Федеральное агентство по образованию РФ
Саратовский государственный университет
имени Н. Г. Чернышевского
Кафедра геологии и
геохимии горючих ископаемых
Геологическое обоснование постановки
поисковых работ на нефть и газ на Вербовской площади
Курсовая работа
студента 4 курса геологического факультета
Измайлова Шамиля Гаязовича
Научный руководитель
кандидат геол.-мин. наук
______________________ В. А. Смирнов
Зав. кафедрой
профессор, доктор геол.-мин. Наук
______________________ К. А. Маврин
Саратов 2006
Содержание
Введение
1. История изучения центральной части Кудиновско-Романовской зоны
2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
3.Тектоническое строение
4.Перспективы нефтегазоносности
5.Обоснование постановки поисковых работ на Вербовской площади
Заключение
Литература
Приложения
Введение
Объектом данной курсовой работы является Вербовская площадь,
расположенная в центральной части Кудиновско-Романовской приподнятой
зоны, которая по аналогии с ранее изученными и близлежащими
Новокочетковским, Ковалевским, Антоновским, Южно-Ковалевским и другими
месторождениями представляет интерес с точки зрения перспектив
нефтегазоносности рифогенных построек семилукского и евлано-ливенского
возраста. Целью является рассмотрение вопросов геологического строения и
геологического обоснования постановки поисково-оценочных работ.
В административном отношении рассматриваемая площадь располагается в
пределах Ольховского и Иловлинского районов Волгоградской области
(приложение №1).
В геоморфологическом отношении Вербовский участок Кудиновско-Романовской
зоны приурочен к южной части Приволжской возвышенности, располагаясь на
восточном склоне Доно-Медведицкой гряды. Рельеф поверхности
овражно-балочный.
1. История геолого-геофизического изучения центральной части
Кудиновско-Романовской зоны
Геологоразведочные работы в пределах Волгоградского Поволжья начаты в
тридцатых годах. На первом этапе (до 1950 г.) выполнен большой объём
геологосъёмочных и геофизических (гравиразведка, магниторазведка,
электроразведка) работ. Маршрутно-площадные геолого-съёмочные работы
масштаба 1:200 000 проводились, начиная с 1935 г., а с 1937 г. они
дополняются структурно-геологическими съёмками масштаба 1:100 000.
Начиная с 1944 г. в результате геологической и аэрогеологической съёмок
масштаба 1:200 000 установлены основные черты тектоники региона,
определены крупные структурные элементы.
С целью изучения глубинного строения на территории области в 1937- 1938
гг. проводились региональные гравитационная и магнитная съемки.
С 1938 г. (систематически с 1947 г.) до 1950 г. проводились
электроразведочные исследования методом ВЭЗ, применяемые с целью
картирования поверхности карбонатного палеозоя.
В период с 1945 по 1956 гг. проводились геолого-поисковые и разведочные
работы с целью поиска антиклинальных структур. Значительное внимание
уделялось структурному бурению в отложениях каменноугольного и
верхнедевонского возраста. Кроме того, проводились гравиметрические,
магнитометрические, позднее сейсморазведочные и электрометрические
исследования.
Структурно-поисковое бурение, широко применяемое в течение 1950-1957 гг.
в комплексе с сейсморазведочными работами MOB было направлено на
изучение общего геологического строения территории с целью поисков
крупных приподнятых зон и участков, а также на детализацию и подготовку
к разведочному бурению поднятий, выявленных геолого-съёмочными и
геофизическими работами. Бурение проводилось на надежные опорные
горизонты карбона, а также на мезозойские репера. В итоге получены
довольно полные сведения о строении верхнего структурного этажа.
С 1957 г. начинается бурение глубоких поисковых скважин. Результаты
глубокого бурения показали, что в каменноугольных и девонских отложениях
можно выделить два структурных этажа: верхний, включающий
каменноугольные и девонские отложения (до кровли тиманского горизонта) и
нижний, включающий терригенный комплекс девона.
В период с 1966 по 1975 гг. девонские терригенные отложения являются
основным направлением геологоразведочных работ на нефть и газ в Нижнем
Поволжье. Наибольший интерес для поисков крупных антиклинальных структур
в терригенной толще девона представляли древние приподнятые зоны,
ограниченные с запада крутыми уступами большой амплитуды. К ним
относятся западные обрамления Кудиновско-Романовской зоны, а также
северо-западные участки Кудиновско-Коробковского вала.
В этот период одновременно проводились работы по поискам залежей нефти и
газа в карбонатном комплексе девона.
С целью прослеживания Кудиновского выступа к северу в направлении
Коробковского месторождения в 1967г. был заложен широтный профиль из
трёх параметрических скважин со вскрытием отложений терригенного девона.
В 1968 г. скважиной 304 Березовская открыта промышленная залежь нефти в
семилукских отложениях, а чуть позже – небольшая залежь нефти
структурно-литологического типа в ардатовском (1969г.) и газа – в
воробьёвском (1971г.) горизонтах.
Важнейшее значение для обоснования дальнейших направлений
поисково-разведочных работ имело открытие Котовского нефтяного
месторождения (1975 г.), связанного с ливенскими рифами барьерного типа
в пределах западного борта Умётовско-Линёвской депрессии. Это
направление стало приоритетным на последующие десятилетия.
В последующее двадцатилетие отложения терригенного девона Кудиновско –
Романовской и расположенных западнее тектонических зон отнесены к
разряду второстепенных направлений. Главным объектом поисков в этот
период являлся среднефранский карбонатный комплекс.
Основные объёмы сейсморазведочных и поисково-разведочных работ были
сконцентрированы в пределах северной части Кудиновского вала (Ключевская
площадь) и на восточном его склоне (Чернушинская площадь).
В 1981 г. Волгоградской геофизической экспедицией, проводившей
опытно-методические работы на Ключевской площади, была показана
возможность картирования малоамплитудных структур облекания,
сформированных над рифогенными постройками. По результатам
опытно-производственного опробования накопленных методических приёмов,
проведенного в 1987-1988 гг., были выявлены и переданы в поисковое
бурение Южно-Ключевская и Восточно-Ключевская рифовые структуры.
Последующими буровыми работами (скважины 16, 17, 20, 21, 22
Северо-Ключевские) подтверждено наличие семилукских рифовых построек и
установлена их промышленная нефтегазоносность на южном продолжении
Ключевского месторождения (Фроловское, Дудачинское месторождения нефти в
семилукских отложениях)/2/.
В 90-х годах состояние изученности района Ключевского месторождения
бурением, геохимическими методами и сейсморазведкой, а также детальный
литолого-фациальный анализ среднефранского комплекса пород позволили
выделить протяженные зоны рифогенных построек, имеющие развитие к югу и
юго-востоку от Ключевского и Дудачинского месторождений. В пределах этих
зон сейсморазведкой подготовлен и опоискован ряд поднятий: Чернушинское,
Новочернушинское, Северо-Чернушинское, Ковалёвское, Новокочетковское,
Западно-Кочетковское, Антоновское, Восточно-Кудиновское, Николинское,
Тишанское, Гуровское, Андреевское, Северо-Ключевское.
Структуры готовились в основном по отражающим горизонтам,
соответствующим евлановско-ливенским и семилукским отложениям. Начиная с
1994 г. сейсмопартией 021 было открыто Новокочетковское нефтяное
месторождение (скважина 5 Чернушинская), подтвердившее правильность
выбора направления, связанного с поиском неантиклинальных ловушек
рифогенного типа. Кроме того, закартировано 8 структур и открыто 6
месторождений (Новокочетковское – 1994 г., Ковалёвское – 1995 г.,
Антоновское – 1996г., Восточно-Кудиновское, Николинское и
Южно-Ковалевское – 1997г.), что подтвердило высокие перспективы
Кудиновско-Романовской зоны. В этот период были выявлены
Северо-Чернушинская, Новочернушинская и Южно-Чернушинская структуры.
Сейсмопартией 028 проведены работы на территории западной части
Кудиновско-Романовского лицензионного участка. Выполнялись поисковые и
детальные сейсморазведочные исследования MOB ОГТ. Поисковые работы имели
целью изучение территории и выявление перспективных площадей и объектов
для постановки детальных площадных работ.
Сейсмопартия 035 в 1999 г. выполняла поисковые и детальные
сейсморазведочные работы в пределах северной части
Кудиновско-Романовской тектонической зоны.
Подготовленные по результатам сейсморазведочных работ 1996-2001 гг., в
комплексе с данными бурения и материалами переобработки по
усовершенствованной технологии сейсмических профилей прошлых лет,
структурные карты по горизонтам терригенного (D2vb, D3tim) и
карбонатного (D3sm, D3vr, D3ev-lv) девона значительно уточняют и
детализируют строение Кудиновско-Романовской тектонической зоны.
Начиная с 1994 г. в поисковое бурение введены 21 рифогенные структуры:
Восточно-Кудиновская, Новокочетковская, Ковалевская, Антоновская,
Южно-Ковалевская, Николинская, Романовская, Новочернушинская,
Северо-Чернушинская, Восточно-Ключевская, Тишанская, Гуровская,
Южно-Романовская, Каменная, Грибная, Дубравная, Северо-Романовская,
Южно-Кочетковская, Южно-Чернушинская, Долгая и Южно-Дудачинская, на
которых пробурено 33 скважины. Общий объём бурения составил 102341 м.
По результатам бурения открыто 13 месторождений нефти: Новокочетковское,
Ковалевское, Антоновское, Восточно-Кудиновское, Южно-Ковалевское,
Николинское, Новочернушинское, Тишанское, Северо-Романовское,
Верхне-Романовское, Грибное, Западно-Романовское и Бархатное.
Большинство выявленных месторождений многопластовые. На уровне
семилукских отложений залежи связаны с биогермами, а в воронежских и
евлановско-ливенских отложениях – с биостромами. В облекающих рифы
петинских отложениях пластовые залежи обнаружены в песчаниках.
В 1992-1993 и 1997 гг. трестом «Запприкаспийгеофизика» проводились
детальные сейсморазведочные работы МОГТ 2 D, по результатам которых в
2-х км к востоку от Северо-Кудряшовской структуры была выявлена и
подготовлена к бурению Новокочетковская структура.
На Новокочетковской площади пробурено 2 скважины: 4 Романовская (1967г.)
глубиной 4310м и 5 Чернушинская (1994г.) глубиной 3405м. Скважина 4
Романовская вскрыла отложения клинцовского горизонта среднего девона;
при испытании 4-х объектов в отложениях евлановско-ливенского,
воронежского, пашийского и воробьевского горизонтов были получены
притоки пластовой воды с растворенным газом. Скважина 5 Чернушинская
остановлена в семилукских отложениях. При испытании 10 объектов в
евлановско-ливенских, воронежских, петинских и семилукских отложениях
получены промышленные притоки нефти и скважина, таким образом, стала
первооткрывательницей Новокочетковского месторождения.
В 2003г. сейсмической съемкой 3D на Новокочетковской площади номинальной
кратностью 45-х масштаба 1:25 000, выполненной СК “ПетроАльянс Сервисис
Компани Лимитед”, по отложениям средне-верхнефранского подъярусов
верхнего девона (карбонатный девон) выявлены Вербовские структуры:
Южно-Вербовская, Вербовская, Восточно-Вербовская, в районе Вербовских
структур (съемка 3D) в объеме 52,5 км2.
Исходя из выше изложенного, можно сделать вывод о том, что в центральной
части Кудиновско-Романовской приподнятой зоны на Вербовских участках по
аналогии с ранее изученными и близлежащими Новокочетковским,
Ковалевским, Антоновским, Южно-Ковалевским и другими месторождениями
представляют интерес с точки зрения перспектив нефтегазоносности
рифогенные постройки семилукского и евлановского-ливенского возраста.
2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В геологическом строении Кудиновско-Романовского лицензионного участка
принимают участие осадочные породы палеозойского, мезозойского и
кайнозойского возрастов, залегающие на докембрийском кристаллическом
основании.
Палеозойская эратема
Девонская система
Средний отдел
Эйфельский ярус
Верхний подъярус
Клинцовский горизонт
Представлен тремя разнородными пачками: доломито-аргиллитовой,
ангидрито-доломитовой и аргиллито-доломитовой. Вскрываемая толщина 20м.
Мосоловский горизонт
Сложен известняками в различной степени глинистыми, характеризующимися
различными литолого-фациальными условиями. Толщина 100 м.
Черноярский горизонт
Представлен аргиллитами. Толщина 20 м.
Живетский ярус
Старооскольский надгоризонт
Воробьёвский горизонт
Нижняя часть представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками.
Аргиллиты – неравномерно алевритистые, известковистые; песчаники –
кварцевые мелкозернистые, часто алевритистые и алевролиты
крупнозернистые, песчанистые.
В верхней части сложен аргиллитами с чётко выраженным прослоем
известняка, который является хорошим репером, представленный серыми,
тонкокристаллическими, плотными известняками.
В воробьёвском горизонте выделяются три алевритово-песчаных пласта (I,
II, III), в двух из которых обнаружены промышленные залежи углеводородов
(Кудиновское, Зеленовское месторождения).
Толщина отложений воробьёвского горизонта 100 м 121.
Ардатовский горизонт
Сложен известняками микрозернистыми, глинистыми с прослоями мергелей и
аргиллитами слабоизвестковистыми. В кровле и подошве
глинисто-карбонатной толщи выделяются пласты-коллекторы, представленные
известняками, которые продуктивны на Кудиновском месторождении. В нижней
части горизонта прослеживается пласт песчаника, с которым связано
скопление нефти на Ключевском месторождении. Местами песчаники переходят
в плотные алевролиты. В верхней части горизонта залегает маркирующий
пласт известняка (ардатовский репер).
Толщина отложений горизонта 95 м.
Муллинский горизонт
Представлен аргиллитами чёрными, тонкослоистыми с прослоями
известняков. Толщина отложений 80 м.
Верхний отдел
Франский ярус
Нижний подъярус
Коми надгоризонт
Пашийский горизонт
Сложен чередованием песчаников кварцевых, светло-серых, мелкозернистых,
алевролитов серых, крупнозернистых, кварцевых и аргиллитов серых,
буровато-серых, слоистых, с обуглившимися растительными остатками, с
включениями сидерита и пирита.
В пашийском горизонте выделяется ряд пластов-коллекторов, состоящих из
нескольких песчаных прослоев различной толщины и невыдержанных по
площади. Промышленно нефтегазоносны эти пласты на Кудиновском и
Зеленовском месторождениях. Толщина отложений 80 м.
Тиманский горизонт
Сложен, в основном, аргиллитами серыми, тёмно-серыми до чёрных от
обилия тонкодисперсного органического вещества. В нижней части горизонта
прослеживаются прослои алевритистых известняков.
Толщина горизонта 115-130 м.
Средний подъярус
Российский надгоризонт
Саргаевский горизонт
Представлен известняками светло- и тёмно-серыми микрокристаллическими,
плотными, крепкими, мергелями и аргиллитами.
Толщина отложений 100-110 м.
Семилукский горизонт
Представлен известняками биогермными, органогенно-обломочными,
шламово-детритовыми, органогенно-детритовыми, перекристаллизованными,
доломитизированными с прослоями мергелей и аргиллитов.
Толщина отложений 50-75 м /3/.
Верхний подъярус
Донской надгоризонт
Петинский горизонт
В нижней части представлен кварцевыми, полевошпатово-кварцевыми,
разнозернистыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами и известняками
серыми, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными, глинистыми,
перекристаллизованными. В верхней части сложен преимущественно
известняками серыми до тёмно-серых, органогенно-детритовыми,
полидетритовыми, органогенно-обломочными, неравномерно глинистыми,
пятнисто доломитизированными с прослоями аргиллитов.
Толщина петинского горизонта 60-85 м.
Воронежский горизонт
В нижней части сложен известняками биогермными, интенсивно
перекристаллизованными, доломитизированными, а в верхней части –
известняками тонко- и микрокристаллическими, неравномерно глинистыми и
известковистыми аргиллитами, алевролитами.
Толщина отложений 110-130 м.
Евлановский и ливенский нерасчлененные горизонты
Представлены известняками полидетритовыми, сгустково-комковатыми,
биогермными, органогенно-обломочным, органогенно – и
шламово-детритовыми, неравномерно глинистыми.
Толщина горизонтов 60-65 м.
Фаменский ярус
Нижний подъярус
Задонский горизонт
Задонские отложения залегают с размывом на евлановско-ливенских
отложениях.
Задонский горизонт в нижней части сложен аргиллитами и мергелями, в
средней части (маркирующий репер) – известняками тонко- и
микрокристаллическими, неравномерно глинистыми и в верхней части
-аргиллитами тёмно-серыми известковистыми, слюдистыми, тонкослоистыми с
прослоями мергелей и глинистых известняков.
В основании горизонта залегает пласт серого, светло-серого кварцевого,
мелкозернистого песчаника толщиной до 10 м.
Толщина задонского горизонта 130 – 135 м 121.
Елецкий горизонт
Представлен аргиллитами известковистыми, горизонтально слоистыми и
мергелями. В верхней и нижней частях отмечаются прослои известняков.
Толщина отложений 55-105 м.
Средний подъярус
Лебедянский горизонт
Представлен чередованием известняков тонко- и микрокристаллическими,
неравномерно глинистых, плотных, изредка слабо доломитизированных
мергелей и аргиллитов. Толщина горизонта 150-165 м.
Данковский горизонт
Внизу сложен аргиллитами, мергелями и известняками. В верхней части
представлен известняками тонко- и микрокристаллическими, неравномерно
глинистыми, местами органогенно-детритовыми и перекристаллизованными с
прослоями мергелей и аргиллитов. Толщина отложений 115-175 м.
Верхний подъярус
Заволжский надгоризонт
Представлен известняками, в средней части глинистыми с прослоями глин.
Толщина отложений 20-65 м.
Каменноугольная система
Нижний отдел
С размывом залегает на девонских отложениях.
Турнейскии ярус
Сложен сравнительно однородной толщей известняков, в различной степени
перекристаллизованных, местами глинистых с переходом в мергели, с
редкими прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина
отложений яруса 130-135 м.
Визейский ярус
Нижний подъярус
Кожимский надгоризонт
Косьвинский и радаевский горизонты
Глины углистые, тонкоалевритистые, слабо слюдистые. Толщина
надгоризонта 20-30 м.
Бобриковский горизонт
Представлен песчаниками кварцевыми, неравномерно зернистыми с прослоями
глин микрослоистых, сильно алевритистых до перехода в алевролиты.
Толщина отложений 30 м.
Верхний подъярус
Окский надгоризонт
Тульский горизонт
В основном сложен терригенными породами: глинами, слабо алевритистыми с
прослоями известняков и песчаников. В нижней части залегает пачка
известняков шламово-детритовых, перекристаллизованных, глинистых.
Толщина горизонта 55-60 м.
Алексинский горизонт
Характеризуется чередованием маломощных глин и песчаников и двумя
пачками известняков в подошвенной и средней части горизонта.
Толщина отложений горизонта 40-65 м.
Веневский и Михайловский нерасчлененные горизонты
Сложены однородной толщей известняков местами глинистых с тонкими и
редкими прослоями глин.
Толщина отложений 115-140 м.
Серпуховский ярус
Заборьевский и старобешевский надгоризонты
Тарусский, стешевский и протвинский горизонты
Сложены преимущественно известняками с маломощными прослоями глин,
мергелей и доломитов.
Толщина отложений серпуховского яруса 65 м.
Средний отдел
Башкирский ярус
Со стратиграфическим несогласием залегает на отложениях серпуховского
яруса.
Нижнебашкирский подъярус
Прикамский горизонт
Сложен в нижней части тонкими прослоями глин, выше – известняками
детритовыми, мелкокристаллическими, трещиноватыми, неравномерно
перекристаллизованными.
Толщина нижнебашкирского подъяруса 45-60 м.
Верхнебашкирский подъярус со стратиграфическим несогласием залегает на
нижнебашкирском подъярусе.
Черемшанский горизонт представлен детритовыми известняками (5 м).
Мелекесский горизонт с размывом залегает на черемшанских отложениях и
сложен преимущественно глинами тонкодисперсными, горизонтально
слоистыми, алевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников.
Толщина верхнебашкирского подъяруса 100-120 м.
Московский ярус
Нижний подъярус
Верейский горизонт сложен преимущественно глинами с многочисленными
прослоями алевролитов и песчаников. Глины тонкослоистые, алевритистые.
Песчаники полимиктовые, мелкозернистые.
Толщина верейского горизонта 160-170 м 121.
Каширский горизонт представлен известняками с прослоями глин. В верхней
части (каширский репер) преобладают песчаники и глины.
Толщина отложений 115-125 м.
Верхний подъярус
Подольский горизонт сложен известняками и доломитами с прослоями глин.
Известняки шламово-детритовые, реликтово-органогенные, прослоями
доломитизированные, микрокристаллические; доломиты неравномерно
тонкокристаллические, пористо-кавернозные, участками окремнелые. В
средней части горизонта залегает пачка глин тонкослоистых, неравномерно
алевритистых с прослоями алевролитов (нижний подольский репер).
Толщина горизонта 110-165 м.
Мячковский горизонт представлен известняками детритовыми, сгустковыми,
глинистыми, перекристаллизованными, с редкими прослоями
тонкокристаллических доломитов, мергелей и глин.
Толщина отложений горизонта 160-190 м.
Верхний отдел
Касимовский и гжельский ярусы
Данная толща пород сложена известняками микрокристаллическими,
органогенно-детритовыми, биоморфными, перекристаллизованными, участками
трещиноватыми, с многочисленными стилолитами и доломитами
микрокристаллическими, пористыми, неравномерно выщелоченными, иногда
окремнелыми. В толще известняков встречаются прослои мергелей и глин
алевритистых, известковистых. В средней части чётко выделяется пачка
глин (верхний касимовский репер).
Толщина отложений 330-350 м.
Пермская система
Пермские образования залегают на размытой поверхности
верхнекаменноугольных отложений.
Нижний отдел
Ассельский и артинский ярусы
Отложения ассельского и артинского ярусов сложены известняками и
доломитами трещиноватыми, кавернозными, часто выщелоченными. Толщина
70-85 м.
Верхний отдел
Уфимский и казанский нерасчлененные ярусы
Залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях нижнего отдела.
В нижней части представлены известковистыми глинами, а в верхней
-известняками тонкокристаллическими, массивными, часто трещиноватыми и
выщелоченными. Толщина 45-55 м.
Татарский ярус
Отложения сложены преимущественно глинами неравномерно известковитыми,
алевритистыми с редкими прослоями алевролитов. Толщина образований
100-105 м.
Мезозойская эратема
Триасовая система
Триасовые образования залегают на размытой поверхности татарских
отложений и представлены в основном глинами с прослоями песчаников
индского яруса и глинами и мергелями оленекского яруса. Толщина 45-50 м
Юрская система
Отложения юрской системы с размывом залегают на триасовых образованиях.
Средний
Байосский ярус сложен преимущественно толщей глин серых,
зеленовато-серых, алевритистых, слюдистых с прослоями песков, алевритов,
алевролитов и песчаников кварцевых, разнозернистых.
Толщина отложений байосского яруса 140-145 м.
Батский ярус представлен глинами неравномерно алевритистыми с прослоями
кварцевых алевритов, алевролитов и песчаников известковистых.
Толщина отложений 40-55 м.
Келловейский ярус сложен глинами, толщиной 15-20 м 121.
Меловая система
Меловые отложения трансгрессивно залегают на юрских отложениях.
Нижний отдел
Готеривский и барремский нерасчлененные ярусы представлены пачкой
сохранившихся от размыва песков кварцевых, разнозернистых толщиной 30-40
м.
Аптский ярус со стратиграфическим несогласием залегает на размытой
поверхности барремского яруса и сложен преимущественно глинами
неравномерно алевритистыми, слюдистыми с прослоями кварцевых алевритов и
алевролитов, реже песков.
Толщина отложений 55-60 м.
Альбский, ярус представлен песками кварцевыми и глауконитово-кварцевыми,
разнозернистыми с прослоями песчаников.
Толщина альбского яруса 90-155 м.
Верхний отдел
С размывом залегает на образованиях нижнего отдела.
Нижняя часть сложена песками глауконитово-кварцевыми, слюдистыми,
глинистыми.
Средняя часть представлена отложениями писчего мела с прослоями
мелоподобных мергелей.
Верхняя часть представлена глинами слабо известковитыми и мергелями.
Толщина отложений верхнего отдела 55-110 м.
Кайнозойская эратема
Неогеновая и четвертичная системы
Отложения неогеновой системы сложены глинами и песками и залегают на
размытой поверхности верхнемеловых отложений.
Отложения четвертичной системы развиты повсеместно. Представлены
делювиальными светло-коричневыми плотными суглинками и супесями,
слагающими водораздельные пространства и их склоны, а также
аллювиальными песками, в основном, светло-серыми разнозернистыми,
кварцевыми, распространёнными в поймах рек и крупных балок.
Общая толщина отложений 55 м.
Из изложенного выше видно, что строение разреза Кудиновско-Романовской
зоны весьма сложное. В разрезе Кудиновско-Романовской зоны чередуются
терригенные и карбонатные комплексы, имеет место в терригенных
комплексах чередование пластов разных типов пород – аргиллитов (глин),
алевролитов, песчаников (песков), отдельных пластов известняков.
Имеются перерывы в осадконакоплении – в разрезе отсутствуют кембрий,
ордовик, силур, палеоген. И особо следуют отметить изменения по площади
толщин всех стратонов. Это свидетельствует о сложностях тектонического
развития и, следовательно, о сложностях тектонического строения
Кудиновско-Романовской зоны и Вербовского участка в частности.
3. Тектоническое строение
В тектоническом отношении Вербовский участок расположен в пределах
Кудиновско-Романовской приподнятой зоны, входящей по отложениям
терригенного девона в общую систему Доно-Медведицких дислокаций, которые
принадлежат Пачелмско-Саратовскому авлакогену I типа, характеризующегося
наличием нижнего и верхнего структурных этажей.
По нижнему структурному этажу Кудиновско-Романовская зона представляет
наклоненную на юго-восток приподнятую зону, ограниченную с запада
Арчедино-Дорожкинской, а с востока – Уметовско-Линевской депрессиями
/2/.
В верхнем структурном этаже Кудиновско-Романовской приподнятой зоне
соответствует Ольховская мульда. Отмечается плановое соответствие
указанных структурных элементов верхнего и нижнего структурных этажей и
ограничивающих их флексур. Последние наклонены в противоположные
стороны, что свидетельствует об их связи с долгоживущими разломами
фундамента.
Промежуточное положение в геоструктуре осадочного чехла занимает
средне-верхнефранский этаж. Дифференцированный структурный план
(линейные частные и локальные структуры) исследуемого интервала разреза
изучаемой территории характеризуется прямым соответствием поверхностей.
По кровле воробьевского репера (отражающий горизонт D2vb) отчетливо
выражены основные черты тектонической структуры изучаемой территории; по
этой поверхности Кудиновско-Романовская зона разделяется региональным
разломом юго-западно – северо-восточного простирания на
Кудиновско-Коробковский сложный вал и Романовскую террасу /1/.
Романовская терраса подразделяется Восточно-Кудиновским грабеном на
Восточно-Кудиновскую и Октябрьскую ступени /2/.
Кудиновско-Коробковский вал выделяется как крупная положительная форма,
состоящая из системы субпараллельных складок северо-восточного
простирания. Восточно-Кудиновская ступень по воробьевскому горизонту
осложнена дизъюнктивным нарушением, регионально трассируемым в северном
направлении, вверх по разрезу нарушение нивелируется.
Восточно-Кудиновский грабен является региональным и пересекает почти всю
Кудиновско-Романовскую тектоническую зону в субмеридиональном
направлении. Ширина грабена составляет около 1,5км, а амплитуда сбросов,
его ограничивающих, меняется, уменьшаясь к югу.
Романовская терраса отличается значительной дислоцированностью.
Амплитуда нарушений достигает 20-70 м, при этом на фоне общего
погружения на юго-восток образуются своеобразные ступени.
Юго-восточная и центральная часть территории Кудиновско-Романовского
участка осложнена Октябрьским грабеном, имеющим протяженность 35 км,
ширину в пределах 1-2 км.
По кровле тиманских отложений в Кудиновско-Романовской приподнятой зоны
на фоне общего погружения поверхности на восток, выделяются 6
протяженных антиклинальных линий, простирающихся с юга на север, с
малоамплитудными (10-30м) антиклинальными перегибами и локальными
поднятиями. Наиболее протяженными являются Кудиновско-Ключевская,
Логовско-Дудачинская, Кочетковская и Романовская антиклинальные линии
(валы). Расположение валов в плане подобно расположениям разрывных
нарушений по поверхности фундамента. На крайнем западе располагается
более амплитудный Кудиновско-Коробковский вал, к которому приурочено
Кудиновское месторождения нефти в дотиманских отложениях.
Кровля семилукских отложений погружается в том же направлении.
Вышеописанные валы тиманского плана проявляются здесь в более
контрастной форме. Амплитуды линейных структур составляют 10-70 м, а
отдельных их локальных осложнений по ундулирующей оси достигают 80 м
(Новокочетковское локальное поднятие). Большая контрастность частных и
локальных структур по этой поверхности объясняется наличием семилукских
органогенных построек. Семилукские рифогенные образования на Романовском
валу приурочены к его западной части; расположенной в биогермно-рифовой
зоне, а восточнее встречаются лишь одиночные семилукские рифы. Основная
часть Романовского вала, где толщины их минимальны (40 м), располагается
в пределах относительно глубоководной и переходной зон шельфа с
тонкослоистыми органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми,
водорослевыми породами, баундстонами. В семилукских отложениях открыты
массивные залежи нефти на Кудиновско-Ключевском (Ключевское
месторождение), Логовско-Дудачинском (Тишанское, Николинское,
Восточно-Кудиновское, Антоновское, Западно-Кочетковское, Ковалевское,
Дудачинское месторождения) и Кочетковском (Новокочетковское
месторождение) направлениях (валах).
Структурный план кровли воронежских отложений повторяет вышеописанный.
На фоне общего падения поверхности на восток (выше Березовского
пересечения на юго-восток) сохраняются все валы предшествующего плана,
но их амплитуды и количество лекальных структур уменьшаются. В
воронежско-петинских отложениях открыты пластовые залежи нефти на
Кудиновско-Ключевском (Ключевском месторождении), Логовско-Дудачинском
(Николинское). Восточно-Кудиновское, Антоновское. Западно-Кочетковское,
Ковалевское. Дудачинское месторождения) и Кочетковском (Новокочетковское
месторождение) валах. Размеры вмещающих их структур 0,5-1,5 км амплитуды
– 10-25 м.
Структурный план евлановско-ливенских отложений качественно сохраняется
в несколько выположенном виде. Линевско-уметовские отложения в западной
части территории отсутствуют, подреперная задонская пачка пород, в
целом, сравнительно выдержана, а незначительные увеличения её толщин
здесь наблюдаются в локальных прогибах. В общем плане кровля RpD3zd
погружается с запада на восток от отметок минус 40м.
Структурный план кровли турнейских отложений выполаживается ещё в
большей степени, при общем погружении поверхности с запада на восток. На
этом фоне прослеживаются все вышеотмеченные валы. Амплитуды перегибов
составляют 5-20 м. Замкнутые локальные формы на валах становятся
малочисленными. Многие из вышеперечисленных локальных замкнутых поднятий
девонских поверхностей в этом плане не выражаются.
Таким образом, рассматриваемая территория характеризуется значительной
дифференцированностью структурного плана среднефранско-каменноугольных
отложений, наличием в нем большого числа линейных, протяженных узких
малоамплитудных валов с локальными поднятиями, являющимися объектами
поисков пластовых и массивных залежей нефти, в зависимости от
литолого-фациальных зон, в отложениях терригенного и карбонатного девона
/3/.
В результате детальных сейсморазведочных работ съемки 3D сервисной
компанией «ПетроАльянс» и НП «Запприкаспийгеофизика» в пределах
Кудиновско-Романовской зоны на Романовской структурной террасе
подготовлены к бурению следующие структуры: по карбонатному девону –
Вербовская структура (по отражающим горизонтам D3sm и D3ev),
Южно-Вербовская и Восточно-Вербовская структуры (по отражающим
горизонтам D3sm, RpD3vr и D3ev), по терригенному девону (репер D2vb)
Вербовские структуры не прослеживаются.
Характерные особенности в тектоническом строении отдельных площадей,
отмеченных выше, прослеживаются и на рассматриваемом Вербовском участке.
На структурной карте по отражающему горизонту D2vb, сопоставляемому с
подошвой воробьевского горизонта (приложение №4), на Вербовской площади
при моноклинальном падении в северо-западной части выделяется
«структурный нос». Угол падения между изогипсами минус 3630м и минус
3650м. составляет 6°.
На структурной карте по отражающему горизонту D3sm, сопоставляемому с
кровлей семилукского горизонта (приложение №5), на Вербовской площади
прослеживается брахиантиклинальная складка, северное крыло которой более
пологое. Структура оконтуривается изогипсой минус 3040м Амплитуда
составляет 10м. Размер складки 800×1000м. Угол падения между изогипсами
минус 3040м и минус 3060м равен 3° 20′.
На структурной карте по отражающему горизонту D3ev сопоставляемому с
кровлей евлановского горизонта (приложение №6) прослеживается
брахиантиклинальная складка, которая оконтуривается изогипсой минус
2785м. Структура осложнена двумя куполами, которые имеют меридиональное
простирание. Амплитуда 15м. Размер структуры 1000×870м. Угол падения
между изогипсами минус 2780м и минус 2800м составляет 9°.
В карбоне и перми на Вербовской площади антиклинальная складка не
прослеживается. Отчетливо выделяется моноклиналь.
4.Перспективы нефтегазоносности
Территория Кудиновско-Романовской тектонической зоны в нефтегазоносном
отношении относится к Нижневолжской нефтегазоносной области
(Волго-Уральская нефтегазоносная провинция). Бурением многочисленных
скважин доказана ее региональная нефтегазоносность.
В пределах зоны выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НТК):
эйфельско-нижнефранский, среднефранско-турнейский, нижне-верхневизейский
(терригенный), верхневизейско-нижнебашкирский
(карбонатный), верхнебашкирско-нижнемосковский,
нижнемосковско-артинский. Основные перспективы нефтегазоносности связаны
с эйфельско-нижнефранским и среднефранско-турнейским нефтегазоносными
комплексами.
Эйфельско-нижнефранский НГК
В этом комплексе продуктивными являются погребенные структуры в
отложениях терригенного девона (мосоловский, воробьевский, ардатовский и
пашийский горизонты).
Поиск ловушек в терригенном девоне в последнее время становится все
более актуальным в связи с открытием в 2002-2003 гг. газоконденсатных
залежей в пашийских песчаниках, промышленной газовой залежи в
ардатовских рифах на структурах Осенняя, Зимняя, а также залежей нефти в
воробьевских отложениях на структуре Весенняя 151.
Промышленная нефтегазоносность отложений терригенного девона на данной
территории ранее доказана открытием Кудиновского, Зеленовского
(воробьевские, пашийские отложения); Моисеевского, Шляховского
(воробьевские отложения); Ключевского (воробьевские, ардатовские
отложения) месторождений, а также притоками нефти на Ефимовской,
Октябрьской, Усть-Погожской и Ключевской площадях.
На близлежащем от анализируемой территории Кудиновском месторождении все
вышеперечисленные горизонты содержат залежи: мосоловский – нефти,
воробьевский – нефти с газовой шапкой, ардатовский – нефти, пашийский –
нефти с газовой шапкой.
В пашийско-воробьевских отложениях на Северо-Дорожкинской площади
открыта залежь нефти, в воробьевских песчаниках на Моисеевской площади –
залежь газа 151. Приток Таза дебитом 37,3 м3/сут на 13 мм штуцере был
получен из скважины 16 Ефимовская, приток газа с конденсатом – из
скважины 14 Ефимовская.
Воробъёвский горизонт представлен песчано-алевритовыми отложениями,
которые характеризуются литологической неоднороднородностью. В пределах
Кудиновско-Романовской зоны суммарная эффективная толщина не превышает
20 м, пористость 10-16 %, проницаемость 20-100* 10″3 мкм». Следует
отметить, что для воробьевских отложений, также как для песчаных пород
девона вообще, залегающих на глубинах более 3000 м, характерно наличие
эпигенетических процессов, приводящих к резкому снижению коллекторских
свойств. На формирование коллекторских свойств пород в пределах таких
зон большое влияние оказывает трещиноватость. Коллектора здесь относятся
к порово-трещинному типу.
В воробьевских отложениях промышленная нефтегазоносность установлена на
Кудиновском, Моисеевском, Шляховском, Ключевском месторождениях. Также
получен приток газа с конденсатом из скважины 323 Ключевская, слабый
приток нефти из скважины 327 Ключевская.
Ардатовский горизонт слагается терригенно-карбонатными породами.
Нефтеносность терригенных отложении установлена открытием залежи нефти
на Ключевском месторождении. Во втором пласте ардатовских отложений
скопление нефти связано с пластом песчаников, дислоцированных в
антиклинальную складку. Толщина пласта колеблется от 3,0 до 7,2 м.
Местами песчаники переходят в плотные алевролиты. Коллекторские свойства
песчаников низкие и по площади резко меняются. В пределах Кудиновского
вала нефтеносность карбонатных отложений установлена на Кудиновском
месторождении. Продуктивный пласт залегает в кровле глинисто-карбонатной
толщи и прослеживается только в юго-западной части площади.
Притоки нефти получены из скважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты
которых составляют 15- 30 м3/сут. Непромышленный приток газа получен из
скважины 6 Моисеевская, из скважины 9 Чернушинская слабый приток нефти.
Региональной покрышкой для залежей нефти и газа в воробьёвских и
ардатовских отложениях являются аргиллиты муллинского горизонта толщиной
до 160 м.
Притоки нефти получены из скважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты
которых составляют 15- 30 м/сут. Непромышленный приток газа получен из
скважины 6 Моисеевская, из скважины 9 Чернушинская слабый приток нефти.
Региональной покрышкой для залежей нефти и газа в воробьёвских и
ардатовских отложениях являются аргиллиты муллинского горизонта толщиной
до 160 м.
Пашийский горизонт сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, во
многом аналогичным воробьёвским и ардатовским пластам. Улучшенные
коллекторские свойства мономинеральных, хорошо отсортированных
песчаников и алевролитов отмечаются для северных и северо-западных
районов области. В южном и восточном направлениях происходит замещение
их на полимиктовые, плохо отсортированные, незакономерно замещающиеся
песчаные разности с глинистыми прослоями. Коллектора здесь порового и
порово-трещинного типа, пористость составляет не более 15%.
Региональной покрышкой для залежей в пашийских отложениях являются
отложения тиманского горизонта.
Из пашийских отложений притоки нефти получены из скважин 49 Октябрьская,
47 Усть-Погожская до 24-59 м3/сут, в скважине 1 Мирная получен приток
газа, в скважине 322 Ключевская – слабый приток нефти.
Среднефранско – турнейский НГК
Среднефранско-турнейский нефтегазоносный комплекс включает отложения
средне – и верхнефранского подъяруса (семилукский, петинский,
воронежский и евлановский-ливенский горизонты).
Промышленная нефтегазоносность карбонатного девона доказана открытием
Ключевского, Фроловского, Дудачинского, Ковалевского,
Западно-Кочетковского, Антоновского, Новокочетковского,
Восточно-Кудиновского, Николинского, Новочернушинского, Тишанского,
Туровского месторождений . Залежи нефти здесь приурочены к органогенным
постройкам семилукского возраста и структурам облекания в вышележащих
петинских, воронежских и евлановско-ливенских отложениях (приложения №
5-8).
Семилукский горизонт представлен биогермными образованиями суммарной
толщиной до 200 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 8 до
40,9 м, пористость 7,5-12,0%. Тип коллектора каверново-трещинный и
трещинный.
Результатом многочисленных испытаний отложений семилукского горизонта
явилось открытие залежей нефти на близлежащих месторождениях
Ковалевском, Западно-Кочетковском, Новокочетковском. Ключевском,
Дудачинском и Фроловском. Глубина залегания залежей от 2830 до 3260 м,
высота залежей от 9,0 до 92,6 м. Залежи нефти, в основном, массивные, за
исключением Ключевского месторождения, на котором залежь в семилукских
отложениях является литологически экранированной.
Залежи нефти небольшие по размерам и запасам. Коллекторами являются
органогенные известняки, характеризующиеся неоднородностью по
емкостно-фильтрационным свойствам. Пористость коллекторов изменяется от
7,5 до 17%, проницаемость – от 0,0006 до 0,302 мкм2, нефтенасыщенность –
от 75 до 94 %.
Петинский горизонт сложен чередованием известняков
органогенно-детритовых, аргиллитов, алевролитов и в нижней части –
песчаников.
Петинские отложения при испытании дали промышленную нефть в скважине 5
Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине 8 Чернушинская
(Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 18 Чернушиская
(Николинское месторождение), в скважине 29 Чернушинская
(Новочернушинское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское
месторождение), в скважине 32 Чернушинская (Тишанское месторождение).
Пористость отложений изменяется от 17 до 24%, проницаемость -0,035 мкм2,
нефтенасыщенность – от 81 до 88 % .
Залежи, в основном, пластовые, сводовые, за исключением
Новочернушинского месторождения, где залежь пластовая, литологически
экранированная.
Воронежский горизонт сложен органогенно-детритовыми и
шламово-детритовыми известняками средней нефтенасыщенной толщиной 1,2-10
м, пористостью 7-13 %.
Воронежские отложения сложены проницаемыми породами и насыщены нефтью и
пластовой водой с растворенным газом. Промышленные притоки нефти из
воронежских отложений получены в скважине 5 Чернушинская
(Новокочетковское месторождение), в скважине 8 Чернушинская
(Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 7 Чернушинская
(Антоновское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское
месторождение), скважинах 11, 16, 17, 400 Северо-Ключевские (Фроловское
месторождение) и в скважинах 60, 63, 72, 356 Ключевские (Ключевское
месторождение).
Продуктивные отложения воронежского горизонта представлены органогенными
известняками. Пористость коллекторов изменяется от 6 % (Дудачинское
месторождение) до 12 % (Антоновское месторождение). Проницаемость – от
0,03 до 0,229 мкм2, нефтенасыщенность от 81 % до 90%. Залежи нефти
пластовые сводовые, глубины их залегания от 2802 (Восточно-Кудиновское)
до 2877 м (Ковалевское), высота залежей от 10,2 до 29 м.
Евлановский и ливенский нерасчлененные горизонты представлены
известняками органогенными, в основном, трещинно-порово-кавернового
типа, средневзвешенной толщиной 3,0-8,0 м. Иногда известняки
строматопоратовые (Новочернушинское месторождение), иногда
органогенно-детритово-водорослевые (Николинское месторождение).
Пористость коллекторов изменяется от 8 % (Восточно-Кудиновское
месторождение) до 15 % (Николинское), проницаемость от 0,013 до 0,229
мкм2, нефтенасыщенность от 81 % (Новокочетковское) до 92 %
(Западно-Кочетковское месторождение).
Залежи, в основном, пластовые сводовые, за исключением залежи на
Северо-Романовском месторождении, которая является массивной.
В евлановских-ливенских отложениях открыт ряд небольших нефтяных
месторождений. Скважины, давшие промышленные притоки нефти явились
первооткрывательницами месторождений: скважина 5 Чернушинская
(Новокочетковское месторождение), скважина 8 Чернушинская
(Восточно-Кудиновское месторождение), скважина 83 Чернушинская
(Западно-Романовское месторождение), скважина 51 Чернушинская
(Северо-Романовское месторождение), скважина 18 Чернушинская
(Николинское), скважина 29 Чернушинская (Новочернушинское), скважина 7
Чернушинская (Антоновское) скважина 6 Чернушинская (Ковалевское
месторождение).
Некоторые из этих месторождений имеют многопластовое строение и содержат
самостоятельные залежи в каждом из горизонтов комплекса. На Ковалевском,
Ново-Кочетковском, Восточно-Кудиновском. Николинском месторождениях
продуктивными являются пять горизонтов: евлановский-ливенский,
воронежский, петинский и семилукский.
Региональной покрышкой для данного нефтегазоносного комплекса служат
задонско-елецкие отложения.
Нижне – верхневизейский (терригенный) комплекс
Продуктивными отложениями комплекса на данной территории являются
бобриковские, тульские и алексинские.
Бобриковский горизонт представлен чередованием песчаников, глин и
алевролитов. Для них характерна неоднородность отложений, как по
площади, так и по разрезу.
По результатам опробования в них выявлены нефтяные залежи на
Романовском, Северо-Романовском и Нижне-Коробковском месторождениях. В
бобриковских отложениях выявленных месторождений выделено от одного до
двух продуктивных пластов. Глубина залегания залежей от 1824
(Нижне-Коробковское) до 2488,7м (Романовское). Высота залежей от 2,6 до
20м. Пористость песчаников от 16 до 23,5 %, проницаемость – от 0,2 до
0,374 мкм2,нефтенасыщенность от 53 до79 %. Залежи, в основном,
пластовые, сводовые, только на Романовском месторождении во втором
пласте залежь – пластовая, литологически ограниченная.
Алексинский горизонт сложен тремя литологическими пачками пород: нижняя
– известковистая, средняя – глинистая с прослоями кварцевых песчаников и
алевролитов и верхняя – известковистая. Продуктивные отложения
алексинского горизонта приурочены к средней пачке пласта, состоящей из
чередования песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники отличаются
зональной неоднородностью и невыдержанностью по простиранию.
Месторождения нефти (Верхне-Романовское и Романовское) небольшие по
размерам и запасам, глубина залегания их 2304-2367 м, высота залежей от
2,2 до 18 м, нефтенасыщенная толщина от 0,75 до 3,9 м. Пористость
продуктивных песчаников от 16 до 23%, нефтенасыщенность от 69 до 82%.
Типы залежей пластовые, литологически ограниченные.
Для коллекторов тульского и алексинского горизонтов характерно
линзовидное залегание.
5. Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Вербовской площади
В результате проведенных исследований, изучения
литолого-стратиграфической характеристики разреза, тектонического
строения, были показаны высокие перспективы евлановского, семилукского и
воробьевского горизонтов на Вербовской площади на обнаружение нефти и
газа,
С целью поиска залежей в данных горизонтах рекомендуется заложить
поисковую скважину №1. Поисковую скважину №1 закладываем до глубинны
3900 метров, в своде структуры. Основными задачами поисковой скважины
являются:
– получение первых промышленных притоков нефти и газа из исследуемых
горизонтов;
– отбор шлама;
– опробование пластоиспытателем в процессе бурения и после окончания
бурения предполагаемых продуктивных горизонтов.
В случае открытия залежей в перспективных горизонтах предполагаем
заложения разведочной скважины №2. Разведочную скважину №2 рекомендуем
заложить на северо-западном крыле структуры в 380 метрах северо-западнее
от скважины №1 с проектной глубиной 3900 метров. Забой скважин №1 и №2
предполагается в отложениях эйфельского яруса клинцовского возраста.
Таблица глубин.
Название горизонта№ скважины
№1№2
Глубина, мГлубина,
мЕвлановский27652775Семилукский30353045Воробьевский36203630
В поисковых и разведочных скважинах по всему разрезу в масштабе 1:500 до
спуска колонны в скважину для определения глубины залегания продуктивных
пластов проводят:
– стандартный каротаж с записью кривых PS и KS;
– гамма-каротаж (ГК);
– нейтронный каротаж (НК);
– акустический каротаж (АК);
– кавернометрия;
– инклинометрия;
– термометрия.
Основные задачи, решаемые разведочной скважиной:
– отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов;
– опробование в процессе бурения пластоиспытателями и испытание
продуктивных горизонтов после окончания бурения;
– пробная эксплуатация выявленных залежей.
В продуктивных и перспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно
проводят:
– боковое каротажное зондирование (БКЗ);
– боковой каротаж (БК);
– микрозондирование (МЗ);
– индукционный каротаж (ИК).
Заключение
В результате проведенных исследований были обоснованы высокие
перспективы нефтегазоносности евлановского, семилукского и воробьевского
горизонтов. С целью обнаружения в них залежей нефти и газа на Вербовской
площади рекомендуется заложить поисковую скважину №1 в своде структуры
по евлановскому отражающему горизонту.
В случае обнаружения залежей в исследуемых горизонтах рекомендуем
заложить разведочную скважину №2 на расстоянии 380 метров
северо-западнее от скважины № 1.
Литература
1. Проект поисков и оценки залежей углеводородов в девонских отложениях
Ольховской площади в пределах Кудиновско-Романовского и
Чернушинско-Логовского лицензионных участков ООО
«ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Отчет / Руководитель А.А. Брыжин. Волгоград,
2002. – 170 с. – Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть».
2. «Отчет о результатах геологоразведочных работ, проведенных ООО
«ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовского участка
недр в период с 1994 по 2001 гг.» / Руководитель П.В. Медведев.
Волгоград, 2001. – 155 с – Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
3. «Обоснование перспективных направлений и объектов геологоразведочных
работ на лицензионных землях ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть» Отчет /
Руководитель А.А. Брыжин. Волгоград, 2001. -187 с. – Фонды ООО
ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
4. «Усовершенствование схемы тектонического районирования лицензионных
территорий ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» с целью повышения эффективности
планирования геологоразведочных работ» Отчет / Руководитель П.В.
Медведев. Волгоград, 2002. – 60 с. – Фонды ООО
«ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
5. «Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ за 2003 год
на лицензионных участках ООО «ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть» в пределах
Кудиновско-Романовской тектонической зоны и оценка их эффективности»
Отчет / Руководитель – К.Г. Агзямов. Волгоград, 2004 – 84 с. – Фонды ООО
«ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
6. «Паспорт на Вербовские локальные структуры» / Руководитель С.С.Косова
/ СК «ПетроАльянс» – Москва, 2003. – 27 с. – Фонды ООО
«ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
7. «Паспорт Новокочетковского месторождения» / Руководитель А.В.
Назаренко. Волгоград, 1994. – 29 с. – Фонды ООО
«ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
8. «Паспорт Ковалевского месторождения» / Руководитель А.В. Назаренко.
Волгоград, 1995. – 31 с. – Фонды ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
9. В.Е. Хаин «Геотектоника», Недра, М., 1973, 511с.
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
