CC BY
95
УДК: 552.578.2.061.3
М.Н. Мингазов, A.A. Стриженок, Б.М. Мингазов
Институт «ТатНИПИнефть», Бугульма, mingaz@tatnipi.ru
НЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ГЛУБИННОИ ДЕГАЗАЦИИ ГЕОСТРУКТУР ТАТАРСТАНА
Для геолого-тектонических условий Южно-Татарского свода масштаб нефтеносности прямо пропорционален интенсивности неотектонических движений, интенсивность и амплитуды положительных движений новейшего тектонического этапа развития земной коры способствуют аккумуляции нефти в антиклинальных ловушках. Восходящий режим новейших движений вызывает направленный поток нефтефлюидов из областей генерации к антиклинальным структурам. При наличии надежных покрышек и других благоприятных факторов из поступающих углеводородов образуются залежи нефти и газа.
Ключевые слова: неотектоника, амплитуда, структура, нефтефлюиды.
Введение
В настоящее время геологическое разъяснение противоречия между нефтегенерирующим потенциалом дома-никитов осадочной толщи Татарстана (порядка 700 млн. т) и фактическим объемом добытой нефти (более 3 млрд. т) имеет весьма важное значение (Муслимов, 2007), т. к. от этого зависит дальнейшая стратегия нефтедобычи респуб-
лики. Данное противоречие находит достаточно хорошее объяснение с учетом новейшей геодинамики земной коры и предполагаемого подтока глубинных углеводородов по каналам зон деструкции кристаллического фундамента. К тому же, в настоящее время считается доказанным, что ведущая роль в образовании месторождений нефти и газа принадлежит неотектоническим движениям.
Окончание статьи P.C. Хисамова, Р.Р. Ибатуллина, М.И. Амерханова, С.С. Слесаревой «Оценка возможного подтока глубинных углеводородов в разрабатываемые залежи...»
тельно более заметен в начальные годы разработки эксплуатационного объекта на естественном режиме. Затем он затухает по абсолютной величине по мере интенсификации техногенных воздействий на пласт силовыми методами, в том числе и, особенно, в результате тотального применения внутриконтурной закачки воды под избыточным давлением нагнетания, но проявляется (наиболее четко через каждые 14 лет) при более тонком анализе динамики дебитов скважин по нефти.
В заключении следует отметить, что проводимые нами исследования возможности увеличения извлекаемых запасов нефти терригенного девона за счёт современного подтока глубинной нефти с локализацией зон такой подпитки должны рассматриваться только как предварительные. Однако результаты, полученные при выполнении этих работ,обосновывают, по нашему мнению, большие перспективы для продолжения исследований.
Литература
Аширов К.Б. О реальных возможностях научно-технического прогресса в нефтедобывающей отрасли. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 12. 1998. 2-11.
Гильманшин А.Ф., Глумов И.Ф. Применение фотоколориметрии нефтей для решения отдельных геолого-промысловых задач. Мат-лы конф.: «Теоретические и экспериментальные исследования разработки нефтяных месторождений». Казань: изд-во КГУ. 1964. 154.
Закс Л. Статистическое оценивание. Пер. с нем. В.Н. Варыгина: под ред. Ю.П. Адлера и В.Г. Горского. М.: Статистика. 1976. 598.
Муслимов Р.Х. Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан до 2020 г.: возможности и проблемы. Нефтяное хозяйство. № 5. 2005. 10-14.
Муслимов Р.Х. Пути расширения ресурсной базы на поздней стадии развития нефтедобывающих регионов. Тр. науч.-практ. конф.: «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений». Казань. 1999.
Муслимов Р.Х., Изотов В.Г., Ситдикова К.М. Роль кристаллического фундамента нефтегазоносных бассейнов в генерации и регенерации запасов углеводородного сырья. Докл. конф.: «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Фундаментальные основы нефтя-
ной геологии». С-Пб: ВНИГРИ. Т.1. 1991. 268.
Муслимов Р.Х. и др. Геология, разработка и эксплуатация Ро-машкинского нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ. Т.1. 1995. 492.
R.S. Khisamov, R.R. Ibatullin, M.I. Amerkhanov, S.S. Slesareva. Estimation of deep hydrocarbon possible inflow into the developed deposits of the Romashkino field, Tatarstan Republic, Russia (on the example of Minnibayevo area).
The article presents the complex analysis results of geological and field data for the developed areas of the Romashkino field in order to study the modern process of deep hydrocarbons inflow and replenishment of the existing oil deposits. The great potential value of the research concerning replenishment of oil deposits is noted.
Keywords: petroleum, deposit, flow rate, production, replenishment of oil deposits, abnormal parameters of boreholes.
Раис Салихович Хисамов
Главный геолог - зам. генерального директора ОАО «Татнефть», д.геол.-мин.н, профессор.
423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 75. Тел.: (88553) 307-117.
Равилъ Рустамович Ибатуллин Д.тех.н., директор Института «ТатНИПИнефть».
Амерханов Марат Инкилапович Заведующий лабораторией повышения нефтеотдачи заводненных пластов Института «ТатНИПИнефть», к.тех.н.
423230, Бугульма, ул. М.Джалиля, 32. Тел.: (85594) 7-85-68.
Валентина Вениаминовна Слесарева Старший научный сотрудник ООО"Наука"
423230, Бугульма, ул. М.Джалиля, 32. Тел.: (85594) 785-69.
^научно-технический журнал
5 (47) 2012 Георесурсы
В связи с этим в работе приводятся результаты разномасштабных неотектонических исследований, проведенных с целью изучения:
- зависимости между режимом неотектогенеза и масштабом нефтеносности территорий на основе неотектонических исследований;
- возможности влияния новейших движений на процессы углеводородной дегазации недр.
Региональные исследования по выявлению режима и интенсивности новейших движений выполнены на всей территории Республики Татарстан структурно-геоморфологическими методами, включающими изучение деформаций различных морфогенетических уровней рельефа (денудационных поверхностей выравнивания, долинных комплексов крупных и средних рек), вычисление коэффициентов эрозионной расчлененности и геоиндикационное дешифрирование материалов дистанционных съемок (МДС).
Детальные исследования по изучению неотектонического механизма флюидной активности недр проводились в пределах Куакбашского вала Южно-Татарского свода (ЮТС) (301-303 залежей Ромашкинского месторождения) методами палеоструктурных и палеогеодинамических построений относительно кристаллического фундамента; изучения неотектогенеза консолидированного основания, девонских тер-ригенных, серпуховских, башкирских и верейских отложений с вычислением относительных амплитуд современных движений; структурного дешифрирование МДС.
Результаты региональных исследований
Режим и интенсивность новейших движений РТ изучались методами анализа денудационных поверхностей выравнивания и эрозионной расчлененности рельефа. Для этого вычислены абсолютные амплитуды неотектонических движений республики по деформациям трех ступеней поверхностей выравнивания Татарстана (Дедков, 1972):
- позднеолигоцен-миоценовой (Р3 -К1), выработанной на абсолютных отметках 300-350 м;
- плиоценовой (Ы*2), на абсолютных отметках 200-250 м;
- позднеплиоцен-плейстоценовой
Рис. 1. Карта эрозионного расчленения дневной поверхности Республики Татарстан. Коэффициенты расчлененности рельефа (км/км2): 1 - 0-2; 2 - 2-3; 3 - 3-5; 4 -5-8; 5 - >8. Структурыг 1-го порядка: 6 - Татарский свод, 7 - Южныш купол, 8 -Северныш купол; 9 - Мелекесская впадина; 10 - Казанско-Кировский авлакоген.
(Ы2-Р1), на отметках 120-180 м.
Анализировалась также дневная поверхность относительно ее горизонтальной расчлененности, т. к. степень расчлененности территории - есть функция неотектоге-неза. Данный вид анализа показал, что расчлененность рельефа и интенсивность восходящих движений, выявленная изучением деформаций поверхностей выравнивания, связаны между собой прямой зависимостью; где положительные градиенты неотектогенеза больше, там и плотность эрозионных форм больше (Рис. 1).
По результатам данных исследований построена карта новейшей тектоники Республики Татарстан, на которой территория республики дифференцируется на 4 района по режиму новейших движений:
1) с весьма активным режимом неотектоники: ЮТС, Казанско-Кировский авлокоген (ККА), район сочленения северо-восточного и восточного склонов ЮТС;
2) с активным: Северо-Татарский свод (СТС), западный склон ЮТС, восточный борт Мелекесской впадины (МВ), восточный склон Токмовского свода (ТС);
3) со слабоактивным: западный склон СТС, восточные районы осевой части МВ;
4) с неактивным: осевая зона и западный борт МВ, район сочленения западного склона СТС и восточного борта ККА (Рис. 2).
Анализ нефтеносности и неотектогенеза показывает, что зависимость между масштабами нефтеносности и интенсивностью неотектонических движений в РТ прямая. Подтверждением этому служит приуроченность Ромаш-кинского нефтяного месторождения весьма активному в неотектоническом отношении ЮТС, который современный структурный план приобрел в новейшее время в связи с положительными движениями кристаллического фундамента (Лукьянова, 2000).
Соответственно режиму новейших движений на активном в неотектоническом отношении западном склоне ЮТС образовано второе по масштабам в республике Ново-Елховское и множество других месторождений нефти. На юго-восточном склоне активного в описываемом плане СТС расположены Бондюжское, Первомайское, Елабужс-кое и др. месторождения. На характер нефтеносности здесь, кроме неотектонического фактора, повлияла уменьшенная мощность девонских терригенных отложений, связанная с их выклиниванием по направлению к центральной части свода. На активном в неотектоническом отношении восточном борту МВ находятся средние и мелкие месторождения нефти: Аксубаевско-Мокшинское, Кады-ровское, Нурлатское, Максат и др. Таким образом, основные результаты региональных исследований:
- карта новейшей тектоники республики, на которой показаны абсолютные значения неотектонических деформаций дневной поверхности и выделены районы с различным режимом новейших движений;
•— научно-технический журнал
к I еоресурсы 5 (47) 2012
- прямая зависимость между режимом неотектогенеза и масштабом нефтеносности Южно-Татарского свода.
Результаты детальных исследований
Исследования по выявлению особенностей палеострук-турного развития и палеогеодинамики территории Куак-башского вала с вычислением палеопревышений проводились по поверхности кристаллического фундамента по состоянию на поздне: тиманское, семилукское, данково-лебе-дянское, фаменское, тульское, серпуховское, башкирское, верейское и ассельское время палеозойской эры. В статье нет возможности подробно описать развитие Куакбашско-го вала за данный временной промежуток. Поэтому, приведем лишь основные результаты этих построений.
И палеогеодинамические, и неотектонические построения проводились на основе разработанного автором метода, позволяющего изучать палео- и неотектогенез земной коры по уровню консолидированного основания или любого раздела осадочной толщи (Мингазов, 2005).
Проведенные палеотектонические реконструкции позволили установить генезис Куакбашского вала - это се-диментационно-тектоническая структура, сформирована в результате новейших восходящих блоковых движений кристаллического фундамента и воздымания увеличенной толщи терригенных осадков, отложившихся в центральной части территории (Лукьянова, 2003).
Особенности неотектогенеза (современной геодинамики) кристаллического фундамента исследуемого объекта следующие (Рис. 3).
Неотектоническими построениями уверенно выделяются ограничивающий Куакбашский вал с запада Алту-нино-Шунакский разлом субмеридиональной ориентировки и Южный, Граничный, I-I, II-II, III-III, IV-IV разломы северо-восточного простирания на юго-восточном склоне вала. Причем, кроме выявления точного планового положения осей разломов с детальной характеристикой колебаний гипсометрии их продольных профилей
\Ш№ 1<Ш13 ^14
Рис. 2. Карта новейшей тектоники Республики Татарстан. Средние суммарныге ампли-тудыг новейших тектонических движений (м); 1 - 400-360; 2 - 360-320; 3 - 320-280; 4 -280-240; 5 - 240-200; 6 - 200-160; 7 - 160-120; 8 - 120-80. Изолинии тектонических движений (м): 9 - за период Рg3 ^; 10 - N1 ^; 11 - ^. Режимы1 неотектонических движений: 12 - весьма активныш; 13 - активныш; 14 - слабоактивныш; 15 - неактивныш.
Рис. 3. Карта отно-сительныгх амплитуд неотектонических движений кристаллического фундамента Куакбашского вала ЮТС. 1 - изо-
линии превыгшений неотектонических движений, 2 - участки положительные превыгшений, 3 - участки отрицательные превыгшений, 4 - дизъ-юнктивыг кристаллического фундамента.
хорошо картируются приразломные зоны с точным очерчиванием их границ. Между разломными зонами выделяются зоны положительных превышений современных движений северо-восточной ориентации, образующие линейные валообразные структуры соответствующего простирания. На юго-западных переклиналях данных валообраз-ных зон (в местах сочленения с Алтунино-Шунакской раз-ломной зоной) значения положительных деформаций нео-тектогенеза максимальные, к северо-востоку они монотонно убывают. В тоже время градиенты отрицательных движений Алтунино-Шунакской разлом-ной зоны на участках сочленения с ва-лообразными зонами также максимальные. Это явление, по-видимому, не случайное и объясняется механизмом структурной компенсации нисходящих движений Алтунино-Шунакской разломной зоны (аналог изостазии).
Динамика неотектогенеза Алтунино-Шунакского разлома различная, в северной части значения отрицательных превышений доходят до - 6 м, в центральной - до - 8 м, в южной - до - 10 м. Это говорит о том, что в настоящее время геодинамическая активность Алтунино-Шунакской разломной зоны увеличивается с севера на юг.
Отрицательные градиенты неотектонических движений Южного разлома северо-восточной ориентации, являющегося ответвлением от Алтунино-Шунакского, также большие в юго-западной части, доходят
5 (47) 2012
научно-технический журнал
Георесурсы
до - 12 м (на участке сочленения с Алтунино-Шунакским разломом). На северо-востоке они не превышают - 6 м. Данная картина дополнительно подтверждает более активную динамику современных движений южной части Ал-тунино-Шунакской разломной зоны.
На самом юге исследуемой территории выделяется Граничный разлом северо-восточного простирания. Динамика его неотектогенеза, в отличие от всех других выделенных на поверхности кристаллического фундамента разломов, более спокойная. Отрицательные превышения современных движений Граничной разломной зоны не превышают - 6 м. В юго-западной части разлома отрицательные градиенты современных движений находятся в промежутке 0-1 м. Участки сочленения других разломов с активной Алтунино-Шунакской разломной зоной, наоборот, характеризуются максимальными значениями отрицательных превышений.
Севернее, кроме Граничного и Южного, по поверхности кристаллического фундамента уверенно выделяется ряд взаимопараллельных разломов (I-I, II-II, III-III, IV-IV) северо-восточного простирания. Все они являются оперяющими Алтунино-Шунакский разлом, по степени современной активности равнозначные, отрицательные градиенты нео-тектогенеза не превышают - 7 м.
Увеличение абсолютных отметок с юго-запада на северо-восток и взаимопараллельность разломов северо-восточной ориентации доказывают ступенчатый вид моноклинали кристаллического фундамента исследуемой территории в виде структурных террас.
Режим современной геодинамики фундамента района контролируется Алтунино-Шунакским разломом, т. к. основной объем разрядки напряжений осуществляется по нему в виде блоково-разрывных подвижек, а остаточная энергия напряжения коры разряжается по его оперяющим разломам. Динамика линейных зон положительных превышений также контролируется Алтунино-Шунакским и другими разломами. Значения отрицательных превышений неотектогенеза разломных зон прямо пропорциональны значениям положительных превышений валообразных зон.
Изучено распределение признаков нефтеносности (по опробованию, анализу керна, СКО, КИИ-146 и КИИ-95) 301-303 залежей относительно неотектонических характеристик серпуховско-верейского комплекса пород. Анализ показал, что подавляющее большинство скважин с признаками нефтеносности приурочено к зонам положительных превышений неотектогенеза структурных планов отложений серпуховско-верейского комплекса. К сожалению, в рамках статьи нет возможности детально расписать данное распределение и, тем более, демонстрировать его картографически.
Таким образом, проведенные палеоструктурные, па-леогеодинамические и неотектонические исследования показали, что:
- ЮТС и Куакбашский вал являются молодыми тектоническими сооружениями, образованными в виде структур I и II-порядков в неотектонический этап развития земной коры;
- Ромашкинское месторождение и 301-303 залежи, образованные в пределах Южно-Татарского свода и Куак-башского вала, находятся в районе с весьма активным режимом новейших движений;
- к Ромашкинскому месторождению и 301-303 залежам приурочено активное в настоящее время Алтунино-Шунакское разрывное нарушение консолидированного основания с большой дифференциацией отрицательных градиентов неотектогенеза его продольного профиля.
Выше говорилось, что ЮТС представляет собой молодую структуру, образованную в неотектонический этап развития земной коры. Отсюда следует, что и Ромашкинс-кое месторождение образование молодое, заполнение его ловушки происходило в новейшее время; по данным Глумова И. Ф. и Уварова С. Г. - происходит и в настоящее время. Данными исследователями на основе нефтепромысловой информации по эксплуатации более 2 тысяч скважин за 50 лет разработки найдено более десятка косвенных признаков подтока глубинной нефти в горизонты Д1 (пашийские отложения) и Д0 (тиманские отложения) Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения (Глумов и др., 2006).
Методика идентификации аномальных скважин основана на инверсиях дебитов нефти в течение жизни каждой скважины, т. е. когда долговременное естественное падение дебитов «вдруг» сменяется долговременным ростом дебитов нефти. Но здесь возникает главная трудность -невозможно однозначно определить, зависит ли та или иная аномалия дебитов нефти от предполагаемого феномена, или она объясняется техногенными воздействиями на пласт и добывающую скважину в процессе их эксплуатации. Эти трудности обойдены использованием более 40 признаков аномальности скважин, таких как:
- скважины с инверсиями дебитов нефти в процессе их эксплуатации, когда при долговременном падении де-битов нефти «вдруг» наблюдается не менее долговременное, статистически существенное увеличение дебитов;
- скважины с растущим дебитом нефти в течение 5-10 лет в период времени после года максимального дебита;
- действующие поныне скважины, накопленный водо-нефтяной фактор которых в 2-4 раза ниже, чем в целом по Абдрахмановской площади;
- «скважины - рекордсменки» с дебитами около 100 т/сут.;
- «скважины - миллионеры» с суммарным отбором нефти больше 1 млн. т;
- «скважины - долгожители» с периодом эксплуатации более 40 лет;
- скважины с рекордно высокой дополнительной добычей нефти в результате реализации ГТМ по воздействию на пласт для стимуляции, водоограничения и повышения нефтеотдачи;
- пониженный водонефтяной фактор действующих скважин и др.
По состоянию на конец 2001 г. (анализ проводился относительно этой даты) фонд действующих добывающих скважин составил 979, в том числе 165 нагнетательных, временно эксплуатируемых на нефть, бездействующих скважин - 63.
Было выявлено 526 скважин горизонта Д1 с инверсиями дебитов нефти в их динамике, из них 335 скважин, продолжавших работать и в 2001 г. Определены 204 скважины горизонта Д1, инверсии дебитов которых отмечались с 1985 г., т. е. в условиях падающей добычи нефти на Абдрахма-новской площади, из них 181 скважина горизонта Д1 с ин-
I-ш-шж научно-технический журнал
^^ Георесурсы 5 (47)
Рис. 4. Динамика изменения количества скважин с инверсиями средне-годовыгх дебитов нефти Абдрахма-новской площади Ромашкинского месторождения.
версиями дебитов продолжала работать и в 2001 г.
В ходе анализа выявлены 47 скважин горизонта Д1 с несколькими инверсиями дебитов нефти, из них 39 скважин продолжали работать в 2001 г. Также выявлены 29 скважин горизонта Д1 с инверсиями дебитов нефти после продолжительного простоя скважин.
Определен перечень 153 скважин горизонта Д1 с «дополнительной» добычей нефти более 100 тыс. т, полученной в результате инверсий дебитов нефти, и 36 скважин горизонта Д1, «дополнительная» добыча нефти которых в результате инверсий дебитов составила более 200 тыс. т. Кроме этого, выявлено 14 скважин горизонтов Д11-Д1У с инверсиями дебитов нефти, из них 13 скважин работали и в 2001 г. Определены параметры 191 скважины горизонта Д1 с растущими (в течение 5 лет) дебитами нефти после года достижения максимального дебита для всей площади, т. е. в период падающих дебитов.
К настоящему времени накопленный водонефтяной фактор (ВНФ) в целом по девону Абдрахмановской площади составляет около 2 м3 добытой воды на 1 т добытой нефти. ВНФ считается пониженным, если его величина меньше 1 м3, т. е. если из скважины добыто больше нефти, чем воды (0Н>0В). Выявлены 228 скважин с пониженным ВНФ (меньше 1 м3/т), работавших в 2001 г., из них у 24 скважин суммарная добыча нефти превысила 0,5 млн. т, а у 96 скважин суммарная добыча нефти составила более 100 тыс. т из каждой скважины. Отмечены 47 скважин с добычей нефти также более 100 тыс. т, работавших в 2001 г., но с ещё более низким накопленным ВНФ (менее 0,5 м3/т).
Также установлены 128 «скважин - долгожителей», проработавших не менее 40 лет без длительных остановок и свыше 116 «скважин - долгожителей», продолжавших работать в 2001 г.; 21 «скважина - миллионер» с добычей нефти за время их эксплуатации более 1 млн. т.
В итоге приводим динамику количества скважин с инверсиями среднегодовых дебитов нефти по годам с начала разработки Абдрахмановской площади (Рис. 4).
Рисунок показывает четкие максимумы описываемого параметра через каждые 10-11 лет, т. е. функционирует некий механизм, посредством которого, по-видимому, происходит пополнение ловушки терригенного девона Абд-рахмановской площади с максимальной активностью через каждые 10-11 лет.
Описанные нефтепромысловые характеристики скважин объективно свидетельствуют о наличии признаков аномальности добывающих скважин. Следовательно, они индицируют предполагаемый феномен в пределах Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, т. е. активный Алтунино-Шунакский разлом может служить каналом миграции углеводородов из глубинных зон деструкции кристаллического фундамента в нижние горизонты осадочного чехла.
Таким образом, существующий масштаб нефтеносности Южно-Татарского свода предопределен существующим режимом (по градации автора, весьма активным) его нео-тектогенеза. При восходящем режиме новейших движений положительные структуры вызывают направленный к ним поток нефтефлюидов из интервалов или областей генерации по системе активизированных в настоящее время разломов (в данном случае, по Алтунино-Шунакскому и его оперяющим дизъюнктивам). При нисходящих движениях, наоборот, углеводороды выдавливаются из структуры. Образно говоря, в пределах юго-востока РТ восходящие и нисходящие новейшие деформации создают в отложениях осадочного чехла эффект компрессии-декомпрессии с интервалом через каждые 10-11 лет, чем автор и связывает причину описанного феномена в породах терригенного девона Ромашкинского месторождения.
Литература
Лукьянова Р.Г. Геологические аспекты поисков залежей нефти в девонском терригенном резервуаре Татарстана. Автореф. дис. на соис. уч. ст. к.геол.-мин.н. Бугульма: ТатНИПИнефть. 2000. 160.
Глумов И.Ф., Уваров С.Г., Слесарева В.В., Афанасьева О.И. Исследование возможности увеличения извлекаемых запасов нефти тер-ригенного девона за счет современного подтока глубинной нефти на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма. 2006. 245-251.
Дедков А.П. О денудационных срезах и древних поверхностях выравнивания в Среднем Поволжье. Казань: Изд. КГУ. 1972. 3-20.
Мингазов М. Н. Оценка перспектив нефтеносности осадочной толщи палеозоя на основе неотектонических исследований. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2005. 160.
Муслимов Р. Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании, постоянной подпитке (возобновлении) месторождений углеводородов. Нефтяное хозяйство. 2007. № 3. 24-29.
M. Mingazov, A. Strizhenok, B. Mingazov. Neotectonic aspects of geostructures deep degasification on the territory of the Republic of Tatarstan (Russia).
In geological and tectonic conditions of the South-Tatar arch oil-bearing capacity scale is directly proportional to the intensity of neotectonic movements; the positive movements intensity and amplitude of the newest tectonic stage of the Earth crust contribute to the accumulation of oil in anticlinal traps. The upward process of the newest movements creates a directed flow of petroleum fluids from the generation areas to anticlinal structures. In the presence of heavy overlying seals and other favorable factors oil and gas deposits are being occurred from the incoming hydrocarbons.
Keywords: neotectonics, amplitude, structure, petroleum fluids.
Минтахир Нургатович Мингазов Начальник отдела экологической безопасности при разработке нефтяных месторождений, к.геол.-мин.н.
Алия Аксяновна Стриженок Зав. сектором аэрокосмогеологических исследований, к.геол.-мин.н.
Булат Минтахирович Мингазов Инженер отдела развития информационных технологий и моделирования пластовых систем.
Институт «ТатНИПИнефть»,423236, Бугульма, ул. М.Джалиля, 32. Тел.: (85594)789-78, (85594)789-50.
5 (47) 2012
^научно-техническим журнал
Георесурсы
