 450 месторождений с промышленными скоплениями нефти, газа и конденсата в фундаменте 54 НГБ миpa (Гаврилов, 2000; Айзберг и др., 2002). Для подавляющего большинства таких месторождений промышленная нефтегазоносность связана с коллекторами как осадочного чехла, так и фундамента, при различных соотношениях их роли. Учитывая низкую пористость пород кристаллического фундамента, основными коллекторами в этой толще считаются зоны аномально высокой трещиноватости. Наличие низкотрещиноватой покрышки над этими зонами позволяет рассматривать их сочетание (коллектор + покрышка) в качестве ловушек возможного скопления УВ сырья (Хайретдинов и др., 1984). Изучение трехмерного распределения открытой трещиноватости, например, методом, базирующимся на применении сейсмического локатора бокового обзора, позволяет выделить в толще фундамента подобные ловушки.

(Кузнецов, Чиркин, Гатиятуллин и др., 2004). В силу своих коллекторскоёмкостных свойств местом аккумуляции нефти и газа могут служить также и породы кор выветривания (КВ), мощность которых на рассматриваемой территории варьирует от 1-2 до 27-32 м (Гатиятуллин и др., 1993).

В КФ Волго-Уральский антеклизы преобладают глубоко метаморфизованные комплексы с сопутствующими им ультраметаморфическими и интрузивными образованиями. В составе фундамента выделяются две доминирующие метаморфические формации (отрадненская и большечеремшанская), сформированные в основном в архейское время.

Подчиненное положение занимают образования железисто-силикатной, ультрабазитовой формаций и более поздние субвулканогенные базиты дайкового комплекса. Обобщение и анализ результатов бурения более 40 скв., вскрывших КФ (более чем на 50 м) показали, что он не представляет собой единое монолитное тело, а обладает системой глубинных зон разуплотнения пород, содержащих флюиды с признаками нефтегазоносности (рис. 2).

Рис. 2. Схематический разрез земной коры и сверхглубокое бурение И.Х. Кавеев, Н.С. Гатиятуллин Принципиальные исходные условия заложения скважин: I – шельф, II – щиты и антеклизы платформ, III – антеклизы, интер- и перикратонные прогибы платформ. 1 – гидросфера; 2 – океанические базальты; 3 – осадочные и осадочно-вулканогенные породы рифея, венда, фанерозоя; 4 – докембрийские кристаллические породы «гранитного» слоя (возраст 1000-3000 млн.лет); 5 – породы континентального «базальтового» слоя; 6 – породы мантии; 7 – высокоскоростные слои внутри «гранитного слоя» и граница Конрада; 8 – граница Мохоровичича.

Детальный анализ разреза кристаллических пород КФ, вскрытого скв.

20000-Миннибаевской и 20009-Ново-Елховской, а также рядом других поисково-разведочных скв., позволил выявить наличие многочисленных разуплотненных зон (рис. 3). Данные ГИС при бурении скв.: 20011Бавлинской (вскрытая мощность КФ – 1633 м), 20015–Сотниковской (вскрытая мощность КФ – 682 м) также выявили в разрезах несколько горизонтов мощностью от 5 м до 42 м, которые могут быть интерпретированы как интервалы интенсивного брекчирования или разрушения (разуплотнения) целостности пород (Гатиятуллин, Баранов, 2006; Кавеев, Степанов, 1991).

Значительный интерес представляют покровные тела габбро-диабазов и габбро-норитов, которые в зависимости от характера тектоники и петрофизических свойств пластовых тел и вмещающих их образований, способны функционировать как в качестве коллекторов, так и экранирующих горизонтов (Ларочкина и др., 1994).

Рис. 3. Глубинные региональные разуплотнения Урало-Поволжья И.Х. Кавеев, Н.С. Гатиятуллин 1 – скважины глубокие и сверхглубокие по архейским и протерозойским толщам;

2 – разломные блоки архейского кристаллического фундамента; 3 – плотные толщи архейского фундамента; 4 – рифейские осадочные толщи; 5 – глубинные региональные тектонические зоны разуплотнения с документированными данными результатов испытания, геофизических и геохимических исследований.





Установлено, что глубинные коллекторы в большинстве приурочены к приконтактным зонам габбро-диабазовых внедрений (Гатиятуллин, Баратов, 2004). Геотермические исследования, выполненные в разрезе архея, вскрытом скв. 20009-Ново-Елховской, существенно дополнили представления о количестве зон разуплотнения в КФ и закономерностях их распределения с глубиной. На термограмме скв. 20009 в КФ выявлено 48 температурных аномалий и 34 зоны резкого градиента температур при мощности исследованного разреза, равной 3561 м.

В ходе классификации температурно-градиентных аномалий в разрезе КФ, вскрытой Ново-Елховской скв., выделено 9 типов различной формы и величины аномальных зон (Степанов и др., 1989). Установлены скопления аномалий, приуроченных к определенным глубинам. Начиная с глубины 42м (исследование проводилось до глубины 5365 м), количество Т-аномалий резко возрастает. Здесь выделяются не просто «аномальные пласты», а зоны Таномалий мощностью до 100 м и более (Муслимов и др., 1996). Наиболее высокодебитный приток зафиксирован в инт. 4876-5005 м, откуда была получена высокоминерализованная вода дебитом 102 м3/сут. с содержанием метана и его гомологов до гексана включительно. В составе водорастворенных газов содержание гелия составило 7,28 % объема. Высокое содержание гелия свидетельствует в пользу глубинной (эндогенной) природы полученной газовой смеси. Исходя из факта высокой дебитности и объема (2680 м3) отобранного газонасыщенного флюида, установлена принципиальная возможность вскрытия бурением глубинных резервуаров. В процессе бурения глубокой скв. 20009-Ново-Елховской, вскрывшей толщи глиноземистых и амфиболовых гнейсов архея, установлены повышенные значения газопоказаний, которые контрастно выделяются в нижней части разреза в интервалах 4610-5000 м и 5280-5880 м за счет появления в УВ-спектре тяжелых гомологов метана (С5-С6). Одновременно на глубинах: 4385 м, 45м, 4630 м зафиксировано повышенное содержание гелия. Для последующих детальных исследований и испытаний рекомендованы 11 перспективных объектов в Ново-Елховской скв.

По нашему мнению, неудачи опробования в колонне скв. 20009 чисто технические – в первую очередь это – значительное число аварий с многочисленными цементными заливками зон поглощения и осыпания пород околоскважинного пространства, что само по себе уже является поисковым признаком, но в данном случае эти факты приводят к обратному эффекту – многократные превышения пластового и горного давлений «отгоняют» пластовый флюид от околоскважинной части в глубь массива пород. Вовторых, отсутствие современных технологий опробования трещинно-поровых пород фундамента на глубинах 4500 м и более.

Таким образом, в КФ Волго-Уральской антеклизы существуют предпосылки и признаки, необходимые для обоснования возможности выявления УВ залежей (Муслимов и др., 1998).

В третьей главе: «Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана» рассматриваются принципы и основные положения нефтегеологического районирования, строение осадочного чехла, докембрийских образований и КФ. Все месторождения расположены исключительно в восточных районах РТ, отсутствуют на западе, несмотря на наличие там благоприятных структурных форм, фаций и коллекторов, а также крупных дизъюнктивных нарушений в теле КФ. Тектоническое районирование решает задачу изучения всего многообразия морфогенетических типов структур разного порядка и разломов, контролирующих нефтяные залежи, нефтеносные зоны, скопления битумов и раскрытия основных пространственных связей между ними (Войтович и др., 1968; Степанов и др., 1995; Войтович, Гатиятуллин, 2003). Нефтегеологическое районирование предусматривает изучение и систематизацию данных о скоплениях нефти в пределах различных тектонических элементов, выделение и прогноз нефтеносных, перспективных и других типов зон, связанных со структурами второго порядка (валами, валообразными структурами и др.), выбор среди них наиболее перспективных объектов и другие задачи. При этом предусматривается деление исследуемой территории на отдельные части по сходству геотектонического строения, а также состава и нефтегазоносности слагающих их осадочных отложений.

Имеются два основных принципиально различных методических подхода к районированию нефтегазоносных территорий (Хисамов и др., 2006).

Представители одного из них (И.О. Брод, М.И. Варенцов, Н.Б. Вассоевич и др.) в качестве основной единицы нефтегеологического районирования принимали нефтегазоносный бассейн, включавший нефтегазоносные области, зоны и районы. Представители другого направления (А.А. Бакиров, Н.Ю.

Успенская и др.) при нефтегеологическом районировании главными считают структурно-тектонические и литолого-фациальные факторы, а основными подразделениями - нефтегазоносную провинцию, область и зоны нефтегазонакопления. Наиболее соответствуют целям и задачам прикладного нефтегеологического районирования тектонический принцип с расчленением нефтегазоносных территорий по структурным признакам, с учетом сходных литолого-фациальных, палеотектонических и других условий. Исходя из этого, в качестве основных категорий скоплений нефти принимаются: НГП, нефтегазоносная область и зона нефтегазонакопления. Каждая из названных категорий выделяется на основе геотектонического районирования и имеет определенное структурное содержание, что учитывается при поисках нефти и газа. НГП является высшей единицей нефтегазогеологического районирования. На платформах они контролируются крупнейшими структурами, в том числе антеклизами и синеклизами. В пределах ВолгоУральской НГП выделяются соподчиненные ей более низкие по рангу категории скоплений: нефтегазоносные области (Бакиров, 1968), зоны нефтенакопления, месторождения и залежи нефти. На территории РТ могут быть выделены: нефтеносная область Южно-Татарского свода с залежами нефти в девонских и каменноугольных отложениях; нефтеносная область Северо-Татарского свода с залежами нефти преимущественно в девонских отложениях; нефтеносная область Мелекесской впадины с залежами тяжелой нефти преимущественно в каменноугольных отложениях и скоплениями пермских битумов при небольших масштабах нефтенакопления в девоне.

Основной единицей при районировании нефтегазоносных областей принята зона нефтегазонакопления. В нашем понимании нефтегазоносная зона - это совокупность залежей нефти в ловушках, связанных генетическим единством в рамках всего осадочного чехла или его продуктивных комплексов, контролируемая структурным элементом второго порядка. Для залежей, принадлежащих к одной зоне, характерны общие черты строения, однотипность коллекторов, близость физико-химических свойств нефтей, приуроченность промышленной нефтеносности к одним и тем же толщам. В тех случаях, когда скопления нефти на площади обособлены, но не образуют крупных генетически связанных ассоциаций, выделяются мелкие зоныспутники, которые расположены вблизи основных зон и тесно связаны с ними по тектоническому развитию.

По итогам сейсморазведочных работ МОГТ, проведенных в последние несколько лет на территории PТ, уточнены ранее имевшиеся представления о структурной основе некоторых зон нефтенакопления. С целью изучения современных условий размещения нефтеносных зон строились сводные структурные карты по отражающим горизонтам девона и карбона и составлялись детализированные тектонические схемы. Путем совмещения этих построений с более ранними схемами были уточнены границы отдельных зон нефтенакопления и выделены новые линейные структурные объекты, где залежи нефти пока не обнаружены. В сейсморазведке, обладающей наибольшей разрешающей способностью и точностью структурных построений, очень важным показателем является прогнозирование пространственного положения полос распространения рифогенных структур в слабоизученных районах и на западе РТ. Детальные материалы свидетельствуют о том, что некоторые структуры находятся здесь в благоприятных литолого-фациальных условиях и с ними могут быть связаны новые зоны нефтенакопления. Поэтому в основу районирования по зонам нефтенакопления должно быть положено выделение трех категорий зон: 1) с доказанной промышленной нефтеносностью; 2) потенциально нефтеносных зон, где установлены одиночные скопления нефти, и 3) прогнозных структурных зон, где имеются предпосылки обнаружения залежей. В зависимости от наличия благоприятных условий для формирования нефтяных залежей прогнозные структурные зоны подразделяются на перспективные, возможно перспективные и малоперспективные.

Нефтегазоносные и перспективные объекты в зависимости от их величины, строения и соподчиненности подразделяются на нефтегазоносные области (Южно-Татарского, Северо-Татарского сводов, Мелекесской впадины), зоны нефтенакопления (включая мелкие зоны-спутники), потенциально нефтеносные зоны; прогнозные структурные зоны (перспективные, возможно перспективные и малоперспективные), месторождения и залежи нефти.

Среди зон с доказанной нефтеносностью выделяются пять типов, связанных с различными генетическими типами структур и отличающихся строением и условиями нефтеносности:

Тип I. Нефтеносная зона приурочена к куполовидной вершине ЮжноТатарского свода (Ромашкинская). Промышленная нефтегазоносность зоны установлена в девонских и каменноугольных отложениях.

Тип II. Нефтегазоносные зоны приурочены к наложенно-сквозному валу (Акташско-Ново-Елховский) и погребенно-наложенным валам седиментационно-тектонического происхождения с промышленной нефтеносностью в девонских и каменноугольных отложениях (УратьминскоЧеремшанская, Ульяновская и др.).

Тип III. Нефтеносные зоны приурочены к сквозным валам седиментационно-тектонического и тектонического происхождения. В зависимости от этажа нефтегазоносности выделяются три разновидности зон нефтенакопления с промышленной нефтеносностью: в основном в девонских отложениях (Первомайско-Бондюжская, Дигитлинская и др.); в девонских и каменноугольных отложениях (Бавлинская, Нурлатская, Елабужская, УстьИкская, Азево-Салаушская и др.) и в основном в каменноугольных отложениях (Енорускино-Кутушская и др.).

Тип IV. Нефтеносные зоны приурочены к наложенным валам и валообразным структурам седиментационного генезиса с промышленной нефтегазоносностью в каменноугольных отложениях (АканскоСтепноозерская, Вишнево-Полянская и др.).

Тип V. Мелкие зоны-спутники объединяют нефтеносные поднятия, расположенные на моноклинальных склонах между более крупными валами и другими структурами второго порядка. Для каждой зоны характерно развитие того или иного типа залежей (одно- или многопластовых, структурных или структурно-литологических). Распространены в основном в пределах склонов Южно-Татарского свода.

Масштабы нефтегазонакопления в каждой из зон неодинаковы.

Различаются уникальные и крупные зоны (Ромашкинская, ПервомайскоБондюжская, Бавлинская, Акташско-Ново-Елховская, УратьминскоЧеремшанская), средние (Елабужская, Нурлатская и др.) и мелкие зоны нефтенакопления.

Проблема обнаружения новых перспективных структурных зон в пределах Татарстана тесно связана с углубленным изучением структурной основы площадей по новым материалам сейсморазведки и бурения. Анализ различных аспектов тектонического строения и нефтеносности показывает, что для выделения и прогнозирования потенциально нефтеносных и других перспективных зон необходимо учитывать (Гатиятуллин, Степанов, 1998):

1. Установленные закономерности размещения известных (доказанных) зон нефтегазонакопления, а также пространственное распределение различных генетических типов структур второго порядка, локальных поднятий и их ассоциаций. Наряду со структурным признаком анализируются литологические и другие показатели нефтегазоносности.

2. Тектонические критерии, поскольку тектонический фактор определяет условия формирования и размещения благоприятных для аккумуляции нефти структурных форм. С этой целью следует выявлять положение необходимых для концентрации нефти линейных групп (ассоциаций) локальных структур как возможных зон нефтегазонакопления.

3. Литолого-фациальные и стратиграфические условия миграции и аккумуляции, которые приобретают особое значение при неповсеместном распространении коллекторов и наличии зон выклинивания терригенных осадков девона (Северо-Татарский, Токмовский своды). Примером литологофациального контроля зон нефтенакопления в карбоне является КамскоКинельская система прогибов (Грачевский, 1959). Ареалы распространения следов миграции нефти, способствующие подтверждению возможных зон нефтегазонакопления.

4. Анализ данных комплекса структурных построений по результатам сейсморазведки и бурения с целью выявления новых поднятий и зон их распространения по девонским, но, главным образом, по каменноугольным отложениям особенно важен при прогнозе потенциальных зон нефтеносности на западе РТ. На основании этих построений определяется пространственное положение полос вероятного размещения различных типов локальных поднятий, устанавливается их связь с известными структурами второго порядка и некомпенсированными прогибами Камско-Кинельской системы.

Новые геофизические материалы используются для уточнения структурной основы нефтегеологического районирования. В диссертации рассмотрены результаты пересмотра и переинтерпретации данных сейсморазведки при определении пространственного положения полос распространения новых локальных поднятий и их ассоциаций с задачей прогноза потенциально нефтеносных и перспективных зон. С точки зрения прогноза новых потенциально нефтеносных зон в настоящее время наибольшими предпосылками обладают каменноугольные отложения восточных и западных районов.

Строение осадочного чехла. Закономерности структурного расчленения тектонических элементов PТ (Южно-Татарского и Северно-Татарского сводов, Мелекесской впадины и Казанско-Кажимского авлакогена) не могут быть правильно поняты без учета разломов и блокового строения фундамента, отраженных в осадочном чехле (Ларочкина и др., 1993; Аксенов и др., 1999;

Кавеев, Ананьев, 2001).

Большинство крупных дизъюнктивных нарушений произошло в архее (Пейве, 1956) или в рифейское время (Валеев, 1971), и секут они преимущественно фундамент (Валеев, Эллерн, 1963; Валеев, 1968). По мнению многих исследователей, разломы являются чрезвычайно устойчивыми элементами структуры земной коры. Системы нарушений слагаются из разломов четырех взаимно перпендикулярных направлений: ортогональных субширотные и субмеридиональные и диагональных - северо-восточные и северо-западные разломы. Заложенные в архейско-протерозойское время, они неоднократно возрождались и проявлялись в палеозое, мезозое и кайнозое, хотя роль унаследованных направлений в создании тектонических форм была во времени неоднозначной. Различие в режимах тектонических движений отдельных блоков и дифференцированное развитие разломов привели к образованию в осадочном чехле сложной системы погребенных, унаследованных и возрожденных типов структур (Клубов, 1973). Активные разломы проявляются скачкообразным изменением мощности отложений, гипсометрии поверхности фундамента и перекрывающих осадочных пород, образованием линейных уступов большой протяженности, флексур, грабенообразных прогибов, горстовидных выступов и другими признаками.

Геологический разрез РТ включает шесть структурных этажей: КФ, рифейско-вендский, эйфельско-семилукский (эйфельско-среднефранский), речицко-тульский (верхнефранско-тульский), окско-нижнепермский и верхнепермский (Войтович и др., 1968; Войтович, 1979).

КФ оказал доминирующее влияние на формирование структурного плана всего осадочного чехла. Следующий, рифейско-вендский структурный этаж включает верхнепротерозойские терригенные отложения. Область распространения рифейских образований определяется крупными авлакогенами и грабен-прогибами. Среди рифейских отложений установлены дайки и интрузии габбро-диабазов. Структурная значимость этажа выражается в нивелировке глубоких авлакогенов и грабен-прогибов. В целом рифейсковендский этаж характеризуется грабеновым строением отрицательных тектонических элементов, большим числом дизъюнктивных нарушений, повышенным магматизмом.

Значение эйфельско-семилукского этажа (охватывающего всю терригенную толщу девона и карбонатные отложения доманикового и мендымского горизонтов) в формировании структурных форм значительно и заключается в образовании обширных впадин и крупных сводовых поднятий.

Отложения этажа имеют повсеместное распространение в пределах исследуемой территории, но отличаются различной стратиграфической полнотой. Региональный структурный план терригенной толщи девона выполаживается, но сохраняет черты сходства со строением рельефа фундамента на большей части бассейна.

Особенностью речицко-тульского этажа является образование КамскоКинельской системы прогибов (Мирчинк и др., 1965). Структурный план этого этажа резко отличается от строения подстилающих отложений и характеризуется значительной расчлененностью. На рубеже турнейского и визейского веков отдельные территории бассейна (юго-восточная часть Северо-Татарского, юго-западная Башкирского, западная Южно-Татарского палеосводов и др.) в результате общего воздымания стали ареной формирования эрозионно-карстовых врезов. Они заполнялись терригенными отложениями, в основном бобриковского возраста, и становились погребенными формами.

Окско-нижнепермский этаж характеризуется слабым проявлением собственных структурообразующих процессов и пологим залеганием опорных горизонтов. Структурные формы в большинстве случаев унаследованы от нижнего этажа.

Границы завершающего верхнепермского этажа определяют стратиграфические перерывы. Значение его заключается в общей нивелировке унаследованных структурных форм и в формировании собственных седиментационных форм.

Следует также отметить, что многие разломы участвовали не только в создании тектонических структур, но и в формировании зон трещиноватости в породах осадочного чехла, служивших путями перемещения УВ. Поэтому в пределах ареала промышленной нефтеносности почти для всех отложений отмечается определенная пространственная связь зон скоплений нефти с дизъюнктивными нарушениями. Сопоставление каркаса разломной тектоники с картой размещения нефтяных месторождений и залежей битумов выявило две важные особенности пространственного распределения зон разломов и нефтебитумоскоплений. Так на востоке РТ Ромашкинская система дуговых разломов окружает по периметру уникальную по концентрации запасов область нефтенакопления в девоне и карбоне, приуроченную к купольной части Южно-Татарского свода. Второй полюс максимального нефтебитумонакопления, ограниченный кольцевыми разломами, выделяется к западу. В тектоническом отношении он соответствует восточному борту Мелекесской впадины и сопряженному с ним участку западного склона Южно-Татарского свода. Здесь установлено совпадение в плане нефтеносных и битумоносных ареалов в широком стратиграфическом диапазоне от нижнего карбона до перми включительно. Выявленная закономерность указывает, что битумоносность пермских отложений обеспечивалась за счет вертикальной миграции УВ по зонам трещиноватости, связанных с разломами, из каменноугольных продуктивных комплексов в верхние горизонты разреза.

Анализ сети разломов в сочетании со структурными картами осадочного чехла и фундамента, проведенный автором, позволяет использовать эти материалы для прогноза перспективных в нефтегазоносном отношении участков.

Строение докембрийских образований. Внутреннее строение докембрийского кристаллического фундамента. ВЕП представляет собой надпорядковый субглобальный блок дорифейской консолидированной земной коры. КФ платформы представлен архейскими и нижнепротерозойскими комплексами. Современные тектонические элементы ВЕП отчетливо выделяются по поверхности КФ – подошве чехла. Фундамент платформы выступает на дневную поверхность на обширном пространстве в ее северозападной части, образуя Балтийский щит. Значительно меньший по площади выход пород КФ образует Украинский щит. Остальную часть ВЕП занимает Русская плита (РП) – обширная область длительного прогибания, фундамент которой практически повсеместно перекрыт осадочными образованиями чехла в большинстве случаев значительной мощности. В пределах РП выделяются крупнейших положительных тектонических элемента: Белорусская, Воронежская и Волго-Уральская антеклизы. Наиболее крупная ВолгоУральская антеклиза, расположенная в восточной части РП, характеризуется относительно мощным (1,0-2,5 км) чехлом. Сложность ее внутреннего строения подчеркивается серией выступов и сводов (крупнейшие – Токмовский, Татарский, Жигулевский, Котельнический), впадин, прогибов и грабенов (Докембрий Восточно-Европейской платформы..., 2002).

Центральную часть Волго-Уральской антеклизы занимает Татарский свод. КФ Татарского свода не имеет выхода на дневную поверхность и покрыт чехлом осадочных пород мощностью 1,5-3 км. Внутренняя структура КФ характеризуется разломно-блоковым строением, играющим ведущую структурообразующую роль в формировании тектонических элементов осадочного чехла (Ларочкина и др., 1994; Степанов и др., 1994; Войтович, Гатиятуллин, 2003). Татарский свод ограничен глубинными разломами. На западе это Алькеевско-Пичкасский, на востоке - Удмуртский, на севере Маритурекско-Кильмезский и на юге - Бавлинско-Серафимовский разломы.

Прикамским разломом Татарский свод разделяется на Северный и Южный макроблоки, которые системой более мелких разломов разбиваются на мезо и микроблоки (Степанов и др., 1991).

Разломно-блоковая структура КФ находит свое отражение в характере проявления рифейско-вендской и фанерозойской разломной тектоники и в формировании зон резко выраженных дислокаций в осадочном комплексе чехла (Степанов и др., 1992). Основные закономерности соотношения разломно-блоковой структуры фундамента и осадочного чехла сводятся к следующим положениям: конфигурация и простирание структур осадочного чехла в основном отвечает разломно-блоковому строению КФ и его внутренней структурно-вещественной неоднородности; зонам отчетливо выраженных разломов фундамента отвечают системы дислокаций переменной амплитуды, а непосредственно над разломами КФ расположены оси прогибов и флексурные перегибы осадочного чехла.

Структура промежуточного комплекса чехла. На РП позднепротерозойские толщи занимают следующие структуры: ПодлясскоБрестскую впадину, Полесскую седловину, восточную и северную часть Белорусской антеклизы, Оршанскую впадину, северо-запад Припятского прогиба, западный и северный борта Воронежской антеклизы, восточный борт Балтийской синеклизы, Московскую и Мезенскую синеклизы, Пачелмский авлакоген. В западной половине РП рельеф поверхности позднего протерозоя представляет собой структуру с приподнятой центральной частью и опущенными к западу и востоку крыльями. Рифейские образования развиты в пределах линейно-вытянутых структур-прогибов, авлакогенов, грабенов. На западе, в центре и северо-востоке ВЕП рифейские отложения заполняют Волыно-Среднерусскую систему прогибов, Пачелмский авлакоген, Мезенскую впадину и Ладожский грабен (Гецен, 1986; Буданов, Горностай, 1989).

Поверхность венда в пределах ВЕП, в основном, конформна ее подошве, т.е.

поверхности рифея, а в зонах его отсутствия – кровле фундамента. Это позволяет выделить на указанном срезе те же самые структуры, что и по поверхности рифейских отложений. Начиная с вендского времени, четко просматривается начало формирования плитного типа чехла (Николаев, 1999).

Геодинамическая эволюция рассматриваемого региона, начиная с позднего протерозоя, обусловлена периодическими вертикальными перемещениями крупных структурных элементов – сводовых поднятий. К числу таких тектонических элементов относятся: системы поднятий Татарского и Пермско-Башкирского сводов, разделенных КазанскоКажимским и Камско-Бельским рифтовыми прогибами. В начале позднего протерозоя произошло заложение рифтово-авлакогенной системы РП, которая привела к обособлению Татарского свода как горстоподобной структуры.

Рифейско-вендские отложения РТ играют существенную роль в геологическом строении ее северо-восточной и юго-восточной частей. Они локализованы в пределах юго-восточного и северо-восточного склонов ЮжноТатарского и восточного склона Северо-Татарского свода (Козлов и др., 1995;

Гатиятуллин, Баранов, 2004).

В соответствии с особенностями геологического развития региона и литолого-фациальной характеристикой в пределах РТ выделяются восточная и северо-восточная Актанышская и юго-восточная Урустамакская структурные зоны. Первая зона сформировалась как часть западного борта КамскоБельского авлакогена, вторая по своему положению и особенностям развития связана с Сергиевско-Абдулинским авлакогеном.

Литолого-стратиграфический состав отложений верхнего докембрия на территории РТ отражает сложные геодинамические условия их формирования (Козлов и др., 1994). Это связано с тем, что рифейско-вендское время характеризовалось специфическим развитием земной коры, а именно:

переходом к обособлению основных структурных элементов востока РП систем сводовых поднятий, сопряженных с рифтогенными зонами и впадинами. Активное опускание авлакогенных впадин сопровождалось накоплением мощных толщ терригенных образований за счет эрозии сводовых поднятий. Проводимые исследования гранулометрических фракций пород позволяют выделить определенную ритмичность в строении разрезов рифея и венда, связанную с усилением и затуханием активности гидродинамики среды осадконакопления, отражающей геодинамически активные и стабильные периоды развития территорий. В активные периоды происходила дифференциация авлакогенных и сводовых территорий в связи с опусканиями впадин, что сопровождалось эрозией сводовых поднятий и поступлением материала в авлакогены. В периоды стабилизации на территории Татарского свода происходило образование кор выветривания на поверхности фундамента, реликты которых встречены многочисленными скважинами, а материал этих кор формировал мощные пачки аргиллитов и алевролитов в окружающих впадинах (Гатиятуллин, Муслимов, 1995; Гатиятуллин, Макаревич, 2002; Гатиятуллин, Баранов, 2004).

Четвертая глава: «Условия формирования и локализации углеводородных залежей» посвящена анализу современных представлений о формировании углеводородных залежей. В рассматриваемой проблеме центральное место занимают два вопроса: источники УВ и геологические условия формирования залежей. С точки зрения биогенного происхождения УВ все описанные ранее особенности строения и геологического развития территории РТ были причиной возникновения комплекса условий, благоприятных для нефтегазообразования и нефтегазонакопления: наличие нефтематеринских свит, пород-коллекторов, покрышек, ловушек, что обеспечило генерацию, аккумуляцию и консервацию нефтяных УВ на востоке РТ. Однако в оценке нефтепроизводящих возможностей конкретных толщ разреза мнения исследователей расходятся. Приведенная аргументация позволяет присоединиться к мнению о наличии в разрезе палеозоя, по крайней мере, двух обогащенных органикой нефтепроизводящих комплексов:

терригенной и карбонатной (доманиковая фация) толщ девона и нижнего карбона. В процессе геологического развития Волго-Уральской провинции указанные отложения во многих районах погружались на глубину 1000-1500 и более м, что считается достаточным для массового преобразования органического вещества и продуцирования нефтяных УВ (Вассоевич, 1967).

Очаги нефтегазообразования в девонских отложениях помещались на востоке и в центре Волго-Уральской провинции, где были связаны с опущенными зонами Камско-Бузулукской синеклизы, определяющие признаки которой были разработаны В.А. Клубовым (1973). Она включает всю гамму рассмотренных ранее структур и их систем. Структуры образуют узлы нефтегазонакопления разного масштаба: области, зоны, месторождения, залежи. Эта точка зрения подразумевает широкую латеральную миграцию нефтяных УВ в девонских отложениях, что обеспечило их аккумуляцию в пределах крупных сводовых поднятий (Южно-Татарский, Северо-Татарский своды и др.). Поток мигрировавших к сводам нефтяных УВ из постоянных очагов нефтегазообразования на протяжении длительного времени их существования оказался достаточно мощным, чтобы заполнить нефтью Ромашкинское и другие крупные поднятия.

Второй самостоятельный цикл нефтегазообразования, вероятно, был приурочен к нижнекаменноугольным отложениям. В настоящее время общепризнанна генетическая связь каменноугольных залежей с КамскоКинельской системой прогибов, контролирующих в Волго-Уральской провинции свыше 50% запасов нефтяных УВ в этих отложениях. Однако в объяснении этой связи у исследователей нет единого мнения. Одни рассматривают систему прогибов в качестве основного канала поступления нефти из краевых впадин. Ряд других специалистов решающее значение придает генерации нефти и газа отложениями, выполняющими КамскоКинельскую систему прогибов (Троепольский, 1963; Шаронов, 1971;

Хачатрян, 1979; и др.). Наиболее обоснованной представляется точка зрения Р.О. Хачатряна, который утверждает, что в отличие от девонских отложений в каменноугольных осадках процессы нефтегазообразования протекали, по существу, во всех отрицательных структурах и, главным образом, в тех их частях, где формировались Камско-Кинельские прогибы (Хачатрян, 1979).

Степень реализации нефтематеринского потенциала пород определена палеотектонической позицией Камско-Кинельских прогибов. Основные источники нефтеобразования, по-видимому, располагались в глубокопогруженных прогибах, приближенных к Уралу и Прикаспийской впадине. Увеличение с запада на восток и в южном направлении числа залежей и этажа нефтеносности, улучшение всех физико-химических свойств нефтей и возрастание газового фактора свидетельствуют о том, что зонами наиболее активной генерации УВ могли быть наиболее погруженные ветви Камско-Кинельской системы прогибов. На севере к ним относятся:

Сарапульский, Шалымский, Сылвенский и др. прогибы. На юге КамскоКинельской системы к числу крупных нефтепроизводящих зон в каменноугольных отложениях может быть отнесен Муханово-Ероховский внутриформационный прогиб, расположенный в погруженной части Бузулукской впадины. Прогиб сочетал все специфические факторы, благоприятные для нефтеобразования, не только в выполняющей его толще терригенных осадков визейского яруса, но также в выше- и нижезалегающих отложениях палеозоя (Вайнбаум и др., 1970). Вероятно, поэтому наибольшие массы мигрировавших жидких и газообразных УВ могли поступать из зон интенсивного прогибания нефтематеринских толщ, выполняющих КамскоКинельскую систему. Существенно отличалась палеотектоническая обстановка центральных звеньев Камско-Кинельской впадины (УстьЧеремшанский, Нижнекамский прогибы), расположенных на территории PТ. В каменноугольное и пермское время они испытали менее глубокое опускание, что, по-видимому, не обеспечило вывод процесса генерации УВ на тот максимум, при котором образуются крупные месторождения. В то же время здесь сосредоточены значительные запасы тяжелой нефти в карбоне и установлена высокая концентрация пермских битумов. Следовательно, структурно-тектонические условия миграции и аккумуляции на этой территории способствовали накоплению УВ. Изложенные представления о биогенной природе нефти свидетельствуют о самостоятельности циклов нефтегазообразования в палеозое (девонский, нижнекаменноугольный) и широком развитии процессов латеральной миграции УВ.

Cреди других нефтепроизводящих свит осадочного чехла – карбонатнотерригенные образования рифейско-вендского комплекса, приуроченные к Камско-Бельскому и Серноводско-Абдулинскому авлакогенам. На территории РТ эти отложения изучаются достаточно целенаправленно в течение последних 25 лет. Основные перспективы поисков нефти связывались с зонами выклинивания рифейско-вендского комплекса на юго-востоке РТ, где значительная часть геологоразведочных работ направлялась на изучение именно этих зон. Однако все скважины были заложены в неоптимальных структурных условиях по отражающим горизонтам верхнего протерозоя и в связи с этим не могли дать объективную оценку разведываемому комплексу отложений. По мнению исследователей, наличие нефтегазопроявлений и потенциально-нефтематеринских свит, пород-коллекторов, покрышек, а также зон с благоприятными структурно-тектоническими условиями позволяют, в общем, положительно оценивать перспективы нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений на территории Камско-Бельского и Серноводско-Абдулинского авлакогенов.

К настоящему времени наметилось два подхода к изучению нефтегазоносности верхнего протерозоя. Первый связывает основные перспективы с территорией наиболее полного развития отложений рифея и венда в центральных погруженных зонах авлакогенов (Балашова, Морозов, 1973; Романов, Ищерская, 1996). Сторонники другого подхода (Егорова, 1986) перспективными считают северные районы Камско-Бельского авлакогена, где в Удмуртии и Пермской области получены промышленные притоки очень вязкой, слабогазонасыщенной нефти из отложений венда (скв. 1060— Шарканская, 52—Соколовская, 1—Сивинская и др.).

С учетом тектонического районирования может быть обозначен третий подход, согласно которому прогнозную нефтегазоносность следует также приурочивать к погруженным бортовым зонам авлакогенов, примыкающим к восточным склонам Татарского массива фундамента, где возможна нефтеносность песчаников рифея и венда. К этой территории относится весь Восточный Татарстан (Изотов, 1992, 2001).

В рассматриваемой проблеме имеет значение детальное освещение вопроса об источниках УВ, благоприятные геохимические условия можно предположить в породах венда и в кидашской серии нижнего рифея.

Т.В. Белоконь и М.М. Балашовой выделен основной совокупный геохимический критерий, на основании которого проведено районирование территории распространения авлакогенов по масштабам возможного нефтегазообразования (Белоконь, Балашова, 1999). Сделано заключение о существовании различий в процессах генерации УВ в пределах единого регионального рифейско-вендского осадочного бассейна.

Среди нефтепроизводящих свит палеозоя большое значение для формирования нефтяных месторождений имели терригенно-карбонатные толщи девона и нижнего карбона. Этой точке зрения отвечают представления о расположении основных очагов нефтегазообразования в КамскоБузулукской синеклизе (девон) и Камско-Кинельской системе внутриформационных прогибов (нижний карбон, девон). Относительно второстепенные очаги нефтегазообразования в верхнепротерозойских осадочных породах могли возникать в Камско-Бельском и СерноводскоАбдулинском авлакогенах. Терригенные отложения девона на территории их максимального распространения служили наиболее мощным и устойчивым во времени источником нефтегазообразования, а нефти девонской генерации местами пополняли залежи в верхних горизонтах девона.

Наличие обширного ареала следов перемещения УB в условиях ограниченного развития регионально выдержанных проводящих толщ и коллекторов является прямым указанием на существование вертикальных перетоков УВ. Следовательно, на примере изучения Камско-Бельского и Серноводско-Абдулинского авлакогенов могут быть подтверждены высказанные ранее идеи о сквозном характере нефтегазоносности как одной из основных закономерностей распределения нефти и газа на земном шаре (Кудрявцев, 1963). В результате сверхглубокого бурения, проводившегося на востоке РТ в рамках программы изучения возможной нефтегазоносности КФ, доказана генетическая тождественность нефтей из палеозойского комплекса Южно-Татарского свода и битумоидов фундамента, где с увеличением глубин вскрытия установлена тенденция увеличения газопоказаний, расширение в составе газа спектра гомологов метана и относительный рост содержания его «тяжелых» гомологов (Муслимов, 2001). Обнаруженные реликты нефтяных УB позволяют высказать предположение о возможности миграции глубинных флюидов из зон деструкции фундамента в осадочный чехол по зонам многочисленных разломов (Муслимов, 2001). На основе полученных данных разработана гипотеза вертикального распределения УB, согласно которой КФ имеет решающее значение в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений в палеозойских отложениях за счет притока нефти и газа по трещинным каналам из зон разломов (Муслимов, 2001).

Особенности размещения нефтяных месторождений свидетельствуют, что своим происхождением они обязаны латеральной и вертикальной миграции.

Высокая гидрогеологическая закрытость недр, сложившаяся для терригенного девона уже в конце речицкого времени, и наличие в разрезе выдержанных проводящих толщ способствовали дальней латеральной миграции, которая в условиях платформы являлась наиболее распространенной формой движения флюидов. Поскольку очаги нефтеобразования были тесно связаны с областями питания седиментационными водами, то дальность миграции УВ соизмерялась с расстоянием от центров глубокопогруженных впадин до участков разгрузки пластовых вод и могли достигать многих десятков километров. В рассматриваемых геологических условиях основными областями питания седиментационными водами для терригенного девона были Бузулукская, Верхнекамская впадины и отдельные участки Камско-Бельского авлакогена, а для карбона - наиболее погруженные прогибы Камско-Кинельской системы.

Процесс миграции флюидов на каждом этапе геологического развития определялся планом размещения крупных тектонических элементов. Особенно энергичным и постоянным было движение вод и сопутствующих УВ со стороны южных областей Волго-Уральской провинции. В конце пермской эпохи усилилось влияние Уральского стока. Воды, отжатые из Предуральского прогиба, вместе с образовавшимися УB по прогибам Камско-Кинельской системы проникли далеко вглубь платформы, чем и вызвано было формирование крупных месторождений в каменноугольных отложениях на территории Башкортостана, Удмуртии, PТ и Пермской области. Эти выводы подтверждаются увеличением с севера на юг и с запада на восток стратиграфического диапазона нефтеносности, повсеместным развитием остаточных нефтепроявлений на путях миграции, возрастанием газового фактора, уменьшением доли азота в попутном газе, повышением с юга на север водонефтяных контактов и уменьшением степени заполняемости девонских структурных ловушек нефтью, возрастанием с севера на юг содержания растворенного OB в пластовых водах и другими фактами (Мкртчян, 1964, 1980). Признавая ведущую роль двух видов миграции УВ (латеральной и вертикальной), в терригенных комплексах девона предпочтение следует отдать ближней латеральной миграции, как главенствующей форме перемещения нефтяных флюидов, способствовавшей формированию крупных, занимающих большие площади, месторождений (Ромашкинское и др.). Вертикальная миграция более всего проявлялась в разломных зонах КФ на контакте с осадочным чехлом, в рифейско-вендском комплексе, в трещиноватых карбонатных толщах девона или сопутствовала процессам переформирования и разрушения нефтяных залежей в каменноугольно-пермских отложениях. В нижней части палеозойского чехла масштабы вертикального перемещения нефтяных УB ограничивались терригенными комплексами, чему способствовало развитие в них выдержанных глинистых покрышек. Анализ особенностей пространственного размещения нефтяных залежей и скоплений пермских битумов подтверждает мнение, что вертикальная миграция нефти имеет наибольшее число доказательств именно в верхней части геологического разреза.

Точка зрения о генетической связи между нефтями каменноугольных отложений и битумами перми на территории PТ подтверждается фактическими данными (трещиноватость пород разреза, характер распределения нефтебитумопроявлений), общими закономерностями и деталями размещения нефтяных и битумных залежей, а также плановым совпадением зон максимальной концентрации нефтяных УВ с системой кольцевых и радиальных разломов, ограничивающих эти зоны. Это проявляется в последовательном смещении к западу площадей распространения более молодых пермских битумоносных комплексов по отношению к более древним с одновременным расширением стратиграфического интервала нефтеносности среднего карбона и снижением до минимума интенсивности нефтепроявлений в терригенном девоне. На этом фоне выделяются более узкие зоны, где пространственное распределение залежей отличается рядом особенностей (Хисамов и др., 2006). Первая особенность состоит в том, что на территории размещения главного максимума нефтенакопления в девонских отложениях (купольная часть Южно-Татарского свода) развито ограниченное число промышленных скоплений нефти в среднем карбоне и найдены только единичные битумопроявления в перми. На юго-западном и западном склонах ЮжноТатарского свода нефтебитумоносность разреза меняется: увеличиваются плотность запасов и частота нефтяных залежей в среднем и нижнем карбоне, и одновременно усиливается интенсивность битумопроявлений в пермских отложениях. Наблюдается плановое совпадение промышленно-нефтеносной территории нижнего карбона с зоной концентрации битумов в уфимском комплексе. Отмеченная особенность вытекает из различия условий перераспределения и аккумуляции нефти в разрезе. Очевидно, что в купольной части Южно-Татарского свода возможность вертикального перемещения УВ из девонских и нижнекаменноугольных отложений в пермские ограничивалась наличием слабо деформированных и поэтому более герметичных экранирующих покрышек над залежами нефти. На западном склоне свода изза повышенной трещиноватости пород приток нефти из нижнего карбона в средний карбон и пермские отложения мог быть более значительным. В пределах восточного склона Северо-Татарского свода над высокопродуктивными девонскими нефтяными месторождениями также наблюдаются очень слабые битумопроявления в перми, связано с изменением литологического состава нижнекаменноугольных отложений. На большей части территории они сложены мощными глинистыми толщами с хорошими изолирующими свойствами (разрезы впадинного типа Камско-Кинельской системы). Поэтому на Южно-Татарском и Северо-Татарском сводах девонские нефтяные месторождения по указанным причинам не могли служить реальным источником УB для пермских битумов.

Вторая особенность нефтебитумоносности заключается в приуроченности зон высокой концентрации нефти и битумов в карбоне и перми к тектонически мобильному восточному борту Мелекесской впадины. Для вертикального размещения нефти и битумов характерно совпадение площадей распространения залежей в нижнем, среднем карбоне и верхней перми. Лишь немногие из среднекаменноугольных скоплений не имеют под собой залежей нефти в нижнем карбоне и немногие из пермских битумоскоплений не сопровождаются залежами в карбоне. Bажно подчеркнуть, что значительное число поднятий в отложениях башкирского яруса заполнены нефтью до замка структур, а многие среднекаменноугольные залежи отличаются увеличенным этажом нефтеносности. Над площадью их распространения возрастает концентрация битумов в верхнепермских отложениях. В подстилающих горизонтах нижнего карбона из-за «утечки» УВ в верхнюю часть разреза некоторые ловушки недозаполнены нефтью или содержат частично разрушенные (остаточные) скопления. Плановое соотношение зон битумонакопления и нефтенакопления на восточном борту Мелекесской впадины по площади и разрезу подтверждает их генетическое единство.

Третья особенность пространственного распределения нефти и битумов заключается в закономерном снижении интенсивности нефтебитумоносности в центральной части и на западном борту Мелекесской впадины. Отмечается резко дифференцированный характер залегания различных скоплений в разрезе при движении с юга на север и с востока на запад. Там, где пермские битумы не имеют под собой залежей нефти в карбоне, их концентрация в разрезе резко снижается.

Четвертая особенность нефтебитумоносности заключается в сходстве физико-химических параметров нефтей нижнего и среднего карбона с пермскими битумами. Важно, что это сходство выражено не только в свойствах нефти и битума, но и направленности их изменений по площади.

Пространственное распределение таких параметров, как плотность, сернистость, смолистость и др. соответствует общей закономерности утяжеления нефтей и битумов в западном направлении. На западе региона нефти карбона тяжелее, вязче и сернистее, чем на востоке. Такие же изменения параметров характерны для более окисленных и гипергенно преобразованных пермских битумов. Пермские битумы и каменноугольные нефти принадлежат к одному геохимическому типу.

Oчевидно, что формирование нефтяных залежей в отложениях среднего карбона и скопления пермских битумов связаны с вертикальной миграцией флюидов из нижнего карбона. При этом наиболее крупные по размерам и запасам нижнекаменноугольные месторождения, естественно, отдали большое количество подвижной нефти в вышележащие горизонты разреза. Наличие вертикального перетока доказывают многие детали размещения и строения залежей нефти в среднем карбоне и скоплений битумов в пермских отложениях (Гатиятуллин Н.С., 2007).

Вопрос о времени формирования залежей нефти и битумов является дискуссионным. Большинство специалистов считает, что скопления нефти в девонских отложениях возникли в конце среднего карбона, а в нижне- и среднекаменноугольных толщах – в конце карбона-перми, в пермских отложениях – в конце палеозоя и позже.

Возможные условия формирования залежей нефти и газа в породах кристаллического фундамента. Современные геохимические методы (состав редкоземельных элементов, изотопия углерода, водорода и серы) позволяют достаточно уверенно выделять разновозрастные генерации нафтидов, свидетельствующие о многофазности процессов нетефгазонакопления и поступления УВ компонентов из нафтидогенерирующих систем (доманикитов, твердоуглеродистых скоплений и др.) различной природы и глубинности.

Морфогенетическое многообразие диаклазов в кристаллических породах, их рудоносность и нефтегазоносность обусловлены тектоно-кессонным разуплотнением (Лукин, 1999). Особая роль последнего заключается в том, что процесс формирования пустотного пространства (резервуара) сопровождается возникновением условий, благоприятных для всасывания флюидов. В массивах КФ, благодаря петрофизическим свойствам пород, существуют благоприятные условия для формирования резервуаров по указанной схеме.

Обобщенная модель формирования углеводородных залежей. На основе установленных ранее закономерностей тектонического и нефтегеологического районирования рассмотрен вариант формирования нефтяных месторождений в палеозойских отложениях PТ (Принципы нефтегеологического…, 1976;

Войтович, 1979; Макаревич, 1996). Модель базируется на нескольких теоретических постулатах, принятых в качестве исходных предпосылок: 1.

допущении нефтематеринской роли рифейско-вендских, девонских и нижнекаменноугольных отложений, служивших поставщиками УВ в продуктивные комплексы палеозоя; 2. возможности участия глубинных флюидов в процессах нефтегазообразования в осадочном чехле; 3. возможности существования нескольких циклов нефтегазообразования и широком развитии процессов латеральной и вертикальной миграции.

В соответствии с особенностями тектонической эволюции в истории формирования нефтяных месторождений РТ можно выделить четыре крупных этапа (Лобов, Валеев, 1971; Войтович, 1979; Войтович, Гатиятуллин, 2003).

Первый этап соответствует эйфельско-семилукскому времени, когда на востоке республики впервые обозначились границы будущей области нефтегазонакопления в девонских терригенных отложениях с благоприятными литолого-фациальными, палеотектоническими и другими условиями формирования залежей. Рассматриваемая область являлась составной частью Камско-Бузулукского бассейна (или синеклизы), где формировались наиболее мощные очаги нефтегазообразования, приуроченные к Бузулукской, Верхнекамской и другим девонским впадинам (Клубов, 1973). Как показывают палеотектонические построения, на территории республики в это время доминирующее положение занимали Северо-Татарский свод и КазанскоКажимский авлакоген. Возникновение Ковалинско-Юхмачинского выступа фундамента предопределило территориальную оторванность западных площадей от основной зоны девонского нефтесбора на востоке. На месте современного Южно-Татарского свода преобладало погружение, и накапливалась мощная толща девонских терригенных образований. Большую роль в размещении и строении будущих залежей нефти сыграла литологическая однородность терригенных осадков в региональном плане и наличие хороших проводящих пластов, служивших каналами латерального перемещения нефтяных УВ при массовой их генерации.

Нефтегазообразование в девонской терригенной толще еще не наступило, однако можно утверждать, что ранняя миграция УВ могла происходить из окружающих рифейских авлакогенов по направлению к приподнятым участкам будущих сводовых поднятий.

Второй этап формирования нефтяных месторождений (поздний девон, ранний и средний карбон) связан с активной тектонической перестройкой территории, обусловленной зарождением Южно-Татарского свода и формированием Камско-Кинельской системы прогибов. Начиная с речицкотульского времени высокое гипсометрическое положение в структуре региона занял Южно-Татарский палеосвод. Это стимулировало раннюю миграцию нефтяных УВ из дальних очагов генерации, приуроченных к девонским впадинам Камско-Бузулукской синеклизы (Клубов, 1973). Нельзя исключать также и роль подтока глубинных флюидов из КФ в нижние горизонты осадочного чехла. Этап совпадает со временем зарождения площадей нефтесбора в нижнекаменноугольных отложениях. Они приурочены к зонам развития позднефранско-турнейских биогермов, послуживших основой формирования структур унаследованного плана в карбоне и перми. Наиболее крупные площади нефтесбора обозначились на востоке РТ в пределах ЮжноТатарского палеосвода. Палеотектоническая обстановка западных районов оказалась менее благоприятной из-за малой плотности структур и незначительных их размеров. Таким образом, на территории современного размещения нефтяных месторождений к началу ранней генерации УВ нижнекаменноугольными материнскими толщами уже существовали условия для первичной миграции и аккумуляции нефти и газа.

Третий этап (поздний карбон, пермь) соответствует времени массовой генерации, активной латеральной миграции и первичной аккумуляции УВ в девонских и нижнекаменноугольных отложениях. В результате глубокого опускания глинистых и глинисто-карбонатных нефтематеринских толщ, выполняющих Камско-Бузулукскую синеклизу и Камско-Кинельскую систему прогибов, территория оказалась в зоне генерации нефти и газа. Хорошие проводящие свойства песчаных пород девонского терригенного и визейского комплексов контролировали процесс дальнего и ближнего перемещения нефтяных УВ и распределение палеозалежей. Главный максимум нефтенакопления формировался на месте Южно-Татарского палеосвода, находившегося на путях двух миграционных потоков УВ, следовавших с юга и севера. Здесь образовались многие палеозалежи в девоне и нижнем карбоне.

Основные зоны нефтегазонакопления Южно-Татарского свода размещаются рядом с Бузулукской впадиной – главным источником генерации нефти в девонском терригенном комплексе. Северный участок синеклизы (Верхнекамская впадина) смог обеспечить нефтью в девоне только валы юговосточного склона Северо-Татарского свода. Меньшим потенциалом обладали девонские отложения в Казанско-Кажимском авлакогене, испытавшем продолжительные воздымания (Хачатрян, Громека, 1968; Хачатрян, 1979).

Четвертый этап (мезозой, кайнозой) оказался решающим в формировании современных зон нефтенакопления в продуктивных комплексах девона и карбона и локализации битумов в пермских отложениях. Период связан с активной тектонической перестройкой территории, вызванной дальнейшим развитием Мелекесской впадины и сопредельных сводов. Новые тектонические преобразования сопровождались оживлением разломов фундамента, деформацией пород осадочного чехла и усилением их трещиноватости. Над многими нижнекаменноугольными палеозалежами была нарушена герметичность маломощных покрышек. При этом сильно деформированной оказалась мобильная область восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода (в современных границах), территориально совпавшая с зоной концентрации крупных нефтескоплений в нижнем карбоне. Появление трещинных каналов стимулировало вертикальную миграцию нефти и газа. В результате значительная часть нефтяных УВ аккумулировалась в среднекаменноугольных и пермских ловушках. Одновременно произошла стабилизация большинства зон нефтегазонакопления с залежами в девонских и каменноугольных комплексах, приуроченных к Южно-Татарскому, Северо-Татарскому сводам и Мелекесской впадине. Масштабы вертикального перемещения УВ и условия аккумуляции их в среднекаменноугольных и пермских ловушках контролировались тремя факторами: величиной исходной массы нефти, накопленной в нижнем карбоне, наличием в разрезе вертикальных проницаемых каналов, литофациальным составом пород. На восточном борту Мелекесской впадины и в смежных районах Южно-Татарского свода образование значительных битумоскоплений стало возможным из-за благоприятного сочетания всех трех факторов. Однако степень выраженности их в каждом комплексе различна. В нижнепермских и казанских отложениях наблюдаемый фон битумопроявлений обусловлен селективной пропиткой нефтью трещиноватых и пористо-кавернозных участков разреза, имеющих ограниченную площадь распространения. Формирование залежей битумов в отложениях уфимского комплекса контролировалось серией сравнительно хорошо выдержанных по площади песчаных пластов, что обеспечивало широкий охват коллекторских толщ процессами заполнения нефтью в период внутрирезервуарной миграции. Наличие зонально развитой проводящей системы способствовало значительному латеральному перемещению флюидов в уфимском комплексе и могло быть причиной поступления УВ из более отдаленного очага их вероятной генерации, расположенного на юге ВолгоУральской провинции (Бузулукская впадина). Существенно отличались условия генерации и аккумуляции нефти в западных районах РТ. Исходя из палеотектонической обстановки, ранее сделан вывод о более низком потенциале нефтематеринских толщ девона и нижнего карбона в этом регионе.

Новейшие тектонические преобразования происходили при значительном дефиците УB, способных к перемещению в среднекаменноугольные и пермские отложения. Дальнейшее погружение западного борта Мелекесской впадины вызвало ступенчатую миграцию рассеянных УB к ее краевым частям, сопряженным с Казанско-Кажимским авлакогеном и Токмовским сводом.

Здесь же и образовались самые древние скопления природных битумов.

Геохимические параметры состава битумов позволяют утверждать, что в кайнозое эти залежи не «омолаживались» (Лебедев, 1973, 1992).

Новейшие движения (плиоцен, плейстоцен) повлекли за собой перестройку рельефа и гидрографической сети. Глубокая эрозия пермских отложений, связанная с тектоническими движениями Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода, предопределила направленность процессов в сторону преобразования ранее сформированных залежей нефти в скопления битумов.

Однако в пределах восточного борта Мелекесской впадины и сопредельной части Южно-Татарского свода наряду с гипергенно измененными нефтями и битумами отмечается присутствие «омоложенных» битумов в связи с подтоками нефтей в плейстоцене. Это свидетельствует о том, что новейшие колебательные движения нарушали герметичность карбоновых ловушек в карбоне и стимулировали вертикальную миграцию УВ. Некоторое перераспределение нефти и газа на участках повышенной тектонической мобильности происходило и в голоцене. Подтверждением служат проявления метана (газовые шапки) на ряде известных залежей битумов (Ашальчинская, Нижне-Кармальская, Восточно-Шешминская, Правобережная и др.).

Таким образом, формирование залежей нефти, и особенно их переформирование и разрушение, вероятно, продолжается в настоящее время.

Оно выражается присутствием древних водонефтяных контактов, наличием «свежих» следов латеральной и вертикальной миграции нефти и газа, возможным поступлением нефтяных УВ из глубинных зон кристаллического фундамента и другими проявлениями флюидных потоков.

В пятой главе: «Перспективы нефтегазоносности докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы» рассматривается проблема нефтегазоносности кристаллических пород фундамента и промежуточного комплекса, приобретающая все большую значимость и актуальность в свете последних открытий и успешного освоения крупных и уникальных залежей нефти в магматогенных и метаморфических комплексах фундамента. В настоящее время открыты и эффективно разрабатываются более 450 залежей нефти и газа, сосредоточенных в кристаллических комплексах фундамента древних и молодых платформ (Довжок и др., 1996; Хисамов, 2008). Появление принципиально новых нетрадиционных нефтегазоносных объектов в кристаллических комплексах может придать «второе дыхание» развитию нефтегазодобывающей отрасли (Гаврилов, 2000; Муслимов и др., 2001).

Учитывая мировой опыт освоения УВ ресурсов фундамента, последний можно рассматривать в качестве нового потенциально высокоресурсного объекта поисково-разведочных работ на нефть и газ (Кавеев и др., 1991; Арешев и др., 1997). Исследование проблемы нефтегазоносности кристаллического фундамента и перекрывающего его промежуточного комплекса чехла Восточно-Европейской платформы показывает, что каждый осадочнопородный бассейн платформы отличается эволюционно-генетической спецификой, строением, своей геодинамикой и флюидодинамическими процессами.

Припятский нефтегазоносный бассейн. На основании исследования характеристик нефтегазопроявлений, коллекторов и флюидоупоров докембрийских комплексов установлены следующие положения (Добрецов, 1981; Макаревич, 1996): 1) в пределах Южного и Центрального НГР, а также в крайней восточной части Северного НГР возможна локализация литологически ограниченных ловушек УВ в корах выветривания КФ, перекрытых непроницаемыми пярнуско-наровскими породами (районы отнесены к категории перспективных в пределах Припятского прогиба). 2) Северный НГР, характеризующийся развитием двухчленного профиля КВ и обладающего благоприятными предпосылками нефтегазоносности (наличие коллекторов) в зоне дезинтеграции КФ, флюидоупоров, представленных глинизированными породами зоны гидролиза, а также наличие многочисленных залежей нефти в подсолевом комплексе позволяют отнести его к категории высокоперспективных земель. 3) наибольшими перспективами нефтегазоносности в пределах Северного НГР обладают участки гребней ступеней, где открыты залежи нефти в подсолевом терригенном комплексе (район расположения Речицкого, Осташковичского, Тишковского и Рассветовского месторождения). В последнем получен промышленный приток нефти из верхнепротерозойских отложений, что делает реальными перспективы поисков и обнаружения ловушек УВ в КВ кристаллического фундамента и промежуточном комплексе в пределах Северного НГР.

Днепровско-Донецкий нефтегазоносный бассейн. На современном этапе геологоразведочных работ на нефть и газ Северный борт ДнепровскоДонецкого авлакогена (ДДА) - первоочередной район для наращивания разведанных запасов УВ на относительно небольших глубинах (Довжок, 1996;

Лукин, 1999). К наиболее информативным показателям нефтегазоносности Северного борта ДДА относятся: 1) интенсивность проявления разломноблоковой тектоники; 2) величина амплитуды объекта в разрезе продуктивного комплекса; 3) тип и амплитуда нарушений, которые окаймляют или пересекают структуру; 4) соотношения флюидоупоров, проницаемой части коллектора и амплитуды нарушения.

Прогнозирование наличия ловушек УВ в породах фундамента увязывается с гипергенным и гипогенным разуплотнением. Максимальное гипергенное разуплотнение образований отмечается на выступах КФ в виде их линейного распространения и в приразломных зонах. Зоны гипогенного разуплотнения контролируются системой меридиональных, широтных и диагональных нарушений и участками их пересечений. Тектоника рассматривается в качестве позитивного фактора.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн. Региональные предпосылки нефтегазоносности рифейского комплекса Тимано-Печорского НГБ обусловлены спецификой геологической эволюции региона, характером тектонических движений, составом и строением структурно-вещественных формаций, разнообразием типов нафтидопроявлений (Буданов, Горностай, 1989; Буданов, 1999; Хисамов и др., 2009).

Отнесение позднепротерозойских структур к категории авлакогенов, а заполняющих их осадочных образований в качестве промежуточного комплекса чехла, позволяет рассматривать их в числе нетрадиционных, перспективных нефтегазоносных объектов. Весьма важным обстоятельством является то, что Тиманский и Печоро-Колвинский авлакогены совместно с идентичными структурами Волго-Уральского региона являются составной частью единой системы Уральского перикратонного опускания. Структурногенетическое сродство авлакогенов Тимано-Печорского НГБ с авлакогенами Волго-Уральского НГБ, где установлены разнообразные типы нафтидопроявлений и получены притоки нефти и газа из прикровельной части рифейского комплекса, дают основание рассматривать подобные структуры в качестве возможных новых перспективных объектов нефтегазоносности.

Относительно низкая степень метаморфизма, сохранившийся четкий литолого-петрографический облик пород, представленных терригенными и карбонатными разностями, и их расслоенность (хорошо выраженное ритмичное строение) позволяют при оценке нефтегазоносности сопоставлять их с осадочными формациями. Наличие многочисленных разнотипных нафтидопроявлений в виде выпотов и примазок тяжелой нефти по трещинам, пропиток песчаников густой нефтью, а также газопроявления различной интенсивности (вплоть до промышленных) при бурении скважин дают основание отнести рифейский комплекс к категории потенциально перспективного нефтегазоносного объекта. B пределах Тимано-Печорского НГБ выделяются зоны возможного нефтегазонакопления, связанные с органогенными постройками павьюгской свиты быстринской серии, прослеживающейся по всему Тиманскому сооружению до Полюдова кряжа. В качестве зональных флюидоупоров в пределах Тиманского поднятия может служить кора выветривания рифейских сланцев, мощность которой составляет несколько десятков метров и пелитоморфные тимано-саргаевские отложения верхнего девона в местах залегания их на рифейской толще (Докембрий Восточно-Европейской платформы..., 2002).

Среднерусский (возможно) нефтегазоносный бассейн. В пределах Центрального района более перспективными представляются Молоковская и Данилово-Дьяконовская возможно нефтегазоносные погруженные зоны, а в юго-восточной части рассматриваемого бассейна – его северо-западная погруженная зона (Барташевич и др., 1975; Владимирова, 1997; Астафьев и др., 2000). Наиболее перспективными для формирования скоплений нефти, с точки зрения качественной характеристики природных резервуаров (благоприятные коллекторы и оптимальные свойства флюидоупоров), являются отложения – прежде всего лапландско-редкинский, а затем редкинский и котлинский горизонты. Рифейские отложения могут представлять интерес в нефтегазоносном отношении в Молоковском и Даниловско-Дьяконовском районах. При общей оценке региона с точки зрения его возможной нефтегазоносности существует низкая степень изученности Среднерусского возможно нефтегазоносного бассейна.

В шестой главе: «Перспективы нефтегазоносности, направления поисков и освоения углеводородного сырья в пределах Татарстана ВолгоУральской антеклизы» рассматривается вариант прогнозирования недр с позиций комплекса геотектонических критериев для решения проблемы перспективной оценки территории западного Татарстана. Анализ накопленных материалов по тектонике и их корреляция между нефтеносными и менее изученными структурами с неустановленной нефтеносностью может способствовать выбору перспективных направлений поисков залежей нефти в западных регионах PT, где проведенные ранее геологоразведочные работы не дали положительных результатов, поиски залежей проводились, в основном, на антиклинальных объектах, подготовленных структурным бурением по верхним маркирующим горизонтам разреза, которые лишь частично отражали глубинную тектонику девонских отложений.

Палеозойский осадочный чехол. Длительность и разнообразие процессов развития структур на протяжении от девона до кайнозоя обусловили возникновение разных по генезису и возрасту локальных поднятий — древних, комбинированных, молодых. Наиболее интенсивно большинство из них росло в палеозойское время, в том числе в период осадконакопления в девоне и карбоне, когда формировались нефтегазоносные комплексы пород.

Следовательно, в случае раннего поступления УВ в разрезе уже имелись благоприятные структурные условия для образования первичных залежей.

Часть поднятий впервые возникла в виде замкнутых ловушек в послепермское время. Такая сложная и длительная история развития структур практически не сказалась на нефтеносности восточных районов Татарстана. Здесь наблюдается четкая приуроченность залежей и к древним, и молодым замкнутым структурным ловушкам. Связь между возрастом ловушек и их нефтеносностью не отмечается. Морфологические параметры поднятий (площадь, амплитуда) влияли только на масштабы заполнения ловушек нефтью (Войтович, Гатиятуллин, 2003).

Базируясь на установленных (Войтович, Гатиятуллин, 1998; Гатиятуллин и др., 2006) закономерностях размещения различных типов нефтеносных структур Восточного Татарстана, для западных регионов республики выделяем группу региональных критериев прогноза и поиска нефтяных месторождений. Региональные критерии строятся на сочетании литологофациальных, геохимических, тектонических, палеотектонических, генетических и гидрогеологических факторов. Решающая роль принадлежит генетическому фактору, значение которого заключается в прогнозе источников УВ для девонских и каменноугольных отложений и установлении границ ареалов нефтеносности. Bероятным поставщиком УB следует считать потенциально нефтематеринские толщи девонского и раннекаменноугольного возраста, развитые в Казанско-Кажимском авлакогене и Усть-Черемшанском формационном прогибе Камско-Кинельской системы (Лобов, Валеев, 1971;

Мкртчян, 1980).

По мере сужения границ нефтепоисков руководящее значение приобретают только глубинные проявления нефти. Эти нефтепроявления подтверждают существование процессов миграции УВ в палеозойских комплексах на западе республики и за ее пределами (Степанов и др., 1998;

Хисамов и др., 2010).

С точки зрения литолого-фациального фактора геологические разрезы палеозойских отложений ряда западных малоизученных регионов отличаются от восточных аналогов отсутствием большей части девонской терригенной толщи (Северо-Татарский, Токмовский своды), наличием перерывов в осадконакоплении, выпадением отдельных литологических пачек и другими особенностями. Однако эти отличия не исключают возможности формирования залежей нефти в Казанско-Кажимском авлакогене, УстьЧеремшанском прогибе, на западном борту Мелекесской впадины и Кукморском выступе Северо-Татарского свода, где литофациальные условия были более благоприятные. С точки зрения литолого-фациальных условий сохранения залежей нефти наибольший интерес в пределах Мелекесской впадины представляют экранирующие свойства флюидоупоров (Гатиятуллин, Тарасов, Ананьев, 2005). По данным (Хитрова, Савинкина, Ильина, 2002) при изучении глинистых толщ, играющих роль флюидоупоров, выделяются ложные и истинные покрышки. К истинным покрышкам отнесены глинистые породы с показаниями по газовому каротажу менее 0,2 %. В этой связи нами были проанализированы покрышки всех семи вышеперечисленных природных резервуаров (Гатиятуллин, Тарасов, Ананьев, 2005). Вывод однозначный значения газопоказаний для выделенных покрышечных пород не превышают 0,2 %, что говорит об их хороших экранирующих свойствах. По литологофациальным критериям регион характеризуется как наличием в разрезе породколлекторов, обладающих хорошими фильтрационно-емкостными параметрами, так и присутствием флюдоупоров, характеризующихся хорошими экранирующими свойствами, кроме того, ряд благоприятных гидрогеологических и тектонических предпосылок позволяют сделать вывод о высоких перспективах нефтегазоносности бортов и отчасти центральных участков Мелекесской впадины.

Таким образом, палеотектоническая обстановка в западной части Татарстана в целом способствовала миграции и аккумуляции УВ в каменноугольных и девонских отложениях. К благоприятным факторам относятся также наличие устойчивых во времени региональных наклонов палеозойских слоев от сводовых поднятий в сторону древних впадин, высокая степень совпадения структурных форм чехла и кристаллического фундамента (Северо-Татарский свод), развитие положительных структур во всех тектонических зонах. В комплексе предпосылок регионального значения важное место занимают дизъюнктивные нарушения фундамента. На западе Татарстана разломы участвуют в строении Казанско-Кажимского авлакогена, Северо-Татарского свода и Мелекесской впадины. Их влияние на осадочный чехол особенно ярко выражено в формировании тектонических структур, литофациальных зон и возможных путей для вертикальных перетоков флюидов в рамках отдельных литолого-стратиграфических комплексов. Так, один из полюсов максимального нефтебитумонакопления в каменноугольных и пермских отложениях, совпавший с кольцевыми разломами, выявлен на восточном борту Мелекесской впадины. По аналогии с ним, установленную связь нефтеносности с разломами можно рассматривать в числе признаков регионального прогноза и на территории Западного Татарстана (Степанов и др., 1965; Хисамов и др., 2006).

К благоприятным гидрогеологическим факторам в западных регионах республики относятся присутствие выдержанных в пространстве гидрогеологических комплексов с обособленными химическими, физическими и геотермическими параметрами, наличие в пластовых водах растворенных углеводородных газов, пониженная вертикальная циркуляция пластовых вод, возрастание напоров пластовых вод с глубиной и др. Важно подчеркнуть, что гидрогеологические параметры западных регионов сходны с их аналогами на востоке РТ.

Рассмотренная группа региональных критериев в сочетании с благоприятными структурными предпосылками позволяет выделить главные направления дальнейших поисков месторождений нефти в малоизученных регионах западной части республики. На их основе можно констатировать, что наилучшими региональными условиями аккумуляции, главным образом в каменноугольных отложениях, характеризуется Усть-Черемшанский прогиб (Камско-Кинельская система) в зонах развития его девонских бортов. Здесь предстоит на большом числе рифогенных седиментационных поднятий осуществить поиски нефти в визейско-турнейском, башкирско-верейском комплексах пород и, возможно, в карбонатном девоне. Поиски нефти в девонской терригенной толще следует сосредоточить на Кукморском выступе, в отдельных зонах Ковалинского выступа Северо-Татарского свода и в Казанско-Кажимском авлакогене. Благоприятные предпосылки нефтеносности в девонских и каменноугольных отложениях связаны также с некоторыми мелкими малоинтенсивными поднятиями западного борта Мелекесской впадины и восточного склона Токмовского свода. Региональные условия аккумуляции здесь в значительной мере определялись общей структурнотектонической обстановкой, развитием Усть-Черемшанского и Буинского прогибов. В целом, перспективы нефтегазоносности Мелекесской впадины оцениваются значительно выше, чем Северо-Татарского свода. По литологофациальным критериям Мелекесская впадина характеризуется наличием в разрезе как пород-коллекторов, обладающих хорошими фильтрационноемкостными параметрами, так и флюидоупоров с хорошими экранирующими свойствами. Наличие в разрезе впадины катагенетически зрелых нефтематеринских пород и резервуаров, способных вмещать УВ, на фоне благоприятных гидрогеологических и тектонических предпосылок позволяет сделать вывод о высоких перспективах нефтеносности ее бортов и отчасти центральных участков (Грачевский, 1959; Войтович, 1979; Войтович, Гатиятуллин, 2003).

Таким образом, реальные потенциальные возможности палеозойских комплексов западных и восточных районов PТ полностью не раскрыты. Успех поисков новых залежей будет тесно связан с повышением эффективности научного прогноза и совершенствованием методики геофизических работ.

Дальнейшие научно-исследовательские и геологоразведочные работы с целью выявления промышленных скоплений нефти следует вести в следующих направлениях: 1) площадная сейсморазведка с выделением антиклинальных поднятий на всех стратиграфических уровнях; 2) геохимические исследования (наземные, атморадиохимические, аэрогаммаспектрометрические); 3) методы локального прогноза (геофизико-геохимические, сейсмические и др.) для выделения конкретных нефтеперспективных объектов.

Докембрийские комплексы пород. Рифей-вендский комплекс.

Литофациальные и геодинамические особенности рифей-вендских отложений на территории РТ были изучены автором с применением профильного метода последовательного сопоставления глубоких скважин, вскрывших эти горизонты (Баранов, Гатиятуллин, 1993; 1994). В породах верхнего докембрия наблюдается значительная трещиноватость, вызванная тектоническими и диагенетическими процессами (Гатиятуллин и др., 2004). Трещины развиты практически во всех отложениях и имеют вертикальное или субвертикальное, а иногда и весьма разнообразные направления. Длина трещин по керну изменяется от 1-2 до 10-15 см, а ширина - от долей миллиметра до 5-10 мм.

Трещины выполняются кальцитом, доломитом и другими минералами, однако есть и открытые трещины. Наличие открытых трещин в породах верхнего докембрия доказывает возможность распространения среди них трещинных коллекторов. По результатам изучения разрезов глубоких скважин и данным МОГТ в рифей-вендских отложениях установлены регионально выдержанные пласты песчаников и алевролитов. Фактический материал по пористости, проницаемости и общей песчанистости терригенных толщ рифея показывает, что удовлетворительными, а иногда и хорошими коллекторскими свойствами характеризуются песчаники ротковской, тукаевской и леонидовской свит рифея. Эти песчаные пласты перекрываются сравнительно выдержанными и мощными (от 20 до 50 м и более) регионально развитыми толщами слабо алевритистых аргиллитов с прослоями глинистых алевролитов, которые могут рассматриваться как покрышки. В качестве таковых для ротковских песчаников могут служить аргиллиты и мергели минаевской подсвиты прикамской свиты, для тукаевских песчаников — глинисто-карбонатные отложения ольховской свиты. Леонидовские песчаники не имеют регионально выдержанной непроницаемой покрышки, водоупором для них могут служить аргиллиты старопетровской свиты (Гатиятуллин, 1993; Изотов и др., 2001).

Наиболее повышенным содержанием органического вещества (0,1— 0,77 %), органического углерода (0,1—0,17 %) и битумоидов (0,01—0,02 %) характеризуются калтасинская, старопетровская и карлинская свиты.

Существенную информацию о перспективах нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений Волго-Уральской области дают геохимические исследования, проводившиеся Н.П. Егоровой, О.П. Четвериковой, Е.С. Ларской, В.И. Внутских, О.П. Загуловой, Т.В.

Белоконь, А.З. Кобловой, А.Г. Низамутдиновым и автором, которыми установлено, что в позднем докембрии накапливалось органическое вещество исключительно сапропелевого типа. Доказано, что большая часть пестроцветных пород рифея и венда образовалась в слабоокислительной или нейтральной обстановке. Слабая восстановленность пород обусловлена дефицитом органического вещества. Содержание Сорг в этих породах не превышает сотых долей процента, а битумоидов - от следов до тысячных долей процента. Вместе с тем, наблюдаемые в разрезах рифея и венда пачки и толщи темно- и серо-цветных пород, формировались в слабовосстановительной и восстановительной обстановке, так как они характеризуются относительно повышенным содержанием органического вещества (от 0,1 до 0,3 и до 2,5 %) и повышенной битуминозностью (сотые, реже десятые доли процента). Такие породы рассматриваются как первичнобитумоносные с остаточным синбитумоидом.

Палеогидрогеологическая характеристика подземных вод рифей-вендских отложений свидетельствует о наличии в них четкой зональности как в вертикальном разрезе, так и по горизонтали. Присутствие в водах осадочного докембрия метано-азотных растворенных газов с тяжелыми гомологами метана, летучих фенолов, повышенное содержание аммония, брома, органического углеводорода, кальция рассматриваются как показатель возможной нефтегазоносности рифей-вендских отложений (Гатиятуллин, 1993, 1994; Изотов и др., 2001).

Представляется, что для уточнения перспектив нефтегазоносности венда юго-востока РТ необходимо проведение поисково-ревизионных работ и бурение скважин, прежде всего по профилям Тат-Кандыз - Белебей и БавлыКзыл-Яр. При заложении скважин необходимо учитывать материалы по сейсморазведке, если таковых нет, то их следует получить путем проведения таких исследований. Скважины должны быть глубиной не менее 3500 м, при проходке вендских отложений отбор керна должен быть через 20-25 м в интервалах по 5-8 м (Близеев и др., 1989; Гатиятуллин и др., 1993).

Обилие нефтепроявлений в песчаниках тукаевской свиты и в нижнеканровской подсвите венда также связано с площадями развития нефтепроизводящих толщ калтасинской свиты, то есть с теми районами, где они непосредственно залегают на карбонатных породах этой свиты.

Изложенное позволяет считать перспективным на поиск УВ районы восточного РТ и прилегающие северо-западные районы Башкирии (Гатиятуллин и др., 1993).

Таким образом, многолетние исследования рифейско-вендских отложений востока РТ свидетельствуют о том, что они являются потенциально перспективными на поиски УВ. Эти породы имеют все необходимые благоприятные показатели: наличие коллекторов и покрышек, структурных форм, соответствующих геохимических параметров, прямых признаков нефтегазоносности (Гатиятуллин, Баранов, 2004).

Кристаллический фундамент и его кора выветривания. Наиболее целенаправленные мероприятия по решению проблемы перспектив нефтегазоносности докембрийских комплексов в пределах Волго-Уральского региона осуществляются в РТ, где разработана Программа изучения глубинных недр, реализация которой началась в конце 70-х гг. Основной акцент при проведении нефтепоисковых работ по фундаменту был сделан на изучение тектонического фактора контроля нефтеносности, а именно на разбуривание выступов фундамента различной генетической принадлежности (горсты, взбросы, эрозионные положительные структуры и др.) и зон разломов. В результате исследований установлены косвенные признаки нефтеносности фундамента такие, как слабая битумоносность кристаллических пород и образований коры выветривания, увеличение газопоказаний по мере углубления скважины как за счет УВ газов (метан, этан и др.), так и гелия. Кроме того, обнаружены зоны дробления и переработки пород (интервалы разуплотнения и трещиноватости), которые в кристаллической среде могут служить потенциальными коллекторами (Кавеев и др., 1998; Кавеев, Кафичев, 2001; Кавеев, Степанов, 1991; Гатиятуллин, Степанов, 2000; Муслимов и др., 1996).

Можно предположить существование в условиях Урало-Поволжья следующих видов нефтегазовых залежей в кристаллическом фундамента: 1) в приповерхностных горизонтах КФ под непроницаемыми глинистыми покрышками осадочного чехла и КВ; 2) в виде единых залежей в породах КВ, КФ и перекрывающего их осадочного чехла; 3) внутри толщи КФ в линейных глубинных трещинных КВ.

Наибольшими перспективами нефтегазоносности обладают породы КВ (Лапинская, Журавлев, 1965; Плотникова и др., 2001). Обобщая изложенные материалы по перспективам нефтеносности коры выветривания КФ, можно заключить, что:

- КВ кристаллического фундамента в РТ вскрыта большинством поисковых скважин, однако изучены слабо;

- недостаточное внимание прошлых лет к КВ на фоне общего пренебрежения к проблеме нефтегазоносности КФ, необходимо преодолеть в связи с обширной информацией о промышленной нефтегазоносности КВ фундамента в других регионах;

- минералогический состав КВ позволяет судить об её первичной природе и гидротермальных процессах в толще КФ;

- коллекторские свойства КВ имеют значительный диапазон, поэтому для скоплений нефти, газа, воды могут служить как вместилищами, так и покрышкой;

- КВ площадного типа развиты на всей поверхности складчатого фундамента в зависимости от тектоно-эрозионных типов геологической истории. КВ линейного трещинного типа развита в зонах разломов с активизацией гидротермальных и тектонических процессов. Трещиннолинейные и площадные КВ взаимосвязаны друг с другом, при этом трещиннолинейные КВ могут быть встречены на различных глубинах складчатого фундамента. Вероятно, что глубинные линейно-трещинные КВ иногда идентичны зонам разуплотнения, выделяемым сейсморазведкой;

- толщина КВ отражает разломно-блоковую тектонику складчатого КФ.

Аномальные КВ отражают не только разломы, но и мобильные участки земной коры, где возможна глубинная миграция нефтеносных флюидов в низы осадочного чехла;

- сведения о промышленной нефтегазоносности КВ в различных регионах мира, а также сведения о проявлениях УВ в КВ районов УралоПоволжья позволяют прогнозировать её промышленную нефтеносность.

При изучении нефтегазоносности КВ целесообразно ориентироваться на:

1) скопления УВ в разуплотнениях КВ фундамента изолированно от осадочного чехла; 2) совместные скопления УВ и КВ фундамента в нижних горизонтах осадочного чехла; 3) участки аномальной добычи нефти из залежей в низах осадочного чехла отдельными скважинами «миллионерами», как локальных участков возможной подпитки углеводородами из глубинных зон разуплотнения.

В ходе анализа полученных результатов наиболее перспективным участком на проведение работ по изучению нефтегазоносности КВ и КФ является Уркушское и Кабык-Куперское поднятия, а также восточный борт Тюлячинского прогиба. Кроме этого, участком, заслуживающим внимания, является Янчиковский прогиб, Кукморский и Троицкий выступы, а также разделяющий их прогиб, который, возможно, является МамадышскоКокарским грабеном, следовательно, перспективы его прибортовых зон совпадают.

Вещественный состав конкретной формации (литолого-петрографический фактор контроля) КФ, тип и генезис формаций (метаморфический и магматический факторы), а также их пространственно-временные соотношения пока в практике выбора объектов нефтепоисковых работ по КФ должным образом не учитываются, а лишь констатируются по мере изучения вскрываемого разреза докембрийских толщ. Однако накопленный богатейший геолого-геофизический материал по геологии КФ убедительно указывает на то, что геологические предпосылки локализации нефтяных месторождений в осадочном чехле обусловлены гетерогенным строением фундамента (Гатиятуллин, Баратов, 2004; Гатиятуллин, Баранов, 2008). В составленной коллективом авторов (Гатиятуллин, Баратов, Шуликов) в 1998 г. оригинальной модели строения КФ увязаны пространственные, структурно-вещественные и временные таксоны, в совокупности отражающие строение данного участка фундамента Волго-Уральской антеклизы до широкомасштабной девонской трансгрессии моря. На основе этих данных в сочетании с интерпретацией карт гравиметрических и магнитных полей была существенно видоизменена геолого-петрографическая карта фундамента М 1:200000 А.В. Постникова.

Предложенная модель геологического строения фундамента может быть использована в роли фактора регионального значения для прогноза нефтеносности в пределах РТ. Земная кора Южно-Татарского свода характеризуется широким спектром проявления метаморфических и магматических докембрийских формаций. Пестрый ряд формаций региона дополняется габбро-анортозитами туймазинского и гипербазитами чубовского комплексов. В осадочном чехле над данным участком фундамента локализовано крупнейшее Ромашкинское месторождение нефти. СевероТатарский свод представляет собой антиклинорный выступ архейского гранулитового субстрата (эндербиты, двупироксеновые и амфиболовые кристаллические сланцы отрадненского комплекса). Более поздние формации, ведущие к образованию гранито-гнейсовых куполов, здесь практически не проявились. Осадочный чехол над этим куполом практически «стерилен» в отношении нефтегазоносности, несмотря на то, что и в нем присутствуют нефтегазоматеринские толщи и структурные ловушки, а сами осадочные породы обладают всеми необходимыми свойствами для аккумуляции УВ.

Наряду с традиционными методами поисков нефтяных залежей в осадочном чехле необходимо привлекать и нестандартные подходы к выделению перспективных площадей на нефть и газ. Одним из таких подходов может быть формационный анализ петрографо-геохимических материалов глубокого бурения по фундаменту в сочетании с интерпретацией распределения геофизических полей. Задачей исследований должно стать изучение геологического строения фундамента с целью выявления взаимосвязи между нефтеносностью осадочного чехла и строением фундамента, а также установление реальных локальных факторов контроля, которыми могут являться сравнительно небольшие по размерам гранитогнейсовые купола, массивы гомогенных гранитов и (или) тела гипербазитов (Баранов, Гатиятуллин, 1993; Гаврилов, 2000; Гатиятуллин и др., 2000).

Эти задачи сведены в вышеназванную программу, основные направления которой следующие: 1. целенаправленное разбуривание докембрийского основания сверхглубокими скважинами (до 5-7 км; 2. углубление в толщу КФ на первые сотни метров отдельных поисковых и разведочных скважин, бурящихся на продуктивные горизонты девона; 3. вскрытие древних локальных эрозионных выступов архейско-протерозойских толщ; 4. вскрытие пород фундамента на 50 м разведочными и некоторыми эксплуатационными скважинами (Гатиятуллин и др., 2000).

Согласно упомянутой Программе проводилось специальное комплексное изучение рифейско-вендских отложений с точки зрения их перспективности на поиски залежей УВ. К настоящему времени известно множество нефтегазобитумопроявлений в венде и рифее Волго-Уральского НГБ, а в ряде глубоких скв. получены промышленные и непромышленные притоки нефти.

Взаимоотношения и совместная разработка нефтяных и сопутствующих горючих полезных ископаемых. Битумы. Общие геологические запасы и ресурсы битумов в отложениях пермской системы Волго-Уральской провинции при их массовом содержании более 4% составляют, по нашей оценке, около 2,15 млрд. т. Большая их часть - 1,4млрд. т сосредоточена в недрах РT (Войтович, Гатиятуллин, 1999).

Геологические ресурсы и запасы природных битумов выявленных к настоящему времени 150 локальных объектов, приуроченных к уфимскому и казанскому ярусам, несколько превышают 0,35 млрд. т, в том числе разведанные - около 0,2 млрд. т. Запасы и ресурсы битумов РТ рассредоточена в залежах со средневзвешенной битумонасыщенностью от 5 до 8% по массе.

Государственным балансом запасов на 01.01.09 г. учтены 41 месторождения природных битумов в слабосцементированных песчаниках уфимского яруса.

Строение месторождений однотипное. Общие балансовые извлекаемые запасы природных битумов составляют 158483 тыс. т по категориям В+С1. По степени промышленного освоения 2 месторождения относятся к группе разрабатываемых, 39 - подготавливаемым к освоению. Удовлетворительное качество товарной продукции, получаемой из природных битумов, наряду с возрастающими потребностями в углеводородном сырье и высокими ценами на него, обусловливает рост их добычи, несмотря на её более высокую себестоимость по сравнению с добычей нефти.

Пермские битумоносные ареалы совпадают в плане с зонами концентрации залежей нефти в карбоне. В ряде случаев карбоновые нефти и пермские битумы образуют единые многоуровневые залежи углеводородного сырья, что может быть положено в основу проектов по их совместной разработке. К одной из особенностей подсчета запасов и ресурсов природных битумов в последнее время относится учет экологического фактора. Залежи битумов в PТ находятся на небольшой глубине, содержат токсичные элементы и их разработка, осуществляемая тепловыми методами, оказывает на окружающую среду большее отрицательное воздействие, чем добыча нефти.

Часть запасов вошла в санитарнозащитные зоны водопунктов и населенных пунктов и по этой причине отнесена к забалансовым.

Для расширения минерально-сырьевой базы и интенсификации разработки месторождений природных битумов РТ необходимо решить проблемы, касающиеся: 1) прогноза, поисков и оконтуривания новых скоплений битумов в пределах перспективных территорий; 2) создания на базе существующих передовых технологий системы разработки и организации добычи природных битумов, обеспечивающей максимальные битумоотдачу и извлечение сырья без потерь его ценных компонентов; 3) создания системы подготовки и переработки природных битумов; 4) технического обеспечения и бурения горизонтальных скважин; 5) обеспечения эффективными парогенераторами; 6) соблюдения экологической безопасности при разработке месторождений природных битумов; 7) создания системы налогового стимулирования добычи и переработки природных битумов. При соблюдении изложенных требований битумное сырье может занять достойное место в сырьевой базе региона.

Ископаемые угли. В визейских отложениях нефтяным месторождениям сопутствуют ископаемые угли, залежи которых тесно контактируют с залежами нефти, что позволяет предполагать возможность их совместного освоения. Мощные угольные пласты приурочены к эрозионно-карстовым врезам, границы которых контролируют контуры угольных залежей.

Взаимоотношения угольных и нефтяных залежей выражаются, прежде всего, в способах их соприкосновения. Сопряженность визейских угольных пластов с нефтенасыщенными породами имеет важное значение для их совместной разработки (Хисамов, Гатиятуллин и др., 2009). Всего в визейских отложениях выделено 95 залежей мощного угольного пласта «Основной» с прогнозными ресурсами категории Р1 + Р2 в количестве 2,7 млрд. т. По 4 залежам (Ташлиярская-1, Ташлиярская-13, Мокшинская, Рокашевская) запасы по категории С2 составляют 704 млн. т. По качеству угля они не уступают разрабатываемым месторождениям Подмосковного и Южно-Уральского бассейнов. Степень метаморфизма углей соответствует каменноугольной группе (стадия I). По марочному составу угли являются преимущественно длиннопламенными витринитовыми (Д). Уголь пласта «Основного» характеризуется зольностью 12-26 %, высоким выходом летучих веществ (4049 %), сернистостью 3-4 %, теплотой сгорания 29,9-31,4 МДж/кг, низким содержанием токсичных элементов и тугоплавкостью золы. Визейские угли обладают высоким качеством и ценными технологическими свойствами.

Глубина залегания визейских углей доступна для новейших технологических схем Pентабельность разработки визейских углей может быть увеличена за счет комплексного использования угольного газа (производство дополнительной химической продукции, интенсификация нефтедобычи).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Основные результаты исследования заключаются в следующем.

1. Доказано, что размещение нефтеносных и перспективных зон контролируется структурами второго порядка и более мелкими структурами (валообразные зоны, полосы поднятий и др.). Оно опирается на сходство в строении и геологической истории структур восточного и западного Татарстана и может свидетельствовать о потенциальных возможностях выделенных зон в наращивании запасов нефти не только на востоке, но и на западе республики на территории Северо-Татарского свода.

2. Разработана, на основе дифференцированной оценки территории по структурно-тектоническим признакам и условиям нефтеносности, новая схема качественного нефтегеологического районирования РТ по зонам нефтегазонакопления, которая включает следующие подразделения: крупные зоны нефтегазонакопления, контролируемые тектоническими элементами первого и второго порядков; средние и мелкие зоны нефтегазонакопления, контролируемые валообразными структурами, террасами, ассоциациями, полосами и группами локальных поднятий; потенциальные зоны нефтегазонакопления с подтвержденной на локальных участках нефтеносностью (наличие одиночных месторождений, залежей, нефтепроявлений), контролируемые структурами второго порядка или их составными частями, а также валообразными зонами, ассоциациями и полосами распространения сходных по генезису локальных поднятий;

потенциальные зоны нефтегазонакопления, контролируемые в основном ассоциациями или полосами распространения пологих поднятий в депрессионных частях Камско-Кинельской системы прогибов; прогнозные зоны с неподтвержденной нефтеносностью, выделенные на западе республики (Северо-Татарский свод) и приуроченные к структурным элементам различных порядков, подразделенные на перспективные (местами недостаточно изученные), возможно перспективные и малоперспективные. В пределах многих нефтеносных зон или их частей прогнозируется открытие новых небольших залежей и месторождений, которые могут восполнять ресурсы нефти в РТ длительное время.

3. Прогноз промышленных залежей углеводородного сырья в горизонтах Волго-Уральской антеклизы ниже освоенных глубин (рифейско-вендские отложения, КФ и его коры выветривания) обосновывается благоприятными геолого-геохимическими и геофлюидо-динамическими предпосылками, оптимальным сочетанием коллекторов, экранирующих толщ и установленными признаками нефтеносности.

4. Обоснована возможность совмещения нефтепоисковых работ в длительно разрабатываемой Волго-Уральская нефтегазоноснай провинции, в том числе с современными технологиями комплексной разработки различных видов сырья. Парагенетические связи и совместное залегание месторождений нефти и залежей сопутствующих горючих полезных ископаемых (битума, ископаемого угля) является основой для их комплексного освоения.

ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Монографии:

1. Геологическая оценка перспектив нефтегазоносности и обоснование ГРР в Западной Татарии. – Альметьевск, 1990. – 76 с. (Соавторы Муслимов Р.Х. и др.).

2. Верхний докембрий восточных районов Татарстана и перспективы его нефтегазоносности. – Уфа, УНЦ РАН, 1995. – 218 с. (Соавторы Козлов В.И. и др.).

3. Тектоника Татарстана. – Казань: KГУ, 1998. - 131 с. (Соавтор Войтович Е.Д.).

4. Докембрий Восточно-Европейской платформы: геология и нефтегазоносность. – СПб.: Недра, 2002. – 392 с. (Соавторы Айзберг Р.Е. и др.).

5. Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов ВосточноЕвропейской платформы. – СПб.: Недра, 2003. – 123 с.

6. Методическое руководство по поискам, оценке и разведке месторождений твердых нерудных полезных ископаемых РТ. – Т. 2 и 3. - Казань: KГУ, 2003. 424 с. (Соавторы Акчурин Т.М. и др.).

7. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана. - Казань: Фэн АH РТ, 2006. - 328 с. (Соавторы Хисамов Р.С., Войтович Е.Д., Либерман В.Б., Войтович С.Е.).

8. Геофизические методы поисков и разведки месторождений природных битумов в Республике Татарстан. - Казань: Фэ" АH РТ, 2007. - 247 с. (Соавторы Хисамов Р.С., Боровский М.Я.).

9. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан Казань: Фэн АH РТ, 2007. - 295 с. (Соавторы Хисамов Р.С. и др.).

10. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. В 2-х томах. - Т.1. – Казань: Фэн АH РТ, 2007. – 316 с.

(Соавторы Муслимов Р.Х. и др.) 11.Нафтидогенез и проблемы нефтегазоносности фундамента. – СПб.:

ВНИГРИ, 2008. – 306 с. (Соавторы Хисамов Р.С. и др.).

12.Особенности освоения тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов Восточно-Европейской платформы. - СПб, ВНИГРИ. - 2009. – 212 с. (Соавторы Хисамов Р.С. и др.).

13. Геология и ресурсы Камского угольного бассейна на территории Республики Татарстан - Казань: Фэн АH РТ, 2009. -159 с. (Соавторы Хисамов Р.С., Гафуров Ш.З., Хасанов Р.Р.).

14. Геологоразведочные работы в регионах с высокой опоискованностью недр.

- Казань: Фэн АH РТ, 2010. - 274 с. (Соавторы Хисамов Р.С. и др.).

Статьи в журналахиз Перечня ВАК 15. Девонские грабенообразные прогибы Татарстана //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993. - № 10. - С. 14-16. (Соавторы Ларочкина И.А., Сухова В.А., Ананьев В.В.).

16. Прогнозирование пористости в песчано-алевролитовых породах верхнего докембрия на основе анализа комплекса литологических предпосылок //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993. - № 7. - С. 16-18.

(Соавторы Диденко А.Н. и др.).

17. Совершенствование методики картирования малоамплитудных локальных поднятий с помощью тренд-преобразований сейсмических данных //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993. - № 8. - С. 21-23.

(Соавторы Куликов С.А., Тарасов Е.А.).

18. Тектоника кристаллического фундамента на территории Татарстана //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1994. – № 1 - С. 1518. (Соавторы Ларочкина И.А., Ананьев В.В).

19. К оценке перспектив алмазоносности территории Республики Татарстан //Георесурсы, 2000. – №2 - С. 24-28. (Соавторы Муслимов Р.Х., Кавеев И.Х.).

20. Явления деформации в докембрийских образованиях и их влияние на процессы газонакопления //Георесурсы, 2000. – №2. - С. 2-4. (Соавторы Баранов В.В., Кавеев И.Х.).

21. Основные этапы изучения кристаллического фундамента в Татарстане //Георесурсы, 2003. – №4. - С.36-39. (Соавторы Кавеев И.Х., Муслимов Р.Х.).

22. Ресурсная база Республики Татарстан //Нефтяное хозяйство, 2003. – №8. С. 4-9. (Соавторы Хисамов Р.С., Нафиков А.З., Тарасов Е.А., Ананьев В.В.).

23. Изучение трещиноватости в кристаллическом фундаменте для поиска залежей углеводородного сырья //Геология нефти и газа, 2004. - С.34-41.

(Соавторы: Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С. и др.) 24. Проблемы изучения рифейско-вендских отложений и возможные пути их преодоления //Разведка и охрана недр, 2004. - № 2. - С. 33-38. (Соавтор Баранов В.В.).

25. Результаты параметрического бурения на территории Республики Татарстан в 2002-2003 гг. //Георесурсы, 2004. - № 15. - С. 20-23. (Соавторы: Хисамов Р.С. и др.).

26. Формации фундамента Южно-Татарского свода и их роль при оценке нефтеносности осадочного чехла // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2004. - № 11. - С. 29-36. (Соавтор Баратов А.Р.).

27. Оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений Мелекесской впадины //Разведка и охрана недр, 2005. - № 2-3. - С. 39-43.

(Соавторы Тарасов Е.А. и др.).

28. Оценка оптимальных объёмов и режима закачки воды в скважинах Ромашкинского месторождения //Нефтяное хозяйство, 2005. - №8. - С. 128-131.

(Соавторы Мирзоев К.М. и др.).

29. Подготовка к освоению месторождений природных битумов Республики Татарстан //Нефтяное хозяйство, 2006. - № 2. - С. 42-47. (Соавторы Хисамов Р.С., Шаргородский И.Е.).

30. Глубинный карст и современные движения земной поверхности в Татарстане //Георесурсы, 2006. - № 18. - С. 44-47. (Соавторы Мирзоев К.М. и др.).

31. История открытия нефтяных месторождений РТ//Георесурсы, 2007. - № 22.

- С. 29-38. (Соавтор Войтович Е.Д.).

32. Геологические результаты опробования сверхглубокой скв. 20009 Н.

Елховской //Строительство нефтяных и газовых месторождений на суше и море, 2007. - № 6. - С. 25-29 (Соавтор Баранов В.В.).

33. Петрогенетическая модель фундамента Южно-Татарского свода //Георесурсы, 2008. - № 24. - С. 4-8. (Соавтор Баратов А.Р.).

34. Этапность изучения кристаллического фундамента и основные критерии поиска УВ //Георесурсы, 2008. - № 26. - С. 27-29. (Соавторы Баранов В.В., Кавеев И.Х.).

35. Новые технологии повышения эффективности подготовки выявленных структур для поисково-разведочного бурения //Георесурсы, 2008. - № 27. - С. 1013. (Соавторы Хисамов Р.С. и др.).

36. Особенности пространственного размещения пермских битумов и нижележащих залежей нефти на территории республики Татарстан //Нефтегазовая геология. Теория и практика (электронный журнал), 2010 - Т.5 - №3 - http //www/ngtp/ru/rub/9/34_2010.pdf.

37. Перспективы нефтегазоносности докембрийских комплексов //Георесурсы, 2010. - № 5/37 – С. 10-12.

Статьи, материалы конференций, препринты 38. Некоторые прогнозные особенности проводки скв. 20009 Ново-Елховской //Проблемы повышения эффективности геологоразведочных работ в Татарии (Тезисы докладов научно-технической конф-ции). – Альметьевск, 1989. - С. 86-87.

(Соавторы Степанов В.П., Козлов Е.Н.).

39. О надвиговой природе Кандызского блока фундамента //Шарьирование и геологические процессы (Тезисы докладов научной сессии Института геологии БНЦ УрО АН СССР). – Уфа, 1989. - С. 15-16. (Соавторы Близеев А.Б., Павлова Л.П., Степанов В.П.).

40. Критерии корреляции докембрийских осадочных разрезов //Всесоюзное совещание по стратиграфии верхнего протерозоя СССР. – Уфа, БНЦ УРО АН СССР, 1990 - С. 46-48. (Соавтор Баранов В.В.).

41. Коррелятивное значение седиментологической цикличности верхнего докембрия востока Русской плиты //Всесоюзное совещание по стратиграфии верхнего протерозоя СССР. – Уфа, 1990. Уфа, БНЦ УРО АН СССР - С. 54-55.

(Соавторы Диденко А.Н., Низамутдинов А.Г., Ситдикова Л.М.).

42. Распределение железа в размерных фракциях песчаников рифейского комплекса Татарии. (Тезисы прикладной Мессбауэровской конф-ции). - Казань:

КГУ, 1990. - С. 145. (Соавторы Ситдикова Л.М., Низамутдинов А.Г.).

43. Тектоника Прикамского глубинного разлома и его отражение в осадочном чехле в связи с его современной тектонической активностью //Экспертиза геологогидрогеологических и тектонических условий площадки Татарской АЭС и прилегающих районов (Тезисы докладов научно-технической конф-ции). – Альметьевск, 1991. - С. 14-18. (Соавторы Степанов В.П., Козлов Е.Н.).

44. Тектоническое строение юго-востока Татарстана и сопредельных районов Башкортостана по данным бурения, аэромагнитно-сейсморазведки и космического дешифрирования в свете шарьяжно-надвиговой тектоники //Шарьяжно-надвиговая тектоника и поиски полезных ископаемых (Тезисы докладов научной сессии). – Уфа: БНЦ УРО РАН, 1992. - С. 6-7. (Соавторы Степанов В.П. и др.).

45. Терригенные коллекторы верхнего докембрия Волго-Уральской провинции //Нетрадиционные источники УВ-сырья и проблемы его освоения (Тезисы международного симпозиума). – СПб.: ВНИГРИ, 1992. - С. 166-167. (Соавторы Изотов В.Г., Диденко А.Н., Ситдикова Л.М.).

46. Критерии корреляции докембрийских осадочных разрезов //Верхний докембрий Южного Урала и востока Русской плиты. - Уфа: УНЦ РАН, 1993. - С.

95-99. (Соавтор Баранов В.В.).

47. Решенные и нерешенные вопросы изучения осадочного докембрия в Республике Татарстан //Геология и разработка нефтяных месторождений (Тезисы докладов научно-практической конф-ции). – Альметьевск, 1993. - С. 48-50.

(Соавтор Баранов В.В.).

48. К вопросу о механизме напряженного состояния Татарского свода //Напряжения в литосфере (первый Международный семинар). – М.: ИГиРГИ, 1994. - С. 171-172. (Соавторы Ситдикова Л.М., Изотов В.Г., Хасанов Р.Р.).

49. Метод оценки степени раскрытия трещин //Напряжения в литосфере (первый Международный семинар). – М.: ИГиРГИ, 1994. - С. 160-161. (Соавтор Сафин В.А.).

50. Напряженно-деформированное состояние гранито-гнейсового слоя в районе сверхглубокого бурения и современной сейсмоактивности Татарского свода Восточно-Европейской платформы //Напряжения в литосфере (первый Международный семинар). – М.: ИГиРГИ, 1994. - С. 118-119. (Соавторы Муслимов Р.Х. и др.).

51. Результаты геологоразведочных работ, проведенных на месторождениях битумосодержащих пород Татарстана в 1978-1991 гг. //Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов. - Тр.

Международной конф-ции. – Казань, 1994. КГУ - С. 1146-1156. (Соавторы Шаргородский И.Е., Тарасов Е.А., Салаватуллин Р.Ф.).

52. Стратиграфия вендских отложений юга Удмуртии и востока Татарстана в связи с перспективами их нефтегазоносности. – Уфа, УНЦ РАН, 1994. – 48 с.

(препринт). (Соавторы Козлов В.И. и др.).

53. Волжско-Камский шарьяж и надвиговая структура фанерозойского чехла Татарстана – зона напряженно-деформированного состояния земной коры //Напряжения в литосфере (глобальные, региональные, локальные). - Тр. первого Международного семинара. – М.: Изд-во ИГиРГИ, 1994. - С. 178-179. (Соавтор Степанов В.П.).

54. Диагенетические резервуары УВ в отложениях верхнего докембрия востока Русской платформы //Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов. - Тр. научно-практической конф-ции. – Альметьевск, 1994. - С. 66-67.

55. Поиски и освоение залежей нефти в отложениях венда и рифея //Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов. - Тр. научно-практической конф-ции. – Альметьевск, 1994. - С. 65-66.

(Соавтор Баранов В.В.).

56. Условия формирования пермских природных битумов на территории Татарстана //Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов. – Казань: КГУ, 1994. - С. 527-531. (Соавторы Муслимов Р.Х., Войтович Е.Д.).

57. Геолого-геофизическое обоснование выделения сейсмогенных зон Татарстана //Глубинное строение, геодинамика, сейсмичность ВосточноЕвропейской платформы. - Тр. научно-координационного совещания. – Саратов, 1995. - С.102-105. (Соавторы Степанов В.П. и др.).

58. Новые направления комплексной интерпретации данных бурения и геологогеофизических материалов для выявления нефтеперспективных объектов в западном Татарстане – Казань, КГУ, 1998. - С. 110-116. (Соавторы Степанов В.П., Тарасов Е.А., Мирзоев К.М.).

59. Ресурсная база природных битумов и высоковязких нефтей в пермских отложениях Татарстана //Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений. - Тр. научно-практической конф-ции VI международной специализированной выставки Нефть, газ - 99. - Т.2. - Казань:

Экоцентр, 1999. - С. 14-19. (Соавтор Войтович Е.Д.) 60. Кристаллический фундамент – реальный объект поисков нефти и газа на территории Татарстана //Мат-лы Всероссийской конф-ции (8-10 февраля, 2000). – Пермь: Недра, 2000. - Том 2. - С. 353-364. (Соавтор Степанов В.П.).

61. Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ.

Перспективы и проблемы нефтегазоносности рифейско-вендской формации Востока Русской плиты //Мат-лы Всероссийской конф-ции (8-10 февраля, 2000). – Пермь: Недра, 2000. - Том 1. - С. 295-303. (Соавторы Изотов В.Г. и др.).

62. Диагенетические резервуары – важнейший вид природных скоплений УВ в верхнепротерозойских формациях востока Русской плиты //AAPG Региональная международная конф-ция (15-18 июля 2001 г). – СПб. ВНИГРИ, 2001. - С. 12-14.

(Соавторы Изотов В.Г., Ситдикова Л.М.).

63. Результаты изучения палеозойского осадочного чехла и кристаллического фундамента по данным параметрического бурения в Республике Татарстан //Недра России – Пути удвоения ВВП. – СПб.: Недра, 2005. - С. 88-97. (Соавторы Тарасов Е.А., Ананьев В.В.).

64. Оценка перспектив нефтеносности коры выветривания и верхних участков разреза кристаллического фундамента Северо-Татарского свода //Мат-лы научной конф-ции Углеводородный потенциал молодых и древних платформ. - Казань.:

КГУ, 2006. - С. 66-68. (Соавтор Плотникова И.Н.).

65. Геологические результаты опробования сверхглубокой скв.-200Н.Елховской //Мат-лы научной конф-ции Углеводородный потенциал молодых и древних платформ. - Казань: КГУ, 2006. - С. 56. (Соавтор Баранов В.В.).

66. Динамика глубинных пластовых параметров в процессе бурения и испытания разрезов кристаллического фундамента //Мат-лы научной конф-ции Углеводородный потенциал молодых и древних платформ. - Казань: КГУ, 2006. С. 57. (Соавтор Баранов В.В.).

67. Результаты проведения исследовательских работ в сверхглубокой скв.20009 Н. Елховской //Мат-лы Международной конф-ции Актуальные проблемы нефтегазовой геологии – СПб.: ВНИГРИ. - 2007. (Соавтор Баранов В.В.).

68.Геодинамические процессы РТ: природные и техногенные факторы //Матлы Международной конф-ции Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов. - Казань: Фэн АН РТ, 2008. - С. 5-8 (Соавторы Хисамов Р.С., Гатиятуллин Р.Н., Рахматуллин М.Х.)






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.