CC BY
31
2. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН): [электронный ресурс]. - Режим доступа: http: //www.eemkzn.m/nefteotdacha/http://www.eemkzn.ru/nefteotdacha/.
3. Боксерман А., Мищенко И. Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов: [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.oilcapital.ru/edition/technik/archives /technik/technik_06_2006/103366/public/103388.shtml.
4. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта: [электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.tegaz.ru/pressa/metody-povysheniya-nefteotdachi-plasta/
5. Крянев Д.Ю., Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в России и зарубежом //Бурение и нефть [электронный журнал]. - 2011. - 02/8. - Режим доступа: http://burneft. ru/archive/issues/
6. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений /В.Е. Андреев, Ю.А. Коте-нев, А.П. Чижов, Г.С. Дубинский, З.А. Куангалиев //Труды ОНГК, 2013. - С. 133-148.
УДК551.242.7:551.734 (470.43)
ЕЩЕ РАЗ О ДЕВОНСКИХ ГРАБЕНООБРАЗНЫХ ПРОГИБАХ В ПРЕДЕЛАХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП
© 2014 г. Ю.С. Кононов
ФГУП "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"
В журнале "Недра Поволжья и Прикас-пия" (2013, вып.75) опубликована крупная статья В.Н. Староверова, А.И. Трегуба и В.В. Матвеева "Новая точка зрения на происхождение девонских грабенообраз-ных прогибов в пределах Волго-Уральской НГП" [12]. Некоторые аспекты, затрагиваемые в этой статье, поскольку она претендует на новизну, требуют более или менее серьезного критического рассмотрения.Так, уже в начале преамбулы статьи указывается, что в ней рассмотрены причины формирования девонских грабенообразных прогибов (ДГП) не в пределах Волго-Уральской НГП, как в названии статьи, а на юго-востоке Восточно-Европейской платформы (ВЕП). Последний термин в статье встречается вплоть до ее завершения. В принципе это означает, что специалисты, использующие термин "платформа", вольно или невольно придерживаются геосинклинально-платформенного учения.
В частности, в рамках этого учения при выделении любой платформы, вклю-
чая ВЕП, обособляется плитный этап ее формирования. Он характеризуется практически повсеместным распространением осадочного чехла в пределах той части платформы, которая именуется плитой. В том числе внутри ВЕП такие особенности считаются характерными для Русской плиты. Здесь самыми древними отложениями плитного осадочного чехла чаще всего являются как раз девонские, большей частью непосредственно перекрывающие породы фундамента. Между прочим, в рассматриваемой статье бегло упоминается плитная стадия формирования, подразделяемая на крупные тектонические циклы (стр. 3), но дальше это никак не используется. В том числе не упоминается, что тектоника девона - часть герцинского цикла. Уже в рамках нефтегазогеологического районирования часть Русской плиты обособляется в качестве Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП), о которой идет речь в статье, включая ее название, в связи с выделением и оценкой специфики ДГП.
К некоторым особенностям нефтега-зогеологического районирования, в частности, в свете рассмотрения образования ДГП следует возвратиться несколько позже. Пока же необходимо, хотя бы очень кратко, отметить, что предлагаемая точка зрения на геодинамические схемы, используемые для объяснения формирования ДГП, не имеет никакого отношения к общепринятому представлению о ВЕП. Она исходит из плитотектонической концепции (включая представления о дрейфе с юга на север).
Геоблок же (литосферная плита), пространственно совпадающий с ВЕП (в данном случае в плитотектонической концепции), именуется Балтией. При последовательном плитотектоническом подходе этим термином и следовало бы пользоваться. Кстати, при таком подходе, когда главным образом речь идет о дрейфе рассматриваемого геоблока (литосферной плиты, а не платформы) с юга на север, правильнее было бы говорить не о геодинамике, а о кинематике. Однако это замечание относится уже к использованию общей плитотектонической терминологии.
В рассматриваемом аспекте необходимо также отметить внесение некоторой путаницы и в представление о платформе. В основном, как отмечалось, речь идет о ВЕП, но (на стр.8) встречается и выражение "литосферная плита, включающая Русскую платформу". Что это в данном случае? Синоним ВЕП, или нет? Ведь ранее (на стр.6) говорится все-таки о формировании ДГП на юго-востоке Русской плиты, а не платформы.
Между прочим, в статье встречается довольно много неоднозначных названий или формулировок, осложняющих ее восприятие. При дальнейшей проработке рассматриваемого направления исследования такие "огрехи" необходимо устранить. О целесообразности же дальнейшего исследования в рассматриваемом направлении
будет сказано ниже (с указанием поднаправ-лений).
Что касается замечаний, то их надо прежде всего начать с нефтегазогеологи-ческого районирования, причем уже с формулировок во введении. Его открывает очень длинное предложение, начинающееся словами: "Волго-Уральская провинция является одной из старейших на территории России...", причем внутри этого предложения есть упоминание о НГР без раскрытия аббревиатуры (нефтегазоносный район). Следующее же предложение звучит уже так: "В настоящее время в основу анализа эволюции тектонического развития Волго-Уральской нефтегазоносной области положены представления о цикличности". Конечно, из двух предложенных наименований разного иерархического уровня нефтегазогеологического районирования второе неправомерно. Нефтегазоносная область (НГО) является частью провинции (НГП), так же как район (НГР) - частью области (НГО). Здесь необходимо заметить, что основные особенности нефтегазогеоло-гического районирования на примере Ура-ло-Поволжья, Прикаспия и Предкавказья сравнительно недавно были охарактеризованы, в частности, на страницах журнала "Недра Поволжья и Прикаспия" [5]. Поэтому следует подчеркнуть лишь то, чего в рассматриваемой статье нет, но желательно, чтобы было в последующих публикациях на эту тему.
Так, одной из главных особенностей Волго-Уральской НГП является то, что в геоструктуре плитного осадочного чехла она охватывает не только одноименную антеклизу, также упоминаемую в статье, но и еще два других надпорядковых геоструктурных элемента. Это прилегающие к антеклизе Рязано-Саратовский (юго-восточная часть) и Приуральский прогибы (ме-гапрогибы). Дифференциация выделяемых внутри НГП надпорядковых геоструктур
на положительные (преимущественно сводовые) и отрицательные (впадины) структуры I порядка в принципе соответствует обособлению НГО (или НО). Количество месторождений внутри НГО (НО) весьма существенно меняется. Наиболее велико оно в пределах Бузулукской НГО (более 300). К сожалению, этот аспект в рассматриваемой статье вообще остается без внимания. То же самое можно сказать и о соотношении продуктивности девонского и других нефтегазоносных комплексов (НГК) в составе девонско-нижнепермского этажа (НГЭ). Как известно, внутри него многие месторождения оказываются многопластовыми, причем зачастую это не связано с продуктивностью так называемого терри-генного девона НГП.
Под таким названием обычно выделяется среднедевонско-нижнефранская часть разреза. Однако она испытывает весьма существенную формационную изменчивость, что, в частности, на юго-востоке Русской плиты установлено в районе сочленения Волго-Уральской и Прикаспийской НГП [8, 14]. В рамках существующего нефтегазогеологического районирования это относится главным образом к пограничным с Прикаспийской НГП Нижне-Волж-ской НГО, Средне-Волжской НО, Бузулукской и Оренбургской НГО районам. Кстати, фациальная изменчивость отложений девона (вплоть до эрозионных врезов) в статье упоминается. Это неизбежно сказывается на достоверности корреляции отложений и оценке достоверности причины изменения толщины отложений. Несомненно, в таких условиях в полной мере должны использоваться возможности геоструктур-но-нефтегазогеологического районирования. В том числе имеются в виду пространственные закономерности распределения продуктивности уже выявленных месторождений в пределах той или иной НГО (НО).
К сожалению, когда речь идет в статье о ДГП, говорится, что они особенно широко на территории Волго-Уральской НГП распространены в пределах Башкирии, Татарстана и Самарской области. Это объекты административного деления, а не нефтега-зогеологического районирования. Правда, затем уже упоминаются традиционно выделяемые геоструктурные элементы I порядка (которым, как уже указано, соответствуют НГО или НО). Это прежде всего Южно-Татарский свод (и НО) и Бузулукская впадина (и НГО). Неоднократно упоминается еще один геоструктурный элемент, определяемый в качестве сводного поднятия. Однако называется он неоднозначно, то Жигулёвским, то Жигулёвско-Пугачёвским сводом. И дело здесь не просто в непостоянстве названия, а в том - объединять или не объединять эти два сводовых поднятия. Как было показано, в частности с учетом распространения так называемого додевона [9], эти геоструктурные элементы все же более правомерно рассматривать отдельно, хотя при нефтегазогеологическом районировании они объединяются в Средне-Волжскую нефтеносную область (НО).
По поводу Жигулёвского свода, очевидно, следует высказать еще одно замечание. В последнее время вновь предлагается обратиться к обособлению Жигулёвско-Орен-бургского свода [11]. При этом указывается, что под Жигулёвско-Оренбургским сводом понимается генетически единая тектоносе-диментационная зона, свод подчеркивается ограничением его протерозойскими авла-когенами (с.3). Таким образом, как и в предыдущих высказываниях подобного рода примерно полувековой давности, фактически речь идет не о своде как о структурном элементе осадочного чехла, а о палеовысту-пе фундамента. Кстати, в отношении девонских отложений при этом говорится о Жи-гулёвско-Оренбургской палеомоноклинали (с.6), а не о своде.
Палеоструктурный план среднедевон-ского осадконакопления в рассматриваемой части Волго-Уральской НГП формировался на значительно снивелированной (по крайней мере, в течение раннего палеозоя) поверхности двоякого рода. С одной стороны, это палеовыступы блоков кристаллического фундамента, с другой - разделяющие их авлакогенные образования. В том числе это относится к не упоминаемому в рассматриваемой статье [12] Серноводско-Абду-линскому авлакогену. Над палеовыступа-ми фундамента чаще всего в осадочном чехле образуются своды, но несколько сложнее дело обстоит с такими геоструктурными элементами, как Пугачёвский свод и Бузу-лукская впадина.
Что же касается Южно-Татарского свода, которому среди упоминаемых геоструктурных элементов, пожалуй, уделяется наибольшее внимание, то в дальнейшем здесь необходимо более внимательно рассмотреть специфику его нефтеносности. Как известно, в пределах этого свода и одноименной НО расположено пока не упоминаемое в статье крупнейшее Ромашкинское месторождение. Его даже предлагается именовать супергигантским [10]. Несомненно, представляло бы особый интерес рассмотрение особенностей развития ДГП в пределах именно этого обширного по площади и хорошо разбуренного многопластового месторождения. В данном случае имеется в виду, что рассматриваемая статья перекликается с представлениями о внутренней неоднородности крупнейших месторождений [1, 2, 10]. Справедливости ради следует отметить, что в статье в отдельных случаях указывается приуроченность ДГП к тем или иным месторождениям. Однако делается это хаотично, особенно в отрыве от существующего нефтегазогеологического районирования.
Итак, для придания исследованию ДГП в дальнейшем системного характера в свя-
зи с иерархией нефтегазогеологического районирования прежде всего требуется следующее. Внутри Волго-Уральской-НГП (как и любой НГП) выделение ДГП должно быть охарактеризовано их приуроченностью к НГО-НГР-месторождению. Вообще наряду с НГР (внутри НГО) иногда выделяются зоны нефтегазонакопления (ЗНГН), или нефтенакопления (ЗНН), но это должно быть специально оговорено. В частности, весьма существенна оценка характера соотношений НГР и ЗНГН. В рассматриваемой статье упоминается юго-западный сектор Бузулукской впадины. При этом речь идет о приуроченности к нему месторождений, расположенных только на востоке Саратовской области (Западно-Степное, Западно-Вишнёвское, Южно-Первомайское, Разумовское). Основная же группа месторо-жений (называемая в статье Вишнёво-Зай-кинско-Давыдовской) расположена в прилегающем районе Оренбургской области. В статье он назван южной частью впадины. Это служит основанием для обособления самостоятельного НГР (или ЗНГН) в пределах Бузулукской НГО.
В рассматриваемой статье есть раздел "Связь нефтегазоносности с ДГП". В нем прежде всего заявляется об установлении тесной связи нефтегазоносности с девонскими грабенообразными прогибами во многих районах на юго-востоке ВЕП. Здесь сразу возникают по крайней мере два вопроса. Во-первых, почему ВЕП, а не Волго-Уральская НГП, между прочим, заявленная в названии статьи? Во-вторых, о каких именно районах идет речь, если это не НГР, упомянутые во введении, но затем "забытые"? Указанное заявление будет лишь тогда правомерно, когда будут показаны особенности устанавливаемого характера связей по НГО и НГР внутри НГП. Здесь же, очевидно, необходимо остановиться и на попавшем в заключение статьи заявлении о том, что область распространения ДГП
приурочена к юго-восточному и восточному обрамлению ВЕП. Это явное недоразумение. Конечно, рассматриваемые объекты ни к какому обрамлению ВЕП не относятся, по крайней мере, если находятся в пределах Волго-Уральской НГП, ее НГО и НГР.
Что касается НГО (НО) и НГР Волго-Уральской НГП, то практически для них всех характерна многопластовость месторождений в составе девонско-нижнеперм-ского НГЭ. При этом далеко не на каждом месторождении среднедевонско-нижнефран-ский НГК, обычно именуемый терригенным девоном, продуктивен. Доля его продуктивности по НГО (НО) существенно меняется. Наиболее высока она в пределах ЮжноТатарской, Уфимской и Северо-Татарской НО, но само количество месторождений в двух последних гораздо меньше, чем в Южно-Татарской. Наибольшим же количеством месторождений, как уже отмечалось, характеризуется Бузулукская НГО. Поэтому, хотя доля продуктивности среднедевон-ско-нижнефранского НГП здесь значительно ниже, чем в пределах Южно-Татарской НО, по общему количеству продуктивных месторождений эта НГО может считаться занимающей второе место. На первом же месте по количеству месторождений, продуктивных именно в этом НГК, находится Южно-Татарская НО. Если разница в общем количестве месторождений, продуктивных в среднедевонско-нижнефранском НГК, Южно-Татарской НО и Бузулукской НГО, сравнительно невелика, то по сравнению с другими НГО (НО) она меняется многократно. Этот аспект пока в рассматриваемой статье отражения не находит, хотя и заслуживает внимания.
Нельзя не высказать некоторые замечания и по поводу раздела "Возраст и история формирования ДГП", а также связанному с ним высказыванию относительно формирования современного структурного плана девонских отложений. При характеристике
времени формирования ДГП вначале указывается, что стратиграфический диапазон образования пород, выполняющих прогибы, варьирует от ардатовского времени до саргаевского. Затем упоминается бийско-афонинское время, а с другой стороны -предтиманская фаза тектогенеза. Следом же говорится, что наиболее интенсивное прогибание происходило в период с мул-линского по кыновское время. При этом, хотя название "тиманское время" встречается, предпочтение отдается кыновскому. В данном случае, уж если сделана попытка "идти в ногу" со стратиграфами, используя современное название, надо было быть последовательными до конца. Иначе получается ничем не оправданная путаница названий.
Вообще же, как известно, стратиграфический диапазон среднедевонско-нижнефран-ской части разреза, выделяемой в качестве терригенного девона, подвержен весьма существенным изменениям в пределах рассматриваемой территории. При этом, пожалуй, наиболее ограниченное зональное распространение имеют отложения эйфель-ского яруса. В том числе бийско-афонинские отложения (один из примеров их развития) упомянуты в статье. Живетский ярус, который представлен не всеми горизонтами, а лишь частично, распространен значительно шире. Однако и его отложения порою в разрезе отсутствуют, а в нем фиксируется лишь нижнефранская (тиманско-пашийская) часть НГК. С другой стороны, когда речь идет о ДГП, надо также иметь в виду наличие в пределах Нижне-Волжской НГО единичных образований, выделяемых в качестве нижнедевонских грабенов [9]. К тому же необходимо остановиться на соотношении девона с подстилающими породами, выделяемыми, в частности, в качестве додево-на [3].
В рассматриваемой статье главным образом речь идет об архейско-нижнепротеро-
зойском кристаллическом фундаменте. При этом с особенностями его строения, включая вещественный состав, в значительной мере связывается наблюдаемая изменчивость ДГП, в частности, относительно их возраста. Здесь прежде всего нельзя не отметить следующие аспекты. Во-первых, когда речь идет о кристаллическом фундаменте Пачелмского авлакогена, отмечается его блоковое строение. В том числе выделяются блоки, сложенные рифейскими породами (Аткарский, Степновский, Воскресенский). Однако к фундаменту породы рифея никогда не относились. Если признается существование Пачелмского авла-когена, выделенного в свое время Н.С. Шат-ским, то эти породы входят в состав соответствующего авлакогенного комплекса. По возрасту он соответствует упоминаемому в начале статьи байкальскому тектоническому циклу. Правда, для чего этот и остальные циклы упомянуты, понять трудно, поскольку в дальнейшем о них речь не идет, но в данном случае можно воспользоваться такой возможностью. Вместе с тем с оговоркой "принято считать" в статье указывается возраст формирования земной коры и рассматриваемого участка платформы, составляющий 3,4-2,7 млрд лет. В сущности это - возраст пород фундамента. Отмечается также, что затем, уже в позднем протерозое, первичная кора подвергалась интенсивной переработке. Главным же видом переработки на байкальском этапе тектогенеза стало именно образование протяженных авлако-генов с широким развитием высокоамплитудных разрывных нарушений и резко повышенной толщиной накапливаемых пород рифея и венда. К концу же этого этапа, судя по всему, произошла резкая дифференциация авлакогенов на отдельные блоки. Там, где сформировались авлакогенные образования, разница в возрасте между ними и девонскими отложениями, накапливавшимися в течение раннегерцинского тектони-
ческого цикла, гораздо меньше, чем в пределах выступов фундамента. Именно им в статье уделяется наибольшее внимание. Однако при этом не отмечается, что время накопления девонских отложений и образования в них ДГП отделено от времени формирования структуры фундамента более чем 2 млрд лет. Сам же временной интервал образования ДГП, как он определяется в статье, составляет менее 10 млн лет. Таким образом, временные диапазоны указанных тектонических (или геодинамических) процессов не сопоставимы. При дальнейшем исследовании эти особенности также необходимо учитывать.
В отношении формирования современного структурного плана девонских отложений и в тексте статьи, и в ее заключительной части высказано одно и то же положение. Оно сводится к тому, что это формирование главным образом связано с геодинамическими процессами на рубеже среднего и позднего девона. Но такое утверждение неверно, даже если обратиться к приведенным в статье профилям, именуемым па-леотектоническими. На них за поверхность выравнивания принят предсаргаевский срез. Соответственно показано, что саргаевские отложения залегают горизонтально. На самом деле в современной структуре девонских отложений такого не бывает. На ее формировании сказалось воздействие постсаргаев-ских этапов и герцинского и альпийского тектонических циклов. В том числе весьма существенную роль сыграли движения, относимые к неотектоническим. В частности, это показано применительно к оценке информативности методов прогнозирования платформенных структур [4], включая ВЕП.
Применительно к рассматриваемой части Волго-Уральской НГП, в частности, необходимо отметить такую особенность современного структурного плана, как образование структур, именуемых инвер-
сионными. Наиболее интенсивно они развиты в той части НГП, которая выделяется в качестве Нижне-Волжской НГО. В геоструктурном же отношении она приурочена к Рязано-Саратовскому мегапрогибу, который также предлагается именовать системой прогибов [11]. Здесь, пожалуй, к наиболее типичным представителям структур инверсионного типа прежде всего следует отнести издавна выделяемую До-но-Медведскую систему дислокаций.
Один аспект относится к времени формирования ДГП и их связи с нефтегазо-носностью. Как уже отмечалось, в статье внимание акцентируется на том, что максимальной амплитудой прогибания отличаются наиболее молодые прогибы паший-ского и кыновского (тиманского) возраста. Рассмотрение же связи нефтегазоносности с ДГП начинается с того, что основная масса месторождений в отложениях среднего девона связана с их системой. Почему это так, пояснений не дается. Вместе с тем, когда речь идет о выделении групп прогибов, влияющих прямо или косвенно на формирование ловушек и залежей УВ, а также групп структур, различающихся по морфологии, все же упоминаются пашийские и кыновские отложения. О среднедевонских отложениях (и ДГП в них) при этом нет ни слова. Этот аспект, несомненно, требует более основательной проработки.
В небольшом разделе, посвященном методике поисков ДГП, есть не очень понятная рекомендация необходимости учета геохимического фактора. Имеются в виду геохимические исследования в породах терригенного девона с целью выявления зон деструкции в кристаллическом фундаменте. Дело в том, что в заключении статьи авторами предполагается усиление теплового потока в пределах ДГП, связанное с повышенной проницаемостью пород (или той же деструкцией). Из этого соответственно вытекает целесообразность или
необходимость осуществления в указанном плане не геохимических, а геотермических исследований, тем более что какие именно геохимические исследования рекомендуются, не указано. Что же касается геотермики, то для ее изучения подобных указаний, как известно, не требуется. Однако здесь может возникнуть наибольшая сложность в определении палеотемператур на начало сар-гаевского времени или конец среднего-на-чало позднего девона, когда ДГП формировалась наиболее активно. Таким образом, в рамках заявленного направления исследований имеется необходимость внесения ряда весьма существенных уточнений, включая то, что пока приуроченность ДГП к Волго-Уральской НГП только лишь обозначена.
Высказывание же, например, о том, что на территории Саратовской области (очевидно, имеется в виду Саратовская часть Нижне-Волжской НГО) ДГП пока не обнаружены, остается непонятным, особенно при наличии ссылки на В.П. Шебалди-на [13]. Что касается Степновского сложного вала (ССВ), то именно к нему приурочено основное количество месторождений, продуктивных в терригенном девоне как в Нижне-Волжской НГО в целом, так и в ее части, относящейся к Саратовской области [7]. Сама же эта область, в свою очередь, частично относится не только к Нижне-Волжской НГО [8], но также к Средне-Волжской НО и Бузулукской НГО. Так что здесь явно необходимо внесение соответствующих уточнений.
Когда же речь идет об НГК, именуемом терригенным девоном, для Волго-Ураль-ской НГП в целом особый интерес представляет характер концентрации продуктивности месторождений в этом НГК. Как известно, не только наибольшее количество месторождений, продуктивных в этом НГК, но и основные запасы в них сосредоточены в Южно-Татарской НО. К тому же повышенными удельными запасами отличается
примыкающий к этой НО Арланский НР соседней с ней Уфимской НО. В известной мере тяготеет к Южно-Татарской НО также и Бузулукская НГО, занимающая второе место по количеству месторождений, продуктивных в рассматриваемом НГК. Причины такого характера распределения его продуктивности внутри Волго-Уральской НГП требуют углубленного анализа, включая изучение ДГП.
Между прочим, создается также впечатление о некотором созвучии излагаемых в статье соображений с существующими представлениями о зонах геосолитонной деструкции [1, 2] и тектоническом бленде-ре [6]. Прежде всего это относится к формированию месторождений УВ, в данном случае к продуктивности НГК терриген-ного девона в Волго-Уральской НГП. Применительно к выделению ДГП такое созвучие заключается в следующем. В качестве главного средства выделения ДГП используются палеотектонические (точнее палео-структурные) построения, отнесенные к рубежу среднего и позднего девона. С другой стороны, предлагается акцентировать внимание на современных структурных особенностях фундамента и осадочного чехла, включая новейшую (и даже современную, как в геосолитонной концентрации?) тектонику. Очевидно, в таком плане, в частности, упоминаются повышенные содержания
ртути и серы в притоках реки Волги. Однако при этом остается совершенно непонятно, какое отношение они имеют к ДГП да и к высказываниям о формировании современной геоструктуры в девоне. В указанном отношении, как и в ряде других, необходимо определиться (или разнеживаться?) более четко.
Наконец, в отношении выделения групп ловушек и залежей, связанных с ДГП, в частности по морфологическим признакам, необходимо отметить следующее. Прежде всего нужно уточнить, какова величина искомых залежей. На первый взгляд создается впечатление, что все они мелкие. Это неизбежно скажется на их поисках. Для того чтобы использование выделяемых групп было действенным, всех выявленных представителей ДГП следует расписать в качестве типичных для каждой из выделенных групп. Такие примеры, как и все остальное, естественно должны быть даны на основе использования существующего нефтегазогеологического районирования Волго-Уральской НГП, будучи привязанными к НГО (НО) и НГР (НР).
Думается, что приведенный перечень замечаний и предложений позволит значительно уточнить и конкретизировать направление дальнейшего исследования ДГП Волго-Уральской НГП в связи с нефтегазо-носностью.
Л и т е р а т у р а
1. Бембель Р.М., Бембель С.Р., Мегеря В.М. Геосолитонная природа субвертикальных зон деструкции //Геофизика. - 2003. - Спецвыпуск. - С. 36-50.
2. Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Поиски и разведка месторождений углеводородов на базе геосолитной концепции дегазации Земли //Геология нефти и газа. - № 2. - С.2-7.
3. Влияние тектоники додевона на нефтегазоносность юга Волго-Уральской провинции /Ю.И. Никитин, С.В. Остапенко, Г.В. Валеев, Н.В. Днистринский, В.М. Черваков //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 8. - С.23-28.
4. Воробьёв В.Я. Информативность методов прогнозирования платформенных структур. -Л.: Недра, 1991.
5. Воробьёв В.Я., Кононов Ю.С. Особенности нефтегазогеологического районирования на примере Урало-Поволжья, Прикаспия и Предкавказья //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2009. -Вып.59. - С.3-11.
6. Карпов В.А. Фундамент - региональный нефтегазоносный комплекс //Отечественная геология. - 2012. - № 6. - С. 90-94.
7. Кононов Ю.С. Особенности продуктивности девонских отложений Нижне-Волжской нефтегазоносной области //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998. -№ 10. - С. 15-19.
8. Кононов Ю.С. Геоструктурно-формационные особенности Нижне-Волжской нефтегазоносной области //Отечественная геология. - 2000. - № 1. - С. 14-20.
9. Кононов Ю.С. О влиянии тектоники додевона на нефтегазоносность юга Волго-Уральской провинции //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2012. - Вып.70. - С.3-8.
10. Муслимов Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития супергигантского Ромашкинско-го нефтяного месторождения //Геология нефти и газа. - 2007. - № 1. - С.3-12.
11. Писаренко В.Ю. Особенности геологического строения зоны сочленения системы Ряза-но-Саратовских прогибов, Жигулёвско-Оренбургского свода и Прикаспийской впадины в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности девонских отложений //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2013. - Вып.74. - С.3-10.
12. Староверов В.Н., Трегуб А.Н., Матвеев В.В. Новая точка зрения на происхождение девонских грабенообразных прогибов в пределах Волго-Уральской НГП //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2013. - Вып.75. - С.3-15.
13. Шебалдин В.П. Тектоника Саратовской области. - Саратов: ОАО "Саратовнефтегеофизи-ка", 2008.
14. Яцкевич С.В., Воробьёв В.Я., Никитин Ю.И. и др. Формации среднедевонско-артинского нефтегазоносного этажа юго-востока Русской плиты //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2010. -Вып.63. - С.3-16.
УДК[549.086+550.84] : 551.782/79 (470.44)
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ ПРИ ОРОШЕНИИ ЗЕМЕЛЬ В СЫРТОВОМ ЗАВОЛЖЬЕ НА ОСНОВЕ НЕТРАДИЦИОННОГО МЕТОДА ПРОВЕДЕНИЯ ОПЫТНО-ФИЛЬТРАЦИОННЫХ РАБОТ
© 2014 г. В.П. Пантелеев1, Ю.В. Ваньшин2
1 - МУП "Водосток"
2 - Саратовский госуниверситет
В Саратовской области имеют преимущественное распространение глинистые слабоводопроницаемые и водоупорные рельефообразующие грунты (суглинки, глины, алевриты). Через толщи глинистых грунтов происходит и питание, и разгрузка грунтовых вод, преимущественно глинистые грунты являются и водовмещающими. С этим приходится сталкиваться на застраиваемых территориях [ 1].
Существующие методики проведения опытно-фильтрационных работ (ОФР) имеют серьезные недостатки и практически используются формально [2, 3]. Мелиоративная практика в области столкнулась с этой проблемой в Сыртовом Заволжье и не нашла пути
