CC BY
6
УДК 551.247:553.98(470.56)
Геоплотностные характеристики разреза и перспективы нефтегазоносности площадей с контрастным проявлением соляной тектоники (на примере Нагумановско-Вершиновской зоны)
Ключевые слова:
соляная тектоника,
нефтегазоносность,
структурно-
гравитационные
ловушки,
сейсморазведка,
гравиразведка,
геоморфологическая
съемка.
А.М. Тюрин
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1 E-mail: amturin1952@bk.ru
Тезисы. В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции развита одноименная карбонатная платформа девонско-нижнепермского возраста, перекрытая соляно-ангидритовой толщей кунгурского яруса нижней перми. Нагумановско-Вершиновская зона (юго-восточная часть платформы) характеризуется контрастным проявлением соляной тектоники. Это определяет низкую эффективность сейсморазведки МОГТ (метод общей глубинной точки) при поиске и разведке залежей нефти и газа в подсолевых карбонатах. С другой стороны, по результатам опробования 26 скважин установлена четкая связь их нефтегазоносности со строением перекрывающих соленосных отложений. С высокой вероятностью карбонаты продуктивны под верхними частями куполов и гряд. Притоки нефти или газа получены в 11 скважинах из 12. Из 14 скважин, вскрывших склоны соляно-тектонических структур или мульды, продуктивность карбонатов установлена в трех. Под верхними частями соляно-тектонических структур притоки флюидов (включая воду) получены с вероятностью 1. Вероятность получения притока флюида в скважинах, расположенных на склонах соляно-тектонических структур и в мульдах, составляет 0,31. Средняя плотность надсолевых отложений мульд в зависимости от их мощности меняется от 2,34 до 2,48 г/см3. Плотность соли в соляно-тектонических структурах - 2,2 г/см3. Это приводит к гигантским горизонтальным градиентам горного давления в геологическом разрезе, которые частично компенсированы упруго-вязкой деформацией и растрескиванием карбонатов. Об этом свидетельствуют результаты бурения. Главным следствием упруго-вязкой деформации карбонатов является формирование под наиболее приподнятыми участками кровли соляно-тектони-ческих структур структурно-гравитационных ловушек, а под их участками, имеющими современную активность, - зон с повышенной открытой трещиноватостью.
На этой основе рассмотрены перспективы нефтегазоносности Нагумановско-Вершиновской зоны. Очередной этап геологоразведочных работ здесь рекомендовано начать с выполнения сейсмо-гравиметрического моделирования по инновационной технологии. Две его главные задачи: картирование особенностей строения верхних частей соляно-тектонических структур и расчет горного давления на заданные гипсометрические уровни. Полученные результаты будут учтены при картировании структурно-гравитационных ловушек по данным сейсморазведки МОГТ. Соляно-тектонические структуры, имеющие современную активность, рекомендовано картировать специальной геоморфологической съемкой.
Общие сведения и постановка проблемы
В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции развита одноименная карбонатная платформа девонско-нижнепермского возраста, перекрытая соляно-ангидритовой толщей кунгурского яруса нижней перми. В пределах западного Оренбуржья выделяются три ограничивающих ее карбонатных уступа: нижнепермский, девонско-среднекаменноугольный и девонско-нижнепермский (рис. 1). Их склоны маркируют некомпенсированные седиментационные впадины: склоны двух последних - Прикаспийскую; нижнепермский - Предуральскую. Нагумановско-Вершиновская зона охватывает крайнюю юго-восточную часть карбонатной платформы, в тектоническом плане находится в зоне сочленения Соль-Илецкого свода и Предуральского прогиба, административно - на территории Акбулакского района Оренбургской области.
©162
ОШ
ш
<sr
m
507, о11
c^V
508^ 51Г
/51-1
173 \о\ Акобинс
,520
504
506,
503/
220
гкм
150'
174 ©
Волго-Уральская карбонатная платформа
склоны бортовыхуступов: нижнепермского (А), девонско-среднекаменноугольного (Б) и девонско-нижнепермского (В)
Некомпенсированные седиментационные впадины:
Предуральская нижнепермского возраста
Прикаспийская девонско-нижнепермского возраста
скв., установившие продуктивность карбонатов нижней перми или среднего карбона (а) и вскрывшие непродуктивные разрезы (б): нагумановские- 1, 2, 3, 5, 6, 22, 25, 504, 506, 511, 512, 514, 520;
акобинские- 171___174; вершиновские-495, 501;
кзылобинские - 161,162; соль-илецкая-503; новопавловская-400; корниловская- 155
Залежи углеводородов;
газоконденсатные
нефтегазоконденсатные
нефтяные
Рис. 1. Нагумановско-Вершиновская зона. Принципиальные элементы тектоно-седиментационной модели. Тектоно-седиментационные структуры Волго-Уральской карбонатной платформы: I - Соль-Илецкий свод; II - Предуральский прогиб
С 1993 г. геологоразведочные работы (ГРР) в Нагумановско-Вершиновской зоне ведет ООО «Газпром добыча Оренбург». Они включают сейсморазведку МОГТ1 2D и 3D (ОАО «Оренбургская ГЭ», ООО «ГОД», ООО «ТНГ-Групп»), гравиразведку масштаба 1:25000 (ООО НПО «Нафтаком»), газогеохимическую съемку и акустическую низкочастотную разведку. В небольшом объеме выполнялась электроразведка дифференциально-нормированным методом. Пробурены 15 параметрических, поисковых и разведочных скважин. В целом ГРР вполне успешные. В карбонатах башкирского яруса среднего карбона открыты две газоконденсат-ные залежи Акобинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) (скв. 171, 172 и 173). На Нагумановском нефтегазоконденсатном
1 МОГТ - метод общей глубинной точки.
месторождении (НГКМ) в карбонатах башкирского яруса открыта залежь нефти (скв. 1), в карбонатах артинского яруса нижней перми -нефтегазоконденсатная залежь Акбулакского купола (скв. 5). Практически разведана газо-конденсатная залежь Южного купола (скв. 1, 2, 3, 25), выявленная ранее скважиной 503. Южнее нее установлена нефтеносность карбонатов (скв. 22). Оперативный подсчет запасов залежей углеводородного сырья (УВС) Акобинского ГКМ и Нагумановского НГКМ выполнен ООО «ВолгоУралНИПИгаз».
На последнем этапе ГРР были и неудачи. На Нагумановской площади скв. 6 не подтвердила прогноз Северо-Нагумановской структуры. Скв. 22 вместо прогнозируемой газо-конденсатной залежи Южного купола вскрыла нефтяную. Как она соотносится с газокон-денсатной, пока непонятно. На Акобинской площади скв. 174 не подтвердила наличие
Южного купола Акобинской структуры. Отмечаются и большие погрешности прогноза глубины залегания продуктивных подсолевых карбонатов по данным сейсморазведки МОГТ. Эти результаты бурения показали невысокое качество геолого-геофизических моделей нефтегазоперспективных объектов, прогнозируемых в Нагумановско-Вершиновской зоне. Можно ли повысить их достоверность? Это и являлось темой исследования автора статьи.
Установленная нефтегазоносность
Нагумановская площадь (Нагумановский лицензионный участок ООО «Газпром добыча Оренбург») находится в зоне бортового уступа нижнепермского возраста. На ней установлена продуктивность двух карбонатных пластов -А4 и Ру. Пласт А4 залегает в верхней части карбонатов башкирского яруса, которые перекрыты карбонатно-глинистыми породами московского яруса (толщина 9...17 м), являющимися зональной покрышкой. Нефтеносный пласт А4 вскрыт скв. 1 Нагумановская. Залежь контролируется небольшим поднятием амплитудой 18 м. Водонефтяной контакт (ВНК) - на отметке минус 4735 м. Запасы нефти категории С! 937/218 тыс. т (геолог./извлек.), растворенного газа - 54 млн м3 (извлек.). По результатам пробной эксплуатации залежи (1998-2001 гг.), добыты 9,4 тыс. т нефти и 2,8 млн м3 попутного газа [1].
В отложениях артинского яруса выделяются две пачки - нижняя карбонатная и верхняя сульфатная. Пласт Ру залегает в верхней части карбонатной пачки. Сложен трещиноватыми известняками. В пределах залежей УВС пористость коллекторов по керну - 6,0.13,4 %, проницаемость - 0,1.2,2 мД. Покрышкой для пласта Ру являются ангидриты сульфатной пачки.
На Нагумановской площади в пласте Ру выявлены четыре залежи УВС. Южный купол является валообразным поднятием по кровле карбонатной пачки. К нему приурочены две залежи - газоконденсатная и нефтяная. Акбулакский и Северо-Нагумановский купола при подсчете запасов УВС рассматривались как приразломные структуры (рис. 2).
Газоконденсатная залежь Южного купола изучена скв. 503, 1, 2, 3 и 25. Пластовая вода при их опробовании не получена. Не выделены водоносные пласты-коллекторы и по данным геофизических исследований скважин
(ГИС) [2]. Газоводяной контакт (ГВК) условно принят на отметке минус 4002,5 м. Высота залежи 145 м. Запасы газа по категории С; составляют 5805 млн м3, конденсата2 - 3367/872 тыс. т. По результатам пробной эксплуатации (19982012 гг.) добыты 159 млн м3 газа и 114 тыс. т конденсата. Начальные суточные дебиты скв. 2 и 3 составляли 120.140 тыс. м3/сут газа и 56.60 т/сут конденсата. Скв. 22 задана с целью перевода запасов свободного газа и конденсата Южного купола из категории С2 в категорию С1. Однако при ее опробовании вместо ожидаемого притока газа и конденсата получен приток нефти и воды. ВНК условно принят на отметке минус 4019,3 м. Высота залежи 60 м. Запасы нефти по категории С2 составляют 3310/662 тыс. т, растворенного газа -331/66 млн м3. При подсчете запасов принято, что нефтяная и газоконденсатная залежи купола сопрягаются через экранирующее тектоническое нарушение.
Нефтегазоконденсатная залежь Акбулак-ского купола вскрыта скв. 5. Ее запасы газа составляют 573 млн м3, конденсата - 251/65 тыс. т, нефти - 1693/291 тыс. т, растворенного газа - 406/70 млн м3. ГНК - на отметке минус 3825,0 м. По данным ГИС положение ВНК не установлено. Он условно принят на отметке минус 3913,0 м. Высота залежи - 163 м. По результатам пробной эксплуатации (9 месяцев 2006 г.) добыты 1327 тыс. м3 газа и 635 м3 конденсата. Нефтяная залежь Северного купола вскрыта скв. 508 и 511. Положение ВНК условно приято на отметке минус 3895,0 м. Высота залежи 82 м. Запасы нефти - 3518/605 тыс. т, растворенного газа - 844/145 млн м3. Запасы УВС куполов соответствуют категории С1.
Акобинская площадь (Акобинский лицензионный участок ООО «Газпром добыча Оренбург») находится в Предуральской некомпенсированной впадине. Здесь выявлены две газоконденсатные залежи, приуроченные к пласту А4. Он сложен тонко-мелкозернистыми известняками с пористыми пропласт-ками. Залегает в верхней части карбонатов башкирского яруса, перекрытых битуминозно-глинистыми карбонатными породами (мощность 7.12 м) московского яруса (покрышка). Средняя пористость пород-коллекторов -8,3.9,0 %, проницаемость - от 0,97
2 Здесь и далее в статье через косую черту указаны запасы УВС геологические/извлекаемые.
оа «б об
а б в
скважины, не вскрывшие карбонаты артинского яруса нижней перми (а), вскрывшие продуктивные (б) и непродуктивные (в) карбонаты, рекомендованные автором статьи (г)
верхние части (а) соляных гряд
(Ф -Акбулакской; ® - Новопавловской; ® - Куралинской; ® - Васильевской, © - Нагумановской) и куполов (© -Акбулакского), ихсклоны (б) и мульды (в)
соляной карниз
экранирующие тектонические нарушения в подсолевых карбонатах
начало склона бортового уступа нижнепермского возраста (зубчики направлены всторонусклона)
линия регионального восстания кровли карбонатной пачки артинского яруса в области бортового уступа
п-
/б
контуры залежей в карбонатах артинского яруса, по данным оперативного подсчета запасов Нагумановского НГКМ категорий С, (а) и С2 (б): газоконденсатная ((¡О)) и нефтяная ((Н)) Южного купола, нефтегазоконденсатная Акбулакского купола ((а)), нефтяная Северо-Нагумановского купола ((с))
[ положение сеисмогеолошческого разреза
Рис. 2. Нагумановская площадь. Элементы геологического строения и нефтегазоносность
до 4,78 мД. Открытые поры и мелкие каверны (0,1...0,3 см) приурочены к ооли-там, органическим остаткам и трещинкам. Образовались в результате выщелачивания [3]. Трещины разнонаправленные, субвертикальные и субгоризонтальные. Часть их заполнена темным углисто-битуминозным материалом.
Запасы газа (категория С!) залежи Центрального купола (скв. 171 и 172) -12691 млн м3, конденсата - 946/710 тыс. т. Положение ГВК - на отметке минус 5034,2 м. Высота залежи 60 м. Запасы газа Северного купола (скв. 173) - 1113 млн м3, конденсата -83/62 тыс. т. ГВК - на отметке минус 4980,7 м. Высота залежи 45 м. ГВК залежей определен по данным ГИС, в скв. 173 подтвержден результатами опробования.
Содержание сероводорода в газе залежей Нагумановского НГКМ - 5,3.6,9 %, Акобин-ского ГКМ - 3,0 %.
Притоки газа из карбонатов нижней перми получены в скв. 501, башкирского яруса -в скв. 495 Вершиновская и 161 Кзылобинская. Приток нефти получен из карбонатов артинско-го яруса в скв. 400. Признаки газоносности карбонатов артинского яруса отмечены в скв. 511 и 514 Нагумановских.
Оценка достоверности сейсмогеологических моделей Нагумановской площади
Особенности геологического строения Нагумановской площади обнародованы ранее [4-8]. В 1999 г. при анализе точности структурных построений по данным сейсморазведки МОГТ во внимание приняты результаты
бурения 13 скважин [6]. В последующем на площади пробурены еще 5 скважин. Повторно анализ точности структурных построений выполнен в 2021 г. [8].
Нагумановская площадь расположена в зоне нижнепермского карбонатного уступа (ассельский, сакмарский и карбонатная пачка артинского яруса) Волго-Уральской карбонатной платформы в крайней восточной части Соль-Илецкого свода. Высота уступа составляет 900 м; ширина - от 4,0 км до 5,5 км. Угол наклона поверхности карбонатных пород на его склоне достигает 9°...12°. В плане бортовой уступ имеет нелинейную форму (см. рис. 2). На запад от него мощность карбонатов нижней перми уменьшается до 650 м. К кровле карбонатной пачки артинского яруса приурочена отражающая граница (ОГ) Акп. В Предуральской впадине к востоку от Нагумановской площади отложения нижней перми представлены де-прессионными породами - глинистыми известняками с прослоями доломитов, мергелей и аргиллитов. Их мощность варьируется от 5 до 83 м.
Карбонаты нижней перми залегают на однотипных карбонатах девонско-среднекамен-ноугольного возраста. К кровле карбонатов
башкирского яруса приурочена ОГ Б; к подошве карбонатов и кровле, предположительно, терригенных отложений ордовика - ОГ О; к поверхности фундамента - ОГ Ф.
Перекрыты карбонаты нижней перми сульфатной пачкой артинского яруса и ангидритами филипповского горизонта кунгурско-го яруса. Мощность первой варьируется от 1 до 32 м. Мощность ангидритов над карбонатным уступом составляет 151.205 м, к западу от него уменьшается до 112.141 м. Над верхней частью склона уступа мощность ангидритов превышает 250 м (скв. 514), над средней - уменьшается до 146 м (скв. 520). В Предуральской впадине к востоку от Нагума-новской площади мощность ангидритов варьируется от 10 до 25 м. К кровле ангидритов приурочена ОГ Кн2.
Иренский горизонт кунгурского яруса сложен солями, в которых имеются пласты ангидрита и доломита. Мощность солей на Нагумановской площади меняется от 0 (скв. 506) до 3218 м (скв. 3). Это является следствием соляно-тектонических процессов. На площади проходит граница двух типов проявления соляной тектоники. Акбулакская соляная гряда является
е 1050 1000 950 900
0
^ . стратиграфические границы (»-опорные ОГ) | j | разлом
Литолошческие разности пород:
породы кристаллического фундамента терригенные породы ордовика карбонаты
карбонаты глинистые ангидриты
отложения соляных гряд, представленные преимущественно галитом
терригенныенадролевые Залежи УВС:
| | газоконденсатная
| | нефтяная
Рис. 3. Нагумановская площадь. График горного давления на абсолютную отметку минус 4008 м (а)
и сейсмогеологический разрез (б) по линии I-I
типичным соляно-тектоническим элементом Предуральской впадины. Ее простирание суб-меридианальное, протяженность превышает 50 км. Ширина гряды у ее основания - 6.8 км, у вершины - 1,5.2,5 км. Отметки вершины -минус 350.800 м. Западный склон круче восточного, местами он субвертикальный
Западнее Акбулакской гряды параллельно ей расположена соляно-тектоническая система, состоящая из Новоуспеновского купола, Нагумановской гряды и Акбулакского купола, а также Новопавловской гряды. Она имеет черты, характерные и для Предуральской впадины, и для Соль-Илецкого свода. К первым относятся преимущественно линейное суб-меридианальное простирание системы и характерное для впадины строение Новопавловской гряды, ко вторым - изолированность и округлые в плане формы Новоуспеновского и Акбулакского куполов. На последнем скв. 5 вскрыла соляной карниз. К кровле со-леносных отложений приурочена ОГ Кн.
Условия залегания осадочных отложений на Нагумановской площади иллюстрируются сейсмогеологическим разрезом по линии скважин (рис. 3).
Всего при изучении перспектив нефте-газоносности Нагумановской площади пробурены 18 скважин (табл. 1). По сейсморазве-дочным данным, полученным до 1988 г., пробурены 13. Погрешность прогноза ОГ Кн -минус 571 ± 727 м - является неприемлемой как по параметру систематической ошибки, так и по параметру дисперсии. Проблема в том, что от точности картирования ОГ Кн зависит достоверность реконструкции средних скоростей сейсмических волн до ОГ Акп (Кн2) и, следовательно, точность структурных построений по ней [6].
Погрешности прогноза ОГ Кн2 и Акп не являются случайными величинами. Скважины задаются на подсолевых поднятиях, закарти-рованных по данным сейсморазведки МОГТ. Часть из них не подтверждается. Поэтому
Таблица 1
Нагумановская площадь. Погрешности прогноза гипсометрии целевых отражающих горизонтов по данным сейсморазведки МОГТ: Дк - погрешность (разность фактических и прогнозных данных);
6р бн - дебиты газа и нефти соответственно
Скважина* Период бурения, гг. Кн Кн2 и Акп
Прогноз, м Факт, м Ак, м Прогноз, м Факт, м Дк, м
По данным сейсморазведки МОГТ 2D, выполненной до 1983 г. 503-Пр 1977-79 -700 -703 -3 -3680 Кн2 -3686 -6
504-П 1980-81 -600 -905 -305 -3620 Кн2 -3767 -147
520-П 1980-81 -2500 -2344 +156 -3600 Кн2 -4215 -615**
507-П 1980-82 -2200 -1420 +780 -3680 Кн2 -3751 -71
514-П 1981-82 -500 -991 -491 -3760 Кн2 -3679 +81
511-П 1981-82 -1500 -2555 -1055 -3760 Кн2 -3613 -132
509-П 1982-83 -2800 -3568 -768 Не вскрыты
508-П 1982-84 -2550 -3292 -742 -3790 Кн2 -3676 +114
516-П 1982-83 -3050 -3642 -592 Не вскрыты
512-П 1982-83 -2450 -3639 -1189 -3800 Кн2 -3644 +156
506-П 1983 -2700 -3860 -1160 -4040 Акп -4009 +31
По данным сейсморазведки МОГТ 2D 1985-1987 гг. 1-Пр 1993-96 -500 -2560 -2060 -3840 Акп -3953 -113
3-П 1996-98 -520 -513 +7 -3870 Акп -3892 -22
Погрешность: -571 ± 727 м Погрешность: -11 ± 106 м
По данным сейсморазведки МОГТ 2D и 3D 1997-2003 гг. 2-П 1998-00 -2573 -1407 +1166 -3938 Акп -3925 +13
22-Р 2010-11 -500 -409 +91 -3855 Акп -3971 -116
25-Р 2008-09 -500 -308 +192 -3855 Акп -3928 -73
5-П 2003-04 -700 -435 +265 -3580 Акп -3793 -213
6-П 2005-06 -3560 -3753 -193 -3695 Акп -3832 -137
Погрешность: +304 ± 512 м Погрешность: -105 ± 83 м
* Скважина: Пр - параметрическая, П - поисковая, Р - разведочная. ** При расчете средней погрешности значение не учтено.
■ продуктивные карбонаты (бг > 9,0 тыс. м3/сут, бн > 1,5 м3/сут); ■ непродуктивные карбонаты.
погрешность прогноза этих ОГ должна составлять минус несколько десятков метров. Реальная погрешность - минус 11 ± 106 м -соответствует случайному расположению скважин на картах, построенных по данным сейсморазведки МОГТ до 1983 г. Это свидетельствует о крайне низкой достоверности структурных построений.
Точность прогноза гипсометрии ОГ Кн по данным сейсморазведки МОГТ, выполненной в 1997-2003 гг., возросла несущественно - плюс 304 ± 512 м. Погрешность прогноза ОГ Акп - минус 105 ± 83 м - качественно соответствуют практике ГРР. Она имеет систематический характер. Но новые данные сейсморазведки МОГТ 2D и 3D не позволили получить приемлемую точность структурных построений. С такими погрешностями можно надеяться только на успешный поиск и разведку залежей нефти и газа, приуроченных к морфологически выраженным ловушкам, высота которых превышает 145 м (систематическая погрешность плюс '/2 стандартного отклонения).
Общий вывод. Нагумановская площадь и вся Нагумановско-Вершиновская зона характеризуются крайне неблагоприятными сейс-могеологическими условиями. Главный негативный фактор - контрастное проявление соляной тектоники. Это определяет низкую эффективность сейсморазведки МОГТ при поиске и разведке залежей нефти и газа в подсоле-вых карбонатах. Выполнение сейсморазведки МОГТ 3D не обеспечивает значимого повышения точности структурных построений по целевым отражающим границам.
Строение соленосной толщи и продуктивность подсолевых карбонатов
Со второй половины 1990-х гг. главный геофизик ОАО «Оренбургская ГЭ» В.М. Черваков неоднократно обращал внимание оренбургских геологов и геофизиков (устные сообщения) на одну закономерность на юге Оренбургской области: коэффициент удачи поисковых и разведочных скважин на нефть и газ, заданных в пределах соляных куполов и гряд, заметно выше, чем в компенсационных мульдах. Закономерность была замечена и геологами Института геологии Уфимского НЦ РАН В.М. Горожаниным и Е.Н. Горо-жаниной [9, 10]. Эти наблюдения интегрированы в разработанную ими геологическую
модель Нагумановско-Вершиновской зоны, основанную на результатах изучения керна и авторской интерпретации данных сейсморазведки МОГТ.
После накопления карбонатных отложений девонско-нижнепермского возраста и перекрывающих их соленосных отложений кунгурско-го яруса в регионе возникла субортогональная диагональная система разломов. По разломам в карбонатах произошло формирование горсто-видных структур, а над ними - соляных куполов и гряд. Горстовидные структуры, в пределах которых карбонаты имеют повышенную открытую трещиноватость, явились ловушками нефти и газа.
Наличие субортогональной диагональной системы разломов в регионе не обосновано с геодинамических позиций. Не имеется ее обоснования и по данным сейсморазведки МОГТ. Соляные гряды в Нагумановско-Вершиновской зоне в основном узкие и островершинные. Под ними не удается получить на временных разрезах непрерывные оси син-фазности волн, отраженных от акустически контрастных границ в подсолевых карбонатах. Это же относится к куполам. То есть любой вариант интерпретации волнового поля под со-ляно-тектоническими структурами даст малодостоверный результат.
Связь в регионе соляных куполов и гряд, месторождений УВС и выявленных по данным сейсморазведки МОГТ перспективных структур с субортогональной системой разломов отмечает и Е.А. Данилова [11]. Однако выделение на временных разрезах «присдвиго-вых цветковых структур» выполнено в «хаотическом» волновом поле под соляными куполами и грядами. То есть эти результаты интерпретации данных сейсморазведки МОГТ имеют невысокую достоверность.
Ю.А. Писаренко с соавторами [12, 13] рассмотрели особенности строения соленосных отложений кунгурского яруса и формирования соляно-тектонических структур. Отметили, что открытые месторождения нефти и газа в восточной части Соль-Илецкого свода и на сопредельных участках Предуральского прогиба находятся под соляными куполами и грядами. Предположили, что соляно-тектонические структуры и сформированные под ними месторождения связаны с особенностями проявления тектоники в подсолевых отложениях.
Таким образом, имеются обоснованные наблюдения, указывающие на связь продуктивности подсолевых карбонатов с соляно-текто-ническими структурами, и геологические модели, объясняющие это явление. Но последние базируются на результатах интерпретации данных сейсморазведки МОГТ, которые отличаются невысокой достоверностью.
Автором статьи выполнена количественная оценка связи продуктивности подсолевых карбонатов со строением соленосной толщи. Во внимание приняты 26 скважин Нагума-новско-Вершиновской зоны (табл. 2). Они разделены на три группы. Первая включает скважины, расположенные в верхних частях соляных куполов и гряд, оконтуренных изогипсой минус 800 м. Вторая и третья группы - скважины, вскрывшие склоны соляно-тектонических структур и расположенные в мульдах. В табл. 2 приведены и интервальные скорости сейсмических волн в соленосной толще. Они характеризуют степень ее обогащения ангидритами и доломитами. По этим данным, в разрезах всех скважин в соленосной толще резко доминирует галит. Принято, что нефтегазоносность подсолевых карбонатов достоверно установлена в скважинах, давших притоки газа более 9,0 тыс. м3/сут или нефти более 2,0 м3/сут.
В первой группе из 12 скважин продуктивность карбонатов установлена в 11 из них (92 %). Во второй из 8 скважин -в одной (13 %), в третьей из 6 скважин -в двух (33 %). Из 14 скважин, вскрывших склоны соляно-тектонических структур или мульды, продуктивность карбонатов установлена в трех (21 %). Таким образом, имеется четкая связь нефтегазоносности подсолевых карбонатов со строением перекрывающих их соленос-ных отложений. С высокой вероятностью (0,92) карбонаты продуктивны под верхними частями соляно-тектонических структур. Это статистический факт.
Под верхними частями соляно-тектони-ческих структур притоки флюидов (включая воду) получены с вероятностью 1. За их пределами притоки флюидов получены в четырех скважинах. Скв. 520 не опробована. В скв. 1 и 6 во внимание приняты только результаты опробования карбонатов нижней перми. Таким образом, в 9 скважинах при опробовании карбонатов притоков флюидов не получено, либо они мизерные. Вероятность получения
притока флюида в скважинах, расположенных на склонах соляно-тектонических структур и в мульдах, составляет 0,31. Это второй статистический факт.
Элементы геоплотностных моделей
Оценка плотности горных пород в пластовых условиях выполнена по разрезу параметрической скв. 501 Вершиновской. Во внимание приняты данные ГИС и результаты изучения керна. Средние плотности пород стратиграфических интервалов разреза составляют, г/см3: известняки Р^-аг - 2,68; С2Ь - 2,65; ангидриты РА - 2,77; терригенные отложения Р^ - 2,65; Р^ - 2,59; Mz - 2,44 [14]. Плотность надсолевых отложений (интервал 1200.4200 м) в разрезе скв. 1 Каинсайской (оренбургский сегмент Прикаспийской впадины), по данным ГИС, плавно возрастает от 2,20 до 2,50 г/см3. В интервале от 4200 м до подошвы надсолевых отложений (6067 м) плотность примерно постоянная - 2,50 г/см3. Очевидно, на глубине порядка 4200 м достигается максимальное гравитационное уплотнение глин [15]. Плотность соли в соляных куполах и грядах с учетом содержания в ней пропластков ангидрита и доломита - 2,20 г/см3 [16].
На Нагумановской площади при опоре на сейсмогеологическую модель выполнено моделирование гравитационного поля (ООО НПО «Нафтаком», 1997 г.). Подобрана плотность надсолевых отложений. Она меняется с глубиной линейно. Состав терриген-ных пород, слагающих стратиграфические интервалы разреза, примерно одинаковый. То есть возрастание плотности с глубиной связано с уплотнением отложений. Результаты оценки плотности надсолевых отложений по данным гравиразведки и разрезу скв. 501 практически совпали (рис. 4). Пониженная плотность надсолевых отложений в разрезе скв. 1 Каинсайской связана с их относительной удаленностью от Уральского орогена, что обусловливает меньшее содержание в нем пластов песчаника.
Исходя из приведенных данных при формировании геоплотностных моделей площадей Нагумановско-Вершиновской зоны до глубины 4100 м принято распределение плотности надсолевых отложений, оцененное по данным гравиразведки (линейное возрастание
Таблица 2
Нагумановско-Вершиновская зона. Строение соленосных отложений кунгурского яруса и продуктивность подсолевых карбонатов нижней перми и среднего карбона: бв - приток воды; кабс - абсолютная отметка; К - опробование в колонне; ИП - опробование испытателем пластов; ФБР - приток фильтрата бурового раствора; ИПТ - испытание пластов на трубах
Скважина Глубина кровли солей, м Мощность солей, м Пластовая скорость, м/с Результаты опробования подсолевых карбонатов
3 Нагумановская 660 3214 4630 Р1аг: К, бг = 300.350 тыс. м3/сут
5 Нагумановская 588 1621 4796 Р1аг: К, бг = 11,5 тыс. м3/сут, бн = 3 м3/сут
2843 935 4921
22 Нагумановская 574 3389 4566 Р1аг: К, бн = 1,3.2,4 м3/сут, бв = 1,0.2,5 м3/сут
25 Нагумановская 500 3430 4629 Р1аг: К, бг = 14,0.73,0 тыс. м3/сут
503 Соль-Илецкая 842 3000 4615 Р1аг: К, бг = 83,4.120,5 тыс. м3/сут
Вскрыта верхняя часть Р^+аг: К, бв = 8.9 м3/сут;
495 Вершиновская 750 4200 4487 С2Ь: ИП, бг = 26 тыс. м3/сут, бв = 4,5.148,8 м3/сут
и куполов (кабс кровли солей > минус 800 м) 171 Акобинская 248 4873 4623 С2Ь: К, бг = 36,7 тыс. м3/сут; ИП, бг = 41,6 тыс. м3/сут
172 Акобинская 518 4646 4591 С2Ь: К, бг = 30,0.283,0 тыс. м3/сут, бв = 2,6.61,0 м3/сут
888 1275 4570 Р1аг+С2Ь: ИП, бг = 1,5 тыс. м3/сут;
173 Акобинская* 3406 1692 4793 С2Ь: К, бг = 40,0 тыс. м3/сут, бв = 1,2.2,8 м3/сут
174 Акобинская 539 4619 4582 Р1а+С2Ь: ИП, ФБР = 9,5 м3/сут, К, бв = 6,2 м3/сут
161 Кзылобинская 497 4477 4559 Р1аг+С2Ь: ИПТ, бг = 10,6 тыс. м3/сут
400 Новопавловская 589 2985 4628 Р1аг: бн = 9,2 м3/сут
Из 12 скважин продуктивность карбонатов установлена в 11 (92 %)
1 Нагумановская** 2713 1225 - Р1аг: ИП, ФБР = 0,36 м3 с газом; С2Ь+С2уг: К, бн = 122,8 м3/сут
Вскрыты склоны 2 Нагумановская 1553 2365 4702 Р1аг: К, бг = 64,7.104,5 тыс. м3/сут
504 Нагумановская 1046 2865 4823 Р1аг: К, приток флюида не получен
соляных гряд 507 Нагумановская 1552 2335 4958 Р1аг: К, приток флюида не получен
и куполов (кабс. кровли 511 Нагумановская 2730 1058 4921 Р1аг: ИП, бг = 1.5 тыс. м3/сут, бн не замерен
солей < минус 800 м) 514 Нагумановская 1167 2690 4598 Р1аг: ИП, ФБР с газом
520 Нагумановская 2499 1872 4644 Не опробована
162 Кзылобинская 1360 3367 4526 С2Ь: ИП, бв = 150 м3/сут
Из 8 скважин продуктивность карбонатов установлена в одной (13 %)
6 Нагумановская - - - Р1аг: ИП, ФБР = 40 л С2Ь: ИП, бв = 5,1 м3/сут
506 Нагумановская - - - Р1аг: ИП, приток флюида не получен
508 Нагумановская 3450 384 4571 Р1аг: К, бн = 4,8.24,0 м3/сут
Расположены 512 Нагумановская - - - Р1аг: ИП, приток флюида не получен
в мульдах 501 Вершиновская - - - Р^+агШ: ИП, бг = 9,5 тыс. м3/сут; С2Ь+Р^+аг: К, бв = 2,3.9,8 м3/сут
150 Корниловская - - - Р1аг+С2Ь: ИП, приток флюида не получен; С^+С^к: ИП, бв = 0,8 м3/сут
Из 6 скважин продуктивность карбонатов установлена в двух (33 %)
* Скважины, вскрывшие соляной карниз.
** Приток нефти из карбонатов С2Ь+С2уг во внимание не принят.
■ продуктивные карбонаты (бг > 9,0 тыс. м3/сут, бн > 2,0 м3/сут); непродуктивные карбонаты
s 0 «
Ч Mz
p3t
P 2kzV
нОн плотности стратиграфических интервалов разреза параметрической скв. 501 Вершиновской [14]: точка соответствует среднему значению параметра, отрезком показано стандартное отклонение
— плотность отложений, по данным моделирования гравитационного поля на Нагумановской площади
(ООО НПО «Нафтаком», 1997 г.)
— плотность отложений ниже глубины 4100 м, принятая
при формировании геоплотностных моделей
2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8
г/см3
Рис. 4. Нагумановско-Вершиновская зона. Плотности надсолевых терригенных отложений,
по данным бурения и гравиразведки
2
3
4
5
плотности терригенных пород) ниже с учетом плотности отложений казанского яруса в разрезе скв. 501 (см. рис. 4).
На Нагумановской площади по профилю I-I сформирована модель распределения в интервалах разреза плотностей горных пород. Плотность карбонатов артинского яруса принята равной 2,68 г/см3; ангидритов филип-повского горизонта - 2,77 г/см3; солей иренско-го горизонта - 2,2 г/см3. Сульфатная пачка ар-тинского яруса сложена ангидритами и доло-митизированными известняками. Ее мощность в разрезах скважин по профилю варьируется от 21 до 32 м, средняя - 26 м. Плотность пачки принята такой же, как и у ангидритов филип-повского горизонта.
Мощность терригенных отложений кайнозоя в разрезах скважин по профилю I-I варьируется от 0 до 28 м, средняя - 13 м. Этот интервал разреза в плотностной модели не учтен. Принято, что отложения мезозоя выходят на поверхность земли. Средняя плотность толщи надсолевых отложений (PjU+Mz) в разрезах скважин рассчитана по графику, приведенному на рис. 4. Она меняется от 2,34 (скв. 3) до 2,48 г/см3 в бессолевой мульде (скв. 506). Альтитуды ротора скважин по профилю I-I меняются от 139 до 157 м. Средняя - 148 м. Горное давление по разрезам скважин рассчитано до отметки минус 4008 м (кровля карбонатной пачки артинского яруса в разрезе скв. 506). Результаты приведены на рис. 3 (см. ранее). От границы бессолевой
мульды, вскрытой скв. 506, до наиболее высокой части Акбулакской гряды расстояние составляет 3,0 км. Здесь фиксируется максимальный горизонтальный градиент горного давления - 106 кг/см2 (36 кг/см2 на 1 км), что составляет примерно 10 % от горного давления в районе скв. 506.
Высота бортового уступа нижнепермского возраста по профилю I-I составляет 900 м. Он перекрыт сульфатной пачкой и ангидритами филипповского горизонта. В разрезе скв. 503 суммарная мощность этих двух интервалов округленно равна 190 м. В Предуральской впадине уступу соответствуют его депрессионные аналоги, которые перекрыты ангидритами филипповского горизонта. Мощности этих интервалов приняты равными 25 м. Компенсирован уступ солями. Бортовой уступ, перекрытый ангидритами, обеспечивает горное давление на нижележащие отложения 275 кг/см2, за его пределами давление на кровлю допермских отложений - 242 кг/см2. Горизонтальный градиент -6,0.8,3 кг/см2 на 1 км.
На Акобинской площади скв. 150 находится в бессолевой мульде. Горное давление на кровлю подсолевых отложений (отметка минус 5069 м) - 1318 кг/см2. В разрезе скв. 171 на эту отметку давление составляет 1151 кг/см2. Максимальный горизонтальный градиент горного давления под склонами Сагарчинской гряды составляет примерно 130 кг/см2 на 1 км.
Общий вывод. В Нагумановско-Вершинов-ской зоне верхней части подсолевых карбонатов соответствуют гигантские горизонтальные градиенты горного давления, обусловленные особенностями строения перекрывающей со-леносной толщи.
Формирование структурно-гравитационных ловушек
В прошлом на участке пластового залегания соленосной толщи по каким-то причинам инициировалось формирование соляного купола или гряды. Осадочные отложения, включая подсолевые карбонаты, из устойчивого состояния (в контексте распределения в них горного давления) перешли в динамически неустойчивое. При развитии соляных структур увеличивались горизонтальные градиенты давления на кровлю карбонатов. При достижении определенных значений начался процесс их упруго-вязкой деформации. Под соляными структурами по кровле карбонатов сформировались поднятия, частично компенсирующие градиенты горного давления. Под соляными куполами они имеют куполовидную форму и являются локальными ловушками УВС. Под грядами форма поднятий валообразная. Седловинами, соответствующими пониженным участкам залегания кровли гряд, они фрагментируются (за счет меньшего горного давления) на локальные ловушки. Природа локальных ловушек в карбонатах такая же, как у соляных куполов, гряд и мульд, - структурно-гравитационная. Избыточные напряжения при упруго-вязкой деформации карбонатов частично снимались их разрушением с образованием трещин [17]. В зоны повышенной открытой трещиноватости мигрировали углеводороды [18], формируя залежи нефти и газа.
Поисковые признаки перспективных с точки зрения наличия нефти и газа структурно-гравитационных ловушек простые: они находятся под соляными куполами и наиболее высокими частями гряд, а также под крайними частями последних со стороны регионального или зонального восстания кровли подсоле-вых карбонатов. При этом нет необходимости обращаться к гипотетическим факторам, сформировавшим закартированные соляно-тектони-ческие структуры. Зоны повышенной открытой трещиноватости карбонатов приурочены к соляным куполам и участкам гряд, имеющих новейшую активность.
Существуют инструменты числового моделирования процесса формирования структурно-гравитационных ловушек УВС на площадях с контрастным проявлением соляной тектоники [17-21]. Его выполнение в Нагумановско-Вершиновской зоне - задача будущего.
Далее приведены результаты изучения керна и разрезов скважин Нагумановско-Вершиновской зоны, свидетельствующие об упруго-вязкой деформации и растрескивании карбонатов.
1. Трещиноватость в карбонатах имеет тектоническую природу: является следствием их хрупких деформаций. Характер трещин указывает на то, что порода подвергалась сжатию или растяжению.
2. В карбонатах имеется субгоризонтальная трещиноватость. Ее характерные особенности указывают на развитие деформаций породы в горизонтальных направлениях.
3. На Нагумановской площади выявлены зоны дробления и трещиноватости карбонатов, а также наличие в них зеркал скольжения.
4. На Акобинской площади распределение проницаемых и плотных карбонатов связано с циркуляцией пластовых вод, обусловленной распределениями напряжений сжатия.
5. Образцы керна из скв. 22 спустя две-три недели после их извлечения из горной породы саморазрушались.
6. При бурении на Нагумановской площади скв. 2 отмечено разрушение стенок ее ствола в карбонатной части разреза (вывалы породы) вплоть до того, что данные акустического каротажа и микрозондов признаны недостоверными.
7. В разрезах скв. 1 и 501 по данным ГИС выделены зоны аномально высоких поровых давлений (АВПоД) [22].
8. На Нагумановской площади в водоносных пластах подсолевых карбонатов замерено пластовое давление. В скв. 1 коэффициенты его аномалийности - 1,194 (C2b) и 1,136 (D3fm), в скв. 2 - 1,116 (Pja) [23]. В скв. 3 давление ниже гидростатического, коэффициент анома-лийности - 0,94 (C2b).
9. Ни для одной из четырех залежей Нагу-мановского НГКМ положения ГВК или ВНК достоверно не установлены. Можно осторожно предположить, что они являются запечатанными в зонах развития в карбонатах открытой трещиноватости и вторичной пористости.
По результатам исследований керна из скважин Нагумановско-Вершиновской зоны В.М. Горожанин с соавторами [9] выявили признаки деформации карбонатов (см. пп. 1-5), свидетельствующие, по их мнению, о наличии под соляными куполами и грядами горстовид-ных структур. Эти признаки не только соответствуют упруго-вязкой деформации верхней части подсолевых карбонатов горизонтальными градиентами горного давления, но прямо и непосредственно ее подтверждают.
Явление, описанное в п. 5, объяснено избыточным давлением газа в микротрещинах породы [9], в п. 6 - аномально высокими давлениями флюидов в запечатанных порах (ООО «ВолгоУралНИПИгаз»). Зоны АВПоД в надсолевых отложениях (см. п. 7) связаны с уплотнением глин. Но зоны АВПоД выделены и в разрезах подсолевых карбонатов. Их связь с уплотнением глин исключается. АВПоД в запечатанном пустотном пространстве карбонатов (см. пп. 5-7) является следствием их упруго-вязкой деформации.
Пластовые воды карбонатов нижней перми и карбона (московско-артинский и визейско-башкирский водоносные комплексы) юго-востока Волго-Уральской карбонатной платформы относятся к крепким рассолам хлор-кальциевого типа. На Нагумановской площади притоки воды из карбонатов нижней перми получены в скв. 22 и 504. Ее плотность - 1,148 г/см3. На Акобинской площади пластовая вода из карбонатов башкирского яруса получена в скв. 172, 173 и 174 (плотность - 1,146.1,154; 1,150 и 1,139.1,141 г/см3 соответственно). Плотность приконтурных вод среднекаменноугольно-нижнепермских карбонатов на Копанском НГКМ - 1,157.1,166 г/см3, на Оренбургском НГКМ - 1,170 г/см3 (среднее значение). Для расчета нормального гидростатического давления в карбонатах артинского яруса на Нагумановской площади и башкирского на Акобинской принята плотность рассола, равная 1,155 г/см3.
Пластовые давления в водоносных пластах в скв. 1 и 2 примерно соответствуют плотности рассолов карбонатов - 1,155 г/см3. Аномально низкое пластовое давление в разрезе скв. 3 связано с приуроченностью водоносного пласта к зоне растяжения карбонатов. Давления в газо-конденсатной залежи Южного (замерено в скв. 1, 2, 3, 25, 503) и нефтегазоконденсатной залежи Акбулакского (скв. 5) куполов Нагумановского
НГКМ соответствуют гидростатическому при плотности рассола 1,155 г/см3. Об этом же свидетельствуют достоверно оцененные давления в газоконденсатной залежи Центрального купола Акобинского ГКМ (скв. 171 и 172).
В нефтегазоконденсатной залежи Северного купола Нагумановского НГКМ в скв. 508 давление ниже гидростатического. Коэффициент аномалийности 0,93. В скв. 511, вскрывшей эту же залежь, давление несколько выше гидростатического, соответствует плотности пластовой воды 1,2 г/см3. При ее опробовании получен кратковременный приток газа дебитом 49 тыс. м3/сут, в дальнейшем снизившийся до 1.5 тыс. м3/сут [5]. Возможно, скв. 508 находится в зоне растяжения карбонатов, а скв. 511 - в зоне их сжатия (следствия их упруго-вязкой деформации). В первом случае их пустотное пространство увеличивается, что приводит к падению давления пластовых флюидов, во втором - пустотное пространство уменьшается с соответствующим эффектом.
Давление в продуктивном разрезе скв. 22 ниже гидростатического. Средний коэффициент аномалийности, по результатам трех опробований, 0,90. Получены нефть и вода. Похоже, что скв. 22 находится в зоне растяжения карбонатов, возрастания в них пустотного пространства и падения давления флюида. В районе скв. 22 в коллекторы, первоначально заполненные нефтью, внедрилась вода. Это и показали результаты опробования.
Следует отметить, что аномалии давлений в продуктивных и водоносных коллекторах карбонатов могут быть связаны с некачественными замерами.
Перспективы нефтегазоносности
При уточнении перспектив нефтегазоносности Нагумановской площади во внимание приняты дополнительные критерии: поисковые признаки структурно-гравитационных ловушек УВС, региональный наклон кровли подсолевых карбонатов и наличие бортового уступа нижнепермского возраста. По данным бурения, глубина залегания кровли карбонатной пачки артинско-го яруса увеличивается вдоль бортового уступа с севера на юг. Между скв. 400 и 6 градиент падения составляет 19,2 м/км, между скв. 6 и 22 -8,7 м/км. Верхняя часть бортового уступа морфологически выражена: с востока ограничена его склоном, а с запада - сокращением мощности карбонатов нижней перми. Эти два фактора
внесли вклад в формирование ловушки, контролирующей газоконденсатную залежь Южного купола и ловушек нефтяных залежей, вскрытых скв. 22 и 400. Их тип тектоно-гравитационно-морфологический ( I IМ). Исходя из этого верхняя часть уступа является наиболее благоприятной для расположения поисковых и разведочных скважин. При этом нужно учитывать относительно высокую неопределенность прогноза гипсометрии кровли карбонатов в зоне уступа. Рекомендованные скважины могут оказаться в пределах его склона (гипсометрически ниже продуктивных карбонатов).
По данным моделирования гравитационного поля (ООО НПО «Нафтаком», 1997 г.), скв. 22 расположена в седловине между двумя поднятиями кровли Акбулакской гряды, ось которой в этом месте имеет ундуляцию. На этом основании между скв. 25 и 22 можно прогнозировать прогиб по кровле карбонатов артин-ского яруса. Он ограничивает вскрытые ими залежи. В разрезе скв. 22 высота залежи нефти составляет 60 м. По градиенту падения кровли карбонатов ВНК находится примерно на 7 км южнее нее. К югу от скв. 22, по данным грави-разведки, прогнозируется поднятие по кровле гряды. На этих основаниях рекомендуется бурение здесь поисковой скв. 1 (см. рис. 2). С высокой вероятностью она вскроет нефтяную залежь, открытую скв. 22.
Газоконденсатная залежь Южного купола приурочена к ТГМ ловушке. Положение рекомендуемой скв. 2 (разведочная или эксплуатационная) соответствует дополнительным критериям. С высокой вероятностью она вскроет северную часть залежи.
Скв. 514 вскрыла склон бортового уступа и не характеризует гипсометрию его верхней части. Под локальным поднятием Акбулакской гряды по дополнительным критериям прогнозируется ТГМ ловушка, не опоискован-ная бурением. Перспективы ее газоносности подтверждаются результатами опробования скв. 514 (ФБР с газом). Задачу опоискования ТГМ решит скв. 3.
Под Акбулакским куполом по ОГ Акп закартирована одноименная структура (МОГТ 2D, ОАО «Оренбургская ГЭ», 2003 г.). Ее южная часть в плане совпадает с контурами купола. Скв. 5 подтвердила наличие продуктивной ловушки, но вскрыла ОГ Акп на 213 м ниже прогнозируемого положения. При оперативном подсчете запасов
принято, что ловушка является приразлом-ной. Однако прогноз разлома имеет невысокую достоверность. На основе обозначенных выше поисковых признаков тип ловушки следует идентифицировать как тектоно-гравитационный. Скв. 5 вскрыла соляной карниз, а под ним 1222 м терригенных отложений, т.е. ее разрез не характеризует горное давление под центральной частью купола. Там оно будет ниже. На этом основании самая высокая часть тектоно-гравитационной ловушки прогнозируется севернее скв. 5. Рекомендуемая поисковая скв. 4 с высокой вероятностью вскроет нефтегазоконденсат-ную залежь Акбулакского купола, причем гипсометрически выше, чем в скв. 5.
Новопавловская структура закартиро-вана по ОГ Акп под одноименной грядой (МОГТ 2D, ОАО «Оренбургская ГЭ», 2003 г.). Скв. 400 расположена на ее южной периклина-ли. Размеры структуры по замкнутой изогип-се минус 3600 м - 1,2*3,0 км, высота - 75 м. Ее тип - ТГМ. Точка заложения рекомендуемой поисковой скв. 6 соответствует дополнительным критериям.
Восточнее Нагумановского НГКМ в Пред-уральской впадине под бурение подготовлена структура Веселая. Ее ресурсы нефти по категории D0 составляют 29323/11729 тыс. т. Структура находится в мульде между Акбулак-ской и Песчаной грядами. Вероятность получения при опробовании поисковых скважин притока УВС - 0,21 (см. табл. 2).
На Акобинской площади пробурены шесть скважин (рис. 5). Скв. 60 Карасайская подсоле-вые карбонаты не вскрыла. Залежи Акобинского ГКМ находятся под Сагарчинской соляной грядой. Ее простирание меридиональное, длина -51,0 км, ширина в верхней части - до 8,0 км. Самая верхняя часть гряды, по данным сейсморазведки МОГТ 3D, оконтурена изогипсой минус 100 м. По данным моделирования гравитационного поля (ООО НПО «Нафтаком», 2003 г.), в верхней части гряды выделяются три купола. Однако моделирование базировалось на данных сейсморазведки МОГТ 2D и выполнено до бурения скважин.
Северный купол Акобинской структуры по ОГ Б приурочен к северной части Сагарчинской гряды. Генетически он является структурно-гравитационной ловушкой. При подсчете запасов Акобинского ГКМ принято, что Центральный купол структуры с севера ограничен прогибом
по ОГ Б. Скорее всего, он связан с особенностями строения верхней части Сагарчинской гряды, т.е. Центральный купол, предположительно, тоже является структурно-гравитационной ловушкой. Для дальнейшего изучения залежей Акобинского ГКМ рекомендуется пробурить две разведочные скважины.
Скв. 174 задана на прогнозируемом Южном куполе Акобинской структуры по ОГ Б. Его наличие не подтверждено. Градиент падения на юг кровли карбонатов башкирского яруса между скв. 173 и 171 составляет 5,0 м/км, между скв. 173 и 174 - 8,8 м/км. Скв. 174 вскрыла кровлю карбонатов башкирского яруса на 27 м ниже ГВК залежи Центрального купола. Расстояние между двумя последними скважинами - 6 км. При учете градиента между скв. 173 и 171 можно было прогнозировать высокие риски того, что скв. 174 окажется за пределами залежи. На этом примере демонстрируется важность учета регионального градиента гипсометрии кровли продуктивных отложений при обосновании точек заложения поисковых и разведочных скважин.
При опробовании скв. 174 из карбонатов башкирского яруса получен приток воды дебитом 6,2 м3/сут. Скв. 171, 172 и 173 расположены на морфологически выраженном поднятии по поверхности земли, соответствующем Сагарчинской гряде. Альтитуды их роторов составляют 183.212 м. Альтитуда ротора скв. 174 составляет 160 м, т.е. она находится за пределами поднятия, соответствующего активной части гряды, и в подсолевых карбонатах не развита высокая открытая трещинова-тость. Это и показал низкий дебит воды.
По результатам переобработки данных сейсморазведки МОГТ 3D по восточной части Нагумановско-Вершиновской зоны площадью 1200 км2 (ОАО «Оренбургская ГЭ», 2015 г.) уточнена ее сейсмогеологическая модель. Подсчет запасов Акобинского ГКМ базировался на ранее существующей модели, уточненной по результатам бурения скв. 174. Модель 2015 г. имеет одну особенность: по подсолевым карбонатам выделена система разломов, соответствующих крутым склонам соляных гряд. Представляется, что разрывы корреляции на временных разрезах осей синфазности сейсмических волн, приуроченных к отражающим границам в карбонатах, связаны с особенностями распределения скоростей в соленосной толще и терри-генных отложениях мульд. Ниже рассмотрены
скважины, не вскрывшие карбонаты башкирского яруса среднего карбона (а), вскрывшие продуктивные (б) и непродуктивные (в) карбонаты,
рекомендованные автором статьи (г)
верхние части соляных куполов и гряд (а), ихсклоны (б) и мульды (в)
соляной карниз
линия регионального восстания кровли карбонатной пачки артинского яруса в области бортового уступа
контуры залежей нефти и газа в карбонатах башкирского яруса, по данным оперативного подсчета запасов
Соляные гряды: _ - Сагарчинская
(2) - нижняя часть склона Кызылобинской
(АС), (Яц) - залежи Акобинского ГКМ Северного (АС) и Центрального (АЦ) куполов по ОГ Б
Рис. 5. Акобинская площадь. Элементы геологического строения и нефтегазоносность
локальные нефтегазоперспективные объекты модели 2015 г. Ресурсы УВС пласта А4 приведены по категории D0.
Скв. 161 вскрыла газоконденсатную залежь в карбонатах башкирского яруса, расположенную в пределах верхней части Кызылобинского соляного купола. Его размеры по изогипсе минус 800 м составляют 3,2*8,6 км. Самая верхняя часть оконтурена изогипсой минус 100 м. Под куполом по ОГ Б закартирована антиклинальная структура. Ресурсы газа - 1756/1733 млн м3, конденсата - 129/97 тыс. т. В наших терминах это структурно-гравитационная ловушка. Для ее опоискования рекомендуется пробурить поисковую скважину.
Южнее скв. 174 по ОГ Б закартирована Южно-Акобинская структура. Ресурсы газа -5913/5837 млн м3, конденсата - 435/326 тыс. т. Специалистами ОАО «Оренбургская ГЭ» рекомендовано опоисковать ее бурением. Структура находится под локальным поднятием по кровле Сагарчинской гряды. Здесь возможно наличие структурно-гравитационной ловушки. Но при учете регионального падения кровли карбонатов башкирского яруса в южном направлении высота приуроченной к ней залежи УВС будет небольшой.
Западнее Акобинского ГКМ закартиро-ван Западный купол, восточнее и южнее -структуры Корниловская, Северо-Корни-ловская и Ушкуновская. Их суммарные ресурсы газа - 42580/42026 млн м3, конденсата -3134/2350 тыс. т. Эти перспективные объекты находятся в бессолевых мульдах. По статистике (см. табл. 2), вероятность получения при опробовании поисковых скважин на этих объектах притока пластового флюида составляет 0,31; УВС - 0,21. С учетом результатов бурения скв. 150 (пластов-коллекторов в карбонатах башкирского яруса не выделяется) объекты следует классифицировать как малоперспективные. Опоисковывать их бурением не рекомендуется.
На Вершиновской площади склон Волго-Уральской карбонатной платформы имеет сложное строение. Выделены уступ средне-верхнедевонского и локальные постройки визейско-башкирского и нижнепермского возрастов [4]. Скв. 501 находится в бессолевой мульде, скв. 495 - в верхней части Вершиновского соляного купола. Его размеры по длинной оси северо-восточного простирания составляют 14,0 км, ширина - до 8,0.10,0 км. Самая верхняя часть оконтурена изогипсой минус 250 м. На площади по ОГ Б закартирована морфологически выраженная локальная органогенная постройка, оконтуренная изогипсой минус 5050 м - Южно-Вершиновская структура (МОГТ 3D, ООО «ГСД», 2011 г.). Ее высота - 200 м. Скв. 495 находится на ее склоне. Предполагается, что она вскрыла периферийную часть газоконденсатной залежи, приуроченной к карбонатам башкирского яруса. ГВК принят на отметке минус 4935 м. Ресурсы газа Южно-Вершиновской структуры составляют 7,3 млрд м3, конденсата - 0,73 млн т (категория D0). Точка заложения поисковой скв. 1-П рекомендована в 1,5 км к северо-северо-востоку от скв. 495 в пределах верхней части Вершиновского соляного купола. По нашим критериям, коллекторские свойства карбонатов башкирского яруса будут не хуже, чем в разрезе скв. 495.
Технология картирования структурно-гравитационных ловушек
Точки заложения рекомендованных поисковых и разведочных скважин носят иллюстративный характер. Предварительно должно быть выполнено картирование структурно-гравитационных ловушек по особенностям строения
соляно-тектонических структур. Это можно сделать по комплексу данных бурения, сейсморазведки МОГТ, гравиразведки и специальной геоморфологической съемки.
Специалисты ООО НПО «Нафтаком» на площадях Нагумановско-Вершиновской зоны выполнили моделирование гравитационного поля на основе структурных построений по данным сейсморазведки МОГТ. Однако полученные ими результаты имеют систематические погрешности. При наличии регионального градиента гравитационного поля прогнозное положение соляно-тектонических структур смещается относительно данных сейсморазведки.
Инновационная технология интерпретации данных гравии- и сейсморазведки МОГТ - сейсмогравиметрическое моделирование - реализована ООО «ТНГ-Казань-геофизика» на Ирекском лицензионном участке ООО «Газпром добыча Оренбург» (оренбургский сегмент Предуральского прогиба). При моделировании подбираются физические и структурные параметры среды таким образом, чтобы рассчитанный суммарный гравитационный эффект от картируемых объектов совпал (в заданных пределах точности) с наблюденным полем. Структурная модель площади задается по данным сейсморазведки МОГТ при опоре на результаты бурения. Основные структурные поверхности - рельеф, подошва неоген-четвертичных отложений, отражающие горизонты. При прогнозе и картировании структурно-гравитационных ловушек по этой технологии должны решаться две главные задачи - картирование особенностей строения верхних частей соляно-тектоничес-ких структур и расчет горного давления и его горизонтальных градиентов на заданные гипсометрические уровни. Для ее реализации в Нагумановско-Вершиновской зоне необходимые данные имеются.
На первом этапе по данным гравиразвед-ки необходимо получить предварительные гео-плотностные модели строения верхних частей соляно-тектонических структур. Они должны быть учтены при интерпретации данных сейсморазведки (при идентификации ОГ Кн). Второй этап - собственно сейсмогравиметри-ческое моделирование. На третьем этапе необходимо проработать варианты идентификации ОГ Акп и Б под соляно-тектоническими структурами на основе результатов моделирования характеристик их верхней части.
Зоны с повышенной открытой трещи-новатостью подсолевых карбонатов соответствуют соляно-тектоническим структурам или их участкам, имеющим современную активность. Структурно-геоморфологические поисковые признаки последних по натурным наблюдениям, картам и космофотоснимкам: поднятия в рельефе округлой или вытянутой формы; радиально расходящиеся русла ручьев и временных водотоков от центральных частей активных структур; плавные изгибы рек, ручьев и временных водотоков на их краях; короткие овраги с вторичным врезом или (и) с висячим устьем. Активным соляно-тектоническим структурам могут соответствовать новейшие тектонические нарушения по надсолевым отложениям. Их поисковые признаки - линеамен-ты на космофотоснимках и спрямленные русла водотоков.
Общий вывод и рекомендации
Можно ли в Нагумановско-Вершиновской зоне повысить достоверность геолого-геофизических моделей нефтегазоперспективных объектов? Да. Для этого имеются:
• статистические факты, указывающие на связь нефтегазоносности подсолевых карбонатов с особенностями строения соляно-текто-нических структур;
• модель формирования структурно-гравитационных ловушек, подкрепленная результатам бурения;
• технология, позволяющая картировать структурно-гравитационные ловушки в подсо-левых карбонатах;
• необходимые для ее реализации данные бурения, сейсморазведки МОГТ и грави-разведки;
• возможность выполнения специальной геоморфологической съемки.
Объем запасов УВС Нагумановско-Вершиновской зоны должен обеспечить рентабельность их добычи при учете затрат на строительство газо- и нефтепроводов до инфраструктуры Оренбургского НГКМ с тем, чтобы поставлять продукцию на Оренбургский газоперерабатывающий завод. Длина трубопроводов от Акобинского ГКМ через Нагумановское НГКМ - более 120 км. Чем выше запасы УВС, тем рентабельней будет их добыча. В связи с этим в зоне необходимо продолжить ГРР. При этом повышение достоверности геолого-геофизических моделей нефтегазоперспек-тивных объектов является крайне актуальным. Очередной этап ГРР в Нагумановско-Вершиновской зане рекомендуется начать с выполнения тематической работы: «Уточнение перспектив нефтегазоносности Нагумановско-Вершиновской зоны на основе сейсмограви-метрического моделирования».
Рекомендуется выполнить количественную оценку связи продуктивности подсоле-вых карбонатов со строением соленосной толщи на площадях Волго-Уральской провинции и Прикаспийской впадины с контрастным проявлением соляной тектоники. В случае подтверждения статистических фактов, установленных в Нагумановско-Вершиновской зоне, откроются перспективы значимого повышения достоверности геолого-геофизических моделей объектов, перспективных с точки зрения присутствия нефти и газа, а также геолого-промысловых моделей разрабатываемых месторождений.
Список литературы
1. Назыров М.Р. Выбор и обоснование проектных решений при освоении Нагумановского НГКМ / М.Р. Назыров, В.Д. Шуэр,
С.В. Еремеева и др. // Нефтепромысловое дело. - 2007. - № 6. - С. 63-65.
2. Багманова С.В. Уточнение запасов Южного купола Нагумановского месторождения
на основе новой трехмерной цифровой геологической модели / С.В. Багманова, М.П. Трифонова, З.И. Зенкина // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 8. -С. 28-31.
3. Кутеев Ю.М. Акобинское месторождение. Уточнение геологической модели по новым результатам ГРР / Ю.М. Кутеев, Т.В. Силагина,
B.А. Тюхтина // Нефтепромысловое дело. -2011. - № 8. - С. 31-36.
4. Политыкина М.А. Особенности строения подсолевых карбонатов на Вершиновском участке / М.А. Политыкина, А.М. Тюрин,
C.В. Багманова // Нефтепромысловое дело. -2011. - № 8. - С. 39-45.
5. Политыкина М.А. Уточнение сейсмогеологической модели Нагумановского нефтегазоконденсатного месторождения / М.А. Политыкина, М.П. Трифонова, С.В. Багманова // Карбонатные резервуары: материалы 2-й Тематической научно-практической конференции ЕАГО. - М.: Евро-Азиатское географическое общество, 2016. - С. 60-63.
6. Тюрин А.М. Ретроспективный анализ точности структурных построений на площадях
со сложными сейсмогеологическими условиями (на примере Нагумановской площади) / А.М. Тюрин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1999. - № 11. - С. 18-24.
7. Тюрин А.М. Геолого-геофизическая модель бортового уступа юга Предуральского прогиба (на примере Нагумановской площади) /
А.М. Тюрин // Геология и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области/под. ред. А.С. Пантелеева, Н.Ф. Козлова. - Оренбург: Оренбургское книжное изд-во, 1999. -С. 146-151.
8. Тюрин А.М. Эффективность сейсморазведки МОГТ на Нагумановской площади /
A.М. Тюрин // Региональные проблемы геологии, географии, техносферной
и экологической безопасности: материалы III Всерос. науч.-практ. конф., 25-26 нояб. 2021 г. - Оренбург, 2021. - С. 156-261.
9. Горожанин В.М. Роль разломно-блоковой тектоники в формировании залежей углеводородов в подсолевых отложениях палеозоя на юге Соль-Илецкого свода /
B.М. Горожанин, Е.Н. Горожанина,
В.И. Днистрянский и др. // Геология нефти и газа. - 2013. - № 2. - С. 22-33.
10. Горожанин В.М. Роль седиментационных и тектонических факторов в размещении залежей УВ на юго-востоке Русской /
B.М. Горожанин, Е.Н. Горожанина // Новые идеи в геологии нефти и газа: сб. - М.: Перо, 2017. - С. 71-74.
11. Данилова Е.А. Присдвиговые цветковые структуры юго-запада Оренбургской области / Е.А. Данилова // Региональная геология и металлогения. - 2020. - Вып. 82. -
C. 60-68.
12. Писаренко Ю.А. Особенности строения нижнепермской соленосной толщи
и характер проявления соляного тектогенеза на территории Прикаспийской впадины. Статья 1 / Ю.А. Писаренко, О.П. Гончаренко, В.Ю. Писаренко // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Науки о Земле. - 2021. - Т. 21. - № 2. - С. 58-64.
13. Писаренко Ю.А. Особенности строения нижнепермской соленосной толщи
и характер проявления соляного тектогенеза на территории Прикаспийской впадины. Статья 2 / Ю.А. Писаренко, О.П. Гончаренко,
B.Ю. Писаренко // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Науки о Земле. - 2021. - Т. 21. - № 2. - С. 93-102.
14. Тюрин А.М. Физические характеристики карбонатных пород на больших глубинах / А.М. Тюрин, Р.Р. Темирбаев // Георесурсы. -2012. - № 1 (43). - С. 41-43.
15. Тюрин А.М. Геолого-геофизические характеристики пород надсолевого и солевого комплексов северо-восточной части Прикаспийской впадины / А.М. Тюрин // Недра Поволжья и Прикаспия. - 1999. - Вып. 18. -
C. 37-43.
16. Тюрин А.М. К вопросу о физических основах комплексирования грави- и сейсморазведки при работах на нефть и газ / А.М. Тюрин // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2002. - Вып. 32. -
С. 23-28.
17. Баймухаметов А.А. О напряженно-деформируемом состоянии в условиях солянокупольной тектоники /
А.А. Баймухаметов, Н.И. Мартынов,
М.А. Рамазанова и др. // Наука и мир. - 2015. -
№ 4-1 (20). - С. 21-27.
18. Баймухаметов А.А. Нефтегазовые коллекторы в условиях солянокупольной тектоники / А.А. Баймухаметов,
Н.И. Мартынов, М.А. Рамазанова и др. // Известия Национальной академии наук Республики Казахстан. Серия физико-математическая. - 2013. - № 2 (288). -С. 212-220.
19. Баймухаметов А.А. Математическое моделирование формирования соляных куполов в земной коре / А.А. Баймухаметов, Н.И. Мартынов, М.А. Рамазанова и др. -Алматы, 2017. - 242 с.
20. Осипова Е.Б. Моделирование механизма формирования солянокупольного бассейна / Е.Б. Осипова // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2014. -№ S4. - С. 158-168.
21. Мартынов Н.И. Численное моделирование условий формирования солянокупольных структур в земной коре / Н.И. Мартынов,
А.Г. Танибергенов // Математический журнал. -2006. - Т. 6. - №1 (191). - С. 67-73.
22. Осипов А.В. Условия формирования
углеводородных систем в глубокопогруженных отложениях юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / А.В. Осипов, В.Ю. Керимов, Е.И. Василенко и др. // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. - 2019. - № 1. - С. 4-18.
23. Захарова Е.Е. Геолого-гидрогеологические предпосылки образования скоплений углеводородов в подсолевых палеозойских отложениях на юге Оренбургской области / Е.Е. Захарова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т. 5. -№ 4. - С. 9.
Geo-density characteristics of a column and outlooks for oil and gas presence at areas with contrasting manifestation of halokinesis (a case of Nagumanovsko-Vershinovskaya zone)
A.M. Tyurin
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: amturin1952@bk.ru
Abstract. At Volga-Urals oil-gas-bearing province, there is a well-developed eponymous Devonian-Lower-Permian carbonaceous platform, which is overlapped with a saline-anhydrite Lower-Permian series of Kungurian stage. Nagumano-Vershinovskaya zone (the south-eastern part of the platform) is notable for the contrast manifestation of halokinesis. This determines poor performance of the common depth point seismic (CDPS) surveys during searching and prospecting of the oil and gas deposits in the subsalt carbonates. On other hand, according to the results of 26 well samplings, there is the explicit relationship of their oil-gas-bearing capacity and the structure of the overlapping saline sediments. It is good chance that the carbonates are productive under the upper parts of domes and horsebacks. The oil and gas inflows were gotten in eleven wells out of the twelve. The productivity of the carbonaceous rocks was diagnosed in three wells out of fourteen wells which had opened the slopes of the salt-tectonic structures or downfolds. Under the upper parts of the salt-tectonic structures, the inflows of the fluids (including water) were achieved with probability one. The probability of getting fluid inflows in the wells located at the slopes of the salt-tectonic structures and the downfolds was 0,31. The average density of the suprasalt downfold sediments varied from 2,34 to 2,48 g/sm3 depending on the thickness of the sediments. The density of salt in the salt-tectonic structures was of 2,2 g/sm3. These facts are responsible for the gigantic horizontal gradients of geostatic pressure within a geological profile. The drilling results witness that the named pressures are partially compensated by viscoelastic deformation and fracturing of the carbonates. The major effect of viscoelastic carbonates' deformation is generation of the structural-gravitational traps under the most elevated sections of the structures' caps and the zones of increased fracturing under their sections demonstrating modern activity.
On these grounds, author examines the outlooks for oil and gas presence at the Nagumanovskaya-Vershinovskaya zone. It's recommended to start a next stage of geological prospecting here from the seismic-gravimetric modelling using the innovative technique. There are two major tasks: to plot on the special structural features of the upper parts of the salt-tectonic structures, and to calculate geostatic pressure for the given hypsometric levels. The acquired results will be considered while plotting the structural-gravitational traps according to the Common Depth Point seismic logs. Author recommends using the special geomorphologic surveys to plot on the currently active salt-tectonic structures.
Keywords: halokinesis, oil-gas-bearing capacity, structural-gravitational traps, seismic shooting, gravity survey, geomorphic survey.
References
1. NAZYROV, M.R., V.D. SHUER, S.V. YEREMEYEVA, et al. Choosing and substantiation of design solutions during development of Nagumanovskoye oil-gas-condensate field [Vybor i obosnovaniye proyektnykh resheniy pri osvoyenii Nagumanovskogo NGKM]. Neftepromyslovoye Delo, 2007, no. 6, pp. 63-65, ISSN 0207-2351. (Russ.).
2. BAGMANOVA, S.V., M.P. TRIFONOVA, Z.I. ZENKINA. Updating reserves of the Southern dome of Nagumanovskoye field using a 3D digital geological model [Utochneniye zapasov Yuzhnogo kupola Nagumanovskogo mestorozhdeniya na osnove novoy trekhmernoy tsifrovoy geologicheskoy modeli]. Neftepromyslovoye Delo, 2011, no. 8, pp. 28-31, ISSN 0207-2351. (Russ.).
3. KUTEYEV, Yu.M., T.V. SILAGINA, V.A. TYUKHINA. Akobinskoye field. Updating geological model according to new results of geological prospecting [Akobinskoye mestorozhdeniye. Utochneniye geologicheskoy modeli po novym rezultatam GRR]. Neftepromyslovoye Delo, 2011, no. 8, pp. 31-36, ISSN 0207-2351. (Russ.).
4. POLITYKINA, M.A., A.M. TYURIN, S.V. BAGMANOVA. Peculiar features of subsalt carbonates structure at Vershinovskiy site [Osobennosti stroyeniya podsolevykh karbonatov na Vershinovskom uchastke]. Neftepromyslovoye Delo, 2011, no. 8, pp. 39-45, ISSN 0207-2351. (Russ.).
5. POLITYKINA, M.A., M.P. Trifonova, S.V. BAGMANOVA. Updating seismic-geological model of Nagumanovskoye oil-gas-condensate field [Utochneniye seysmogeologicheskoy modeli Nagumanovskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. In: Calciferous reservoirs [Karbonatnyye rezervuary]: proc. of the 2nd Thematic scientific-practical conference of the Euro-Asian Geophysical Society. Moscow: Euro-Asian Geophysical Society, 2016, pp. 60-63. (Russ.).
6. TYURIN, A.M. Look-back accuracy analysis of structural imaging at areas with severe seismic and geological environment (a case of Nagumanovskaya territory) [Retrospektivnyy analiz tochnosti strukturnykh postroyeniy na ploshchadyakh so slozhnymi seysmologicheskimi usloviyami (na primere Nagumanovskoy ploshchadi)]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh Mestorozhdeniy, 1999, no. 11, pp. 18-24, ISSN 0234-1344. (Russ.).
7. TYURIN, A.M. Geological-geophysical model of a marginal ledge at south part of Pre-Urals depression (a case of Nagumanovskaya territory) [Geologo-geofizicheskaya model bortovogo ustupa yuga Preduralskogo progiba (na primere Nagumanovskoy ploshchadi)]. In: Geology and operation of oil and gas fields in the Orenburg region [Geologiya i ekspluatatsiya neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy Orenburgskoy oblasti]. Ed. by A.S. PANTELEYEVA, N.F. KOZLOVA. Orenburg, Russia: Orenburg book publishers, 1999, pp. 146-151. (Russ.).
8. TYURIN, A.M. Efficacy of CDP shooting at Nagumanovskaya territory [Effektivnost seysmorazvedki MOGT na Nagumanovskoy ploshchadi]. In: Regional issues of geology, geography, technosphere and environmental safety [Regionalnyye problemy geologii, geografii, tekhnosfernoy i ekologicheskoy bezopasnosti]: proc. of the 3rd All-Russia scientific-practical conference, 25-26 November 2021. Orenburg, Russia, 2021, pp. 156-261. (Russ.).
9. GOROZHANIN, V.M., Ye.N. GOROZHANINA, V.I. DNISTRYANSKIY, et al. Role of fault block tectonics in forming of hydrocarbon deposits in subsalt Paleozoic sediments at south of Sol-Iletskiy Arch [Rol razlomno-blokovoy tektoniki v formirovanii zalezhey uglevodorodov v podsolevykh otlozheniyakh paleozoya na yuge Sol-Iletskogo svoda]. Geologiya Nefti i Gaza, 2013, no. 2, pp. 22-33, ISSN 0016-7894. (Russ.).
10. GOROZHANIN, V.M., Ye.N. GOROZHANINA. Role of sedimentary and tectonic factors in localization of hydrocarbon deposits in the southeast of Russkaya [Rol sedimentatsionnykh i tektonicheskikh faktorov v razmeshchenii zalezhey UV na yugo-vostoke Russkoy]. In: New ideas in petroleum and gas geology [Novyye idei v geologii nefti i gaza]: collected bk. Moscow: Pero, 2017, pp. 71-74. (Russ.).
11. DANILOVA, Ye.A. Near-shear flower structures in the southwest of Orenburg region [Prisdvigovyye tsvetkovyye struktury yugo-zapada Orenburgskoy oblasti]. Regionalnaya Geologiya i Metallogeniya, 2020, is. 82, pp. 60-68, ISSN 0869-7892. (Russ.).
12. PISARENKO, Yu.A., O.P. GONCHERENKO, V.Yu. PISARENKO. Structural features of the Lower Permian salt-bearing series and the character of salt-tectogenesis manifestations in the northern and northwestern margins of the Caspian depression. [Osobennosti stroyeniya nizhnepermskoy solenosnoy tolshchi i kharakter proyavleniya solyanogo tektogeneza na territorii Prikaspiyskoy vpadiny]. Paper 1. Izvestiya Saratovskogo Universiteta. Novaya Seria. Series: Nauki o Zamle, 2021, vol. 21, no. 2, pp. 58-64, ISSN 1819-7663. (Russ.).
13. PISARENKO, Yu.A., O.P. GONCHERENKO, V.Yu. PISARENKO. Structural features of the Lower Permian salt-bearing series and the character of salt-tectogenesis manifestations in the northern and northwestern margins of the Caspian depression. [Osobennosti stroyeniya nizhnepermskoy solenosnoy tolshchi i kharakter proyavleniya solyanogo tektogeneza na territorii Prikaspiyskoy vpadiny]. Paper 2. Izvestiya Saratovskogo Universiteta. Novaya Seria. Series: Nauki o Zamle, 2021, vol. 21, no. 2, pp. 93-102, ISSN 1819-7663. (Russ.).
14. TYURIN, A.M., R.R. TEMIRBAYEV. Physical characteristics of carbonate rocks at remote depths [Fizicheskiye kharakteristiki karbonatnykh porod na bolshikh glubinakh]. Georesursy, 2012, no. 1 (43), pp. 41-43, ISSN 1608-5043. (Russ.).
15. TYURIN, A.M. Geological-geophysical characteristics of oversalt and salt rocks in the northeast of Caspian Lowland [Geologo-geofizicheskiye kharakteristiki porod nadsolevogo i solevogo kompleksov severo-vostochnoy chasti Prikaspiyskoy vpadiny]. Nedra Povolzhya i Prikaspiya, 1999, is. 18, pp. 37-43, ISSN 1997-8316. (Russ.).
16. TYURIN, A.M. To a question of physical principles of complexing gravity and seismic prospecting during works on oil and gas recovery [K voprosu o fizicheskikh osnovakh kompleksirovaniya gravi- i seysmorazvedki pri rabotakh na neft i gaz]. Nedra Povolzhya i Prikaspiya, 2002, is. 32, pp. 23-28, ISSN 1997-8316. (Russ.).
17. BAYMUKHAMETOV, A.A., N.I. MARTYNOV, M.A. RAMAZANOVA, et al. On stress-strain behavior in conditions of salt dome tectonics [O napryazhenno-deformiruyemom sostoyanii v usloviyakh solyanokupolnoy tektoniki]. Nauka iMir, 2015, no. 4-1 (20), pp. 21-27, ISSN 2308-4804. (Russ.).
18. BAYMUKHAMETOV, A.A., N.I. MARTYNOV, M.A. RAMAZANOVA, et al. Oil-gas reservoirs in conditions of salt dome tectonics [Neftegazovyye kollektory v usloviyakh solyanokupolnoy tektoniki]. Izvestiya Natsionalnoy akademii nauk Respubliki Kazakhstan. Seriya Fiziko-matematicheskaya, 2013, no. 2 (288), pp. 212-220, ISSN 1991-346X. (Russ.).
19. BAYMUKHAMETOV, A.A., N.I. MARTYNOV, M.A. RAMAZANOVA, et al. Mathematical modelling of .salt domes forming in Earth s crust [Matematicheskoye modelirovaniye formirovaniya solyanykh kupolov v zemnoy kore]. Almaty, Kazakhstan, 2017. (Russ.).
20. OSIPOVA, Ye.B. Modelling a mechanism of a salt dome basin generation [Modelirovaniye mekhanizma formirovaniya solyanokupolnogo basseyna]. Gornyy Informatsionno-Analiticheskiy Bulleten (nauchno-tekhnicheskiy zhurnal), 2014, no. S4, pp. 158-168, ISSN 0236-1493. (Russ.).
21. MARTYNOV, N.I., A.G. TANIBERGENOV. Numerical modelling of conditions favorable for salt dome structures forming in Earth's crust [Chislennoye modelirovaniye usloviy formirovaniya solyanokupolnykh struktur v zemnoy kore]. Matematicheskiy Zhurnal, 2006, vol. 6, no. 1(191), pp. 67-73, ISSN 1682-0525. (Russ.).
22. OSIPOV, A.V., V.Yu. KERIMOV, Ye.I. VASILENKO, et al. Petroleum systems formation conditions in the deeply sediments in the South-East part of the Volga-Ural oil and gas province [Usloviya formirovaniya uglevodorodnykh system v glubokopogruzhennykh otlozheniyakh yugo-vostochnoy chasti Volgo-Uralskoy neftegazonosnoy provintsii]. Nauchnyye Trudy NIPINeftegaz GNKAR, 2019, no. 1, pp. 4-18, ISSN 2218-6867. (Russ.).
23. ZAKHAROVA, Ye.Ye. Geological-hydrogeological premises of hydrocarbon accumulation in subsalted Paleozoic deposits in the South Orenburg region [Geologo-gidrogeologicheskiye predposylki obrazovaniya skopleniy uglevodorodov v podsolevykh paleozoyskikh otlozheniyakh na yuge Orenburgskoy oblasti]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya iPraktika [online], 2010, vol. 5, no. 4. ISSN 2070-5379. (Russ.).
