CC BY
26
f
À
УДК 551.243
DOI 10.24412/1728-5283 2022 1 39 47
ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
В статье рассмотрены основные геотектонические критерии потенциала нефтегазоносности отложений Шаимского нефтегазоносного района (ШНГР). Данный район расположен в центральной части Приуральской нефтегазоносной области и приурочен к одноименной структуре I порядка Ша-имскому мегавалу, является старейшим объектом освоения Западной Сибири, изучение которого всё еще является актуальным. Геологический разрез района представлен двумя структурными этажами. Нижним, доюрского возраста - фундамент и его кора выветривания. Верхним структурным этажом - плитный комплекс представлен осадочным чехлом от юрского до четвертичного возраста. Промышленная нефтегазоносность установлена в верхнеюрском, среднеюрском и доюрском комплексах. Тектонические критерии являются основополагающими для поисково-разведочных работ, а также для доразведки старейших регионов освоения, таких как Шаимский нефтегазоносный регион. Сохранность сформировавшихся зон нефтегазонакопления обуславливается палеотектоническими перестройками или активностью неотектонических движений, так как в результате этих процессов может происходить переформирование образованных залежей нефти и газа или их активное разрушение. Элементы дизъюнктивной тектоники свидетельствуют о тектонической активности в доюр-ских, юрских и нижнемеловых отложениях, образованных в результате тектоно-магматической активизации, подвергшей палеозойскую складчатость вертикальным движениям с образованием серий глубинных разломов и сети локальных разрывных нарушений. В результате детального геолого-геофизического изучения нефтяных залежей в верхнеюрских и нижнемеловых природных резервуарах Западной Сибири выявлено, дизъюнктивно-блоковое строение, это говорит о том, что тектонический фактор является определяющим. На месторождениях Шаимского НГР с дизъюнктивно-блоковым строением такие тектонические нарушения проявляют себя как латеральные флюидоу-поры, осложняющие разработку. В другом случае дизъюнктивы являются каналами миграции угле-
Ключевые слова: Шаимский нефтегазоносный реги- водородов (УВ), а зона трещинова-
он, дизъюнктивно-блоковое строение, разрывные наруше- тости характеризуется повышенной
ния, постседиментационные изменения, фации, блоковая проницаемостью пород с лучшим
структура, порово-трещинный коллектор, трещинова- потенциалом продуктивности. тость, проницаемость разломов, осадочный бассейн
The article discusses the main geotectonic criteria for the oil and gas potential of the deposits of the Shaim oil and gas region (SHNGR). This area is located in the central part of the Priuralskaya oil and gas region. It is confined to the structure of the same name of the 1st order of the Shaim megaswell. It is the oldest object of development of Western Siberia, the study of which is still relevant. The geological section of the region is represented by two structural levels. Lower, pre-Jurassic - the basement and
* Работа поддержана Министерством науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-152020-900 в рамках программы развития НЦМУ
* This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 07515-2020-900 within the framework of the development program for a world-class Research Center
© Nikiforov Vitaly Viktorovich, Kotenev Yuri Alekseevich
GEOTECTONIC CRITERIA FOR THE OIL AND GAS POTENTIAL OF THE SHAIM REGION*
Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Ufa State Petroleum Technological University»
its weathering crust. The upper structural level is represented by a sedimentary cover from Jurassic to Quaternary age. Commercial oil and gas content is established in the Upper Jurassic, Middle Jurassic and pre-Jurassic sediments. Tectonic criteria are fundamental for prospecting and exploration work, as well as for additional exploration of the oldest regions of development, such as the Shaim petroleum region. The preservation of the formed oil and gas accumulation zones is determined by paleotec-tonic rearrangements or the activity of neotectonic movements, since as a result of these processes, the reformation of the formed oil and gas deposits or their active destruction can occur. Elements of disjunctive tectonics indicate of tectonic activity in the pre-Jurassic, Jurassic and Lower Cretaceous deposits, formed as a result of tectonic-magmatic activation, which subjected the Paleozoic folding to vertical movements with the formation of a series of deep faults and a network of local faults. As a result of a detailed geological and geophysical study of oil deposits in the Upper Jurassic and Lower Cretaceous natural reservoirs of Western Siberia, it was revealed that they have a disjunctive-block structure, which indicates that the tectonic factor is decisive. In the fields of the Shaim petroleum region with a disjunctive-block structure, such tectonic faults manifest themselves as lateral seals, complicating the
development. In another case, dis-Key words: Shaim petroleum region, disjunctive - junctives are channels for hydrocar-block ^m^e faults post-sedimentary changes facies bon migration, and the fractured zone
block structure, porous-fractured reservoir, fracturing, fracture is characterized by increased perme-permeability, sedimentary basin
^ } } ability of rocks with better production
potential.
Шаимский нефтегазоносный район (ШНГР) расположен в центральной части Приуральской нефтегазоносной области и приурочен к Западно-Сибирскому осадочному бассейну, формирование, которого связано с проявлением процессов рифтогенеза, начавшихся еще в позднем палеозое и наиболее полно проявившихся в триасовом периоде. Рифтогенез сопровождался формированием мощного комплекса отложений в северной и центральной частях бассейна [1].
Осадочный чехол Западно-Сибирской плиты (ЗСП) представлен мезо-кайно-зойским комплексом отложений, который залегает на большей части территории на разновозрастном гетерогенном фундаменте. Глубины его погружения составляют от 1,5-2,5 км в западных частях плиты до 3,5 км в центральных, увеличиваясь к северу до 6-9 км. Для всей территории ЗСП формирование плитного комплекса происходило в преобладающем морском режиме.
По геолого-геофизическим исследованиям Шаимского нефтегазоносного района установлено, что фундамент залегает на глубинах от 1,5 до 2,3 км. В его строении выделяют нижний палеозойский комплекс, представленный разновозрастными отложениями от гранитоидов до серпентинитов,
включая терригенно-карбонатные породы характерные для Уральского складчатого пояса. И верхний комплекс, сложенный триасовыми вулканогенными толщами, которыми выполнен ряд грабенов.
Геологический разрез представлен двумя структурными этажами - нижним и верхним. В состав нижнего структурного этажа доюрского возраста входит фундамент и его кора выветривания. Верхний структурный этаж включает в себя плитный комплекс, представленный осадочным чехлом от юрского до четвертичного возраста. Промышленная продуктивность установлена в верхнеюрском, среднеюрском и доюрском комплексах в отличии от центральных районов Западно-Сибирской плиты.
Район исследований в тектоническом отношении приурочен к одноименной структуре I порядка Шаимскому мегавалу, осложняющему Туринско-Тавдинскую мегамоно-клиналь Приуральской моноклизы.
На территории Шаимского НГР по данным бурения и сейсморазведочных работ выделяется большое количество тектонических разрывных нарушений, которые затрагивают нижний этаж нефтеносности, а именно доюрские образования, юрские отложения, реже нижнемеловые отложения.
Рис. 1. Фрагмент карты нефтегеологического районирования территории Ханты - Мансийского автономного округа
Поиски нефти в Шаимском регионе (рис. 1) начаты более полувека назад. В 1959 году вблизи села Шаим по рекомендациям геофизиков пробурена первая поисковая скважина. В 1960 году на юге района в отложениях верхней юры открыто первое в истории Западной Сибири нефтяное месторождение - Трехозерное. С момента открытия первого месторождения в зоне контакта до-юрских пород с юрскими выявлено свыше 70 залежей. Открыто и введено в эксплуатацию более 30 месторождений нефти [1].
В настоящее время основная добыча нефти обеспечивается месторождениями, находящимися на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью выработки запасов и обводненности добываемой продукции. Тем не менее, стоит отметить, что в последние годы отмечается ежегодной прирост запасов нефти, прежде всего это связанно с наличием разных по геологическим характеристикам этажей нефтеносности.
Рассматривая основные критерии нефте-газоносности района исследования особое внимание стоит уделить тектоническим факторам, которые способствуют возникно-
вению и развитию процессов формирования скоплений УВ, а также их пространственному размещению в земных недрах, образованию и развитию дизъюнктивных разрывных нарушений, системы трещин и трещиноватости [2, 3].
Влияние тектоники как в палео -, так и в современных условиях весьма неоднозначно. С одной стороны, тектонический режим создает структуру территории и контролирует размещение УВ в разрезе и по площади. С другой - интенсивность и направленность структуро-формирующих движений прямо или опосредованно воздействует на обстановку и масштабы осадконакопления, степень изменения пород, тип и характер преобразования органического вещества (ОВ), области питания и разгрузки пластовых вод, изменение во времени геотермического градиента, региональные направления перетока флюидов и на другие процессы, сопровождающие или определяющие нефтегазоносность.
Таким образом многообразие протекающих тектонических процессов обуславливает не только особенности морфологии структурных поверхностей, но влияет на генезис отложений и перераспределение нефтеносности. Поэтому анализ тектонических процессов в прогнозе региона на не-фте- и газоперспективность является наиболее актуальным.
В пределах Шаимского нефтегазоносного района накопление осадочных отложений происходило без значительных перерывов в осадконакоплении и заметных угловых несогласий в нормальной последовательности горизонтов, что в свою очередь свидетельствует о компенсированном режиме осадконакопления и отсутствии крупных тектонических перестроек.
В условиях компенсированного погружения мощность осадков хорошо коррели-руется с амплитудой тектонического опускания. Такие условия осадконакопления характерны для шельфов и платформенных областей, глубина моря которых не более 50 м. Особенностями такого режима явля-
ются накопление в разрезе пород однородного литологического состава или монотонное переслаивание близких по глубине отложений, а также сходство распределения мощностей разновозрастных осадков по площади бассейна.
По верхнепалеозойским образованиям и секущим их интрузивным породам в Шаим-ском районе развита кора выветривания, мощность которой изменяется в широких пределах. Весь палеозойский комплекс пород сильно метаморфизован, смят в интенсивные складки и разбит дизъюнктивными нарушениями [4].
Кора выветривания пород фундамента Западно-Сибирской плиты имеют широкое площадное распространение, представляют собой сложные порово-трещинные коллекторы, при опробовании которых на ряде месторождений (Мортымья-Тетеревское, Му-лымьинское, Убинское, Толумское, СевероДаниловское, Тальниковое) получены высо-кодебитные притоки нефти, что свидетельствует о достаточно высоких емкостных свойствах этих пород. Возраст коры выветривания определяется условно триасовым.
Юрские отложения мезозойско-кайно-зойского осадочного чехла с резким угловым и стратиграфическим несогласиями залегают на образованиях складчатого фундамента и его коры выветривания. Породы нижней и средней юры формировались в континентальных, переходных и, частично, прибрежно-морских обстановках, а верхней юры - в морских условиях.
Наиболее древние нижне-среднеюрские отложения шеркалинской свиты вскрыты в северной части Шаимского НГР на месторождениях Западно-Тугровское, Ловинское, Яхлинское, представлены песчаниками, алевролитами и прослеживаются в наиболее погруженных участках впадин.
Характерными особенностями данного разреза является преобладание в составе тюменской свиты глинисто-алевролитовых, песчаных пород, в которых отмечается большое количество углефицированных растительных остатков и прослоев бурого угля и
почти полное отсутствие в верхней юре битуминозных аргиллитов.
Песчаники тюменской свиты являются нефтегазоносными, объединяются в продуктивный горизонт Т (пласты Т1, Т2, Т3), и являются стратиграфическими аналогами пластов Ю2, Ю3-Ю4 и Ю5, соответственно. Отложения свиты широко развиты по площади. Отмечается уменьшение их толщины по направлению к сводам структур, вплоть до полного выклинивания [5].
Значительные запасы нефти в пределах рассматриваемого района приурочены к верхнеюрским прибрежно-морским отложениям вогулкинской толщи даниловской свиты (пласты П), являющимся стратиграфическим аналогом пласта Ю1. Осадки этой толщи имеют менее широкое распространение, чем отложения тюменской свиты, они выклиниваются к сводовым частям структур, увеличиваются в мощности на их крыльях и замещаются глинистыми разностями на периклиналях. Нефтегазоносность толщи в основном связана с нижней частью разреза, нефтенасыщенными являются преимущественно мелкозернистые песчаники. Верхняя часть разреза заглинизирована и не представляет промышленного интереса.
Породы, слагающие верхнеюрские морские отложения Западной Сибири представлены абалакской и тутлеймской свитой, являются флюидоупорами для нижележащих высоко продуктивных песчаных пластов тюменской свиты. Абалакская свита представлена темно-серыми глинами с включениями глауконита, пирита, с прослоями алевролитов и песчаников в основании. Породы тутлеймской свиты представлены глинами коричневато-черными, битуминозными, с прослоями известняков.
Важнейшими факторами, определяющими сохранность сформировавшихся зон не-фтегазонакопления являются палеотектони-ческие перестройки или активность неотектонических движений. Для таких зон характерно изменение геологических условий, связанных с инверсией осадочного бассейна. В результате указанных процессов
ГЧ Л -•' I , 1:
'/Двое.181 4вОЭ
//Л * • * 3115
М #• • \ ;
■ ¿/Г «11 461«14 4353
; * XI '
ат»
\ XII -1
и„«а0 4632 4634 -
у™ .н хш/
7
Ч\ /г АД V
шя «46Й->;.:Г4К6 «и ¿иг « ьр ."У «г/-'
•"^£8-1 ™ «В «07 «»3 4М0 ; ' 27Р
* * XV
дне 469В ,4™ .47,)Й ™ 4704 47« 47М ,„,. ¡Я
* !: ^ • • •
/ XVII
4712 4Т13г 1 ; !
4724727
4ЯТЙ 4716 4717 $
Л
4740
I хщч л
V. 4741 лЬ» /
длинные оСщначшия Разломы
Скважина добывающая
Рис. 2. Карта блокового строения Западно-Тугровского месторождения
в.в. никифоров, ю.а. котенёв
Рис. 3. Трассерные (индикаторные) исследования реальных фильтрационных. потоков продуктивного пласта (концентрация индикатора) месторождения с непроницаемыми разрывными нарушениями (1 - нагнетательные скважины; 2 - разрывное нарушение; 3 - добывающие скважины)
может происходить переформирование образованных залежей нефти и газа или их активное разрушение.
Особенно негативно сказывается активный новейший тектогенез на условия сохранности газовых месторождений, которые реагируют на малейшую перестройку структурного плана.
Что же касается новейшего этапа, то непосредственно инверсионная перестройка тектонического режима - от стабильного прогибания территории Западно-Сибирского осадочного бассейна к ее воздыманию на отдельных участках - фиксируется на границе олигоцена и миоцена (23 млн лет), соответствуя переходу режима развития территории в неотектоническую стадию [5].
О продолжительности и неоднократном возобновлении тектонической активности свидетельствуют элементы дизъюнктивной тектоники, которые наблюдаются в доюр-ских, юрских и нижнемеловых отложениях. Образование таких нарушений по мнению многих исследователей, есть результат тектоно-магматической активизации, при которой палеозойская складчатость подверглась вертикальным движениям с образова-
нием серий глубинных разломов и сети локальных разрывных нарушений.
Выявленные нарушения имеют характер малоамплитудных трещинных дислокаций без смещения одновозрастных слоев. В настоящее время в результате детального геолого-геофизического изучения десятков нефтяных залежей в верхнеюрских и нижнемеловых природных резервуарах Западной Сибири выявлено, что они имеют дизъюнктивно-блоковое, а не пликативное строение, то есть разбиты на отдельные блоки дизъюнктивными дислокациями (рис. 2). Тектонический фактор в таком случае является определяющим для геометризации залежей [6,7].
Вдоль дизъюнктивных тектонических нарушений обычно образуются зоны дробления пород, которые представлены разными катакластическими типами. Данные породы могут различаться как по степени перекристаллизации первичных минералов, так и по степени сцементированности обломков, образовавшихся в результате катаклаза.
Такие зоны дезинтеграции горных пород, приурочены к одной и той же дизъюнктивной дислокации, на разных этапах геологического развития бассейна могут служить как экраном-флюидоупором, так и каналом миграции углеводородов. На многих месторождениях Шаимского НГР с дизъюнктивно-блоковым строением такие тектонические нарушения проявляют себя как латеральные флюидоупоры, осложняющие разработку (рис. 3).
Разрывные нарушения должны учитываться при оценке нефтегазоносности. В этом случае принимают во внимание время образования и степень проницаемости разломов в осадочном чехле территории [8,9].
Активное проявление тектонических процессов стало одной из основных причин
А
формирования зон оперяющих разломов и трещиноватости.
Сеть трещин создаёт повышенную проницаемость, благодаря которой происходит миграции глубинных флюидов вверх по разрезу. В результате этого происходят значительные постседиментационные преобразования минерального состава отложений и изменяются свойства пород-коллекторов всего осадочного чехла. Степень таких трансформаций минерального состава структуры порового пространства пород-коллекторов зависит от удаленности проводящих дизъюнктивных нарушений, по которым поступают и разгружаются агрессивные гидротермальные растворы.
Одним из самых распространенных процессов метасоматических преобразований, встречающихся в породах-коллекторах на территории Западно-Сибирской плиты, является процесс выщелачивания, который тесно связан с процессом вторичного мине-ралообразования.
Процесс карбонатизации отмечается как наиболее часто встречаемый из вторичных изменений коллектора, который приводит к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пород и снижению уровня добычи. Карбонаты могут залечивать имеющиеся открытые поры и трещины. Следует добавить, что большинство вторичных изменений неравномерно распределено как по разрезу, так и по площади продуктивных пластов.
Таким образом, тектонические критерии как признаки оценки перспектив нефтегазо-носности территории Западно-Сибирского осадочного бассейна являются основополагающими для поисково-разведочных работ, а так же для доразведки старейших регионов освоения, таких как Шаимский нефтегазоносный регион.
Изучение и обобщение материалов по региональному геологическому строению, литолого-фациальным условиям и постсе-диментационным процессам Шаимского нефтегазоносного района, с учётом выделенных Хаином В.Е критериев, позволило установить:
• Длительное и устойчивое волновое погружение обширных площадей, и в целом компенсированное осадконакопление мезо-зойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты, включая и ее Приуральскую часть. Это позволило накопить в разрезе мощные отложения осадочных толщ без значительных перерывов в нормальной стратиграфической последовательности.
• Скорость погружения дна бассейна и скорость воздымания в течение продолжительного отрезка времени соответствуют характеру осадконакопления для шельфов и мелководных платформенных областей, глубина которых не превышает 50 м.
• Отсутствие или слабое проявление инверсии геотектонического режима. Породы нижней и средней юры формировались в континентальных, переходных и, частично, прибрежно-морских обстановках, а верхней юры в морских условиях, что свидетельствует о преимущественно нисходящих движениях. При этом происходит образование пород флюидоупоров для нижележащих высоко продуктивных песчаных пластов тюменской свиты.
Полная инверсионная перестройка тектонического режима бассейна отмечается на границе олигоцена и миоцена, что соответствует переходу в новую тектоническую стадию.
• Отсутствие или слабое проявление метаморфизма и магматической деятельности. Данные особенности характерны для гетерогенного фундамента Западно-Сибир-ской плиты. Весь палеозойский комплекс сильно метаморфизован, смят в интенсивные складки и разбит дизъюнктивными нарушениями с проявлением интрузивного магматизма. По породам фундамента развивается кора выветривания, которая на ряде месторождений представляет собой сложный порово-трещинный коллектор. Во время накопления продуктивных отложений тюменской свиты тектоно-магматическая деятельность затухает.
Для осадочного чехла характерны пост-
седиментационные изменения, локальные проявления процессов выщелачивания и вторичных минералообразований, связанных с дизъюнктивными тектоническими нарушениями.
• Наличие выклинивания продуктивных пластов в сводах поднятий и фациальное замещение на склонах создают надежные стратиграфические и литологические барьеры экранирующие залежи.
• Наличие разрывных нарушений и развивающейся по ним сети трещин и трещино-
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Особенности геологического строения и разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного региона. Сборник научных статей, посвященный добыче 200- милионной тонны нефти на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь» Урай-Тюмень, 2002.
2. Никифоров В.В., Япарова Г.Ф. Влияние тектонических разрывных нарушений на эффективность разработки залежей Тюменской свиты/ Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сборник научных трудов. Уфа, 2018. С. 107-114.
3. Ахметзянов И.В., Никифоров В.В., Атсе Яо. Д.Б. Геолого-промысловый анализ разработки и мониторинг выработки запасов/ Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Ежегодный сборник научных трудов. ГАНУ «Институт стратегических исследований РБ». Уфа, 2019. С. 114-119.
4. Алексеев В.П., Федоров Ю.Н., Савенко В.А. Строение и корреляция отложений тюменской свиты Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь)/ под ред. Алексеева В.П. Екатеринбург; изд-во УГГУ. 2009. 227с.
5. Амон Э.О., Алексеев В.П., Глебов А.Ф., Савен-ко В.А., Федоров Ю.Н. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь)/ под ред. Алексеева В.П. Екатеринбург: Изд-во УГГУ. 2010. 257с.
6. Никифоров В.В, Котенев Ю.А. Геолого-физические особенности формирования и выработки запасов нефти залежей, осложненных разрывными нарушениями/ Научно-технический журнал: Нефтегазовое дело УГНТУ г. Уфа, том 17, № 6. 2019. С 23-30.
7. Никифоров В.В., Стенькин А.В., Котенёв Ю.А., Султанов Ш. Х., Мухаметшин В. В. Повышение эффективности выработки запасов нефти юрских отложений Шаимского региона/ Журнал: «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», № 4. 2018. С. 53-57.
ватости. Данный факт стоит рассматривать с двух сторон. На месторождениях (Тальниковое, Западно-Тугровское) Шаимского НГР с дизъюнктивно-блоковым строением такие тектонические нарушения проявляют себя как латеральные флюидоупоры, осложняющие разработку. В другом случае дизъюнкти-вы являются каналами миграции УВ, а зона трещиноватости характеризуется повышенной проницаемостью пород с лучшим потенциалом продуктивности.
8. Никифоров В.В., Газизова Г.Р. Особенности выработки запасов месторождений, осложненных разрывными нарушениями/ Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Ежегодный сборник научных трудов. ГАНУ «Институт стратегических исследований РБ». Уфа, 2020. С. 244-251.
9. Никифоров В.В., Газизова Г.Р. Оценка влияния проницаемости разрывных нарушений на выработку месторождений/ Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Ежегодный сборник научных трудов. ГАНУ «Институт стратегических исследований РБ». Уфа, 2020. С.252-263.
R E F E R E N C E S
1. Features of the geological structure and development of deposits in the Shaim petroleum region. Collection of scientific articles dedicated to the production of 200 million ton of oil at the fields RPC "Urayneftegaz" LLC "Lukoil-Western Siberia" Urai-Tyumen, 2002.
2. Nikiforov V.V., Yaparova G.F. Influence of tectonic faults on the efficiency of development of deposits of the Tyumen suite / Oil and gas technologies and new materials. Problems and solutions. Collection of scientific papers. Ufa, 2018. pp. 107-114.
3 Akhmetzyanov I.V., Nikiforov V.V., Ats Yao. D.B. Geological analysis of development and monitoring of reserves development / Oil and gas technologies and new materials. Problems and solutions. Annual collection of scientific papers. GANU "Institute for Strategic Studies of the Republic of Belarus". Ufa, 2019. pp. 114-119.
4. Alekseev V.P., Fedorov Yu.N., Savenko V.A. Structure and correlation of the Tyumen formation deposits in the Shaim petroleum region (Western Siberia) / ed. Alekseeva V.P. Ekaterinburg; publishing house USMU. 2009.227 p.
5. Amon E.O., Alekseev V.P., Glebov A.F., Savenko V.A., Fedorov Yu.N. Stratigraphy and paleogeog-raphy of the Mesozoic-Cenozoic sedimentary cover of the Shaim petroleum region (Western Siberia) /
Á
МИНЕРАЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ УЛЬТРАМАФИТОВ
Г
ed. Alekseeva V.P. Yekaterinburg: Publishing house of USMU. 2010. 257 p.
6. Nikiforov V.V., Kotenev Yu.A. Geological and physical features of the formation and development of oil reserves of deposits, complicated by ruptured faults / Scientific and technical journal: Oil and gas business USPTU, Ufa, vol. 17, no. 6. 2019. pp. 23-30.
7. Nikiforov V. V., Stenkin A.V., Kotenev Yu.A., Sul-tanov Sh.Kh., Mukhametshin V.V. Improving the efficiency of oil reserves production in the Jurassic deposits of the Shaim region / Journal: "Geology, geophysics and development of oil and gas fields", No. 4. 2018. pp. 53-57.
8. Nikiforov V. V., Gazizova G.R. Features of the de© В.В. Никифоров,
старший преподаватель, кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» УГНТУ ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», 450062, Россия, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1, тел.: (347) 242-09-39, эл. почта: kafedraGL@yandex.ru
© Ю.А. Котенёв,
доктор технических наук, профессор, заведующий кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» УГНТУ ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», 450062, Россия, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1, тел.: (347) 242-09-39, эл. почта: guk-geo@mail.ru, kafedraGL@yandex.ru, geokot@inbox.ru.
velopment of reserves of deposits complicated by discontinuous faults/ Oil and gas technologies and new materials. Problems and solutions. Annual collection of scientific papers. GANU "Institute for Strategic Studies of the Republic of Belarus". Ufa, 2020. pp. 244-251.
9. Nikiforov V.V., Gazizova G.R. Assessment of the impact of the permeability of discontinuous faults on the development of deposits/ Oil and gas technologies and new materials. Problems and solutions. Annual collection of scientific papers. GANU "Institute for Strategic Studies of the Republic of Belarus". Ufa, 2020. pp. 252-263.
© Nikiforov V.V.,
Senior Lecturer, Department of Geology and Exploration of Oil and Gas Fields, UGNTU FGBOU VO «Ufa State Oil Technical University», 450062, Russia, Ufa, st. Kosmonavtov, 1, phone: (347) 242-09-39, e-mail: kafedraGL@yandex.ru
© Kotenev Y.A.,
Doctor of Technical Sciences, Professor, Head of the Department «Geology and Exploration of Oil and Gas Fields» UGNTU FGBOU VO «Ufa State Oil Technical University», 450062, Russia, Ufa, st. Kosmonavtov, 1, phone: (347) 242-09-39,
e-mail: guk-geo@mail.ru, kafedraGL@yandex.ru, geokot@inbox.ru
УДК 553.461(234.853) DOI 10.24412/1728-5283_2022_1_47_57
МИНЕРАЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ УЛЬТРАМАФИТОВ МИНДЯКСКОГО МАССИВА
(ЮЖНЫЙ УРАЛ)
© Савельев Дмитрий Евгеньевич, Гатауллин Руслан Азатович, Гайфуллин Руслан Юнусович
Институт геологии, Уфимский Федеральный исследовательский центр РАН Институт проблем сверхпластичности металлов РАН
Приведены результаты петрографического и минералогического изучения ультрамафитов Мин-дякского массива, расположенного в зоне Главного Уральского разлома. Установлена грубая зональность массива, выраженная постепенной сменой с запада на восток следующих разновидностей пород: 1) шпинелевых лерцолитов, 2) шпинель-плагиоклазовых лерцолитов, 3) верлитов и пи-роксенитов переходного комплекса, 4) габброидов коровой части разреза. Первые две ассоциации принадлежат мантийному разрезу офиолитов. Минералы этих пород обнаруживают признаки высокотемпературной деформации при мантийном течении и проявления последующего низкотемпературного метаморфизма в коровых условиях. Первичные мантийные минералы обладают следующими характеристиками: оливин и ортопироксен являются высокомагнезиальными ^о90 92 и Еп85 91, соответственно), клинопироксен представлен диопсидом (Еп49-5^о41-4^3-4), а авгит встре-
