CC BY
65
УДК 550.8:004.9
ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МОДЕЛИРОВАНИЯ ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
В.Ю.Керимов (Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина), С.М.Карнаухов (Филиал "Газпром ЭП Интернэшнл Сервиз Б.В."), А.А.Горбунов, Е.А.Лавренова (ОАО "Союзморгео"), А.В.Осипов (Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина)
В статье освещены результаты численного бассейнового моделирования генерационно-аккумуляционных УВ-систем четырех нефтегазоносных комплексов южной части Предуральского прогиба: нижнедевон-франского, франско-турнейского, ви-зе-башкирского и нижнепермского. По каждому нефтегазоносному комплексу проведено ранжирование изучаемой территории с точки зрения перспектив нефтегазоносности.
Ключевые слова: аккумуляция УВ; Восточно-Оренбургское сводовое поднятие; генерация; генерационно-аккумуляцион-ные УВ-системы; критический момент; миграция; нефтегазоматеринская толща; Предуральский прогиб; Прикаспийская сине-клиза; Соль-Илецкий свод; численное бассейновое моделирование.
Процесс моделирования гене-рационно-аккумуляционных УВ-сис-тем (ГАУС) предполагает комплек-сирование результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, что позволяет провести всесторонний анализ образования и сохранения залежей УВ и обеспечивает обоснованный прогноз нефтегазоносности осадочного бассейна [4, 8]. В рамках настоящей статьи впервые для южной части Предуральского прогиба (Оренбургская область) выполнено численное трехмерное бассейновое моделирование для оценки перспектив нефтегазоносности осадочного разреза в пределах указанной территории. Основополагающее значение для моделирования имеет исходная информация: объем и качество входных данных определяют корректность построенной модели и степень неопределенности полученных выводов. Комплект исходных материалов для моделирования УВ-систем определялся требованиями используемого программного обеспечения ("Ре^оМо^', "БсЫит-Ьегдег"), а также количеством и качеством материалов, которые были
собраны в процессе обобщения доступной геолого-геофизической и геохимической информации по изучаемому региону [1-7].
Основные блоки необходимых входных данных включают: геометрические характеристики бассейна (структурно-тектонический каркас), литолого-фациальную характеристику осадочных комплексов, современные представления об основных геологических событиях (периоды осадконакопления, перерывы, размывы), граничные условия (тепловой поток, палеобатиметрия, температура на поверхности дна па-леобассейна).
На основе имеющейся геолого-геофизической и геохимической информации по нефтегазоносности осадочного разреза и нефтегазома-теринским свойствам пород, с учетом степени детальности бассейновой модели, в пределах изучаемой территории моделировались четыре ГАУС, соответствующие четырем нефтегазоносным комплексам — нижнедевон-франскому, франско-турнейскому, визе-башкирскому и нижнепермскому, изученным бурением в пределах южной части Пред-
уральского прогиба. Нефтегазонос-ность доказана в трех из них: фран-ско-турнейском, визе-башкирском и нижнепермском. Нижнедевон-фран-ский рассматривается в качестве перспективного.
Нижнедевон-франский нефтегазоносный комплекс в пределах южной части Предуральского прогиба относится к разряду перспективных — промышленная нефте-газоносность в нем пока не установлена. Наиболее вероятные неф-тегазоматеринские толщи комплекса — эйфельские отложения Предуральского прогиба. Терригенные разности эйфельско-нижнефранско-го комплекса содержат до 6 % (в среднем около 3 %) органического углерода. В соответствии с данными о вещественно-петрографическом составе ОВ фациально-гене-тический тип ОВ нижнедевон-фран-ского комплекса определяется как сапропелиты [1].
В качестве резервуаров УВ-си-стемы выступают терригенные — в нижней и карбонатные — в верхней части комплекса отложения нижнего и среднего девона (такатин-ско-вязовский, койвенский, бий-
ский, афонинский и другие горизонты). Покрышками являются аргиллиты и глинистые известняки кыновского горизонта верхнего девона (региональная покрышка).
Современный уровень зрелости ОВ нефтегазоматеринских толщ варьирует. Области развития незрелой породы соотносятся с северной областью Восточно-Оренбургского сводового поднятия и наиболее приподнятым участком Соль-Илец-кого свода. Зрелость ОВ на большей части территории соответствует уровню "нефтяного окна". В погруженных областях Предуральско-го прогиба и северного борта Прикаспийской синеклизы нефтегазо-материнская толща находится в условиях преимущественной генерации газа (рис. 1, А).
Генерация УВ материнскими породами началась в начале триаса в пределах восточной части Пред-уральского прогиба. Постепенно в процесс генерации были вовлечены остальные территории прогиба и северного борта Прикаспийской впадины. Максимальные скорости генерации УВ соответствуют началу позднего триаса.
Активная эмиграция генерированных УВ приходится на начало позднего триаса (первый максимум); затем, в течение юры, процессы эмиграции испытывали торможение и вновь активизировались в течение мела, достигнув второго максимума к концу палеогена. На современном этапе развития ГАУС, генерация и эмиграция УВ не происходят.
Анализ скорости и объемов генерации УВ показывает, что критический момент описываемой ГАУС соотносится со второй половиной триаса (рис. 2, А).
Соотношение времени образования ловушек ГАУС и времени генерации, миграции и аккумуляции УВ благоприятно.
Областью генерации УВ являются Предуральский прогиб и северная бортовая часть Прикаспийской синеклизы, областью аккумуляции — Предуральский прогиб, северная бортовая часть Прикаспий-
ской синеклизы, Соль-Илецкий свод, Восточно-Оренбургское сводовое поднятие (рис. 3, А).
На большей части области аккумуляции УВ прогнозируются жидкие УВ (нефть, газоконденсат). В северо-восточной части Соль-Илец-кого свода возможны также залежи сухого газа. Глубина залегания наиболее крупных из прогнозируемых залежей варьирует от 3000 до 6500 м.
Основные риски описываемой ГАУС связываются с наличием хороших коллекторов на больших глубинах, а также с сохранностью залежей УВ на участках сокращенной мощности покрышек (см. рис. 3, А).
Франско-турнейский нефтегазоносный комплекс является комплексом с доказанной нефтегазонос-ностью в пределах Предуральского прогиба, промышленная нефтегазо-носность комплекса зафиксирована также в пределах Восточно-Оренбургского сводового поднятия.
Наиболее вероятные нефтегазо-материнские толщи комплекса — до-маниковые отложения верхнего девона, распространенные в пределах Восточно-Оренбургского сводового поднятия и северной бортовой зоны Прикаспийской синеклизы. Неф-тегазоматеринскими свойствами обладают также турнейские отложения Предуральского прогиба. Концентрация Сорг в доманикоидах фран-ско-фаменского и турнейского комплексов в среднем составляет 4-10 %. Фациально-генетический тип ОВ соответствует сапропелитам [1].
Для франско-турнейского нефтегазоносного комплекса характерны карбонатные резервуары — массивные известняки и вторичные доломиты. Пласты-коллекторы тур-нейского яруса соответствуют отложениям кизеловского, черепетско-го и малевско-упинского горизонтов. Они представлены органогенными известняками, среди которых преобладают детритовые, детрито-во-комковатые и комковатые разности, в различной степени перекристаллизованные и доломитизи-рованные отложения франского
яруса. Покрышками являются ви-зейские отложения.
Современный уровень зрелости ОВ нефтегазоматеринских толщ характеризуется существенной изменчивостью. В западной части изучаемой территории (Восточно-Оренбургское сводовое поднятие и Соль-Илецкий свод) ОВ незрелое. В погруженных областях Предуральско-го прогиба и северного борта Прикаспийской синеклизы нефтегазо-материнские породы системы находятся в условиях преимущественной генерации газа. На остальной территории зрелость ОВ соответствует уровню "нефтяного окна" (см. рис. 1, Б).
Генерация УВ началась в первой половине триаса в пределах восточной части Предуральского прогиба и северного борта Прикаспийской впадины. Максимальные скорости генерации УВ материнской породы соответствуют середине триаса.
Активная эмиграция УВ из обоих очагов началась в середине триаса (первый максимум). Затем, в течение юры,в пределах "Предуральско-го" очага, процессы эмиграции испытывали торможение и вновь активизировались в течение мела, достигнув второго максимума к концу палеогена. В пределах северного борта Прикаспийской синеклизы эмиграция равномерно нарастала с конца триаса до конца палеогена. На современном этапе развития ГАУС генерация и эмиграция УВ не происходят.
Критический момент описываемой ГАУС соотносится с поздним триасом и ранней — средней юрой в пределах "Предуральского" и "Прикаспийского" очагов соответственно (см. рис. 2, Б).
Соотношение времени образования ловушек ГАУС и времени генерации, миграции и аккумуляции УВ благоприятно.
Областью генерации УВ являются Предуральский прогиб и северная бортовая часть Прикаспийской синеклизы, областью аккумуляции — Восточно-Оренбургское сводовое поднятие, Соль-Илецкий
OIL AND GAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS
Рис. 1. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН ПО СТЕПЕНИ ЗРЕЛОСТИ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ НИЖНЕДЕВОН-ФРАНСКОГО (А) И ФРАНСКО-ТУРНЕЙСКОГО (Б) НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ
свод, Предуральский прогиб, северная бортовая часть Прикаспийской синеклизы (см. рис. 3, Б). В пределах изучаемой территории прогнозируются преимущественно жидкие УВ (нефть, газоконденсат). В северной и северо-восточной частях Соль-Илецкого свода и сопредельной территории западной бортовой зоны Предуральского прогиба возможны также крупные залежи сухого газа.
Анализ результатов моделирования показывает, что заполнение ловушек Ольшанской группы месторождений за счет "Предуральского" очага генерации возможно, и это подтверждает расположение расчетных аккумуляций в модели (см. рис. 3, Б).
Визе-башкирский нефтегазоносный комплекс является основным комплексом с доказанной нефтегазоносностью в пределах изучаемой территории. Наиболее вероятные нефтегазоматерин-ские толщи комплекса — терриген-ные визейские отложения. Содержание Сорг в терригенных разностях может достигать 10 %, в среднем составляет 3,2 %. ОВ смешанное — сапропелево-гумусовое.
Резервуары комплекса — органогенные известняки и вторичные доломиты башкирского возраста. Покрышками являются аргиллиты и глинисто-битуминозные известняки.
На современном этапе развития ГАУС отмечается существенная неоднородность уровня зрелости ОВ в пределах области моделирования. В западной части изучаемой территории (Восточно-Оренбургское сводовое поднятие и Соль-Илецкий свод) ОВ незрелое. На большей части территории Предура-льского прогиба и северного борта Прикаспийской синеклизы нефтега-зоматеринские толщи находятся в условиях преимущественной генерации нефти. На ограниченной территории они вышла из нефтяного окна (рис. 4, А).
Генерация УВ в системе началась в первой половине триаса в пределах восточной части Пред-
I - к началу позднего триаса (228 млн лет назад), II- в настоящий момент времени; области: 1 - преимущественной генерации нефти, 2 - преимущественной генерации газа, 3 - распространения "незрелой" нефтегазоматеринской толщи (отсутствие генерации)
Рис. 2. ГРАФИКИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СОБЫТИЙ ГАУС НИЖНЕДЕВОН-ФРАНСКОГО (А), ФРАНСКО-ТУРНЕЙСКОГО (Б), ВИЗЕ-БАШКИРСКОГО (В), НИЖНЕПЕРМСКОГО (Г) НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ
410 390 370 350 330 310 290 270 250 230 210 190 170 150 130 110 90 70 50 30 10
Палеозой Мезозой Кайнозой
Девон Карбон Пермь Триас Юра Мел Палеоген Неоген
А
1
2
3 ■
4
5
6
7
8
9 *
Б
1
2
3 ■
4
5
6
7
8
9 *
В
1
2
3 ■
4
5
6
7
8
9 *
Г
1
2
3 ■
4
5
6
7
8
9 *
уральского прогиба и северного борта Прикаспийской впадины. Максимальные скорости генерации УВ материнской породой соответствуют второй половине триаса.
Активная эмиграция УВ из обоих очагов генерации началась в юре, достигнув максимума к концу палеогена. На современном этапе развития ГАУС генерация и эмиграция УВ не происходят.
Критический момент для неф-тегазоматеринской толщи описываемой ГАУС формально не достигнут, так как генерационный потенциал породы реализован всего на 20 %. Однако максимальный объем аккумуляций был сформирован к концу палеогена (см. рис. 2, В).
Соотношение времени образования ловушек ГАУС и времени генерации, миграции и аккумуляции УВ благоприятно.
Областью генерации УВ являются Предуральский прогиб и северная бортовая область Прикаспийской синеклизы, областью аккумуляции — Соль-Илецкий свод, Предуральский прогиб, северная бортовая часть Прикаспийской синеклизы.
В ловушках визе-башкирского нефтегазоносного комплекса прогнозируются преимущественно жидкие УВ — нефть, газоконденсат.
Сопоставление расположения расчетных аккумуляций и открытых месторождений описываемого комплекса хорошо согласуется (см. рис. 3, В).
Нижнепермский нефтегазоносный комплекс промышленно нефтегазоносен в пределах Пред-уральского прогиба и Соль-Илецко-го свода. Наиболее вероятные неф-тегазоматеринские толщи комплекса — отложения верхнего карбона — нижней перми, распространенные в пределах Предуральского прогиба и северной бортовой зоны Прикаспийской синеклизы, обладающие
очень хорошим генерационным потенциалом. Данные, полученные по результатам исследования образцов пород глубоких скважин [5], показывают, что содержание Сорг в глинисто-карбонатных разностях комплекса достигает 12 % (в среднем 4,8 %).
Коллекторами описываемой ГАУС являются известняки органогенно-детритовые, органогенные и доломиты тонкопористые, кавернозные. Типы коллекторов — поровый, тре-щинно-поровый, в южных районах трещинный. В западной приборто-вой зоне Предуральского краевого прогиба широко распространены нижнепермские биогермные образования, представленные мшанко-выми и водорослево-мшанковыми известняками артинского возраста.
Покрышками ГАУС являются соленосные отложения кунгурского яруса нижней перми.
Современный уровень зрелости ОВ нефтегазоматеринских толщ в целом невысокий. На большей части исследуемого района ОВ нижнепермских отложений незрелое. В пределах погруженных частей Пре-дуральского прогиба и северного борта Прикаспийской впадины неф-тегазоматеринские толщи находятся в области преимущественной генерации жидких УВ (см. рис. 4, Б).
Интенсивная генерация УВ началась в обоих очагах генерации ("Пред-уральском" и "Прикаспийском") в триасе. В пределах Предуральского прогиба максимальные скорости генерации УВ материнской породой соответствуют позднему триасу. Скорости генерации "Прикаспийского" очага имеют два максимума, первый соотносится с поздним триасом, второй — поздним палеогеном, при этом максимальные скорости генерации прогнозируются в конце палеогена.
Эмиграция УВ из нижнепермской нефтегазоматеринской толщи Предуральского прогиба началась в
конце юры, из "Прикаспийского" очага — в середине мела. Интенсивность эмиграции нарастала постепенно, достигнув максимума в конце палеогена.
К настоящему времени только 37 % УВ эмигрировало из нефтега-зоматеринской толщи, т.е. критический момент не достигнут. Однако максимальное количество скоплений УВ было сформировано в конце палеогена, поэтому этот период эволюции нефтегазоматеринской толщи можно отнести к критическому моменту (см. рис. 2, Г).
Соотношение времени образования ловушек ГАУС и времени генерации, миграции и аккумуляции УВ благоприятно.
Областью генерации УВ являются южная часть Предуральского прогиба и северная бортовая часть Прикаспийской синеклизы, областью аккумуляции — Соль-Илецкий свод, Предуральский прогиб, северная бортовая часть Прикаспийской синеклизы (см. рис. 3, Г).
Высокое качество керогена обусловило генерацию преимущественно жидких УВ (нефть, газоконденсат) в прогнозируемых аккумуляциях ГАУС.
Сопоставление расположения прогнозируемых скоплений УВ с фактическими месторождениями показывает их хорошую согласованность (см. рис. 3, Г). Большинство месторождений западной бортовой зоны Предуральского прогиба, а также Оренбургское месторождение, расположенное в пределах Соль-Илецкого свода, нашли свое отражение в модели. Отсутствие в модели аккумуляций в районе месторождений Черниговское, Кома-ровское, Красноярское может свидетельствовать о существование еще одного очага генерации, питающего юго-западную часть Соль-Илецкого свода, расположенного в пределах Бузулукской впадины.
Периоды: формирования (1 - нефтегазоматеринских толщ, 2 -коллектора, 3 - покрышки, 4 - подстилающих пород, 5-перекрывающих пород, 6-ловушек), 7-генерации, миграции, аккумуляции, 8-консервации; 9 - критический момент
Выполненное моделирование показало также, что наполнение ловушки Совхозного месторождения невозможно за счет нижнепермской нефтегазоматеринской толщи из-за относительной "молодости" материнской породы. УВ не успели мигрировать на столь значительное расстояние. Это означает, что месторождение было сформировано за счет нефтегазоматеринской толщи нижележащих ГАУС в результате перетока УВ. Невысокое качество структурных карт в этой части изучаемой территории не позволило проверить эту гипотезу — требуется более детальное картирование зон разрывных нарушений и трещи-новатости, которые могли обеспечить вертикальную миграцию УВ.
Таким образом, в результате выполненного численного бассейнового моделирования были изучены ГАУС четырех нефтегазоносных комплексов южной части Предураль-ского прогиба: нижнедевон-фран-ского, франско-турнейского, визе-башкирского и нижнепермского.
Анализ результатов моделирования показывает, что основные элементы всех изученных ГАУС, включая ловушки, были сформированы к концу пермского периода. При этом интенсивная генерация и последующая эмиграция УВ из материнской породы происходили в более поздний период — в триасе, юре и даже в палеогене (для более молодых ГАУС). Таким образом, соотношение периодов генерации — миграции — аккумуляции и образования ловушек было благоприятным для всех изученных УВ-систем.
В результате проведенного моделирования было установлено, что очагами генерации для всех изученных ГАУС являются южная часть Предуральского прогиба и северная прибортовая часть Прикаспийской синеклизы.
Аккумуляция УВ происходит в ловушках Предуральского прогиба и севера Прикаспия. Кроме того, за счет выделенных очагов генерации обеспечивается накопление лову-
Рис. 3. СХЕМА ГАУС
Нефтегазоносные комплексы: А - нижнедевон-франский, Б - франско-турней-ский, В - визе-башкирский, Г - нижнепермский; 1 - очаг генерации УВ; 2 - прогнозируемые скопления жидких УВ (нефть, газоконденсат); 3 - прогнозируемые скопления сухого газа; 4 - области возможного разрушения залежей из-за недостаточной мощности покрышек; 5 - месторождения УВ; 6 - северная граница ГАУС нижнепермского нефтегазоносного комплекса
Рис. 4. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН ПО СТЕПЕНИ ЗРЕЛОСТИ
НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ ВИЗЕ-БАШКИРСКОГО (А) И НИЖНЕПЕРМСКОГО (Б) НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ
шек Соль-Илецкого свода и Восточно-Оренбургского сводового поднятия. Вместе с тем было установлено, что часть залежей Соль-Илец-кого свода (в пределах открытых месторождений: Черниговское, Ко-маровское и Красноярское) имеет дополнительный источник УВ, расположенный, вероятно, в пределах Бузулукской впадины.
Несмотря на ряд общих черт, изученные УВ-системы характеризуются рядом особенностей, которые определяют различия перспектив нефтегазоносности соответствующих нефтегазоносносных комплексов. Основные отличия обусловлены неодинаковой степенью зрелости ОВ нефтегазоматеринских толщ и уровнем истощенности его потенциала, которые, в свою очередь, определяются глубиной залегания нефтегазоматеринских толщ.
Наиболее зрелые ГАУС (нижне-девон-франская и франско-турней-ская) располагаются в нижней части осадочного разреза. Современные глубины залегания нефтегазомате-ринских толщ в пределах очагов генерации достигают 6 км и более. Потенциал нефтегазоматеринских толщ почти полностью реализован. Высокая зрелость ОВ обусловливает наличие сухого газа в составе флюида прогнозируемых скоплений УВ. Значительная площадь очагов генерации описываемых ГАУС, охватывающая целиком Предуральский прогиб, обеспечивает высокую вероятность наполнения ловушек в северной и северо-западной частях области исследований.
Несмотря на то, что часть аккумулированных УВ была разрушена в результате термического крекинга, обусловленного значительными глубинами их залегания, ГАУС нижней части осадочного разреза могут обеспечить существенный УВ-потенциал, при этом значительные перспективы могут быть связаны с наиболее погруженными областями Предуральского прогиба и северной прибортовой зоной Прикаспийской впадины, где по результатам моделирования прогнозируются крупные скопления жидких УВ.
А - к началу неогена (23 млн лет), Б -усл. обозначения см. на рис. 1
в настоящий момент времени; остальные
Молодые ГАУС (визе-башкир-ская и нижнепермская) располагаются в верхней части подсолевого разреза. Степень зрелости ОВ неф-тегазоматеринских толщ этих ГАУС существенно меньше, чем нижележащих, и в пределах выделенных очагов генерации в основном соответствует уровню "нефтяного окна". Современные глубины залегания нефтегазоматеринских толщ в основном не превышают 5 км.
Невысокая степень зрелости ОВ нефтегазоматеринских толщ обусловила низкую реализацию ими генерационного потенциала, которая, судя по результатам численного моделирования, не превышает 40 %.
Следует отметить, что вертикальные движения, происходившие в регионе в течение мезозоя и неогена, оказали существенное влияние на реализацию материнскими породами их генерационного потенциала. Речь идет о существенном замедлении процессов генерации и эмиграции УВ в конце триаса — начале юры и полном прекращении процессов генерации — миграции — аккумуляции УВ с конца палеогена.
Кроме того, относительная молодость нижнепермской ГАУС обусловила ограничения "плеча" латеральной миграции УВ к северу от очага генерации и, как следствие, высокий риск ненаполнения пермских ловушек в северной части исследуемой области Предуральского прогиба.
Вместе с тем отличное качество ОВ описываемых нефтегазоматерин-ских толщ обеспечило высокий УВ-потенциал соответствующих нефтегазоносных комплексов (визе-баш-кирского и нижнепермского), основные перспективы которого связываются с южной частью Предуральско-го прогиба и северной прибортовой зоной Прикаспийской синеклизы.
На основе полученных результатов моделирования, изучаемая территория была ранжирована по каждому нефтегазоносному комплексу с точки зрения перспектив нефтегазо-носности. Наиболее перспективными районами в пределах изучаемой территории являются южная часть Пред-
уральского прогиба и северная бортовая область Прикаспийской сине-клизы, где скопления УВ прогнозируются во всех четырех нефтегазоносных комплексах.
Несколько ниже (за счет ниж-недевон-франского нефтегазоносного комплекса) перспективы Соль-Илецкого свода, так как на значительной территории свода отложения девона отсутствуют.
В пределах северной части Предуральского прогиба основные перспективы связываются с нижне-девон-франским, франско-турней-ским и визе-башкирским нефтегазоносными комплексами. Перспективы нижнепермского комплекса существенно снижены из-за высокого риска ненаполнения ловушек на большой части территории.
Перспективы нефтегазоносности изученной части Восточно-Оренбургского сводового поднятия ограничиваются нижнедевон-франским и франско-турнейским комплексами.
Литература
1. Геологическое строение и
нефтегазоносность Оренбургской области. — Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1997.
2. Голованова И.В. Тепловое поле южного Урала: дисс. ... докт. физ-мат. наук. — Уфа, 2003.
3. Голованова И.В. Анализ данных по тепловому потоку Урала / И.В.Голованова, Р.Ю.Сальманова. — Уфа: Изд-во Института геологии Уфимского научного центра РАН, 2008 // Геологический сборник. — 2008. - № 7.
4. Керимов В.Ю. Применение технологии бассейнового моделирования — программного пакета PetroMod в учебном процессе и научных исследованиях / В.Ю.Керимов, Т.Хантшел, К.Соколов, М.С.Сидорова // Нефть, газ и бизнес. - 2011. - № 4.
5. Осипов А.В. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Вельской впадины и прилегающих территорий / Нефть, газ и бизнес. — 2012. — № 11.
6. Сальников В.Е. Геотермический режим южного Урала. — М.: Наука, 1984.
7. Яхимович Г.Д. Палеоструктурные исследования особенностей осадконакоп-ления карбонатных и терригенно-карбо-натных толщ Соль-Илецкого свода, северного борта Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба для оценки перспектив нефтегазоносности. — Оренбург: Изд-во ОренбургНИПИнефть, 2003.
8. Magoon L.B. The petroleum system / L.B.Magoon, W.G.Dow // The petroleum system — from source to trap, AAPG Memoir 60. — 1994.
© Коллектив авторов, 2013
Вагиф Юнусович Керимов, заведующий кафедрой, доктор геолого-минералогических наук, vagif.kerimov@mail.ru;
Сергей Михайлович Карнаухов, советник директора, кандидат геолого-минералогических наук,
s.karnaukhov@gazprom-international.com;
Алексей Анатольевич Горбунов, начальник отдела, aleksey.a.gorbunov@gmail.com;
Елена Александровна Лавренова, заместитель начальника, кандидат геолого-минералогических наук, lavrenovaelena@mail.ru;
Александр Викторович Осипов, младший научный сотрудник, alexander.v.osipov@gmail.com.
PROGNOSIS OF OIL AND GAS POTENTIAL OF THE SOUTHERN PART OF URAL FOREDEEP BY MODELING RESULTS OF GENERATION-ACCUMULATIVE HYDROCARBON SYSTEMS
Kerimov V.Yu. (Gubkin Russia's state university of oil and gas), Karnaukhov SM. (Gazprom International), Gorbunov A.A., Lavreneva E.A. (JSC "Soyuzmorgeo"), Osipov A.V. (Gubkin Russia's state university of oil and gas)
The article presents results of digital basin modeling of generation-accumulative hydrocarbon systems of four oil and gas complexes of southern part of Ural forede-ep: Lower Devonian-Frasnian, Frasnian-Tournaisian. Visean-Bashkirian and Lower Permian. Ranging of studied territory as regards oil and gas potential was done by each oil and gas bearing complex.
Key words: hydrocarbon accumulation; East Orenburg dome uplift; generation; generation-accumulative hydrocarbon systems; critical moment; migration; oil and gas source sequence; Ural foredeep; Caspian syneclise; Sol-Ilets dome; digital basin modeling.
