Expected Development of Non-Anticlinal Hydrocarbon Traps in the Upper Devonian-Tournaisian Carbonate Deposits Within the Northern Regions of the Volga-Ural Oil and Gas Province

  • Authors: Sosnin N.E.1, Filipyeva S.S.1, Makarova S.V.1, Korepanova L.Y.1, Vilyuzheva I.A.1
  • Affiliations:
    1. Kama Research Institute for Integrated Research of Deep and Superdeep Wells
  • Issue: Vol 21, No 4 (2021)
  • Pages: 156-162
  • Section: ARTICLES
  • URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1927
  • Cite item

Abstract


Realisation of the issue for hydrocarbon deposit exploration and development, which are associated with non-anticlinal traps, has been given the utmost attention in recent years, since this is precisely the solution to the problem of providing proven oil and gas resources in the areas with developed oil production, where the main and general exploration directions are already largely worked out. In this regard, the search for non-anticlinal traps in the Upper Devonian-Tournaisian carbonate complex of such an old oil and gas producing region as the Volga-Ural Oil and Gas Province is highly relevant. The types of non-anticlinal hydrocarbon traps found in the Upper Frasnian-Tournaisian carbonate deposits in the Perm Territory and the Udmurt Republic are considered, and their lateral distribution zones are identified. Among the many classifications, the genetic classification of non-anticlinal traps by N.S. Oknova et al. (1999) has been chosen as the basic one. Within the study area, lithologically screened traps limited by facies changes have been identified. Among the ones limited by facies changes, a biogenic subtype of traps has been found. Similar traps occur in reef systems, solitary reefs, banks, bioherms, biostromes, etc. Lithologically screened traps are formed as a result of updip reservoir pinchout or their facies replacement by low-permeable coeval rocks. Among them, traps in complex clinoform bodies of the Tournaisian infill are of particular interest, since the prospects for discovering new oil-bearing places associated with Late Devonian reef massifs are decreasing from year to year due to their high level of exploration. In the study area, we have traced five zones of the of non-anticlinal trap distribution.


Full Text

Введение Волго-Уральская нефтегазоносная провинция является старейшим нефтегазодобывающим регионом. Многолетние поисковые и разведочные работы на ее территории привели к истощению фонда антиклинальных ловушек, а в пределах ряда субъектов Федерации наметились не только тенденции к снижению запасов, но и самой добычи. Это поставило в повестку дня вопрос о поисках ловушек неантиклинального типа и связанных с ними залежей нефти и газа. Поискам и изучению неантиклинальных ловушек посвящены многочисленные публикации отечественных и зарубежных геологов-нефтяников [1-35]. Ниже сделан прогноз распространения неантиклинальных ловушек углеводородов в верхнедевонско-турнейских карбонатных отложениях на территории Пермского края и Удмуртской Республики. К истории вопроса В позднем девоне и раннем карбоне восток Русской платформы представлял собой шельфовую область пассивной окраины континента перед Уральским палеоокеаном. Частью ее является территория севера Урало-Поволжья. По характеру геологического развития на ней выделялась Сысольско-Коми-Пермяцкая суша, которую окаймлял мелководный морской шельф. Северо-западная и западная окраины мелкого шельфа осложнены Камско-Вятской системой впадин - Пономаревско-Тимшерской, Рехинской, Ломикской и Чигиринской. Трансгрессия моря, постепенное погружение дна бассейна со сложным рельефом и неоднократным изменением береговой линии обусловили широкое развитие разнообразных фаций, зон выклинивания, региональных несогласий и литологического замещения отложений в формировавшейся осадочной толще. Существенным событием в истории геологического развития территории явилось начавшееся в позднефранское время формирование Камско-Кинельской системы впадин (ККСВ) восточнее и южнее Ксенофонтовско-Кукморского мелководно-морского архипелага. Эта система включает ряд крупных впадин: Чермозско-Чердынскую, Добрянско-Кизеловскую, Калининскую и Шалымскую - в пределах Пермского Прикамья; Можгинскую, Сарапульскую - на территории Удмуртии. Впадины разделены проливами, карбонатными и органогенно-карбонатными массивами разной величины, что обусловило заметные различия в фациальном облике толщи пород и осложнило строение многих ранее образовавшихся палеотектонических элементов Волжско-Камской антеклизы [36, 37]. Особенности седиментации в позднедевонско-раннекаменноугольное время, связанные с тектоническими процессами и вызванными трансгрессивно-регрессивными подвижками морского бассейна, обеспечили сложное литофациальное строение карбонатного комплекса. Фации наращивались и преобразовывались [38]. Развитию трансгрессии сопутствовало карбонатное осадконакопление и рифообразование, с которыми позже связано много залежей нефти и газа. В регрессивные фазы шло накопление преимущественно глинистых пачек, служащих покрышками, а в депрессионных впадинах формировались доманикоидные отложения с характерной фациальной изменчивостью и невыдержанностью толщины пород по площади. Регрессии приводили к размыву выведенных из-под уровня моря поверхностей, сносу материала во впадины с некомпенсированным осадконакоплением и постепенной компенсацией их по принципу бокового заполнения. В результате толща пород, заполняющая прогибы и впадины, представляет собой последовательность седиментационных, чаще всего клиноформных тел, омолаживающихся в направлении регрессивного отступления морского бассейна. То есть впадины развивались по типу компенсированной седиментации - засыпались преимущественно терригенными образованиями (глины, мергели, известняки глинистые), почти лишенными органики. Остатков фауны мало, так как обильное поступление терригенного материала и большая скорость осадконакопления создавали условия, неблагоприятные для жизни большинства организмов. По мере компенсации увеличивалась карбонатность разреза, так как со временем отложения формировались уже во все более мелководной обстановке. Как подтверждение тому: известняки (снизу вверх по разрезу) содержат все большее количество различной фауны и водорослей. Со временем сдвигалась, омолаживаясь, осевая зона депрессии, уменьшался по площади и мощности конденсированный разрез глубоководных образований. Палеогеографические и палеотектонические условия накопления верхнедевонско-турнейских карбонатных отложений предопределили формирование ловушек неантиклинального типа. В пределах изучаемой территории установлены литологически ограниченные и литологически экранированные ловушки [39]. Среди литологически ограниченных встречается биогенный подтип ловушек. Подобные ловушки в карбонатных породах возникают в случае спокойного тектонического режима и отсутствия горных сооружений на окраинах континентов: рифовых системах, одиночных рифах, банках, биогермах, биостромах и т.д. Ловушки приурочены к карбонатно-аккумулятивным массивам позднего девона в зоне ККСВ. Роль рифогенных массивов достаточно многообразна: с одной стороны, они являются коллекторами, образующими литологические ловушки. С другой - выступают в роли конседиментационных поднятий, вокруг которых образуются зоны выклинивания коллекторов и над которыми в покрывающих отложениях возникают структуры облекания. Распространение позднедевонских карбонатно-аккумулятивных массивов контролируется впадинами Камско-Кинельской системы. Рифогенные массивы сосредоточены в приосевой части ККСВ (островные сооружения) и, главным образом, в краевых частях шельфа позднедевонского времени. Их возникновению благоприятствовал геотектонический режим - частые колебания небольшой амплитуды на общем фоне восходящих движений и одновременного погружения ККСВ. В конечном итоге это привело к полному или частичному размыву отложений турнейского яруса на северо-западе Пермского края и большей части Кировской области с образованием зон кавернозности непосредственно в теле рифа. Возникли благоприятные условия для формирования ловушек под региональной глинистой покрышкой радаевского возраста. Примером могут служить Березниковское палеоплато и Ягано-Бурановский рифогенный массив, разделяющий Можгинскую и Сарапульскую впадины. Во внутренней зоне ККСВ распространены также одиночные рифы: Гежский, Юрчукский, Чашкинский, Забегаловский, Восточно-Постольский, Тимеевский, Ошворцевско-Дмитриевский (рис. 1) и др., к которым приурочены одноименные месторождения нефти. Сейсморазведочными работами в пределах Башкирско-Кыновского и Удмуртско-Пермского палеошельфа установлено развитие малоамплитудных органогенных построек (биогермы, биостромы). Биогермы морфологически выражены холмовидными, штокообразными или линзовидными органогенными сооружениями, не достигающими уровня моря. Мощность их изменяется от нескольких десятков и сотен метров, а длина достигает несколько километров. Биостромы - это пластообразные линзы значительной протяженности (десятки и сотни метров), сложенные органогенными известняками. Они незначительно возвышались над дном океана, выклиниваясь к краям. В юго-восточной части Пермского края между Таныпско-Тартинским массивом и Дороховским поднятием глубоким бурением установлены Габышевский, Солдатовский, Судановский и другие малоамплитудные биогермы высотой от 90 до 270 м. Черчинский, Тюшевский, Тавдинский биогермы, западный склон Дороховского рассечены разрывными нарушениями. Связь шельфовых биогермов с нефтеносностью проявляется по-разному. В случаях наличия собственно карбонатно-аккумулятивной ловушки массивное тело служит непосредственно вместилищем углеводородов, залежь при этом ограничивается его контурами (позднефранская залежь в вершине Дороховского поднятия). В других случаях малоамплитудные позднефранские биогермы способствуют формированию ловушек лишь в покрывающих отложениях (фаменские залежи над Черчипским, Кореневским, Габышевским, Горбатовским биогермами). Рис. 1. Литологически ограниченная ловушка, биогенная, Ошворцевско-Дмитриевское месторождение Литологически экранированные ловушки в основном приурочены к бортовым частям палеобассейнов осадконакопления или впадин и прогибов, обособившихся в их пределах. Это определяет их преимущество с точки зрения накопления нефти и газа перед ловушками, развитыми во внутренних частях бассейнов осадконакопления, где формируются отдельные нефтегазоносные свиты, возможно, бортовые зоны, в пределах которых широко развиты конседиментационные ловушки структурно-литологического типа. Литологически экранированные ловушки образуются в результате выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев или их фациального замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами. Следовательно, здесь породы-коллекторы экранируются слабопроницаемыми породами только по их восстанию. При образовании литологически экранированных структур преобладающим является фактор стратиграфического несогласия в залегании пород. Наиболее распространенными являются два. Первый - это выклинивание пласта или пачки пластов на бортах или склонах структур с образованием ловушек нефти клиноформного типа. Второй - эрозионный размыв пород с образованием структурных форм типа врезов, карстовых воронок. Ловушки нефти в таких случаях ограничиваются эрозионной поверхностью. Практический интерес представляют клиноформы, развитые в нижнекаменноугольных отложениях, образованные в результате выклинивания вверх по разрезу песчаных пластов турнейского или визейского возраста. В турнейском ярусе песчаные породы значительной мощности развиты в малевском и упинском горизонтах во внутренней зоне Камско- Кинельской системы впадин вблизи северного борта (Удмуртская Республика). Песчаный материал сносился с Северо-Татарского свода и осаждался на морском дне, образуя отмели, а вблизи преград - наносы. Перекрытые непроницаемыми породами такие неантиклинальные структурные формы в ряде случаев становились ловушками углеводородов. Длина области распространения песчаников малевско-упинского возраста превышает 100 км, ширина достигает 45 км. Мощность песчаников по данным бурения составляет 5-120 м. В этой области располагается Якшур-Бодьинское нефтяное месторождение, где основная нефтеносность связана с песчаниками турнейского возраста, выклинивающимися на бортах одноименной структуры (рис. 2). Ее основу составляет риф верхнефранско-нижнефаменского возраста. В заволжское время произошло облекание этого рифа осадочными карбонатными породами. В малевско-упинское время сформировали клиноформы на склонах поднятия. Помимо выклинивания песчаников на склонах локальных поднятий наблюдается их региональное выклинивание на борту ККСВ. Эта граница четко фиксируется сейсморазведкой. В Пермском крае в карбонатных отложениях широко развиты карстовые процессы. В верхнедевонских карбонатах высота полостей достигает 2-4 м, длина - от одного до нескольких десятков метров, что определяется по провалу бурового инструмента. Наиболее яркие случаи поглощения промывочной жидкости и провалов инструмента отмечены на Шумовском, Майкорском, Ножовском, Чермозском поднятиях. Ловушки литологического замещения образуются в русле палеорек. Здесь литологический барьер создается под воздействием эрозионно-аккумулятивных процессов, когда в результате эрозии образуются врезы в нижележащие карбонатные породы, в которых впоследствии накапливаются песчано-алевритовые породы (рис. 3, а) [40]. Основной особенностью врезов является более древний возраст пород в осевой части вреза, чем на его бортах. Эрозионному разрушению подвергались карбонатные породы, подстилающие визейские терригенные отложения. При седиментационных процессах, сопровождавших эрозионную деятельность и не прекращавшихся в более позднее время, такие эрозионные углубления заполнялись терригенным материалом, что обусловило еще одну отличительную особенность врезов: толщина терригенных отложений в таких углублениях более чем в 2 раза превышает толщину пород на территории, примыкающей к ним. На рис. 3, б, показана геологическая модель центральной части Ельниковского месторождения, построенная по результатам бурения. На приведенном участке выделяются несколько карбонатных останцов, объединенных в три поднятия, к каждому из которых приурочена залежь в пласте С1t-I. Этот пласт залегает в кровле турнейского яруса, его мощность достигает 18 м, как правило, он не расчленен. Залежи литологически ограничены бортами эрозионных врезов, глубина которых такая, что кизеловский горизонт полностью размыт. На основании анализа распределения фаций и выяснения палеогеографических обстановок их формирования, изучения закономерностей пространственного изменения коллекторов верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса, проведения типизации установленных неантиклинальных ловушек авторами настоящей статьи дан прогноз развития ловушек неантиклинального типа на территории Пермского края и Удмуртской Республики (рис. 4). В отложениях рассматриваемого комплекса главенствующую роль играют зоны бортовых и внутренних прибортовых частей Камско-Кинельской системы палеовпадин, перспективных на формирование неструктурных ловушек в органогенных постройках. Формировавшиеся в основном во франско-фаменское время постройки являются вместилищем углеводородов, накапливающихся в них при определенных литофациальных условиях. С учетом этих условий выделяются следующие зоны. Характеристика выделенных зон Зона I соответствует западному борту Камско-Кинельской системы на территории Пермского края, переходящему в западном направлении в северный ее борт - на землях Удмуртской Республики. Если восточная граница этой зоны контролируется депрессионной частью палеовпадин, являющейся зоной генерации и аккумуляции углеводородов, мигрирующих впоследствии в сформировавшиеся ловушки, а также внутриформационными массивами скоплений этих построек, то западная граница является более условной. В первую очередь сказывается тот факт, что «зарифовые» земли менее изучены как сейсмическими методами исследований, так и глубоким бурением. В северной части Камско-Кинельской системы (территория Пермского края) зона I совпадает с зоной, перспективной на наличие неструктурных ловушек в девонском терригенном комплексе. Таким образом, при постановке сейсморазведочных работ на землях этой зоны круг решаемых задач расширяется. Кроме того, в границах региональной зоны I вполне обоснованно можно локализовать подзону Iа, перспективы нефтеносности которой связываются с развитием турнейских клиноформ. Седиментация мощной аргиллито-карбонатной турнейской толщи с ярко выраженным клиноформным строением происходила в условиях бокового наращивания бортовых склонов палеовпадин Камско-Кинельской системы. Плащеобразное перекрытие этих толщ известняково-аргиллитовыми отложениями позднетурнейского возраста создает благоприятные условия для сохранения потенциальных залежей углеводородов в клиноформных ловушках. Подзона Iа выделяется в зоне сочленения Соликамской депрессии и Висимской впадины. Клиноформы хорошо трассируются в волновом поле сейсмопрофилей. Подтверждением этого явилось выделение турнейских клиноформ и поверхности Рис. 2. Литологически экранированная ловушка (клиноформы) Якшур-Бодьинское месторождение а б Рис. 3. Литологически экранированная ловушка (врез): а - Васильевское месторождение; б - Ельниковское месторождение отражающих горизонтов и по разрезам сейсмопрофилей на Сыньвинской и Пестеровской площадях - вдоль западного борта Челвинской впадины ККС (рис. 5) [41]. Зона II выделена в границах территорий Удмуртской Республики и Кировской области и соответствует северному борту ККСВ в его южной части. Данный участок включает в себя западную часть Красногорского вала, северный склон Валамазского палеоплато как зону развития франско-фаменских рифогенных сооружений и разделяющую их Потемкинскую палеовпадину. Палеовпадина характеризуется развитием верхнефаменских (возможно, и верхнефаменско-турнейских) рифовых сооружений в терригенно-карбонатном разрезе франско-фаменской толщи. Региональными сейсморазведочными работами на Никольской площади наличие таких малоразмерных, но высокоапмлитудных (до 100 м и более) рифов уже установлено (рис. 6) [42]. Зона III, перспективная на обнаружение в органогенных постройках фаменско-турнейского возраста новых ловушек литологически ограниченного типа, включает в себя восточный борт ККСВ («Веслянская валообразная зона») и его внешнюю склоновую часть (территория Пермского края). В границы зоны входят частично нефтегазоперспективные земли восточной окраины Бымско-Кунгурской моноклинали. Примеры выделения биогермных построек на Затаныпской площади показаны на рис. 7 [43]. На Тартинской структуре открыто Тартинское месторождение нефти, где промышленная нефтеносность связана с тульским горизонтом (пласт Тл2-б), турнейским (пласты Т1 и Т3), фаменским (пласт Фм2) ярусами. Проведенными на землях Сылвенской впадины сейсморазведочными работами регионального и зонально-регионального характера также установлено наличие массивных органогенных сооружений типа палеоплато, представляющих собой зоны скопления построек биогермного (или биостромного) облика, а также одиночных (разрозненных) таких построек. По возрасту образования эти органогенные сооружения относятся к позднедевонско-турнейскому палеошельфу, предположительно к так называемой Уткинско-Серебрянской системе палеовпадин, природа и границы распространения которой требуют тщательного доизучения. Наличие таких впадин подтверждено глубоким бурением по разрезам скважин № 1, 6 Илимской площади, а также сверхглубокой скважины Аракаевская 1. Рис. 4. Схема распространения зон неантиклинальных ловушек, перспективных на обнаружение промышленных скоплений углеводородов в верхнедевонско-турнейском карбонатном комплексе Рис. 5. Выделение турнейских клиноформ на Сыньвинской (пр. 129809) и Пестеревской (пр.099807) площадях: Kкл - отражающий горизонт; 1, 2, 3 - номера клиноформ а б Рис. 6. Выделение: а - рифогенных построек в пределах Потемкинской палеовпадины; б - рифогенных построек в пределах Валамазского палеоплато Рис. 7. Примеры выделения биогермных построек на Затаныпской площади Зона IV перспективна на обнаружение ловушек в телах органогенных построек. В 10-15 км к северу от верхнедевонского барьерного рифа, обрамляющего с севера Сарапульскую (Удмуртия) и Шалымскую (Пермский край) впадины ККСВ, широко представлены позднедевонские (франские) органогенные постройки типа мелководношельфовых биогермов. Данная зона предполагаемого развития девонских рифов была выделена еще в начале 1990-х гг. Ширина ее составляет 10-15 км, протяженность - около 45 км в Удмуртской части палеошельфа и около 20 км - в Пермской его части. Рис. 8. Структурная карта ОГ IIIf Такие органогенные структуры достаточно уверенно выделяются по увеличению ΔT III-IIП на 0,006-0,010 с и сокращению ΔT IIП-IП на 0,005-0,009 с, а также визуально по характерному рисунку сейсмической записи. По этим параметрам они не уступают, а в отдельных случаях и превосходят нефтеносные бортовые рифогенные структуры. Наиболее контрастно рифогенные структуры выражены по ОГ IIIf, условно отождествляемому с отражением вблизи кровли франского яруса (рис. 8). Амплитуда их по данному горизонту достигает 50-60 м. По опорному ОГ IIК (кровля тульских терригенных отложений) амплитуды структур облекания органогенных построек достигают 20-30 м. Вверх по разрезу амплитуда быстро затухает до первых метров по ОГ IП (кровля башкирского яруса), а еще выше по разрезу структуры полностью нивелируются. Органогенные постройки в зарифовой зоне в основном сгруппированы в две субширотные полосы, но встречаются и отдельно стоящие биогермы или их группы. В южной полосе биогермы располагаются с интервалом 0,5-1,5 км. В северной полосе интервал между органогенными постройками увеличивается до 2,5-3 км, возрастает также и амплитуда биогермов. Размеры структур в плане варьируются в пределах 1-2 км. На территории Пермского края обе полосы биогермов в плане совпадают с выделенными по нижележащим горизонтам субширотными дизъюнктивными нарушениями. На территории Удмуртской Республики выявлено или подготовлено под поисковое бурение несколько подобных структур: например, Ново-Ляльшурская, Гондырвайская, Киваринская и Бакаинская структуры. В западной части зоны к структурам облекания таких органогенных построек приурочены Центральное, Вукошурское и Кыквинское месторождения нефти. Залежи нефти в них приурочены к фаменским, визейским терригенным и среднекаменноугольным отложениям. В Пермском крае в границах данной зоны в 1993 г. была подготовлена Сосняковская сложнопостроенная седиментационно-тектоническая структура и опоискована скважиной. По результатам переинтерпретации сейсмических материалов оказалось, что скважина была заложена не в оптимальных условиях, поскольку сам биогерм вскрыт не был, а скважина остановлена бурением в отложениях турнейского яруса. Соответственно структура требует доизучения. В отличие от бортовых рифовых систем, в зонах мелководного (зарифового) верхнедевонского шельфа в фаменских отложениях практически повсеместно установлено наличие зональных покрышек, обеспечивающих сохранность нефтяных залежей в данном комплексе. Ближайшим примером таких залежей на территории Удмуртии является Дебесское месторождение нефти. Самым представительным примером для Пермского края, безусловно, является юго-восточная внешняя прибортовая зона ККСВ, где установлены десятки фаменских залежей нефти. В этом аспекте вышеописанные малоамплитудные (для традиционных объектов нижнего и среднего карбона) шельфовые биогермы можно рассматривать в качестве потенциальных и многочисленных ловушек неантиклинального типа. Перспективы турнейских терригенно-карбонатных отложений с позиции формирования ловушек углеводородов неантиклинального типа связываются также и с клиноформными образованиями на склонах бортовых частей ККСВ, изучение которых возможно параллельно с изучением бортовых зон на предмет обнаружения органогенных построек франско-турнейского возраста. Кроме этого, перспективными являются локализованные во впадинах ККС зоны распространения песчано-алевролитовых пород в малевско-упинской толще, характеризующейся преимущественно известняково-аргиллитовым типом разреза. По результатам промыслово-геофизических исследований представляется возможным трассирование линий фациального замещения пластов-коллекторов синхронными аргиллитовыми или известняковыми породами (ловушки фациального замещения) по примеру Можгинской палеовпадины в Удмуртской Республике (зона V). Здесь песчаная толща мощностью до 115 м, сложенная пористыми песчаниками с прослоями аргиллитов и плотных глинистых алевролитов, подстилается и перекрывается аргиллитами толщиной до 5-6 м, а выше - известняками. Присутствие этой песчаной толщи подтверждено палинологическими исследованиями в скважинах Сушинской, Люкской, Аксеновцевской, Ягульской площадей. Распространение песчаной толщи, имеющей линзовидную форму с максимальной мощностью в районе скважин № 485 Аксеновцевская и № 796 Есенейская в восточном субширотном направлении, ограничивается постепенным замещением ее аргиллитами или известняками [44, 45]. Заключение Таким образом, показано, что на территории Пермского края и Удмуртской Республики в отложениях верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса обнаруживаются два типа неантиклинальных ловушек: литологически ограниченные и литологически экранированные. На основе геофизических критериев, анализа распределения фаций и выяснения палеогеографических обстановок их формирования, изучения закономерностей пространственного изменения коллекторских свойств пород выделены пять зон развития ловушек неантиклинального типа, перспективных на обнаружение промышленных скоплений углеводородов. Наибольшее распространение получили органогенные постройки фаменско-турнейского возраста, приуроченные к зонам бортовых и внутренних прибортовых частей Камско-Кинельской системы впадин, а также к Уткинско-Серебрянской системе впадин.

About the authors

Nikolay E. Sosnin

Kama Research Institute for Integrated Research of Deep and Superdeep Wells

Author for correspondence.
Email: kamniikigs@rusgeology.ru

Svetlana S. Filipyeva

Kama Research Institute for Integrated Research of Deep and Superdeep Wells

Email: sgfq@mail.ru

Svetlana V. Makarova

Kama Research Institute for Integrated Research of Deep and Superdeep Wells

Email: kamniikigs@rusgeology.ru

Lyubov Yu. Korepanova

Kama Research Institute for Integrated Research of Deep and Superdeep Wells

Email: l.yu.korepanova@gmail.ru

Irina A. Vilyuzheva

Kama Research Institute for Integrated Research of Deep and Superdeep Wells

Email: ika-199696@mail.ru

References

  1. Aleksin A.G., Glotov O.M., Gromov V.T. Problema poiskov skoplenii UV v lovushkakh neantiklinal'nogo tipa [The problem of searching for hydrocarbon accumulations in nonanticlinal traps]. Sovetskaia geologiia, 1983, no. 3, pp. 7-15.
  2. Andreev V.N., Aleksin A.G. et al. Perspektivy poiskov zalezhei nefti nestrukturnogo tipa (Volgo-Ural'skaia NGP) [Prospects for finding nonstructural oil deposits (Volga-Urals Oil and Gas Province)]. Moscow: Nauka, 1979, 79 p.
  3. Belyshev B.P. Novyi neftenosnyi gorizont v otlozheniiakh famenskogo iarusa v severo-vostochnoi chasti Permskogo Priural'ia [New oil bearing horizon in the deposits of the Famennian stage in the northeastern part of the Permian Urals]. Nauchnoe obosnovanie napravlenii i metodiki poiskovykh i razvedochnykh rabot na neft' i gaz v Permskom Prikam'e: trudy VNIGNI. Perm', 1971, iss. 117, pp. 81-86.
  4. Blaginykh L.L. K voprosu o neftegazonosnosti otlozhenii turneiskogo iarusa v Permskoi oblasti [On the oil and gas saturation of the Tournaisian sediments in the Perm region]. Neftegazovaia geologiia i geofizika, 1972, no. 4, pp. 7-11.
  5. Vinitskii Iu.S., Koshliak V.A., Zubin I.L. Verkhnedevonskie rifovye massivy Tatarskogo svoda [Upper Devonian reef massifs of the Tatar stage]. Doklady AN SSSR, 1967, vol. 175, no. 5, pp. 1111-1114.
  6. Vinnikovskii S.A., Nikulin A.V., Shershnev K.S. Opyt trassirovaniia Kamsko-Kinel'skoi vpadiny i podgotovki sviazannykh s neiu lokal'nykh struktur v Permskoi oblasti [Experience in tracing the Kama-Kinelskaya depression and preparation of related local structures in the Perm region]. Geologiia i neftenosnost' Kamsko-Kinel'skikh progibov. Kazan', 1970, pp. 164-168.
  7. Gabdrakhmanov R.M. Rifovye massivy iuga Bashkirskogo Priural'ia i perspektivy neftegazonosnosti kraia platformy [Reef massifs in the south of the Bashkir Urals and oil and gas prospects of the platform edge]. Trudy Ufimskogo nauchno-issledovatel'skogo instituta, 1966, iss. XV, pp. 251-259.
  8. Tagirov I.A., Kliuchnikov N.I., Barykin I.V., Sleptsov A.V. Geologicheskoe stroenie i perspektivy neftegazonosnosti devonskikh otlozhenii srednei chasti Predural'skogo kraevogo progiba (na primere Tabynskoi struktury) [Geological structure and prospects of oil and gas saturation of Devonian deposits in the middle part of the Ural foredeep (the Tabynsk structure as an example)]. Voprosy geologii vostochnoi okrainy Russkoi platformy i Iuzhnogo Urala. Ufa, 1971, iss. 14, pp. 76-81.
  9. Vinnikovskii S.A., Pakhomov I.V., Sharonov L.V., Shcherbakov O.A. Geologicheskoe stroenie Kamsko-Kinel'skoi sistemy vpadin v sviazi s neftegazonosnost'iu i uglenosnost'iu Permskoi oblasti [Geological structure of the Kama-Kinelskaya system of depressions in connection with the oil, gas and coal saturation of the Perm region]. Geologiia i neftenosnost' Kamsko-Kinel'skikh progibov. Kazan', 1970, pp. 58-77.
  10. Geologiia neftianykh i gazovykh mestorozhdenii Volgo-Ural'skoi neftegazonosnoi provintsii [Geology of oil and gas fields in the Volga-Ural oil and gas province]. Ed. S.P. Maksimova. Moscow: Nedra, 1970, 806 p.
  11. Kamaletdinov M.A. Perspektivy neftegazonosnosti devonskikh rifov Bashkirskogo Urala [Prospects for oil and gas saturations of the Devonian reefs of the Bashkir Urals]. Voprosy geologii vostochnoi okrainy Russkoi platformy i Iuzhnogo Urala, 1960, iss. 6, pp. 55-59.
  12. Kuznetsov V.G. Geologiia rifov i ikh neftegazonosnost' [Reef geology and oil and gas saturations]. Moscow: Nedra, 1978, 304 p.
  13. Levorsen A.I. Geologiia nefti i gaza [Geology of oil and gas]. Moscow: Mir, 1970, 638 p.
  14. Mitreikin Iu.B., Trokhova A.A. O biogermnoi prirode karbonatnykh massivov vostochnoi chasti Vostochno-Evropeiskoi platformy [On the biohermal nature of carbonate massifs in the eastern part of the East European platform]. Problemy geologii nefti: trudy IGIRGI. Moscow: Nauka, 1971, iss. 2, pp. 41-47.
  15. Mkrtchian O.M. Verkhnedevonskie rify i ikh rol' v formirovanii neftenosnykh struktur vostoka Uralo-Povolzh'ia [Upper Devonian reefs and their role in the formation of oil-bearing structures in the east of the Ural-Volga region]. Moscow: Nauka, 1964, 117 p.
  16. Provorov V.M., Serov V.K. et al. Napravlenie neftepoiskovykh rabot v oblasti verkhnedevonsko-turneiskogo shel'fa na severo-vostoke Russkoi plity [Direction of oil explorations in the area of the Upper Devonian-Tournaisian shelf in the northeast of the Russian plate]. Geologiia nefti i gaza, 1986, no. 6, pp. 11-16.
  17. Semenovich V.V. Perspektivy i napravleniia poiskov neantiklinal'nykh lovushek [Prospects and areas of searches for non-anticlinal traps]. Litologicheskie i strukturno-litologicheskie lovushki nefti i gaza: trudy VNIGNI. Moscow, 1965, iss. 173, pp. 7-22.
  18. Provorov V.M., Kuznetsov Iu.I., Shvarev V.N. Stroenie severnogo borta Sarapul'skoi vpadiny Kamsko-Kinel'skoi sistemy i dal'neishee napravlenie poiskov nefti [The structure of the northern side of the Sarapul depression of the Kama-Kinelskaya system and further oil search directions]. Geologiia nefti i gaza, 1976, no. 8, pp. 43-46.
  19. Khairetdinov N.Sh. O formirovanii verkhnedevonskikh biogermov Tatarskogo svoda [On the formation of the Upper Devonian bioherms of the Tatar arch]. Doklady AN SSSR, 1969, vol. 187, no. 5, pp. 1135-1138.
  20. Khalimov E.M., Sizov L.P. O zalezhakh nefti verkhnedevonskikh rifov [About oil deposits of the Upper Devonian reefs]. Neftegazovaia geologiia i geofizika, 1966, no. 4, pp. 11-13.
  21. Chuvashov B.I. O rifakh i rifoobrazovateliakh v srednem i pozdnem devone zemnogo shara [About reefs and reef-formers in the Middle and Late Devonian of the world]. Izvestiia AN SSSR. Geologiia, 1966, no. 4, pp. 100-114.
  22. Sharonov L.V., Vinnikovskii S.A. O severnom prodolzhenii i perspektivakh neftenosnosti Kamsko-Kinel'skoi vpadiny v Permskoi oblasti [On the northern continuation and oil-bearing prospects of the Kamsko-Kinelskaya depression in the Perm region]. Geologiia nefti i gaza, 1969, no. 3, pp. 15-18.
  23. Shekhodanov V.A., Armishev V.M. Geologicheskoe stroenie i neftenosnost' Kamsko-Kinel'skikh progibov v Udmurtskoi ASSR [Geological structure and oil-bearing capacity of the Kama-Kinel depressions in the Udmurt Autonomous Soviet Socialist Republic]. Geologiia i neftenosnost' Kamsko-Kinel'skikh progibov. Kazan', 1970, pp. 49-57.
  24. Davis W.M. The Coral Reef Problem. Spec. Pub., American Geological Society, 1928, no. 9, 596 p.
  25. Walton F.G. S. Atlantic Reef Corals. University of Miami Press, 1948, 111 p.
  26. Geophysikl Case Histories. Published by the Society of Exploration Geophysists, 1948, vol. I, 671 p.; 1956, vol. II, 676 p.
  27. Maxwell R.A. Thomsen W. and Wilson F. Seismik Stady of a West Texas Reef. The 31 st Meeting of the European Association of Exploration Geophisicsts. Venice Jtaly, 1969, 35 p.
  28. Newell N.D. et al. The Permian Reef Complex of the Guadalupe Mountains Region. Texas and New Mexico, W.H. Freeman&Co., San Francisco, 1953, 236 p.
  29. NWT - Alberta Survey Will Map Reef Trends. Oilweek, 1967, vol. 18, no. 24, pp. 16-17.
  30. Pohly Richard A. Seek Reefs with gravity Work. World Oil, 1968, vol. 166, no. 5, pp. 89-93.
  31. Reef Issue. Jour. Geol, 1950, vol. 58, no. 4, pp. 289-487.
  32. Van Siclen D.C. Organis Reefs of Pensilvanian Age in Haskell Gountry, Теxas. Geophysics, 1957, vol. 22, pp. 610-629. doi: 10.1190/1.1438394
  33. Van Siclen D.C. Seismic Velocity Effects May Hide Organic Reefs. World Oil, 1959, vol. 148, no. 5, pp. 111-122.
  34. Various authors, Stratigraphic Tire Oil Fields. Amer. Petrol. Geol., Tulsa, Okla, 1941, 902 p.
  35. Vungul S.H. Gravity Prospecting bor Reefs. Effects of Sedimentation and Differential Compaction. Geophysics, 1961, vol. XXVI, no. 1, pp. 45-56.
  36. Kuznetsov Iu.I., Provorov V.M. Stroenie pozdnedevonsko-turneiskogo shel'fa na territorii severnoi chasti Uralo-Povolzh'ia [The structure of the Late Devonian-Tournaisian shelf in the northern part of the Ural-Volga region]. Trudy VNIGNI. Moscow, 1977, iss. 176, pp. 3-11.
  37. Chizhova V.A. Opornye geologicheskie razrezy neftegazonosnykh provintsii evropeiskoi chasti SSSR [Reference geological sections of oil and gas provinces of the European part of the USSR]. Moscow: Nedra, 1985, 266 p.
  38. Stashkova E.K., Chetina N.V. Model' formirovaniia litologo-fatsial'noi zonal'nosti fransko-turneiskoi tolshchi. Permskii krai [Model of the formation of lithological-facies zoning of the Frasnian-Tournaisian strata. Perm Kray]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii. Moscow: VNIIOENG, 2014, no. 7, pp. 84-92.
  39. Oknova N.S., Trushkova L.Ia., Zharkov A.M., Samsonov B.V., Mazurina M.M. Problema poiskov zalezhei nefti i gaza v neantiklinal'nykh lovushkakh na rubezhe vekov [Problem of prospecting for oil and gas deposits in nonanticlinal traps at the turn of the centuries]. Neftegazovaia geologiia na rubezhe vekov. Saint Petersburg, 1999, vol. 1, pp. 207-216.
  40. Il'inykh G.Iu., Ventseslavskaia V.A. Vybor perspektivnykh napravlenii poiska novykh zalezhei UV na osnove analiza rasprostraneniia lovushek razlichnogo geneticheskogo tipa. [Selection of promising directions for the search for new hydrocarbon deposits by analyzing the distribution of traps of various genetic types]. Perm', OOO “PermNIPIneft'”, 2001, 153 p.
  41. Zavarzin B.A. Poiski nefteperspektivnykh struktur v paleozoe na Syn'vinskoi ploshchadi metodom seismorazvedki [Searches for oil-promising structures in the Paleozoic in the Synvinsk area by seismic exploration]. Perm': Permneftegeofizika, 1999, 50 p.
  42. Istomin A.G., Shutova O.B. et al. Regional'nye seismorazvedochnye raboty na Nikol'skoi ploshchadi [Regional seismic surveys at Nikolskaya area]. Izhevsk: Udmurtgeofizika, 2008, 206 p.
  43. Zakharova L.V. Poiski nefteperspektivnykh struktur na Zatanypskoi ploshchadi metodom seismorazvedki [Searches for oil-promising structures in the Zatanyp area by seismic explorations]. Perm': Permneftegeofizika, 2001.
  44. Zapol'skikh Iu.D. Potentsial nestrukturnykh zalezhei turneiskogo ruslovogo peschanika na territorii Udmurtskoi Respubliki [Potential of nonstructural deposits of the Tournaisian channel sandstone in the territory of the Udmurt Republic]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii. Moscow: VNIIOENG, 2019, no. 10, pp. 18-23. doi: 10.30713/2413-5011-2019-10(334)-18-23
  45. Provorov V.M., Chalov B.Ia., Sharonova V.N., Shvarev V.N. Malevsko-upinskii gorizont - novyi neftenosnyi ob"ekt na severe Uralo-Povolzh'ia [Malevsko-Upinsky horizon as a new oil-bearing facility in the north of the Ural-Volga region]. Neftegazovaia geologiia i geofizika, 1981, no. 12, pp. 18-20.

Statistics

Views

Abstract - 6

PDF (Russian) - 7

PDF (English) - 1

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2021 Sosnin N.E., Filipyeva S.S., Makarova S.V., Korepanova L.Y., Vilyuzheva I.A.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies