КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА АРКОЗОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ В ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СКИФСКО-ТУРАНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Попков В. И.; Попков И. В.

А

Г

главный специалист,

ООО "РН-БашНИПИнефть",

ул. Революционная, д. 96/2,

450078, г. Уфа, Российская Федерация

ОРОЮ: 0009-0006-4545-3275

эл. адрес: RamazanovRR@bnipi.rosneft.ru

главный технолог отдела, ООО "РН-БашНИПИнефть", ул. Ленина, д. 86/1,

450006, г. Уфа, Российская Федерация

ОРОЮ: 0009-0004-5789-1593

эл. адрес: LogachevDV@bnipi.rosneft.ru

Chief Specialist,

OOO RN-BashNIPIneft,

st. Revolutionary, 96/2,

450078, Ufa, Russian Federation

ORCID: 0009-0006-4545-3275

e-mail: RamazanovRR@bnipi.rosneft.ru

chief technologist of the department, OOO RN-BashNIPIneft, st. Lenina, d. 86/1, 450006, Ufa, Russian Federation ORCID: 0009-0004-5789-1593 e-mail: LogachevDV@bnipi.rosneft.ru

* Для цитирования:

Попков В.И., Попков И.В. Коллекторские свойства аркозовых песчаников в триасовых отложениях Скифско-Туранской платформы // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №3. С. 21-29. БОТ 10.24412/1728-5283-2023-3-21-29

УДК 552.578 (574.14) DOI 10.24412/1728-5283-2023-3-21-29

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА АРКОЗОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ В ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СКИФСКО-ТУРАНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ*

г. Краснодар, Российская Федерация

Триасовые отложения Скифско-Туранской платформы, с которыми связаны основные перспективы открытия новых скоплений углеводородов, претерпели значительные постседиментационные преобразования. Современные коллекторы, содержащие скопления нефти и газа, имеют, как правило, эпигенетичный характер. В этой ситуации локализация залежей углеводородов контролируется участками развития вторичных коллекторов, а резервуары приобретают сложную морфологию. Однако на отдельных площадях обнаружено сохранение первичной поровой емкости породами, залегающими в нижних горизонтах триасового разреза. Выяснение причин «консервации» первичного порового пространства в глубокопогруженных горизонтах триасового нефтегазоносного комплекса имеет не только научное, но и практическое значение. С этой целью было проведено макроописание кернов скважин, микроскопическое изучение шлифов. Для изучения емкостно-фильтрационных свойств пород проанализированы данные петрофизики, каротажные диаграммы. Выполнено литолого-стратиграфи-ческое расчленение и корреляция разрезов скважин с использованием данных всех видов каротажа, палеонтологических определений органических остатков. Детально исследованы особенности строения отдельных месторождений нефти и газа. В результате было установлено, что такие пласты-коллекторы приурочены к карбонатно-терригенной толще нижнего триаса, в составе которой присутствуют аркозовые песчаники, являющиеся продуктом разрушения гранитоидных интрузий палеозойского фундамента. Детальный литологический и формационный анализ палеозойских и триасовых отложений позволил восстановить палеотектоническую ситуацию конца палеозоя - начала раннего мезозоя. Выявлено не известное ранее крупное погребенное поднятие, являвшееся в это время областью

размыва. На периферии поднятия накапливался грубообломочный материал. Его литолого-минера-логические особенности обусловили сохранение первичных пор на фоне других низкопроницаемых осадочных пород, слагающих триасовый разрез. Полученные результаты могут быть использованы

Ключевые слова: Южный Мангышлак, верхний палеозой, триас, литология, аркозы, катагенез, коллекторы.

в практике геологоразведочных работ на нефть и газ.

RESERVOIR PROPERTIES OF ARKOS SANDSTONES IN THE TRIASSIC DEPOSITS OF THE SCYTHIAN-TURANIAN PLATFORM

Federal State Budget Educational Institution of Higher Education «Kuban State University",

Krasnodar, Russian Federation

The Triassic deposits of the Scythian-Turan platform, which are the main prospects for the discovery of new accumulations of hydrocarbons, have undergone significant post-sedimentary transformations. Modern reservoirs containing accumulations of oil and gas are, as a rule, epigenetic in nature. In this situation, the localization of hydrocarbon deposits is controlled by the areas of development of secondary reservoirs, and the reservoirs acquire a complex morphology. However, in some areas, the preservation of the primary pore capacity by rocks occurring in the lower horizons of the Triassic section was found. Elucidation of the reasons for the "conservation" of the primary pore space in the deep-immersed horizons of the Triassic oil and gas complex is not only of scientific but also of practical importance. For this purpose, a macro-description of well cores and a microscopic study of thin sections were carried out. Petrophysics data and well logs were analyzed to study the capacitive-filtration properties of rocks. Lithological-stratigraphic subdivision and correlation of well sections were performed using data from all types of logging, paleontological determinations of organic remains. The features of individual oil and gas fields structure have been studied in detail. As a result, it was found that such reservoirs are confined to the carbonate-terrigenous sequence of the Lower Triassic, which contains arkose sandstones, which are the product of the destruction of granitoid intrusions of the Paleozoic basement. A detailed lithological and formational analysis of the Paleozoic and Triassic deposits made it possible to restore the paleotectonic situation of the end of the Paleozoic - the beginning of the early Mesozoic. A previously unknown large buried uplift was revealed, which at that time was an area of erosion. Coarse clastic material accumulated at the periphery of the uplift. Its lithological and mineralogical features determined the preservation of primary pores against the background of other low-permeability sedimentary

rocks that make up the Triassic section. The

Key words: Southern Mangyshlak, Upper Paleozoic, Triassic, lithology, arcoses, catagenesis, reservoirs.

results obtained can be used in the practice of geological exploration for oil and gas.

Введение. По мере истощения фонда тради- Триасовые отложения погружены на глубины ционных объектов поиска в мезозойско-кайно- 4 и более километров, в ряде случаев подверг-зойском плитном комплексе Скифско-Туранской лись существенным деформациям, стресс-мета-платформы в семидесятых годах прошлого века морфизму и уплотнению. В такой обстановке в в разведку были вовлечены подстилающие триа- результате прогрессирующих катагенетических совые отложения, имеющие гораздо более слож- преобразований осадочные породы в значительное строение. К настоящему времени в них от- ной степени утрачивают первичные пористость крыты десятки месторождений нефти и газа, пре- и проницаемость, а локализация скоплений угле-жде всего в пределах Восточного Предкавказья водородов в значительной мере контролируется и Южного Мангышлака. Несмотря на достаточно участками развития вторичных коллекторов. Это высокую степень изученности, доюрские отло- заключение убедительно подтверждается практи-жения продолжают оставаться одним из важней- кой поисково-разведочных работ как в Западном, ших направлений поисково-разведочных работ Восточном Предкавказье, так и на Мангышлаке в регионе. [1-5]. Однако в отдельных районах было обна-

А

ружено сохранение первичной поровой емкости пород в нижних горизонтах триасового разреза. Одним из таких примеров может служить информация, полученная при бурении на некоторых структурах Южно-Мангышлакской нефтегазоносной области. Выяснению причин данного явления посвящена настоящая статья.

Результаты исследований. Южно-Мангыш-лакский нефтегазоносный осадочный бассейн располагается в западной части молодой Туран-ской плиты. Эпигерцинский складчатый фундамент осадочного бассейна сложен преимущественно первично осадочными породами, испытавшими метаморфизм зеленосланцевых фаций и складчатость в конце карбона-ранней перми [6, 7]. В пределах выступов он прорван гранитоида-ми каменноугольного возраста.

Доюрский (доплитный) вулканогенно-оса-дочный комплекс в пределах расматриваемой территории представлен лишь отложениями триаса, залегающими на разновозрастных породах палеозоя. Разрез триаса северного борта Южно-Мангышлакского платформенного прогиба начинается пестроцветными преимущественно континентальными отложениями нижнеоленёкского подъяруса. В нижней его части залегает песчани-ково-алевролитовая толща (вскрытая мощность 200 м), сменяемая вверх по разрезу алевролито-аргиллитовой (мощность 250-1567 м) толщей.

В составе залегающей выше вулканогенно-карбонатной нефтегазоносной формации (рис. 1) выделяется четыре литологических толщи (снизу вверх): карбонатно-терригенная (мощность от нуля до 1043 м), вулканогенно-доломитовая (80230 м), известняково-вулканогенная (50-107 м) и вулканогенно-известняковая (до 300 м). Возраст карбонатно-терригенной толщи уверенно определен как позднеоленекский, остальные толщи принадлежат к среднему триасу [8, 9].

Завершается разрез среднего триаса северного борта Южно-Мангышлакского прогиба вулканогенно-аргиллитовой толщей (80-160 м), являющейся достаточно надежной региональной покрышкой.

В составе трансгрессивно налегающих отложений верхнего триаса выделяются три толщи (снизу вверх): туфогенно-терригенная (200-380 м), песчаниково-аргиллитовая (280-440 м) и аргиллито-песчаниковая (до 286 м). Наиболее важное значение в нефтегазоносном отношении играет песчано-гравелитовая пачка мощностью

20-70 м, залегающая в основании верхнетриасового разреза.

Несколько иное строение имеет разрез триасовых отложений в пределах Сегендыкской депрессии, Карагиинской седловины и Песча-номысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий [9]. Здесь разрез обычно начинается пестроцвет-ной алевролито-аргиллитовой толщей (0-204 м) нижнего триаса. В ее основании залегает пласт мощностью до 20-25 м, содержащий плохо окатанные обломки подстилающих магматических и метаморфических палеозойских пород, погруженных в красноцветную глинистую массу. На Оймашинской площади на породах фундамента залегает вулканогенно-доломитовая толща среднего триаса. Строение вышележащей части триасового разреза в литологическом отношении близко разрезу Жетыбай Узеньской ступени. Выделенные литологические толщи легко идентифицируются в разрезе. Главное отличие заключается в сокращении мощности всех толщ при изменении процентного соотношения осадочных и вулканогенных разностей в сторону увеличения туфогенной составляющей.

Лабораторные исследования кернового материала показали, что в продуктивной вулканоген-но-карбонатной формации триаса присутствуют трещинные, порово-трещинные и каверново-по-ровые типы коллекторов [10, 11]. Матрицей трещинных коллекторов являются участки породы, лишенные трещин. Проницаемость водонасы-щенной матрицы имеет крайне низкие значения, не превышающие 0.01х10-3 мкм2. Емкостью по-рово-трещинных коллекторов служат первичные и вторичные пустоты. Вторичные коллекторы приурочены к участкам наложенной доломитизации и имеют метасоматическую природу. Аналогичного происхождения и каверново-поровые коллекторы, связанные с кавернозными доломитами. За пределами контура нефтегазоносности залежей породы не затронуты процессами вторичных преобразований, а их пористость не превышает 3%.

Иная ситуация наблюдается в карбонатно-терригенной толще, залегающей в основании вулканогенно-карбонатной формации (см. рис. 1). Сложена она переслаивающимися песчаниками, алевролитами, аргиллитами и известняками, чередующимися с многочисленными прослоями туфов. Отсутствует в разрезе на юге и западе Же-тыбай-Узеньской ступени, достигая максималь-

Рисунок 1 - Схема корреляции вулканогенно-карбонатной нефтегазоносной формации Южного Мангышлака,

где: литологические толщи: I- вулканогенно-известняковая, II - известняково-вулканогенная, III - вулканогенно-доломитовая, IV - карбонат-но-терригенная.

Известняки: 1 - органогенно-детритовые и шламовые, 2 - обломочно-полидетритовые, 3 - песчанистые известняки и известковистые песчаники; 4 - оолитово-комковатые и оолито-во-обломочные доломиты; 5 - туфы кристалло-и витрокластические, пепловые; 6 - гравелиты, грубозернистые песчаники; 7 - песчаники; 8 - аргиллиты; 9 - карбонатизация; 10 - метаморфические и магматические породы фундамента.

ной мощности в северной ее части. Продуктивность карбонатно-терригенной толщи доказана в пределах Южно-Жетыбайско-Тенгинской анти-

клинальной зоны (месторождения Южный Же -тыбай, Тасбулат и др.).

Как показали лабораторные исследования, коллекторскими свойствами в ее составе обладают, прежде всего, аркозовые песчаники мелко- и среднезернистые, реже крупнозернистые. Последние иногда визуально пористые.

Обломочный материал песчаников имеет среднюю сортировку при очень слабой степени окатанности. В его составе присутствуют кварц, кислые плагиоклазы, калиевые полевые шпаты, зачастую измененные. Цемент типа соприкосновения, поровый, реже инкорпорационный, повсеместно пропитан желтым и коричневым битумо-идом [11]. Поры, наблюдаемые в шлифах, размером от 0, 005-0, 070 до 0,1 мм, в крупнозернистых песчаниках - до 0,6 мм. Поры неправильной формы, приурочены к стыку между зернами.

Для аркозовых песчаников характерно развитие вторичных аутигенных каемок кварца и альбита вокруг кластических компонентов. Толщина каемок от 0,005-0,035 мм до 0,05 мм. Окружает она обычно только часть зерна, снижая размеры первичных пор. Но при этом аутигенные каемки создают формирование жесткого каркаса, способствующего сохранению первичных пустот, препятствуя дальнейшему уплотнению зерен. Сообщаемость между порами осуществляется разнонаправленными микротрещинами с рас-крытостью от 10 до 20 мкм. Трещинная емкость составляет не более 0,1 %, проницаемость - от 0,0001 до 0,013 мкм2. Открытая (межзерновая) пористость аркозовых песчаников изменяется от 3 до 13 %, а поровая проницаемость от 0,0001 до 0,007 мкм2. Очевидно, что основной емкостью пород является межзерновая пористость, а величина трещинной проницаемости по своим значениям близка к поровой проницаемости.

Присутствующие в составе карбонатно-тер-ригенной толщи олигомиктовые и полимикто-вые песчаники отличаются от аркозовых плохой сортировкой обломочного материала, увеличением до 35 % количества цемента (обычно гидрослюдистого, кварцевого), появлением обломков (до 15-30 %) микоркварцитов, слюдистых кварцитов, кислых и средних эффузивов. В низах толщи в песчаниках фиксируется примесь гру-бообломочного известковистого органогенного и водорослевого детрита, встречаются обломки пелитоморфного доломита. Песчаники претерпели значительные катагенетические изменения,

А

сопровождающиеся интенсивным аутигенным минералообразованием, формированием регене-рационно-кварцевого цемента.

Коллекторские свойства пород низкие, открытая пористость не превышает 4 %.

К карбонатно-терригенной толще приурочены газоконденсатная залежь на Южно-Жеты-байском месторождении, нефтяная и газоконден-сатная залежи - на Тасбулатском. Дебиты газа и конденсата в скважине № 25 Южно-Жетыбайс-кая достигали 560 тыс. м3/сут и 72 м3/сут, соответственно. На Тасбулатском месторождении в скважине № 10 получены притоки нефти (121 м3/сут) и газа (156 тыс. м3/сут). В скважине №1 площади Каменистая дебит нефти из этой части разреза составил 16,8 м3/сут.

Изложенные выше материалы указывают на присутствие в разрезе триасовых отложений тер-ригенных пород, сохранивших свою первичную пористость и проницаемость, содержащих промышленные скопления углеводородов. Литоло-гический анализ показал, что такими свойствами обладают, прежде всего, аркозовые песчаники, являющиеся продуктом разрушения гранитоид-ных интрузий палеозойского фундамента. Значительный процент кварца в их составе, формирование аутигенных каемок кварца и альбита вокруг кластитов способствовало образованию жесткого минерального каркаса, который препятствовал уплотнению пород под действием увеличивающегося при их погружении давления. В результате этого были созданы благоприятные условия для сохранения первичных емкосто-фильтрационных свойств песчаников. Примечательно, что подобные явления были отмечены ранее в продуктивных пластах терригенного девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [12, 13].

Низкая степень окатанности и сортировки обломочного материала аркозовых и полимиктовых песчаников, присутствие в их составе продуктов разрушения гранитоидов и метаморфических пород свидетельствует о близости его источника, где на поверхность размыва выходили породы палеозойского фундамента. Можно с уверенностью предполагать, что по периметру раннетриасовой палеосуши могли сформироваться аналогичные по составу и генезису отложения. Учитывая доказанную продуктивность толщи, определение местоположения и границ области размыва представляет нефтегазопоисковый интерес.

Решению этой задачи может способствовать формационный анализ палеозойских отложений фундамента запада Туранской плиты, вскрытых глубокими скважинами. На основании проведенных ранее исследований в составе складчатого основания платформы были выделены два струк-турно-формационных комплекса [6, 7, 14]: 1) нижний интенсивно дислоцированный доверхне-каменноугольный (?) комплекс, породы которого испытали метаморфогенные преобразования, соответствующие зеленосланцевой стадии регионального метаморфизма, а также были прорваны гранитоидными интрузиями каменноугольного возраста; 2) верхний менее дислоцированный и метаморфизованный верхнекаменноугольно-нижнепермский комплекс, отнесенный к нижней молассе.

Нижний палеозойский комплекс вскрыт бурением на площадях Песчаномысско-Ракушеч-ной зоны поднятий, Сегендыкской депрессии, Карагиинской седловины (рисунок 2). Сложен он первично-терригенными, иногда карбонатно-тер-ригенными отложениями, преобразованными в метаморфические сланцы хлорит-мусковитовой субфации зеленых сланцев регионального метаморфизма. В пределах выступов гранитоиды выведены эрозией непосредственно на поверхность фундамента (Оймаща, Бортовое, Жага и др.).

Более молодые отложения верхнепалеозойского структурно-формационного комплекса вскрыты скважинами в западной и северо-западной частях Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, прилегающих к ней с юга районах Жазгурлинской депрессии и в юго-восточной части Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий (см. рисунок 2). В разрезе ведущая роль принадлежит грубообломочному материалу гра-уваккового и граувакко-аркозового состава [14]. Литокластические граувакки под микроскопом имеют вид микробрекчии, состоящей из щепко-видных обломков серицит-хлоритовых, серици-товых и кварцево-слюдяных сланцев, кварцитов. Присутствуют зерна кварца остроугольной формы, полевых шпатов. Иногда наблюдаются обломки кремнистых пород, диабазов, криноидей. Обломки погружены в тонкодисперсный агрегат глинисто-кварцевого состава, достигающий 30 - 40 % объема породы. Субаркозовые и аркозо-вые песчаники крупнозернистые, временами с примесью гравийной фракции. Окатанность и сортировка обломков очень плохая. На макси-

I 2023, том 48, № 3(111)^^^^ШПППППППП1 25

мальную мощность верхний комплекс палеозоя (781 м) вскрыт скважиной № 25-П Жетыбай.

В районах отсутствие в разрезе отложений верхнего структурного яруса на более древних породах фундамента залегают с резко выраженным угловым и стратиграфическим несогласием разновозрастные отложения триаса. Пестроцвет-ные континентальные отложения нижнего триаса, если они присутствуют в разрезе, уменьшаются в мощности до первых десятков метров. В их основании находится базальная пачка с гру-бообломочным материалом подстилающих магматических и метаморфических пород.

Таким образом, полученные материалы указывают на то, что на западе Южно-Мангышлак-ского прогиба существовало не известное ранее крупное погребенное поднятие, охватывающее территории современных Сегендыкской депрессии, Карагиинской седловины и Песчаномысско-го свода, в соответствии с чем предлагается его именовать Сегендыкско-Песчаномысским. Размер его только в пределах суши составляет более чем 150х75 км. Вполне вероятно его продолжение в акваторию Каспия с соответствующим увеличением площади. Поднятие служило источником обломочного материала в конце карбона - перми. Очевидно, что часть его продолжала оставаться областью размыва и в раннетриасовое время, что привело к накоплению по его периферии карбо-натно-терригенной толщи, содержащей аркозо-вые, олигомиктовые и полимиктовые песчаники.

Полное отсутствие на некоторых площадях (Оймаша, Жага, Жантанат) нижнетриасовых отложений указывает на то, что палеосуша в отдельных местах существовала вплоть до момента накопления среднетриасовой вулканогенно-доло-митовой толщи. Примечательно, что эта территория испытывала более медленное погружение по сравнению со смежными районами на протяжении длительного времени - вплоть до олигоцена, во время которого была сформирована близкая к современной платформенная структура Южно-Мангышлакского прогиба [15], в том числе наложенные на нее Сегендыкская депрессия, Караги-инская седловина и Песчаномысский свод.

Выводы. Проведенными исследованиями установлено, что в позднем палеозое - раннем триасе в западной части современного Южно-Мангышлакского прогиба существовало обширное палеоподнятие, являвшееся поставщиком обломочного материала. На его периферии про-

Рисунок 2 - Западная часть Южно-Мангыш-лакского прогиба. Местоположение Сегендыкс-ко-Песчаномысского позднепалезойско-раннет-риасового палеподнятия (показано штриховкой),

где: черные кружки - площади, на которых под отложениями триаса вскрыты породы нижнего структурного яруса фундамента: 1

- Оймаша, 2 - Жантанат, 3 - Жага, 4 - Северный Ащисор, 5 - Ащисор, 6 - Северный Ташкум, 7 - Ташкум, 8 - Жиланды, 9 - Ащиагар, 10 - Северное Карагие, 11 - Сартюбе, 12 - Алатюбе, 13

- Атамбай, 14 - Бортовое, 15 - Саура-Сегенды,

16 - Сегенды.

«Пустые» кружки - площади, на которых вскрыты породы верхнего структурного яруса:

17 - Ракушечномысская, 18 - Северо-Ракушечная, 19 - Северо-Западный Жетыбай, 20 - Западный Жетыбай, 21 - Тарлы-Куйжак, 22 - Придорожная, 23 - Жетыбай, 24 - Бектурлы, 25 - Южный Жетыбай, 26 - Кенестюбе, 27 - Саукудук, 28

- Баканд, 29 - Тортобе.

Тектонические элементы платформенного чехла: ЧП - Чакырганский прогиб, ББВ - Беке-Башкудукский вал, СД- Сегендыкская депрессия, КС - Карагиинская седловина, ЖУС - Жетыбай-Узеньская ступень, ЖД- Жазгурлинская депрессия, ПРЗП - Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий.

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

' 2023, том 48, № 3(111) |||||||||||||||||||||||||||||||||

А

исходило накопление карбонатно-терригенной толщи, породы которой сохранили первичные емкостно-фильтрационные свойства. Этому способствовало присутствие в ее составе пластов аркозовых песчаников. Жесткий минеральный каркас песчаников, обусловленный высоким процентным содержанием кварцевых зерен, а также спецификой аутигенных минералообразований, создали благоприятные условия для сохранения первичных пор. К горизонтам аркозовых песчаников приурочены промышленные залежи углеводородов. Этот факт указывает на то, что приле-

гающие к палеоподнятию районы заслуживают повышенного внимания при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ.

Полученные материалы могут представлять интерес при определении условий формирования коллекторов и скоплений углеводородов в триасовых отложениях и в других районах Скифско-Туранской платформы.

Финансирование. Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда № 23-27-00037.

ЛИТЕРАТУРА

1. Шарафутдинов Ф.Г., Мирзоев Д.А., Гаса-нусейнов Г.Г. Геология и нефтегазоносность до-юрских образований Восточного Предкавказья // Институт геологии, Дагфилиал АН СССР, 1978. 120 с.

2. Попков В.И., Ларичев ВВ., Попков ИВ. Структура глубокопогруженных комплексов осадочных бассейнов: гидрогеологические аномалии и нефтегазоносность как следствие внедрения глубинных флюидов (на примере месторождений Южного Мангышлака) // Геотектоника. 2023. № 3. С. 41-66. Б01: 10.31857/80016853X23030050.

3. Попков В.И., Попков И.В. Вторичные резервуары углеводородов в триасовой вулка-ногенно-карбонатной формации, связанные с складчато-надвиговыми дислокациями Южно-Мангышлакского прогиба // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов. 2023. № 1. С. 81-92. Б01: 10.24412/1728-76342923-1-93-198.

4. Попков В.И., Ларичев В.В., Попков И.В. Строение и условия формирования резервуаров нефти и газа в триасовых отложениях Южного Мангышлака // Нефтяная провинция. 2023. № 2(34). С. 47-66. Б01 https://doi.org/10/25689/ NP.2023.247-66.-EDN РУЬИШ.

5. Чепак Г.Н., Полосин Б.А., Плотников М.С. Коллекторские свойства пород триаса и верхнего мела Восточного Ставрополья // Нефтегазовая геология и геофизика. 1980. № 12. С. 6-9.

6. Попков В.И., Попков И.В. Фундамент Карабогазского свода (Туранская плита) // Гео -тектоника. 2022. № 1. С. 68-78. D0I: 10.31857/ 80016853X22010064.

7. Попков В.И., Попков И.В. Состав и пос-тдиагенетические преобразования отложений нижнего структурного яруса палеозоя Запада Ту-ранской плиты // Геология, география и глобальная энергия. 2019. № 4 (75). С. 67-77.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

8. Алексеева Л.В., Виноградова К.В., Цату-рова А.А. Стратиграфическое расчленение триасовых отложений Южного Мангышлака // Бюл. МОИП. Отд. геол. 1991. Т. 66. Вып. 4. С. 37-43.

9. Попков В.И., Попков И.В. Литологическое расчленение и корреляция нефтегазоносных комплексов триаса Южного Мангышлака // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2023. Т. 18. № 2. http://www.ngtp.ru/rub/2023/16_2023.html. D0I: 10.17353/2070-5379/16_2023.

10. Коростышевский М.Н., Кузнецов В.В. Строение продуктивной толщи в триасовых отложениях на Южном Мангышлаке // Разведка нефтяных месторождений Мангышлака. Грозный: СевКавНИПИнефть, 1979. С. 9-14.

11. Чербянова Л.Ф., Попков В.И., Проняков В.А. Литологические особенности и коллекторс-кие свойства триасового вулканогенно-карбонат-ного комплекса Южного Мангышлака // Геология нефти и газа. 1984. № 11. С. 55-59.

12. Клубова Т.Т. Механизм взаимодействия глинистых минералов и органического вещества в осадочных породах // Органическое вещество современных и ископаемых осадков. М.: Наука, 1979. С. 204-217.

13. Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Орлова Н.А., Суркова Г.И. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов. М.: Наука, 1972. 70 с.

14. Попков В.И., Попков И.В. Структурно-формационная характеристика верхнепалеозой-

I 2023, том 48, № 3(111)^^^^ШПППППППП1 27

ских отложений запада Туранской плиты // Гео -логия, география и глобальная энергия. 2019. № 4 (75). С. 9-17.

15. Дмитриев Л.П., Паламарь В.П., Попков В.И., Рабинович А.А. История формирования структуры Южного Мангышлака // Геология нефти и газа. 1979. № 1. С. 17-22.

REFERENSES

1. Sharafutdinov F.G., Mirzoev D.A., Hasanuseynov G.G. Geology and oil and gas potential of the Pre-Jurassic formations of the Eastern Caucasus // Institute of Geology, Dagphilial of the USSR Academy of Sciences, 1978. 120 p. (In Russian).

2. Popkov V.I., Larichev V.V., Popkov I.V. The structure of deep-immersed complexes of sedimentary basins: hydrogeological anomalies and oil and gas potential as a consequence of the intrusion of deep fluids (on the example of the South Mangyshlak fields) // Geotectonics. 2023. No. 3. Рр. 41-66. DOI: 10.31857/S0016853X23030050. (In Russian).

3. Popkov V.I., Popkov I.V. Secondary hydrocarbon reservoirs in the Triassic volcanogenic-carbonate formation associated with fold-thrust dislocations of the Yuzhno-Mangyshlak trough // Geologiya. Proceedings of the Department of Earth Sciences and Natural Resources. 2023. No. 1. Рp. 81-92. DOI: 10.24412/1728-7634-2923-1-93-198. (In Russian).

4. Popkov V.I., Larichev V.V., Popkov I.V. Structure and conditions of formation of oil and gas reservoirs in Triassic deposits of Southern Mangyshlak // Oil province. 2023. No. 2(34). Рp. 47-66. DOI https://doi.org/10/25689/NP.2023.247-66. (In Russian).

5. Chepak G.N., Polosin B.A., Plotnikov M.S. Reservoir properties of rocks of the Triassic and Upper Cretaceous of Eastern Stavropol // Oil and gas geology and geophysics. 1980. No. 12. Рp. 6-9. (In Russian).

6. Popkov V.I., Popkov I.V. The foundation of the Karabogaz arch (Turan plate) // Geotectonics.

2022. No. 1. Рp. 68-78. DOI: 10.31857/ S0016853X22010064. (In Russian).

7. Popkov V.I., Popkov I.V. Composition and postdiagenetic transformations of sediments of the lower structural tier of the Paleozoic of the West of the Turan plate // Geology, geography and global energy. 2019. No. 4 (75). Рp. 67-77. (In Russian).

8. Alekseeva L.V., Vinogradova K.V., Tsaturova A.A. Stratigraphic dissection of Triassic deposits of Southern Mangyshlak // Bulletin of the Moscow Society of Naturalists. Ed. geol. 1991. Vol. 66. Issue 4. Рp. 37-43. (In Russian).

9. Popkov V.I., Popkov I.V. Lithological dismemberment and correlation of oil and gas complexes of the Southern Mangyshlak Triassic // Oil and gas geology. Theory and practice. 2023. Vol. 18. No. 2. http://www.ngtp.ru/rub/2023/16_ 2023 .html. DOI: 10.17353/2070-5379/16_2023. (In Russian).

10. Korostyshevsky M.N., Kuznetsov V.V. The structure of productive strata in Triassic sediments in Southern Mangyshlak // Exploration of Mangyshlak oil fields. Grozny: Sevkavnipineft, 1979. Рp. 9-14. (In Russian).

11. Cherbyanova L.F., Popkov V.I., Pronyakov V.A. Lithological features and reservoir properties of the Triassic volcanogenic-carbonate complex of Southern Mangyshlak // Geology of oil and gas. 1984. No. 11. Рp. 55-59. (In Russian).

12. Klubova T.T. Mechanism of interaction of clay minerals and organic matter in sedimentary rocks // Organic matter of modern and fossil sediments. Moscow: Nauka, 1979. Рp. 204-217. (In Russian).

13. Chepikov K.R., Ermolova E.P., Orlova N.A., Surkova G.I. Post-sedimentation transformations of reservoir rocks. Moscow: Nauka, 1972. 70 p. (In Russian).

14. Popkov V.I., Popkov I.V. Structural and formation characteristics of Upper Paleozoic deposits of the west of the Turan plate // Geology, geography and global energy. 2019. No. 4 (75). Рp. 9-17. (In Russian).

15. Dmitriev L.P., Palamar V.P., Popkov V.I., Rabinovich A.A. The history of the formation of the structure of the Southern Mangyshlak // Geology of oil and gas. 1979. No. 1. Рp. 17-22. (In Russian).

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

' 2023, том 48, № 3(111) lllllllllllllllllllllllllllllllll

доктор геолого-минералогических наук,

профессор, академик РАЕН,

ФГБОУ ВО «Кубанский государственный

университет»,

ул. Ставропольская, 149,

350049, г. Краснодар, Российская Федерация

ORCID: 0000-0002-2959-4901

эл.почта: geoskubsu@mail.ru.

doctor of geological and mineralogical sciences, professor,

Member of Russian Academy of Natural Sciences,

Federal State Budgttari Educational Instution of

Higher Education Kuban State University,

st. Stavropolskaya, 149,

350040, Krasnodar, Russian Federation

ORCID: 0000-0002-2959-4901

E-mail: geoskubsu@mail.ru

кандидат геолого-минералогических наук, доцент,

ФГБОУ ВО «Кубанский государственный

университет».

ул. Ставропольская, 149,

350049, г. Краснодар, Российская Федерация

ORCID: 0000-0002-2386-661

эл.почта: iv-popkov@mail.ru.

candidate of geological and mineralogical sciences, assistant professor,

Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Kuban State University", st. Stavropolskaya, 149, 350040, Krasnodar, Russian Federation, ORCID ID: 0000-0002-2386-6611 E-mail: iv-popkov@mail.ru

УДК 550.311 ОО! 10.24412/1728-5283-2023-3-29-41

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВЕРОЯТНОСТНОГО АНАЛИЗА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЛАСТЕЙ*

ФГБУН Институт земного магнетизма, ионосферы и распространения радиоволн имени Н.В. Пушкова Российской академии наук, г Москва, Российская Федерация

В статье представляется вероятностный метод, построенный на основе использования предварительного анализа статистических рядов нескольких различных видов геолого-геофизических параметров, который применен для вероятностного прогноза нефтегазовой перспективности соседних с Республикой Башкортостан регионов Приуралья (республики Татарстан, Удмуртская, Марийская, Чувашская, Коми, Пермский край). Объектом исследования этой статьи является локальные тектоно-концентрические структуры на территории восточных регионов Русской платформы. Предметом исследования этой статьи является прогноз нефтегазоносных областей. Рассмотрены результаты использования метода вероятностного анализа четырех видов различных геолого-геофизических данных (вертикальной мощности земной коры, плотности пространственного расположения тектонических разломов земной коры, вертикальной мощности литосферы, значений геотермальной энергии), измеренных в пределах расположения радиальных направлений нескольких локальных тектоно-концентрических структур на территории восточной части Русской

* Для цитирования:

Харитонов А.Л. Результаты применения вероятностного анализа геолого-геофизических данных на территории Русской платформы для оценки перспектив нефтегазоносных областей // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №3. С. 29-41. DOI 10.24412/17285283-2023-3-29-41

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Попков Василий Иванович, Попков Иван Васильевич

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Попков Василий Иванович, Попков Иван Васильевич

RESERVOIR PROPERTIES OF ARKOS SANDSTONES IN THE TRIASSIC DEPOSITS OF THE SCYTHIAN-TURANIAN PLATFORM

Текст научной работы на тему «КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА АРКОЗОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ В ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СКИФСКО-ТУРАНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ»