CC BY
13
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», №3, 2020
ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Северо-Кавказский федеральный университет, г. Ставрополь, Россия kafgog@ncfu.ru
ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОСМОСЪЕМКИ ДЛЯ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕЛИЧАЕВСКО-КОЛОДЕЗНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
в капиталоемкой цепочке поиск месторождения, его разведка, добыча, переработка, огромное поле для инновационных технологий. Важная роль принадлежит энергетическим ресурсам — нефти и газу. Россия в их добыче, транспортировке — одна из ведущих стран мира. Одними из наиболее эффективных решений для получения информации о нефтегазо-носности месторождения является анализ данных дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ), в виду того, что месторождения расположены на площадях, измеряемых сотнями квадратных километров, зачастую в труднодоступных местах.
Материалы и методы
исследований: теоретической основой принята ротационная концепция текгогенеза.
А составные части представлены наиболее известной флюидодинами-ческой моделью Б.А. Соколова, малоизвестной геосолитонной концепцией P.M. Бембеля и концепцией природы структур центрального типа (СЦТ) В.М. Харченко.
Результаты исследований
и их обсуждение: на изучаемой территории выявлены участки с наложениями зон растяжения, (то есть наложение СЦТ одинакового или различного ранга), что образует зону интерференции с максимальной возможностью проницаемости флюидов. Данные участки наиболее перспективны для формирования приразломных ловушек различного типа, что и подтверждается бурением скважин, а именно, скважины, находящиеся в пределах выделенного участка вблизи узловой точки, имеют максимальные дебиты и вскрывают, как правило, разрез с максимальным насыщением коллекторов и количеством этажей нефтегазоносности. В отдельных случаях это подтверждается бурением скважин и сейсмическими исследованиями на Величаевско-Колодезной площади Восточного Предкавказья. Следует особо отметить, что ни одна из пробуренных скважин не попала в узловую точку и не вскрыла естественно пласт и зону субвертикальной деструкции, где должны быть максимальные дебиты.
Выводы: в результате проведенных исследований выявлено, что продуктивность
эксплуатационных скважин пространственно связана с зонами субвертикальной деструкции и участкам наложения СЦТ различного размера, выделяемые как по сейсмическим данным, так и по результатам дешифрирования космических снимков различного масштаба.
Ключевые слова: космическая съёмка, дешифрирование космических снимков, линеамен-ты, структуры центрального типа (СЦТ), интерпретация СЦТ, зоны разряжения, зоны сжатия, геодинамические центры, узловые точки, зоны субвертикальной деструкции, залежи углеводородов, флюидодинамическая модель, закон скалывающих напряжений, геолого-тектоническая модель.
25.00.12
УДК 550.814:528.71
Лапта Д.В., Харченко В.М.
Введение:
Innovative Technologies for Using Satellite Imagery to Assess the Oil and Gas Potential of the Velichaevsko-Kolodeznoye Field
LaptaD.V., North Caucasus Federal University, Stavropol, Russia
Kharchenko V.M. kafgog@ncfu.ru
Introduction: in the capital-intensive chain, the search for a field, its exploration, produc-
tion, processing, is a huge field for innovative technologies. An important role belongs to energy resources-oil and gas. Russia is one of the world's leading countries in their production and transportation. One of the most effective solutions for obtaining information about the oil and gas content of a field is the analysis of remote sensing data, since the fields are located on areas measured in hundreds of square kilometers, often in hard-to-reach places.
Materials and methods
of the research: the theoretical basis is the rotational concept of tectogenesis. And the components are represented by the most famous fluidodynamic model of B. A. Sokolov, the little-known geosoliton concept of R.M. Bembel and the concept of the nature of Central type structures (STC) of V.M. Kharchenko.
The results of the study and their discussion: on the studied territory, areas with overlays of stretching zones (i.e., the overlap of stcts of the same or different rank) were identified, which forms an interference zone with the maximum possibility of fluid permeability. These areas are the most promising for the formation of brittle traps of various types, which is confirmed by drilling wells, namely, wells located within the selected area near the nodal point have maximum flow rates and open, as a rule, a section with the maximum saturation of reservoirs and the number of floors of oil and gas content. In some cases, this is confirmed by drilling wells and seismic studies on Velichaevskoe-Kolodeznaya square of the Eastern Caucasus. It should be particularly noted that none of the wells drilled hit the nodal point and did not naturally open the formation and the zone of sub-vertical destruction, where the maximum flow rates should be.
Conclusions: as a result of the conducted research, it was revealed that the productivity
of production wells is spatially related to the zones of sub-vertical destruction and overlapping areas of various sizes of SCT, allocated both from seismic data and from the results of decoding satellite images of various scales.
Keywords: space survey, interpretation of satellite images, lineaments, Central type
structures (STC), STC interpretation, discharge zones, compression zones, geodynamic centers, nodal points, zones of sub-vertical destruction, hydrocarbon deposits, fluidodynamic model, law of chipping stresses, geological and tectonic model.
ВВЕДЕНИЕ
Актуальной проблемой в современных условиях энергетической напряженности является совершенствование методов прогноза нефтегазоносности структурных ловушек, вводимых в поисковое бурение. Это связано как со стоимостью поискового бурения, уже
доходящего до сотен миллионов рублей за одну скважину глубиной 4000-4500 м, так и с исчерпанием простых, крупных и средних по размерам локальных поднятий, что определяет необходимость выявления более сложных и глубоко залегающих ловушек нефти и газа.
Россия лучше многих умеет находить и добывать природные ресурсы, являющиеся основой цивилизованного развития человеческого общества. А между тем найти месторождение нефти и газа в бескрайних болотах Западной Сибири, в древнейших породах Восточной Сибири или в акватории Баренцева и Карского морей довольно сложно.
При этом становится ясно, что необходимо внедрять инновационные технологии, в первую очередь, в ресурсодобывающей и ресур-соперерабатывающей отраслях.
В последние десятилетия мы не слышим об открытии нефтяных и газовых месторождений хотя бы отдаленно по своим масштабам напоминающих Самотлор, Уренгой, Бованенковское, Ванкорское. Начальные запасы, по информации отдельных специалистов, выработаны на 50%. Большинство крупных месторождений находятся в стадии падающей добычи. Обводнение добывающих скважин в среднем по России составляет 82%. В целом по стране резко упал среднесуточный дебит добывающей скважины. При таком положении дел может в ближайшие годы произойти падение добычи углеводородов.
Выход из этого сложного положения может обеспечить только открытие в самые короткие сроки крупных, или хотя бы средних по запасам месторождений нефти и газа.
Решить эту задачу быстро при имеющихся финансовых ресурсах с помощью традиционной сейсмики, используемой для подготовки перспективных объектов для обнаружения месторождений нефти и газа, не возможно.
Необходимы новые, прорывные, инновационные технологии по выявлению месторождений углеводородов, которые должны прийти на помощь традиционным методам.
В настоящее время при поисках, разведки и разработки месторождений нефти и газа приоритет отдан, в первую очередь, сейсмическим работам, как правило, без применения известного давно структурно-геоморфологического и сравнительно дешёвого дистанционного (с использованием космических снимков) методов. Поэтому, в настоящее время, в условиях конкуренции и экономического кризиса, является актуальным новый подход с интерпретацией СЦГ и разработка в принципе новой технологии наиболее эффективных и оперативных поисков, разведки, разработки нефтяных и газовых месторождений особенно в труднодоступных районах. Таким образом, актуальность оперативных поисков, разведки и разработки месторождений полезных ис-
копаемых (МПИ) на основе использования современной разномасштабной космической сьемки вполне очевидна, но требуется достаточно убедительно это показать на примерах конкретных территорий.
Дистанционное зондирование Земли (ДЗЗ) из космоса играет важную роль при прогнозе нефтегазоносносности осадочных бассейнов древних платформ. В результате структурно-тектонической интерпретации космических снимков (КС) в совокупности с геолого-геофизическими данными достигается возможность космоструктурного картирования нефтегазоносных районов с целью прогнозирования нефте-перспективных структур.
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ
ИССЛЕДОВАНИЙ
Ротационная концепция тектогенеза
Комплексность решения вопроса тектогенеза состоит в последовательности и логической согласованности основных фундаментальных особенностей Земли и планет земной группы: вращении и колебательных движений, дифференциация вещества по плотности и его инверсия, конвекция и спиральная циркуляция вещества, цикличность и нелинейность геологических процессов. Следствием проявления эти особенностей являются: ротационная тектоника, плюмтекто-ника, ринг и блоктектоника. Ротационные процессы в геологии позволяют наиболее объективно оценить роль экзогенных факторов в текто-генезе Земли и планет Земной группы.
При дифференциации вещества, как в результате ротации Земли, так и при выделении тепла в процессе радиоактивного распада, очевидна конвекция вещества, т.е. подъём более лёгкого вещества к поверхности и опускании «менее горячего» более плотного вещества в обратном направлении. Движения вещества в неоднородной среде, в мантии и даже в земной коре происходит по спиралевидной траектории (согласно уравнению Бернулли). Основные направления движения вещества по спиралевидной траектории, по нашим представлениям, согласуются с осями симметрии куба или октаэдра, что подтверждается наличием постоянных зон тектонической активизации в определённых точках поверхности Земного шара. По данным Ван Баммеле-на (1966), Ю.М. Пущаровского и др. (1989), Е Е. Милановского (1991), зоны восходящих магматических расплавов или флюидов приурочиваются к центральным частям Атлантического, Индийского и Тихого океанов. Такие же зоны восходящих и нисходящих потоков флюидов вероятны в Антарктиде и на Северном Ледовитом океане, что согласуется с выделенными геодинамическими центрами первого порядка, которые являются соответственно центрами СЦГ.
Таким образом, при движении флюидов к земной поверхности происходит диссипация энергии на границах геолого-геофизических сред, причём закономерно в двух направлениях, согласно основным направлениям полей тектонических напряжений - вертикально вверх (нормальное напряжение) и под углом 45° (максимальное касательное напряжение). В результате вращения Земли и изменению ее скорости, разрядки или постоянного действия этих напряжений при магматическом диапиризме, на земной поверхности образуются (согласно теории Эйлера (1877)) линейные и дугообразные трансформные разломы большой протяженности (тысячи км), которые в целом формируют радиально-концентрические структуры центрального типа или кольцевые структуры глобального плана, представляя модель в виде «разбитой тарелки».
В основе тектогенеза лежит ротационная геотектоника, которая порождает плюмтектонику, а следствием последней является ринг- и блоктектоника.
Флюидодинамическая модель Б.А. Соколова Флюидодинамическая гипотеза нефтеобразования развивает идеи, появившиеся в некоторых НГБ (И.М. Губкин, 19201940 гг.), опиравшемся на общность геологического строения отдельных территорий, и в дальнейшем переросшем в общее бассейновое направление (И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, В. Е. Хаин, И. В. Высоцкий, 1950-1960 гг.), которое подробно рассматривало историю формирования очагов генерации УВ.
Гипотеза возникла во второй четверти XX века и базируется на способности осадочных пород расслаиваться в процессе литогенеза на зоны уплотнения и разуплотнения. По мере развития бассейнов образуются насыщенные флюидами зоны разуплотнения, которые находятся в условиях повышенного давления, и, вследствие этого, создается флюидодинамическая система.
Большую роль в развитии флюидодинамической концепции нефтеобразования сыграли идеи о саморазвитии и самоорганизации открытых неравновесных систем, разрабатываемых И.Р. Пригожиным, а применительно к геологии Ю.М. Пущаровским. Наиболее полно флюид од инамиче скую модель описал Б.А. Соколов [10]. Идеи Пущаровс-кого выражаются в трех положениях:
1. Установление закона вертикальной тектонико-петро-логической расслоенности литосферы и верхней мантии (зоны уплотнения и разуплотнения);
2. Разуплотненные зоны представляют собой вместилища природных породных растворов и расплавов (ППРР);
3. Флюиды, насыщающие зоны разуплотнения, при на-
греве значительно повышают внутреннее давление и за счет этого расширяются;
Последнее приводит к созданию своего рода гидравлической подушки, которая приподнимает и/или прорывает вышележащие слои.
В итоге возникает неравновесная и неустойчивая система, позволяющая, с одной стороны, перемещаться отдельным блокам земной коры относительно друг друга в вертикальном и горизонтальном направлениях, а с другой ~ за счет прорыва флюидов осуществлять тепломас-соперенос из глубоких частей Земли в ее верхние горизонты (рис. 1).
Флюидодинамическая модель предоставляет возможность роста оценки генерационного потенциала нефтематеринских толщ каждого энергетического уровня за счет влияния флюидных потоков из нижележащих горизонтов.
Геосолитонная концепция P.M. Бембеля Роберт Михайлович Бембель — профессор кафедры «Разведочная геофизика» ТюмГНГУ, доктор геолого-минералогических наук. В своей научной концепции о геосолитонах и функциональной системе Земли он излагает новый взгляд на происхождение и формирование залежей полезных ископаемых [1].
Спор о происхождении нефти относится к числу «великих геологических споров», который остается все еще не завершенным. Существуют две традиционные гипотезы. Одна утверждает, что нефть образована органическим путем из остатков растений и животных, живших миллионы лет назад. Вторая доказывает неорганическое происхождение нефти. Сторонники той и другой гипотез говорят о невозможности восстановления извлекаемых запасов углеводородов.
Решение, которое предлагает профессор Роберт Бембель, не противопоставляет, а взаимно объединяет и дополняет все современные теории: для образования нефти необходимо и органическое вещество, и неорганическое. Основными элементами являются водород и неистощимая, движущаяся из ядра к поверхности энергия Земли. Вследствие этого, все месторождения полезных ископаемых, в том числе и нефтегазовые, могут восстанавливать свои природные запасы.
Бембель P.M. рассматривает в своих работах единый геосолитон-ный механизм формирования месторождений разных типов.
Общим для всех типов месторождений является наличие специфических «корней», уходящих от каждого из них глубоко в недра, пересекающих отложения платформенного чехла и теряющихся на reo-
V Ш I II IV
1 - осадочный разрез в зонах погружения (I);
2-7 - флюидонасыщенные зоны разуплотнения (2 - нефтегазовая, 3 - ГЗН, 4 - ГЗГ, 5 - термального газа, 6 - кислых газов, 7 - газорудная);
8 - астеносфера,
9 - земная кора,
10 - верхняя мантия,
11 - соляные купола (V);
12 - грязевые диапиры (VI);
13 - листрические нарушения;
14 - изотермы, °С;
15 - перемещение не УВ теплоносителей (III);
16 - перемещение углеводородных потоков (II);
17 - направление движения УВ;
18 - направление движения водноуглекислых флюидов.
I - sedimentary section in immersion zones (I), 2-7 - fluid-saturated decompression zones (2 - oil and gas, 3 - GZN, 4 - GZG, 5 - thermal gas, 6 acid gases, 7 - gas); 8 - asthenosphere, 9 - crust, 10 - upper mantle,
II - salt domes (V); 12 - mud diapirs (VI); 13 - listric violations; 14 -isotherms, oC; 15 - movement of non-hydrocarbon coolants (III); 16 -movement of hydrocarbon streams (II); 17 - the direction of movement of the hydrocarbon; 18-the direction of movement of water-carbonic fluids.
Рис. 1.
Флюидодинамическая модель нефтеобразования (Соколов Б .А, 1999).
Fig. 1. Fluidodynamic model of oil formation (Sokolov B.A., 1999).
физических материалах где-то в районе фундамента. Общим принципом для всех этих месторождений является то, что главным поставщиком «строительного материала» для углеводородов являются внутренние геосферы Земли, т.е. ядро, мантия и нижние слои земной коры.
В своей работе Бембель описывает разные типы залежей и свойственные им геосолитоны. Повышенный интерес автор проявляет к малоразмерным амплитудным ловушкам. Подобные размеры ловушек сегодня становятся интересны для промышленных целей, т.к. запасы УВ в этих месторождениях определяются не столько поперечными размерами отдельных залежей, сколько их глубинными связями с нижележащими геосферами.
Геосолитоны — это частицеподобные волны квантовой природы (излучения), непрерывно рождающиеся в ядре планеты, объединяющиеся в потоки и стремящиеся к выходу в космическое пространство, как лучи Солнца.
По мнению Бембеля формирование месторождений связанное с геосолитонами происходит следующим образом:
Порождаясь в ядре Земли, геосолитоны начинают свое движение вихревыми спиралеобразными потоками, не имеющими четкого направления, но стремящимися выйти в атмосферу. Приближаясь к выходу из геосферы, они ориентируются строго вертикально к поверхности, образуя «столбы» движущихся потоков энергии.
Формирование вертикальных геосолитонных «трубок» может начинаться с глубин в 30 км от поверхности и выше, что показывают результаты геофизических исследований. В пределах диаметра мощных «трубок» (100-200 м) в миллион раз увеличиваются скорости всех физических и химических процессов, по сравнению с остальным геологическим пространством. Возникающие физико-химические процессы органических и неорганических соединений в районе таких вертикальных потоков глубинной энергии способствуют ускорению образования различных полезных ископаемых. Начиная свое формирование в зоне вертикальной «трубки», масса рожденного вещества (в частности, нефти, газа и воды) под высоким давлением непрерывно двигающейся энергии геосолитонов «растекается» горизонтально по трещинам и порам.
Тонкая система микротрещин в геологических породах обеспечивает прохождение по «трубкам» наиболее летучих газов из глубоких геосфер, в частности, протонного газа. Высокая температура и повышенное содержание водорода на пути геосолитонов создает благоприятные условия для образования углеводородов. Иногда образуются целые «гирлянды» нефтегазовых месторождений, нанизанных на «трубки». Кроме того, залежи на такой «трубке» могут отличаться по типу
химического вещества. Глубоко внизу — алмазы, золото, платина, а над ними, в осадочных породах — месторождения нефти и газа.
Концепция природы структур
центрального типа (СЦТ)
Структуры центрального типа (СЦТ) являются результатом как импульсной так и постоянно действующих нормальных и максимальных касательных древних, новейших и современных тектонических напряжений, связанных с процессами магматического, соляного, глинистого и нефтяного диапиризма в условиях пульсации и неравномерного вращения Земли вокруг своей оси, Солнца и центра Галактики. Представляется конкретная схема образования как «структурных линий», образующих структуры центрального типа, так и линеа-ментов, которые имеют различное пространственное соотношение с СЦТ.
По нашим представлениям, многочисленные «структурные линии» или концентрические тектонические нарушения, являются результатом разрядки максимальных касательных напряжений из одного энергогенерирующего центра, который приурочен к центру максимальной структуры центрального типа, выделенной в пределах региона, диагностирующегося по рисункам гидросети или узлам пересечения линеаментов. Глубина до главного энергогенерирующего центра, согласно правилу распространения нормальных и максимальных касательных тектонических напряжений, а также закону скалывающих напряжений, равна радиусу максимальной структуры центрального типа в пределах региона [13].
Центры структур центрального типа меньшего ранга являются местами накопления энергии в различных по физическим свойствам сравнительно упругих и плотных слоях земной коры или мантии при диссипации энергии главного очага. При достижении предела прочности этих слоев, наступает деформация их с действием волн напряжений в двух направлениях: строго вертикально (создавая нормальное напряжение) и под углом 45° (максимальные касательные напряжение), согласно закону скалывающих напряжений. Таким образом, волны напряжений, встречая на своем пути сравнительно плотные и упругие среды, преломляются в них в двух направлениях. В результате напряжений в слоях происходит их деформация и образование, как трещин отрыва, так и трещин скалывания. Согласно данным М.В. Гзовского (1975), параллельно направлению действия напряжений образуются трещины скалывания только в глинистых породах, в других породах направление осей трещин несколько отличается от направления напряжений. Основные деформации будут наблюдаться в основном на гра-
нице сред (в местах действия стоячих волн). В пластичных средах (соли) волны напряжений или сейсмические волны, как известно, будут затухать или значительно ослабевать. При подходе этих волн напряжений к поверхности земли, где отмечается резкая смена сред, будет наблюдаться деформация поверхности (т.е. растрескивание пород, слагающих поверхность).
Из вышеописанных представлений о характере распространения нормальных и максимальных касательных напряжений вытекает вывод об очень простой зависимости между размером радиусов кольцевых структур (или вернее концентров-дуг) и глубиной до упругих и сравнительно плотных сред. Эта зависимость выражается элементарной формулой Я = Г (Н), которая теоретически подтверждается законом скалывающих напряжений и представлениям М.В. Гзовского о распространении максимальных касательных напряжений под углом 45° по отношению к нормальным напряжениям, статистическими данными Г.И. Худякова, Б.В. Ежова (1999), расчётами А.И. Петрова (1968) и исследованиями Е.А. Мясникова (2004) и, наконец, результатами геофизики и бурения скважин на нефть и газ на территории Калмыкии (Ну-рин-Хагская, Касаткинская и Северо-Шаджинская площади) (рис. 2).
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Предложенная технология основывается на известной концепции СЦТ (структур центрального типа), где впервые представляется метод их интерпретации с выделением геодинамических центров, зон сжатия и растяжения, участков их интерференции или наложения и узловые точки или зоны субвертикальной деструкции.
На первом этапе исследований, выявляется по методу от частного к общему контур известного месторождения и наличие пробуренных скважин или горных выработок, которые на крупномасштабных космоснимках отображены, как правило, светлыми точками или пятнами на любом фоне с радиальными или своеобразными лучами прямых линий (подъездных путей).
В пределах контура месторождения в результате дешифрирования космического снимка выделяются антропогенные и оконтуриваю-щие месторождения природные объекты, в частности тектонические нарушения - линеаменты и дуги-концентры или кольцевые структуры. К природным объектам относятся практически все ландшафтные элементы: почвы, растительность, элементы рельефа, гидросеть, озёра, болота, литологическая основа - коренные горные породы, современ-
К N
возраст пород;
геолого-сейсмические горизонты;
распределение нормальных и касательных напряжений; песчаники газонасыщенные; суглинки покровные; дуги-концентры;
тектонические нарушения, линеаменты;
скважины;
супеси;
пески;
глины;
саги (глинистые поверхности).
1 - age of rocks; 2 - geological-seismic horizons; 3 - distribution of normal and shear stresses; 4 gas saturated sandstones; 5 - cover loams; 6 - arc concentrates; 7 - tectonic disturbances, lineaments; 8 - wells; 9 - sandy loam; 10 - sands; 11 - clay; 12 sagas, (clay surfaces).
Рис. 2. Факт соответствия радиусов структуры центрального типа
глубинам до отражающих сейсмических горизонтов и их перегибов в центральной части (Касаткинская площадь в Калмыкии) Харченко В.М. 2012 г.
Fig. 2. The fact of the correspondence of the radii of the central type structure to the depths to the reflecting seismic horizons and their bends in the central part (Kasatkinskaya area in Kalmykia) Harch-enko V.M. 2012.
ные четвертичные отложения, физико-геологические процессы (заболачивание, засоление, эрозионные, просадочные, креогенные, оползневые, эоловые и т.д.). По существу используется, известный в лан-дшафтоведении, метод ключевых участков с выделением и изучением природно-территориальных комплексов (ПТК) различного ранга с составлением крупномасштабной ландшафтно-геоэкологической карты, по которой в принципе диагностируется достоверность СЦТ и ли-неаментов различного ранга. При расширении площади исследования за пределы выделенного месторождения, осуществляется ландшафт-но-геоморфологическая привязка месторождения, т.е. приуроченности его к вполне определённым элементам ландшафта.
На этом же этапе делается попытка получить конкретный фотопортрет исследуемого месторождения с характерной структурой и текстурой фотоизображения, с аномальными точками, участками или даже зонами, которые в дальнейшем интерпретируются на предмет выявления рудных и нефтегазовых залежей. На предмет рудоносности такой подход является довольно эффективным, так как часто фотоаномалии приурочиваются к геохимическим аномалиям, связанным с рудными узлами, которые методом аналогии переносятся на другие соседние или сходные по геолого-тектоническому строению территории. Что касается нефтегазовых залежей, то они приурочиваются, как правило, к местам наложения кольцевых структур или СЦТ и также к узловым точкам или зонам субвертикальной деструкциии [13; 14; 15]. Конкретного фотопортрета месторождения нефти или газа получить никому не удалось, так как прямых дешифровочных признаков для них, вероятно, не существует, поэтому их обнаружение требует несколько других методов, т.е. выявления косвенных дешифровочных признаков и разработки специальных теоретических представлений для их интерпретации. Таким дешифровочным признаком в какой то мере оказались структуры центрального типа и линеаменты, образующие в совокупности форму «разбитой тарелки» и участки их интерференции или наложения, которые, как правило, приурочиваются ко всем известным месторождениям нефти и газа практически во всех природных условиях как континентов так и океанов. Это было подтверждено автором данной работы при выполнении в 80-х годах прошлого века научно-производственной работы в тресте «Калмнефтегазразведка» на тему «Обобщение аэрокосмических и геолого-геофизических материалов с целью выявления залежей нефти и газа на территории Калмыцкой АССР». На протяжении последних десятилетий, многочисленные научные исследования по использованию аэрокосмической сьемки для получения конкретного фотопортрета нефтегазовых ловушек также приходили к выводам об отсутствия их прямых дешифровочных признаков. Но, не-
изменно подтверждали, что к ним приурочиваются линеаменты и дуговые контуры, которые представляют собой кольцевые структуры или структуры центрального типа. В пределах их контуров, как правило, и приурочиваются рудо- и нефтегазовые залежи. Это доказано автором в указанной выше работе в тресте «Калмнефтегазразвека», в работах В.Д. Скарятина (1985 г.) [10; 11], в известных последних публикациях по Калининградской области, а также данные Л.В. Милосердовой и др. по приуроченности кольцевых структур к известным месторождениям УВ в России и за рубежом. Объяснение такого феномена было сделано в работах автора и других исследователей [4, 8; 10; 15].
Второй этап данных исследований по выявлению залежей УВ основывается на освоении теоретических основ концепции СЦТ и заключается в картировании и достоверном выделении линеаментов и СЦГ по дуговым концентрам различных радиусов, начиная с крупного масштаба в контурах известного месторождения, постепенно увеличивая площадь исследования, изменяя масштабы сьемок в 2-3 и более раз в зависимости от информативности и необходимости генерализации выделяемых объектов (СЦТ).
Следует особо отметить, что в первую очередь на уже больших территориях выделяются подобные СЦТ и линеаменты характерные для конкретного месторождения с вполне определенным радиусом СЦГ. По существу мы выявляем новые месторождения, подобные уже известному и хорошо изученному месторождению в пределах нефтегазоносного района, области или даже провинции. Далее на обзорной территории (области или провинции) выделяются СЦГ самых максимальных радиусов и, заканчивая минимальными, которые возможно диагностировать в этом масштабе сьемки, составляя специальную таблицу радиусов, где указываются по порядку не только размеры радиусов, но и количество СЦГ одинаковых радиусов. Особо выделяются СЦГ, характерные для известного месторождения и СЦГ максимального размера, которые интерпретируются как центр нефтегазообразо-вания, в контур которой попадает «базовая» СЦГ известного месторождения.
Третий этап исследования заключается в интерпретации СЦГ различного размера и построения геолого-тектонической и флюидоди-намической моделей. Под интерпретацией СЦГ понимается выделение в плане и разрезе геологических тел или их сочетания с благоприятными условиями для образования, миграции и сохранения рудных и углеводородных залежей. Это в первую очередь по дугам-концентрам определяются геодинамические центры, далее по аналогии с моделью очага землетрясения выделяются зоны растяжения и сжатия и участки их интерференции и, наконец, узловые точки - зоны пересечения
линеаментов и дуг-концентров СЦТ различных размеров. На основании данных по размерам радиусов различного размера, по вполне определенной линии (проведенной через центр максимальной СЦТ и по возможности через центры СЦТ всех радиусов в пределах территории месторождения), строится геолого-тектонический разрез на глубину максимального радиуса СЦГ с выделением вероятных рудных узлов и ловушек нефти и газа (рис. 3).
Предлагаемая модель согласуется с известными теоретическими флюидодинамическими моделями Б. А. Соколова, Ф.А. Алексеева и др., миксгенетической теорией В.П. Гаврилова, полигенетической концепцией А.Н. Дмитриевского и фактически является их практическим воплощением на любой конкретной территории.
Концепция образования структур центрального типа объясняет формирование залежей УВ под действием тектонических напряжений на флюидодинамические системы, которые представляют собой глубинные флюидопроводящие структуры различного ранга, контролирующие размещение как углеводородные так и рудные месторождения и обуславливавшие формирование геофизических и геохимических аномалий над залежами УВ и рудными телами. Проницаемые зоны развиваются в соответствии с действием тектонических напряжений и распространением трещинноватости и разломов, фиксируются в геофизических и геохимических полях, благодаря миграции по ним флюидов и развитию наложенной минерализации (рис. 3). Суть концепции нефтегазоносности СЦТ заключается в том, что благодаря ротационному тектогенезу, от глубинных энергетических источников (плю-мов), расположенных ниже границы Мохо, происходит восходящая миграция соединений углерода и водорода по субвертикальным тектонически ослабленным проницаемым зонам. Эти зоны характеризуются пониженной плотностью по отношению к вмещающим их породам, что обуславливает локальные отрицательные аномалии силы тяжести. Субвертикальные каналы восходящей миграции (согласно закону скалывающих напряжений), сопровождаются оперяющими разломами близкими и под углом 45° (в глинистых породах, М.В. Гзовский, 1975). При этом формируются тектономагматические структуры центрального типа различного размера (модель «разбитой тарелки»). Воронкообразные структуры центрального типа являются зонами повышенной флюидопроводимости, сложены аномалиеобразующими телами, верхние кромки которых расположены в платформенном чехле или фундаменте, а нижние кромки - вблизи или ниже изотермической поверхности формирования флюидов УВ (300-400) (Ф.А. Алексеев и др., 2000). Достижение нижней кромкой воронки изотерм формирования флюидов УВ может указывать на возможность скопления УВ в выше-
1 - геодинамические центры СЦТ и их контуры;
2 - линеаменты или тектонические нарушения;
3 - субвертикальные зоны деструкции;
4 - флюидопотоки и пути их миграции согласно
распределению тектонических напряжений;
5 - залежи УВ в зоне катагенеза;
6 - зона растяжения;
7 - зона сжатия;
8 - возможные очаги землетрясения;
9 - залежи УВ в зоне субвертикальной деструкции.
(Согласно Ф.А Алексееву, 1978; О.Ю. Баталина, 2010; В.М. Харченко, 2012)
Рис. 3. концептуальная модель формирования рудных и ув зале-
жей (в плане и разрезе).
Fig. 3. A conceptual model of the formation of ore and hydrocarbon deposits (in plan and section).
лежащих породах при наличии коллекторов и покрышек. При температуре 100-150°, на глубинах до 5 км благоприятной для формирования залежей, возможно и их образование также за счет диагенетического преобразования осадков. Таким образом, возможно образование залежей УВ двояким путем: за счет глубинного прогрева осадков и подтока флюидов снизу, и путем преобразования органики в осадочной толще также за счет прогрева снизу. Такая схема образования и формирования УВ может объяснить возобновления запасов на разрабатываемых месторождениях и формирование залежей не только в осадочных толщах, но и в кристаллических породах фундамента. «Елочные» или воронкообразные структуры в разрезе и СЦТ в плане в форме «разбитой тарелки», образованные путем действия нормальных и максимальных касательных напряжений и подтверждаемые магнитными, гравитационными и геохимическими аномалиями, могут являться надежными поисковыми признаками залежей УВ. Наиболее перспективными на предмет нефти и газа являются СЦГ с минимальными градиентами скоростей вертикальных движений размером по радиусу соответственно 1-5, 5-10 км, зоны их растяжения и узловые точки (места пересечения тектонических разломов).
Как известно, в геологической практике проводится интерпретация при обработке различных геофизических и геохимических материалов, в данной работе впервые представляется метод интерпретации СЦТ и линеаментов различного ранга с построением конкретной геолого-тектонической или флюидодинамической модели любого месторождения.
Для проведения и понимания сути интерпретации СЦТ необходимо как минимум иметь знания и надежные представления:
1) о симметрии в природе в целом и центральной симметрии в частности;
2) о симметрии колебательных движений;
3) о закономерностях распространения тектонических напряжений и законе скалывающих напряжений, о локальных и региональных очагах землетрясений и модели очага землетрясения;
4) о геометрической сейсмике;
5) о концепции структур центрального типа.
Для подтверждения предложенной технологии оперативных поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых, в частности нефти и газа, приводится наглядный пример сопоставления традиционных данных сейсморазведки и бурения с результатами дешифрирования космического снимка и интерпретации
СЦГ и линеаментов по Величаевско-Колодезному месторождению газа Восточного Предкавказья.
Величаевско-Колодезное месторождение открыто в 1956 году, введено в разработку в 1957 году. Нефтегазоносность месторождения характеризуется широким стратиграфическим диапазоном продуктивности: залежи нефти открыты в I, IV, V, VI, VIII, IX, X пластах нижнемеловых отложений, VII пласте нижнеюрских отложений, а также в нефтекумской свите нижнего триаса. К настоящему времени на месторождении добыто 96% извлекаемых запасов. Рассматривается наиболее охваченный разработкой VIII пласт нижнего мела. Стандартная карта разработки дает слабое представление о распределении добычи по площади, оно в принципе кажется равномерным.
С целью большей наглядности можно разделить накопленную добычу в скважинах на 3 класса: скважины с низкой добычей менее 20 у. е. (зеленые), средней добычей 20-200 у. е. (синие) и высокой добычей свыше 200 у.е. (красные) (рису. 4). На рисунке видно, что если соединить между собой скважины с высокой добычей, то получаются линии северо-западного и северо-восточного направлений.
Можно было бы предположить, что подобная линейность добычи вызвана особой системой разработки. Разделим скважины по вводу в разработку также на три класса: красным 1958-1963 г., синим 19661985 г., зеленым 1986-2010 г. Как видно на рисунке 4, ввод скважин можно описать в большей степени «пятнами», чем линиями. Следовательно, линейный характер накопленной добычи, скорее всего, объясняется геологическими, а не техногенными причинами.
Является ли такое линейное распределение добычи случайным или оно присуще всем пластам месторождения?. Что бы ответить на этот вопрос, нами проанализированы другие пласты месторождения, и на всех них можно выделить субширотные и субмеридиональные линейные зоны, в большей или меньшей степени, проявленные в зависимости от количества скважин, участвовавших в разработке пласта.
Чтобы разобраться, какой геологический фактор мог повлиять на линейное распределение добычи, нами рассматривались основные геологические параметры залежи: структурный фактор, нефтенасы-щенная толщина, высота над контактом, пористость, нефтенасыщен-ность, удельные запасы пласта. Можно с уверенностью сказать, что ни один из этих параметров не имеет линейного распределения по площади.
Вместе с тем, похожий рисунок линейных зон можно увидеть на карте Ставропольского края с нанесенными глубинными разломами и схемы линеаментов поверхности этой территории (рис. 5).
Рис. 4. Накопленная добыча VIII3 пласта нижнего мела по классам
скважин.
Fig. 4. Cumulative production of the VIII3 Lower Cretaceous reservoir by well classes.
Условные обозначения:
210,101, -добыча нефти ву.е.
- контур нефтеносности; --линия неколлектора; ,«»•—линии высокой добычи нефти
Эти факты позволяют сделать предположение о связи накопленной добычи нефти по скважинам месторождения с тектоническими нарушениями осадочного чехла Величаевско-Колодезного месторождения. Вероятное существование разрывных нарушений на этой территории рассматривалось в работах многих авторов, в частности З.Х. Моллаева, В.В. Доценко и др. Низкоамплитудные разрывные нарушения осадочного чехла могут образовывать линейные структуры, с которыми связаны зоны повышенной трещиноватости и проницаемости. С точки зрения современной планетарной геодинамики субмериди-
Условные обозначения:
Линейно-тектонические нарушения (разломы) фундамента:
I Центрально-Манычский разлом
II Южно-Манычский разлом
III Предкавказский разлом
IV Надзорненский разлом
V Невинномысско-Терский разлом
VI Черкесский разлом
IX Восточно-Ставропольский разлом
X Георгиевско-Арзгирский разлом
XI Кабардино-Сарпинский разлом
XII Величаевско-Мектебский разлом
Рис. 5. Схема разломов фундамента.
Fig. 5. Foundation fault diagram.
ональные разрывные нарушения являются зонами растяжения, а субширотные - зонами сжатия. Узлы пересечения этих зон представляют собой участки, наиболее активные, согласно геодинамическим представлениям (по опыту работ в Западной Сибири, так называемые «гео-солитоны» по данным P.M. Бембеля, 2010), к которым приурочены высокие дебиты нефти, повышенная обводненность скважин, а также их аварийность. Подобные режимы работы скважин вполне возможны и на исследуемом месторождении, конкретно в узловых точках и участках интерференции СЦТ.
Л Л Л Л А Л
Условные обозначения:
А- скважины с повышенной добычей нефти, А- другие скважины /- разрывные нарушения
Рис. 6. Пример выделения разрывных нарушений в нижнем три-
асе и палеозойском фундаменте на Величаевско-Колодез-ном месторождении нефти и газа.
Fig. 6. An example of the identification of explosive faults in the Lower Triassic and the Paleozoic basement at the Velichaevo-Kolo-deznoye oil and gas field.
В качестве доказательства возможного наличия разрывных нарушений в осадочном чехле исследуемого месторождения можно отметить, что на временных разрезах 30 сейсморазведки выделяется большое количество разрывных нарушений в фундаменте и в осадочных отложениях нижнего триаса (рис. 6).
Выше по разрезу, в юрских и меловых отложениях, в литологи-ческом описании образцов керна неоднократно встречаются определения «неясно слоистый, трещиноватый» или «трещиноватый, слоистый». На космосмических снимках различного масштаба дневной поверхности также можно увидеть линии субширотного и субмеридионального простирания и точки их пересечения. Каждый из этих фактов
Рис. 7. Космический снимок крупного масштаба Величаевско-Ко-
лодезной площади с характерными белыми точками-пятнами и линиями подъездных дорог-пробуренными буровыми скважинами на нефть и газ.
Fig. 7. A large-scale satellite image of the Velichaevo-Kolodeznaya area with characteristic white dotted spots and access road lines drilled with oil and gas boreholes.
в будущем требует детального изучения и сопоставления с выявленными нами аномалиями разработки.
Выявленные закономерности особенностей разработки Вели-чаевско-Колодезного месторождения с тектоническими особенностями геологического строения могут быть выявлены в дальнейшем и на других месторождениях Восточного Ставрополья, анализ и обобщение накопленной информации позволит оптимизировать систему разработки этих месторождений.
Согласно изложенной технологии, на первом этапе наших исследований было проведено дешифрирование космического снимка интересующей нас Величаевско-Колодезной площади. В результате чего были выделены структуры центрального типа и их геодинамические
Рис. 8
Структуры центрального типа и линеаменты,выделенные по различным ландшафтным признакам Величаевско-Ко-лодезной площади и результаты их интерпретации.
Fig. 8. Central-type structures and lineaments, distinguished by different landscape features of the Velichaevo-Kolodeznaya area and the results of their interpretation.
центры, серия линейных разломов, впервые выполнена интерпретация СЦТ и линеаментов (рис. 7, 8, 9).
В плане нефтегазоносности так и сейсмичности особый интерес представляют центральные и периферические части СЦТ, точки пересечения различных линеаментов или тектонических разломов различного ранга и дуг. Важным для интерпретации геолого-геофизического разреза является то, что радиусы СЦТ в целом и отдельных дуг соответствуют глубинам до границ геолого-геофизических разделов (на сейсмических профилях, они соответствуют, как правило, отражающим горизонтам).
При интерпретации СЦТ особо выделяются зоны сжатия и растяжения и участки их интерференции. В зонах сжатия возникают благоприятные термобарические условия для генерации УВ, которые после своего образования, вероятно, мигрируют в соседние зоны растяжения, и при соответствующих условиях (наличия покрышек) формируют залежи нефти и газа.
Рис. 9. Результаты сопоставления данных интерпретации СЦТ и
данных эксплуатационного бурения, где отмечается приуроченность нефтегазоносных скважин к зонам растяжения и участкам их интерференции и отсутствие их в узловых точках,где возможны максимальные дебиты скважин. Fig. 9. The results of comparing the data from the interpretation of SCT and the data of production drilling, where the confinedness of oil and gas wells to extension zones and areas of their interference and their absence at nodal points where maximum well production rates are possible.
На рисунке 9 показаны участки с наложениями зон растяжения, (то есть наложение СЦТ одинакового или различного ранга), что образует зону интерференции с максимальной возможностью проницаемости флюидов. Данные участки наиболее перспективны для формирования приразломных ловушек различного типа, что и подтверждается бурением скважин, а именно, скважины, находящиеся в пределах выделенного участка вблизи узловой точки, имеют максимальные дебиты и вскрывают, как правило, разрез с максимальным насыщением коллекторов и количеством этажей нефтегазоносности. В отдельных случаях это подтверждается бурением скважин и сейсмическими исследованиями на Колодезно-Величаевской площади Восточного Предкавказья. Следует особо отметить, что ни одна из пробуренных скважин не попала в узловую точку и не вскрыла естественно пласт и зону субвертикальной деструкции, где должны быть максимальные дебиты.
ВЫВОДЫ
В результате проведенных исследований выявлено, что продуктивность эксплуатационных скважин пространственно связана с зонами субвертикальной деструкции и участкам наложения СЦТ различного размера, выделяемые как по сейсмическим данным, так и по результатам дешифрирования космических снимков различного масштаба.
Важным преимуществом результатов дешифрирования перед сейсмическими данными является экономический аспект. Очевидно, что данные полученные по результатам дешифрирования космических снимков, значительно сокращают затраты на проведение сейсморазведки и бурения скважин.
Рекомендуется при поисках, разведке и разработки месторождений нефти и газа проведение работ по дешифрированию космических снимков с интерпретацией СЦТ и линеаментов перед постановкой сейсмических, геохимических исследований и бурения, с целью получения максимальных дебитов эксплуатационных скважин (при разработке месторождений).
С использованием вышеизложенной технологии оперативных поисков МПИ, в том числе нефти и газа, наступает эра новых открытий не только на неизведанных территориях, но и на давно известных месторождениях, особенно нефти и газа.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Бембель P.M., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. Тюмень: Вектор Бук, изд. 2. 2003. 224 с.
2. Гзовский, М.В. Основы тектонофизики / М.В. Гзовский. М.: Наука, 1975. 327 с.
3. Горшков, Г.П. Дизъюнктивная тектоника Копет-Дага и закон скалывающих напряжений / Г.П. Горшков. М.: Вестник МГУ, 1947. №1. С. 103-115.
4. Милосердова, Л.В., Тунг Фи Мань Космические образы месторождений нефти и газа. // Теоретические основы и технология поисков и разведки нефти и газа // №1. 2012. С. 59-62.
5. Нелепов М.В., Логвинова Т.В., Лиховид A.A. Закономерности изменения продуктивности нефтяных скважин Величаевско-Колодезного месторождения // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. 2013. №6 (39). С. 54-58.
6. Нелепов М.В., Харченко В.М., Нелепов C.B., Ибрагимова Т.В. Влияние тектонических факторов осадочного чехла на добычу углеводородов в скважинах месторождений Ставрополья // Материалы международной научной конференции. Ставрополь, 2015. С. 70-72.
7. Петров, А.И. О механизме образования структур центрального типа [Текст] / А.И. Петров // Советская геология. М., 1969. №9. С. 139-145.
8. Скарятин В.Д., Атанасян С.В. Кольцевые структуры Предкавказья // Тезисы докладов VI Краевой конференции по геологии и полезным ископаемым Северного Кавказа. Ессентуки, 1985. С. 168-169. 463 с.
9. Соколов Б.А., Абля Э. А.Флюидодинамическая модель нефте-газообразования. Москва : ГЕОС, 1999. 76 с
10. Харченко В. М., Перлик В.А., Кузнецова А.А. К вопросу о природе бугров Бэра / Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. Астраханский ГУ, 2009. №3 (14). С. 66-71.
11. Харченко В.М. Структуры центрального типа, их связь с месторождениями полезных ископаемых (на примере объектов Предкавказья и сопредельных территорий): автореф. дис. ... доктора геолого-минералогических наук. Ставрополь, 2012. 49 с.
12. Харченко В.М. Автореферат диссертации на соискание степени доктора геол-мин.наук «Структуры центрального типа их связь с месторождениями полезных ископаемых ( па примере Предкавказья и сопредельных территорий». Ставрополь 2012. 49 с.
REFERENCES
1. Bembel R.M., Megerya V.M., Bembel S.R. Geosolitons: the functional system of the Earth, the concept of exploration and development of hydrocarbon deposits-Tyumen: Vector Buk, ed. 2. 2003. 224 p. (In Russ.).
2. Gzovsky M. V. Fundamentals of Tectonophysics / M.V. Gzovsky. Moscow: Nauka, 1975. 327 p. (In Russ.).
3. Gorshkov, G.P. Disjunctive tectonics of the Kopet-Dag and the law of chipping stresses / G.P. Gorshkov. Moscow: Vestnik MSU, 1947. No. 1. Pp. 103-115. (In Russ.).
4. Miloserdova, L.V., Tung Phi man Space images of oil and gas fields//Theoretical bases and technology of oil and gas prospecting and exploration//No. 1. 2012. P. 59-62. (In Russ.).
5. NelepovM.V., LogvinovaT.V., LikhovidA.A. Regularities of changes in the productivity of oil wells in Velichaevsko-Kolodeznoye field // Bulletin of the North Caucasus Federal University. 2013. №6 (39). Pp. 54-58. (In Russ.).
6. NelepovM. V., KharchenkoV. M., NelepovS.V., Ibragimova T.V. Influence of tectonic factors of the sedimentary cover on the production of hydrocarbons in wells of Stavropol deposits//Materials of the international scientific conference. Stavropol, 2015. P. 70-72. (In Russ.).
7. PetrovA.I. on the mechanism of formation of structures ofthe Central type [Text]/A. I. Petrov//Soviet Geology, Moscow, 1969, No. 9, Pp. 139-145. (In Russ.).
8. Skaryatin V.D., Atanasyan S.V. Ring structures of the pre-Cau-casus / Abstracts of the VI Regional conference on Geology and
mineral resources of the North Caucasus, Essentuki 1985g. Pp. 168-169. 463 c. (In Russ.).
9. Sokolov B.A., Ablya E.A. Fluidodynamic model of oil and gas formation-Moscow: GEOS, 1999. 76 p. (In Russ.)
10. Kharchenko V.M., Perlik V.A., Kuznetsova A.A. To the question of the nature of the Bera hills / South-Russian Bulletin of Geology, geography and global energy. Astrakhan state University, 2009. №3 (14). Pp. 66-71 (In Russ.).
11. Kharchenko V. M. structures of the Central type, their connection with mineral deposits (on the example of objects of the pre-Cau-casus and neighboring territories): abstract dissertation for the degree of doctor of geological and mineralogical Sciences. Stavropol, 2012. 49 p. (In Russ.).
12. Kharchenko V. M. abstract of the dissertation for the degree of doctor of GEOL-min.science "structures of the Central type their connection with mineral deposits (PA) of the pre-Caucasus and neighboring territories". Stavropol, 2012. 49 c. (In Russ.).
Поступило в редакцию 15.08.2020, принята к публикации 01.09.2020
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
Лапта Денис Васильевич, аспирант кафедры геологии нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета (СКФУ), 355000, г. Ставрополь, пр. Кулакова 16/1 (корпус 16). Телефон: +7(906)-491-34-26, E-mail: d.lapta@yandex.ru.
Харченко Владимир Михайлович, Доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры геологии нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета (СКФУ), 355000, г. Ставрополь, пр. Кулакова 16/1 (корпус 16). Телефон: +7(906)-468-22-64. Е-mail: kafgog@ncfu.ru.
ABOUT THE AUTHORS
Lapta Denis Vasilievich, a graduate student of the Department of Oil and Gas Geology of the North Caucasus Federal University (NCFU), 355000, Stavropol, Klakova Ave. 16/1 (building 16). Phone: +7(906)-491-34-26, E-mail: d.lapta@yandex.ru.
Kharchenko Vladimir Mikhailovich, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Professor at the Department of Geology of Oil and Gas, North-Caucasian Federal University (NCFU), 355000, Stavropol, 16/1 Kulakov Ave. (building 16). Phone: +7(906)-468-22-64, Email: kafgog@ncfu.ru.
