CC BY
21ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98+622.27
М.А. Лобусев1, e-mail: MLobusev@gmai1.com; А.В. Лобусев1; А.В. Бочкарев1, e-mail: anatoiybochkarev@gmaii.com; Ю.С. Якубовский1
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Разломно-блоковая концепция строения Антиповско-Балыклейского и Речного месторождений
В статье предложена концепция разломно-блокового строения Антиповско-Балыклейского и Речного месторождений, учитывающая результаты наблюдений поверхностных условий территории, данные сейсмических и геохимических исследований, а также гидродинамических исследований в скважинах.
Антиповско-Балыклейское месторождение расположено на правом берегу реки Волги, большая часть Речного месторождения - под Волгоградским водохранилищем. Нефтяная залежь в известняках задонского горизонта открыта случайно в 1967 г. профильной параметрической скважиной на моноклинальном склоне в ловушке сложного неантиклинального типа. Толщина нефтенасыщенного пласта составляет 1,2-10,8 м. По месторождению принят пликативный вариант строения залежи, однако парадигма данного варианта носит условный характер. В работе представлена новая концепция строения рассматриваемого участка, учитывающая наличие разрывных нарушений как в пределах месторождений, так и на соседних участках по берегу реки Волги. Наличие разрывных нарушений обосновывается прежде всего материалами сейсмических исследований и бурения скважин. Сбросы и присбросовые структуры по одновозрастным отложениям образуют структурные блоки (ступени), погружающиеся к центру впадины с запада на восток, а в пределах тренда - с севера на юг. Вероятность наличия разрывных нарушений подтверждается геоморфологическими характеристиками (результат анализ рельефа местности, эрозии и неотектоники), данными переинтерпретации сейсмических материалов на уровне кыновских отложений (D3kn) и петрофизическими материалами (выход на линию выклинивания литологически ограниченной ловушки пород с высокой и повышенной пористостью и в ряде случаев с повышенной эффективной нефтенасыщенной толщиной), а также данными проективной геометрии (закон Т.Б. Хейтса).
Авторы полагают, что, поскольку Антиповско-Балыклейское и Речное месторождения являются практически единственными по типу ловушки и особенностям формирования залежи в исследуемом регионе, сохраняется актуальность поисков аналогичных объектов к северу и югу от них вдоль Большого Волгоградского сброса.
Ключевые слова: Антиповско-Балыклейское месторождение, Речное месторождение, разломно-блоковая концепция строения, Волга, ловушка сложного неантиклинального типа, сброс, присбросовая структура, пористость, нефтенасыщенность, задонский горизонт, кыновский горизонт.
M.A. Lobusev1, e-mail: MLobusev@gmail.com; A.V. Lobusev1; A.V. Bochkarev1, e-mail: anatolybochkarev@gmail.com; Yu.S. Yakubovsky1
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
The Concept of Fault and Block Structure of Antipovsko-Balykleiskoye and Rechnoye Fields
The article suggests the concept of fault and block structure of Antipovsko-Balykleiskoye and Rechnoye fields taking into account observations of surface conditions of the area, and data of seismic and geochemical investigations, as well as hydrodynamic borehole studies. Antipovsko-Balykleiskoye field is located on the right bank of Volga river, most of Rechnoye field is under the Volgograd water reservoir.
The oil deposit in Zadonian horizon limestones was discovered by chance in 1967 when drilling a profile appraisal well on the monocline slope in the trap of a complex non-anticlinal type. Oil saturated reservoir thickness is 1.2-10. 8m. A version of a plicated pool structure in the field was approved though the version paradigm is of a conditional character.
24
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
The research presents a new structure concept of the area under consideration taking into account the presence of faults both in the field boundaries and in the neighboring zones along the Volga river banks. The presence of faults is proved primarily by seismic investigations and drilling of wells. Faults and their neighboring structures by even-aged deposits form structural blocks (stages) dipping to the trouph center from west to east, while within the trend - from north to south. Probability of faults is proved by geomorphological data (relief analysis, erosions, and neotectonics), seismic data reinterpretation at the level of Kynovian deposits (D3kn), and petrophysical data (blowout of a lithologically confined trap of high and increased porosity and sometimes with increased oil saturated thickness), as well as projective geometry data (T.B. Haites' law). The authors believe that as Antipovsko-Balykleiskoye and Rechnoye fields are practically the only ones in the region under study with such type of a trap and features of pool formation it is still important to search for similar structures to the north and south from these fields along the Great Volgograd fault.
Keywords: Antipovsko-Balykleiskoye field, Rechnoye field, the concept of fault-block structure, Volga, a complex non-anticlinal trap, fault, near-fault structure, porosity, oil saturation, Zadonian horizon, Kynovian horizon.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Антиповско-Балыклейское и Речное нефтяные месторождения расположены на территориях Камышинского, Дубов-ского и Быковского р-нов Волгоградской обл. Ббльшая часть Речного месторождения находится под Волгоградским водохранилищем в низовьях р. Волги, запасы месторождения относятся к категориям А, Б1 и Б2. Антиповско-Ба-лыклейское месторождение находится на правом берегу р. Волги. Оно открыто в известняках задонского горизонта фаменского яруса верхнего девона в ловушке сложного неантиклинального типа. Запасы этого небольшого по запасам месторождения отнесены к высшей категории А.
ОСОБЕННОСТИ ОТКРЫТИЯ И СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СТРОЕНИИ ЗАЛЕЖИ
Никаких признаков, свидетельствующих о наличии месторождения, известного в настоящее время как Антиповско-Ба-лыклейское, не было. Специальных работ по подготовке структуры под глубокое бурение не проводилось. Залежь была случайно открыта в 1967 г. профильной параметрической скв. 26, пробуренной на региональном сей-смопрофиле по данным,полученным в результате применения КМПВ (корреляционного метода преломленных волн). В 1968 г. залежь была введена в разработку и в настоящее время на-
ходится на третьей стадии разработки: отобрано более 4,5 млн т нефти, остаточные запасы составляют около 0,8 тыс. т. Всего пробурено 77 скважин различного назначения.Разведка осуществлялась по «ползущей» схеме с расстоянием между скважинами 1,21,5 км. С вводом месторождения в разработку детальная разведка проводилась путем эксплуатационного бурения. Продолжение залежи под акваторию Волгоградского водохранилища прогнозировалось давно [1]. В 2004 г. на правом берегу водохранилища была заложена скважина-первооткрыва-тельница - скв. 146 с отходом от вертикали на 1400 м под русло р. Волги, вскрывшая нефтенасыщенный пласт в интервале глубин 4750-4800 м. Западное ограничение открытой залежи примыкает к контуру Антиповско-Балы-клейской залежи. Новое месторождение, получившее название Речное, на сегодняшний день находится на стадиях доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.
Залежь открыта на моноклинальном склоне с неясным характером экранирования. Утвержденная в ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» (ГКЗ) геологическая модель, объединяющая сухопутную и речную части залежи в пликативном варианте в зоне флексурного сочленения юго-восточного склона Воронежской антеклизы и юго-западного борта
Прикаспийской синеклизы, представлена на рис. 1.
Пласт, вмещающий нефтяную залежь, является региональным репером и, несмотря на неоднородность внутреннего строения, прослеживается на обширной территории. Отложения задонского горизонта представлены в основном ор-ганогенно-обломочными известняками. Толщина нефтенасыщенного пласта изменяется от 1,2 (скв. 79) до 10,8 м (скв. 140). Судя по данным исследования керна, результатам бурения и геофизическим характеристикам, емкость пласта-коллектора обусловлена в основном межзерновыми порами. Принятое граничное значение пористости К ГР = 7 %. В связи с этим в от-
п
сутствие структурных ограничений на моноклинальном склоне прогнозировалось наличие ловушки литологиче-ского типа за счет замещения чистых с первичной пористостью известняков (коллектор) плотными карбонатно-гли-нистыми породами (неколлектор) по всему контуру нефтяного скопления. Продуктивные известняки на Антипо-вско-Балыклейской и Речной площадях в ловушке литологического типа, образованной согласно принятой (утвержденной) модели фестончатого захода проницаемых неглинистых пород в литологические экраны, содержат промышленные скопления нефти. Средствами сейсморазведки (с учетом невозможности картирования
Ссылка для цитирования (for citation):
Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Якубовский Ю.С. Разломно-блоковая концепция строения Антиповско-Балыклейского и Речного месторождений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 11. С. 24-33.
Lobusev M.A., Lobusev A.V., Bochkarev A.V., Yakubovsky Yu.S. The Concept of Fault and Block Structure of Antipovsko-Balykleiskoye and Rechnoye Fields. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 11, P. 24-33. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
25
ГЕОЛОГИЯ
Антиповско-Балыклейское Antipovsko-Balykleiskoye
1 5 9
2 6 10
3 7 11
4 8
Рис. 1. Залежь нефти в задонском горизонте Антиповско-Балыклейского и Речного месторождений в пликативном варианте строения:
1 - линия выклинивания продуктивного пласта; 2 - зона отсутствия коллектора; 3 - линия профиля; 4 - граница лицензионного отвода; 5 - водонефтяной контакт залежи; 6 - береговая линия р. Волги; 7 - поисково-разведочные скважины; 8 - эксплуатационные скважины; категории запасов: 9 - А; 10 - Б2; 11 - Б3
Fig. 1. Zadonian horizon oil deposit of Antipovsko-Balykleiskoye and Rechnoye fields in the plicated structure version:
1 - pinch line of payout bed; 2 - reservoir-free zone; 3 - profile line; 4 - licensed allocation boundary; 5 - water-oil contact of the deposit; 6 - Volga river coastline; 7 - exploration wells; 8 - production wells; category of reserves: 9 - А; 10 - Б2; 11 - Б3
таких залежей) линия выклинивания пласта-коллектора малой толщины не выделяется, она принимается по данным опробования в скважинах и результатам интерпретации каротажного материала. Внутри залежи присутствуют линзы неколлекторов (скв. 128, 147), в ходе освоения которых не удалось получить притока. На ряде участков отсутствует тенденция уменьшения значения пористости (к граничному значению) к линии отсутствия коллекторов. Так, на западную границу залежи (линию замещения) продуктивный пласт выходит с максимальной на месторождении пористостью (24 %), на северной
границе на линию замещения выходят продуктивные пласты с повышенной пористостью (16-18 %) (скв. 28, 104, 127, 144). За пределами залежи в этой части месторождения в скв. 31 из задонского пласта-коллектора получен приток пресной воды с пленкой нефти. На северном и южном ограничениях Речного месторождения отсутствуют скважины за пределами залежи, и линия замещения пласта принята без соответствующего обоснования замещения продуктивного пласта непроницаемыми разностями известняков. Максимально высокая отметка кровли продуктивного пласта вскрыта на
-4586 м. Водонефтяной контакт (ВНК) залежи вскрыт на отметке -4868,6 м (скв. 29 Речного месторождения). Размеры залежи в пликативном варианте - 11,0 * 6,25 км, высота - 280 м (-4590...-4870 м). Покрышкой является известково-мергельно-аргиллитовая толща задонско-елецкого возраста. Все изложенное указывало на то, что принятая для месторождений парадигма замещения пласта в качестве контроля нефтяного скопления носит условный характер, в принципе обеспечивающий многолетнюю стратегию разведки и разработки залежи.
РАЗЛОМНО-БЛОКОВАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
По мере роста степени изученности залежи в пределах Антиповско-Балы-клейского и Речного месторождений поступали новые данные, не согласующиеся с имевшимися представлениями о пликативной геологической модели. Рассмотрим некоторые из этих прямых указаний на разломно-блоковое строение месторождений - результаты наблюдений поверхностных условий территории (в обнажениях, а также геометрия овражно-речной системы), сейсмических и геохимических исследований, а также гидродинамических исследований в скважинах.
Рельеф местности, эрозия и неотектоника
Сложный рельеф поверхности земли рассматриваемой территории является отражением ее глубинного строения. Так, правый берег в геоморфологическом отношении представлен восточным крутым склоном Приволжской возвышенности и Ергеней, левый -Прикаспийской низменностью. По разделяющему их крупному геоморфологическому и тектоническому уступу, проходящему по правому берегу реки и больше соответствующему названию регионального сбросо-сдвига, и проходит граница крупнейших тектонических (Воронежская антеклиза, Прикаспийская синеклиза) и названных географических элементов. Давно известно, что заложение современного русла р. Волги связано с генеральным направлением разломов в фундаменте и осадочном
26
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
а) a) б) b)
Рис. 2. Правый берег р. Волги (а) с прибрежной овраго-балочной системой и впадающими ручьями и мелкими реками с плотно расположенными сбросами с разным наклоном плоскости сместителя разрыва в обнажении (б)
Fig. 2. The right Volga river bank (a) with the foreshore gully system, inflowing streams, and shallow rivers, with densely spaced faults with different plane slopes of displacement in outcropping (b)
чехле, с наличием блоков различного уровня (от мегаблоков до малоразмерных блоков) на обоих берегах и разделяющих их сбросов и сдвигов различной амплитуды.
По местным региональным признакам область делится на западную, правобережную (возвышенную) и восточную заволжскую, левобережную (пониженную) части. Формирование рельефа правобережной возвышенности происходило под воздействием интенсивного проявления новейших тектонических поднятий и эрозионных процессов, что привело к расчленению поверхности многочисленными балками с глубиной вреза 80-100 м и небольшими речками, устья которых впадают в р. Волгу. В современном рельефе правый берег р. Волги выше левого в среднем на 50 м. Разница в отметках поверхности современного рельефа право- и левобережной частей в месте субмеридионального уступа варьирует от 0 до 100 м (рис. 2). На верхнем структурном этаже (от девона и выше) выделяются Приволжская моноклиналь (приподнятая часть, или Антиповско-Балыклейское месторождение) и Николаевско-Городищен-ская предбортовая ступень (опущенная часть, или Речное месторождение) [3]. Известно, что крупнейшие водотоки мира часто наследуют тектонические разломы, определяющие очертания береговых линий, местоположение и простирание притоков [4, 5]. В Заволжье равнинная часть на севере спускается вдоль левого берега р. Волги из Самарского Заволжья и представляет собой широкие ступенчатые площадки (террасы) в долине главной реки. Прикаспийская низменность расположена на крайнем юго-востоке Восточно-Европейской равнины, примыкая к Каспийскому морю. Ее южная часть лежит ниже уровня моря (до -28 м). Снижение высот равнинного Заволжья объясняется тем, что эта часть платформы прогибается и понижается, что в целом характерно для левобережной части всего Нижнего Поволжья. На территории Правобережья располагается Приволжская возвышенность, простирающаяся вдоль правого берега р. Волги. На востоке она приподнята и круто обрывается в сторону р. Волги.
Наибольшие отметки высот на Приволжской возвышенности: в Саратовской обл. - 379 м (в районе Хвалынских гор), в Волгоградской обл. - 358 м (Гусельско-Тетеревятский кряж). При формировании сбросов регионального простирания образуются уступы разной высоты и протяженности [4]. Данные последних лет, основанные на буровых работах и геофизических исследованиях скважин (ГИС), свидетельствуют о том, что современный обрыв Приволжской возвышенности, его положение и морфология обусловлены в значительной степени русловой деятельностью р. Волги. Вдоль ее русла проходит уступ, который с глубиной переходит в глубинный разлом (сброс) как результат разнонаправленных движений блоков по обе стороны плоскости сместителя нарушения, названный в [6] Большим Волгоградским сбросом (БВС). Плоскость сбрасывателя БВС обращена к опущенному (сброшенному) блоку и является результатом неоднократных подвижек вдоль плоскости сместителя сброса. Форма первичного уступа зависит от рельефа, предшествующего сбросу. Если этого нет, сбросы можно обнаружить только после тщательного изучения района по изменениям, которые они вносят в геологические структуры. Эти изменения определяются не только амплитудой сброса и наклоном сбрасывателя, но и положением сброса по отношению к рассекаемым им геологическим структурам. В результате этих тектонических движений, особенно ярко проявивших себя в нижнем плиоцене, Прикаспийская
впадина отделяется по БВС от Приволжской моноклинали. В течение последних 2 млн лет по этому разлому происходило опускание Заволжья, сопровождавшееся землетрясениями. Ежегодно левый берег р. Волги опускается на 4 мм, а правый поднимается на 2 мм по серии сбросов меридионального направления. Эти нарушения подтверждаются комплексом геологических, геофизических и аэрокосмических данных. В местах детального изучения разломов на правом берегу р. Волги установлено, что Жигулевская часть БВС на протяжении более 200 км осложнена более мелкими поперечными разломами, где происходит активное выделение глубинного гелия и радона (этому был посвящен целый ряд статей, например [7]). По методу многоцелевого формализованного морфоструктурного районирования в данном регионе выполнен анализ информативных признаков рельефа, речной сети, геофизических и геологических материалов трассирования разрывных нарушений и тектонической трещиноватости [5]. В результате оказалось возможным проследить взаимосвязь речных долин со структурно-тектоническими элементами земной коры и дизъюнктивными дислокациями, поскольку элементы гидросети, овражно-балочной сети закладываются преимущественно в ослабленных зонах осадочного чехла. Так, в ходе полевых работ вдоль побережья р. Волги на исследуемом участке [8], а также путем анализа информативных признаков рельефа, геофизических и геологических материалов были из-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
27
ГЕОЛОГИЯ
учены тектонические разрывные нарушения и трещиноватость в обнажениях горных пород. По итогам изучения были установлены основные особенности строения крупных линейных элементов ландшафта: прямолинейные границы между различными типами отложений, типами и формами рельефа, прямолинейные берега водоемов и отрезки речных долин, полос растительности, коленообразные изгибы рек, участки перехватов рек, аномальные места сужения или расширения речных долин, резкие изгибы эрозионной сети, характер границ между участками с разной интенсивностью переформирования рельефа. Простирание элементов ландшафта чаще всего согласуется с простиранием одной из систем трещин. Можно отметить и ряд других совпадений простираний трещин и прямолинейных участков долин балки в районе с. Ширяево, рек Каменка, Большая и Малая Гнилуша и др. О связи трещино-ватости с речной и овражно-балочной сетью свидетельствуют также розы-диаграммы тектонической трещиновато-сти, простирания разрывных нарушений и долин р. Лихой и балки Нижнее Про-валье (рис. 3).
{ }
¡z:
Рис. 3. Сопоставление роз-диаграмм тектонической трещиноватости, простирания разрывных нарушений и балок р. Лихая и Нижнее Провалье: 1 - разрывы; 2 - простирание долин; 3 - роза-диаграмма трещиноватости Fig. 3. Comparison of trend rose-diagrams of faults, tectonic jointing and gully trends of the Likhaya river and Nizhneye Provalye gully: 1 - faults; 2 - valley trend; 3 - rose-diagram of jointing
Опорная граница
(key reflector) Dzd
Рис. 4. Столбичи - уникальный выступ рельефных скал высокого правого берега р. Волги Fig. 4. Stolbichi - a unique ledge on the raised rocks of the high right bank of the Volga river
В месте БВС отражающий задонский горизонт D3zd заметен в виде ступенчатого изгиба (рис. 5). Экзогенные процессы уничтожают неровности в рельефе по обе стороны от сброса и залечивают сбросовые линии в уступах (эскарпы) (рис. 6). При этом у подножия уступа образуются конусы выноса. В результате все следы перемещения по плоскости сместителя разрушаются продуктами выветривания вскоре после выхода на дневную поверхность (рис. 7), что может служить причиной соскальзывания отраженной волны при сейсморазведке с плоскости сместителя нарушения на плавную поверхность присбросового рельефа в виде сглаженной ступени. Сглаживающий эффект усиливается после отложения новых осадков. Ввиду малой амплитуды плоскости сместителя в экране БВС есть дефекты, в силу наличия которых нефть может просачиваться со стороны Речного месторождения в пределы Антиповско-Ба-
Рис. 5. Фрагмент профиля продуктивного пласта на стыке месторождений по Большому Волгоградскому сбросу Fig. 5. A fragment of payout bed profile at the junction of fields on the Great Volgograd fault
Следует привести пример обнаружения академиками А.П. Павловым и Н.С. Шат-ским в 1922 г. сбросов на поверхности земли севернее изучаемых месторо-жений в пределах Столбичей (рис. 4) [9]. Ими описано более 40 сбросов (самый крупный из них - Щербаковский), проявившихся в плиоцен-четвертичное время в связи с опусканием Прикаспийской впадины. В пределах западного борта впадины в долине р. Царицы и в районе пос. Городище сбросы имеют северо-восточное простирание и амплитуду 2,5-3,0 м [10].
Особенности строения и свойств продуктивного пласта
Падение продуктивного пласта происходит на моноклинальном склоне под углом 1,0-1,5 но в присбросовой части по уступу по всей его длине угол наклона увеличивается до 2,0-6,0 что характерно для присбросовых областей [4].
Рис. 6. Сбросовый уступ, пересекающий ровную поверхность: А - гипотетическое положение до начала эрозии; Б - общий вид после эрозии средней интенсивности
Fig. 6. Fault scarp crossing plane surface: А - hypothetical situation before erosion start; B - general view after erosion of mean intensity
28
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Рис. 7. Эффект сглаживания (залечивания) линии сброса и плоскости сместителя нарушения сразу после сброса (а) и после отложения новых осадков (б) Fig. 7. A smoothing (healing) effect of fault line and fault displacement plane just after fault (a) and after deposition of new sediments (b)
146 145
A,
В
С »1
D
M, M2
Рис. 8. Проверка корреляции разрезов по правилу проективного отношения «четырех точек» для продуктивного пласта задонского горизонта Антиповско-Балыклейского (скв. 145) и Речного (скв. 146) месторождений
Fig. 8. Correlation proof of sections by the projective relation rule of "four points" for the Zadonian horizon payout bed in Antipovsko-Balykleiskoye (well 145) and Rechnoye (well 146) fields
лыклейского. Однако интенсивность перетока в плоскости разрыва (в месте дефекта) существенно снижается. Так, начальное пластовое давление в залежи на обоих участках было одинаковым и составляло 54 МПа. Однако на Речном месторождении пластовое давление оказалось равным 46 МПа, что меньше начального, но больше текущего на Антиповско-Балыклейском месторождении, где оно составляет 42-43 МПа. По разные стороны от БВС по результатам изучения литотипов продуктивных пород фациальный облик карбонатных отложений (в опущенных блоках фации с большим содержанием пелитового материала) различается [11]. В результате в опущенном (Речном) блоке более низким значениям пористости, насыщенности и проницаемости соответствуют и меньшие эффективные нефте-насыщенные толщины и продуктивность скважин. К примеру, средневзвешенная величина коэффициента пористости, по данным ГИС, составила 0,09 д. ед. для Речного месторождения и 0,15 д. ед. для Антиповско-Балыклейского, коэффициента нефтенасыщенности -0,84 д. ед. для Речного месторождения и 0,89 д. ед. для Антиповско-Балыклей-ского. Дебиты нефти на Речном месторождении в несколько раз меньше, чем на Антиповско-Балыклейском.
Блоковая модель месторождений
Модель построена на основе анализа, подтвердившего наличие разрывных нарушений как в пределах месторождений, так и на соседних участках по берегу р. Волги. Исходя из утверж-
денной ГКЗ карты толщин продуктивного пласта и размещения изопахит в форме замкнутых квадратов и прямоугольников, предположим, что такая форма отражает блоковое строение площади, границами которой являются малоамплитудные сбросы. По обе стороны от сброса выбираются максимально приближенные к плоскости сместителя нарушения скважины для проверки наличия нарушения по методу проективной геометрии (закону Т.Б. Хейтса). В первую очередь выбирались пары скважин, при анализе структурных карт которых по кровле и подошве задонского пласта были выявлены аномально большие углы падения (до 19 °) структурных поверхностей, связанные со значительной разницей в абсолютных отметках в близко расположенных скважинах. Такие перепады объясняются только наличием тектонического нарушения. Скважинами 145 и 146 пройдены одни и те же пласты, кровли и подошвы которых обозначены как маркирующие реперы А/А1, В/В1, С/С1, D/D1 (табл., рис. 8). Глубине залегания маркирующего пласта А, вскрытого в скв. 146, соответствует глубина залегания А1 этого же пласта, вскрытого в скв. 145, и так далее для всех маркирующих поверхностей. Тогда точки, находящиеся в проективном отношении и расположенные
на разных линиях (осях скважин), при соединении образуют пучок прямых линий, пересекающихся по закону Т.Б. Хейтса в точке М, которая называется центром проектирования. При этом соединение «четырех точек» представляет собой искомую временную хроностратиграфическую корреляцию разрезов двух соседних скважин. Проективное соответствие стратиграфических интервалов в двух и более скважинах нарушается из-за наличия разрывного нарушения, когда происходит закономерное уменьшение для сброса толщины определенного стратиграфического интервала [4]. Приведенный метод проективного отношения «четырех точек» выявляет интервалы разреза, которые имеют разные толщины в исследуемых скважинах (рис. 8). В результате соединений хро-ностратиграфических реперов (табл.) были получены два центра проектирования М1 и М2, что является прямым указанием на наличие тектонического нарушения (сброса) между скв. 145 и 146 [4]. При расчете модели для пары скважин, между которыми отсутствует разрывное нарушение, по правилу соединения четырех точек получается в лучшем случае только один центр проектирования М.
Самостоятельные блоки могут выделиться по условиям разработки залежи.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
29
ГЕОЛОГИЯ
Результаты корреляции пластов задонского горизонта Антиповско-Балыклейского (скв. 145) и Речного (скв. 146) месторождений Correlation data of zadonsk horizon unit in Antipovsko-Balykleiskoye (well 145) and Rechnoye (well 146) fields
Хроностратиграфические реперы Chronostratigraphical references Условные обозначения Legend Глубина абсолютных отметок кровли и подошвы пластов по скважинам, м Depth of datums for upper boundary and subface of stratum by wells, m
Скважина 145 Антиповско-Балыклейского месторождения Well 145 of Antipovsko-Balykleiskoye field Скважина 146 Речного месторождения Well 146 of Rechnoye field
Кровля покрышки в кровле пласта задонского горизонта Cap rock upper boundary at the top of Zadonian horizon A/A, -4730,1 -4766,2
Кровля продуктивного пласта Top of productive interval B/B, -4742,8 -4778,0
Подошва продуктивного пласта Subface of productive stratum C/C, -4766,4 -4783,3
Подошва пачки задонского горизонта, подстилающей продуктивный пласт Subface of Zadonian horizon unit subjacent a payout bed D/D, -4782,1 -4793,8
Примером служит блок, где находятся скв. 76, 79, 80, 81, 132, 134, в которых продуктивный пласт либо отсутствует (скв. 80, 81), либо имеет незначительную толщину (скв. 79) и продуктивность (скв. 132, 134).
Разломно-блоковое строение территории
В основе новой структурно-тектонической концепции территории, у истоков которой стояли А.П. Павлов, А.С. Шатский (1922), П.Е. Оффман (1945), А.И. Василенко (1980), П.В. Медведев (1985-2011), Г.Н. Андреев (1993-2009), А.В. Бочкарев (1994), В.А. Бочкарев (1999-2011), Н.А. Касьянова (20032008) и многие другие, лежит разлом-но-блоковое строение палеозойских отложений (рис. 9). Анализ указывает на рост средней амплитуды региональных меридиональных сбросов (главный элемент системы склоновых сбросов) в направлении с запада на восток (к центру Прикаспийской впадины). Корни таких сбросов берут начало в фундаменте, и в осадочном чехле проникают на значительные глубины - более 6000 м. Наличие разрывных нарушений обосновывается прежде всего материалами сейсмических исследований и бурения скважин [4, 5, 12-17]. Сбросы и присбросовые структуры по одновоз-растным отложениям образуют структурные блоки (ступени), погружающиеся к центру впадины одновременно с запада на восток, а в пределах тренда -с севера на юг [4].
На рис. 9 представлена схема размещения в пределах Антиповско-Балы-клейского и Речного месторождений разрывных нарушений,вероятность наличия которых подразумевается по геоморфологическим признакам, материалам переинтерпретации сейсмических данных и петрофизическим материалам (выход на линию выклинивания литологически ограниченной ловушки пород с высокой и повышенной пористостью и в ряде случаев с повышенной эффективной нефтенасыщенной толщиной).
ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДВУХЭТАПНОГО ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Для рассматриваемой территории на генетическом уровне суммарный длительный процесс формирования залежей нефти и газа в обобщенном виде делится на два основных этапа. Первый связан с формированием залежей различного фазового состояния («нефтяной» этап), второй - с переформированием этих залежей («газоконден-сатный» этап) [15-17]. Углеводороды каждого этапа характеризуются также укрупнено набором физико-химических свойств и отличаются по фазовому состоянию и составу.
На первом этапе нефть из материнских проницаемых пород зоны генерации при достижении зоны дробления пород сбросов проникала по нарушениям в вышезалегающие отложения, заполняя последовательно все ловушки в примы-
кающих к сбросу пластах-коллекторах в лево- и правобережной частях западного борта. Отсюда преимущественно многопластовый характер строения месторождений. На втором этапе инициируются, продолжаются в настоящее время и неизбежны в будущем активные процессы генерации и эмиграции углеводородных газов (УВГ), формирующих газовую среду, которая постепенно в направлении с востока на запад одну часть нефтяных скоплений растворяет, а другую оттесняет в пределы платформенного склона (рис. 10). В ходе переформирования нефтяных залежей, находящихся на одних и тех же миграционных путях и постоянно пополняемых УВГ, меняются их состав и свойства. Отсюда масштабное миграционное смещение в западном направлении газовой среды за счет сплошного проникновения УВГ от глубинно-ка-тагенетических (генерационных) зон внутренних частей впадины к ее борту и вверх по разрезу осадочных пород, а также по породам терригенного девона в пределы платформенного склона (рис. 10) [12, 13].
Особую роль в перераспределении продуктов генерации первого и второго этапов формирования УВ-скоплений принадлежала конседиментационным сбросам и сбросо-сдвигам, берущим свое начало в допалеозойском фундаменте, развитие которых продолжалось в осадочном чехле по мере компенсированного осадконакоплением прогибания территории.
30
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Рис. 9. Схема размещения разрывных нарушений в пределах Антиповско-Балыклейского и Речного месторождений по совокупности данных бурения, сейсморазведки, анализа рельефа местности, эрозии и неотектоники:
1 - разрывные нарушения с указанием направления падения плоскости сместителя:
а) по геоморфологическим данным; б) по данным переинтерпретации сейсмических материалов на уровне кыновских отложений (D3kn); в) по петрофизическим данным анализа керна и геофизических исследований скважин (выход на линию выклинивания литологически ограниченной ловушки пород с высокой и повышенной пористостью и в ряде случаев с повышенной эффективной нефтенасыщенной толщиной); г) по данным проективной геометрии;
2 - линия выклинивания продуктивного пласта по модели литологически экранированной ловушки; 3 - береговая линия р. Волги; 4 - водонефтяной контакт
Fig. 9. Layout of faults in the boundaries of Antipovsko-BaLykLeiskoye and Rechnoye fields based on the block of data - drilling, seismic, relief analysis, erosion and neotectonic:
1 - faults with displacement plane dip trend: а) by geomorphoLogicaL data; б) by seismic data reinterpretation at the level of Kynovian deposits (D3kn); в) by petrophysicaL core analysis and geophysical borehole studies (blowout of a LithoLogicaLLy confined trap of high and increased porosity and sometimes with increased oil saturated thickness); г) by projective geometry data;
2 - pinch Line of payout bed under the model of LithoLogicaLLy screened accumulation; 3 - Volga river coastline; 4 - water-oiL contact
Этапность формирования залежей особенно очевидна для бортовой (левобережной) части за счет близкого расположения зоны (источника) генерации УВ. В результате на небольшом расстоянии за более короткое геологическое время в силу влияния газового потока по направлению к р. Волге на данном этапе развития нефтегазоносного бассейна проявляется контрастная площадная зональность размещения залежей по их фазовому состоянию для подсолевых палеозойских отложений: газовых, переходных от газовых к нефтяным и нефтяных. В газовой зоне газоконденсатные залежи содержатся во всех ловушках, находящихся в зоне генерации и на путях современной ступенчатой ла-терально-вертикальной миграции. Залежи в этой зоне залегают на больших глубинах (более 4000 м). Наличие региональной соленосной покрышки обеспечивает сохранность залежей и аномально высокое пластовое давление (АВПД) во всем подсолевом объеме пород. Из наиболее погруженных материнских отложений в вышезалегающие пласты проникают неуглеводородные газы (главным образом СО2 и Н^). В преимущественно карбонатном разрезе отложений содержание сероводорода в газоконденсатных залежах достигает 3 %. Повышенное содержание гелия и водорода в газоконденсатных залежах (с их неспособностью к длительному сохранению в составе свободного и растворенного в воде газа) указывает на современный подток газов снизу, в основном по дизъюнктивным нарушениям.
На путяхлатерально-вертикальной миграции газоконденсатных растворов происходят процессы перераспределения ранее сформировавшихся залежей. В нижней части разреза амплитуда сбросов достигает сотен метров. Главным механизмом, приводящим в движение дальнюю миграцию УВГ по ступенчатой латерально-вертикальной схеме (промышленные залежи формируются только по трассе миграционного пути), является перепад (более чем вдвое) пластовых давлений: АВПД в зоне газогенерации во внутренних и бортовой частях впадины, с одной
стороны, и гидростатических давлений в удаленной (правобережной) части борта в одноименных отложениях -с другой. Нефтяные залежи, сформировавшиеся на первом этапе, пополняются, а затем полностью замещаются продуктами последующих этапов генерации - газоконденсатом [14, 15]. В переходной зоне (по вещественному составу - от нефти к газоконденсату) наблюдается незавершенный процесс переформирования нефтяных залежей
для одних и завершенный для других в разрезе месторождений Алексеев-ского тренда (Северо-Алексеевское, Малышевское, Левчуновское и др.), где сложившиеся углеводородные системы большей части месторождений находятся во временном равновесии. Девонские (в том числе в задонском горизонте) отложения данной группы месторождений находятся в газовой зоне и содержат газовые залежи (скв. 238-Быковская). Газоконденсатные
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
31
ГЕОЛОГИЯ
Абрамовское Клетско-Почтовское
Abramovskoye Kletsko-Pochtovskoye
Кудиновско-Романовская зона поднятий
р. Волга Volga river
Прибрежное Probrezhnoye
Северо-Алексеевское
(Severo-Alekseyevskoe) Левчуновское (Levchunovskoye) Малышевское (Malyshevskoye)
Лободинское (Lobodinskoye) Комсомольское (Komsomol'skoye) Солдатско-Степновское (Soldatsko-Stepnovskoye) Южно-Кисловское (Yuzhno-Kislovskoye)
Рис. 10. Схема формирования залежей углеводородов на современном (газоконденсатном) этапе, иллюстрирующая воздействие газовой среды на генерационно-аккумуляционную систему палеозойских отложений западного борта Прикаспийской впадины:
1 - отложения нижнепермских солей; 2 - миграционный поток углеводородных газов из зоны генерации; 3 - направление региональных тектонических движений: подъема (правобережная часть) и погружения (левобережная часть); 4 - границы зон: Н - нефтенакопления; П -переходная от нефти к газоконденсату; Г - газо- и газоконденсатонакопления; 5 - породы кристаллического фундамента; 6 - сбросы; 7 - направление путей миграции углеводородов; 8 - нефтяные залежи; 9 - газоконденсатные залежи; 10 - скважины
Fig. 10. Formation pattern of hydrocarbon deposits at the current (gas condensate) stage illustrating the effect of gaseous medium on the generation-accumulation system of Paleozoic deposits in the western Caspian Lowland side:
1 - Lower Perm salt deposits; 2 - migration of hydrocarbon gases from the generation zone; 3 - trend of regional tectonic movements: uplift (right bank) and dip (left bank); 4 - zone edges: O - oil accumulations; T - oil-gas condensate transition zone; G - gas-and-gas condensate accumulations; 5 - rocks of crystalline basement; 6 - faults; 7 - trend of hydrocarbon migration paths; 8 - oil deposits; 9 - gas condensate deposits; 10 - wells
растворы первоначально вытеснили нефть из ловушек в девонских отложениях, а затем поступили в пределы нефтяных залежей каменноугольного возраста. В результате к нефти ранней генерации добавилась нефть, а затем и газоконденсат более поздней генерации (смешение и растворение), обеспечивая рост значений давления насыщения нефти газом и газового фактора. Углеводородная смесь (нефти и растворенного в ней газоконденсата) имеет, таким образом, различный возраст (по времени генерации в одной и той же материнской толще при прохождении главных зон нефте- и газообразования) ее основных составных частей и сложную родословную. Современный облик (состав и свойства) нефтей обусловлен как первичными условиями накопления (первый этап), так и нарастающим во времени подтоком по сбросам газоконденсатных растворов из зон (источников) их генерации
в ранее сформированные нижнекаменноугольные нефтяные залежи месторождений Сергеевско-Алексеевского тренда (второй этап). На отдельных миграционных путях по зоне дробления пород УВГ полностью вытеснили или растворили в себе нефть в прираз-ломных ловушках (блоки, находящиеся восточнее рассматриваемого тренда), на других - частично, в значительной мере или полностью (рис. 10). Ускоренное освоение нефтяных ресурсов по простиранию всей генерационно-аккумуляционной системы обусловливает активное продвижение установленного площадного и вертикального размещения зон накопления УВ на запад в сторону правобережной части борта впадины, оставляя в тылу (на востоке) только газовую зону. При этом продолжительная эксплуатация месторождений региона нарушила относительное природное равновесие в генерационно-аккумуляционной си-
стеме, увеличивая перепад пластовых давлений между зонами генерации и накопления продуктов катагенеза, активизируя находившиеся до разработки месторождений в заторможенном состоянии процессы генерации и миграции УВ. Активные отборы нефти из девонских и каменноугольных отложений (отобрано более 200 млн т нефти, главным образом в пределах правобережной части) сдвинули гидродинамическое равновесие в генерационно-аккумуляционной системе в направлении западного продолжения борта (правобережная часть). В результате на отдельных участках наблюдается проникновение струйных потоков УВГ в отложения карбонатного девона и в каменноугольные отложения. Например, в скв. 147 на Речном месторождении (акватория р. Волги) в нефтяной залежи задонско-елецко-го горизонта в жидкой углеводородной фазе доля конденсата составляет уже 70 % в составе сверхлегкой нефти (плотность 0,813 г/см3). Система в этой части открыта в сторону Прикаспийской впадины, со стороны которой поступали и продолжают поступать УВГ. Внедрение в пределы Речного, а затем Анти-повско-Балыклейского месторождений (плотность нефти 0,816 г/см3) - процесс медленный и постепенный. Таким образом, наличие дизъюнктивных нарушений,современная глубина залегания материнских пород в зоне газогенерации и АВПД способствуют масштабному напору газовой среды на сложившуюся систему в зонах накопления углеводородных скоплений различного фазового состояния в пределах платформенного склона, обеспечивая не только переформирование залежей, но и восполнение в них запасов углеводородного сырья на длительное время их разработки (рис. 10) [13, 16, 17]. Стоит отметить, что Антиповско-Балы-клейское и Речное месторождения являются практически единственными по типу ловушки и особенностям формирования залежи в Волгоградской обл., поэтому задача поисков аналогичных объектов остается весьма актуальной к северу и югу от них вдоль БВС (правого, левого берега и в самой акватории р. Волги).
32
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Литература:
1. Куклинский А.Я., Митрофанов В.З., Пушкина Р.А. Геохимический прогноз углеводородных флюидов в глубоких горизонтах западного борта Прикаспийской впадины // Нефтегазоносность Прикаспийской впадины и сопредельных районов. М.: Наука, 1987. C. 138-141.
2. Иванов Д.А. Опыт объемного моделирования при региональных геологических работах (лист М-38, Волгоград) // Материалы VII Международной научно-методической конференции «Информатика: проблемы, методология, технологии». Воронеж: Воронежский государственный университет, 2007. С. 152-156.
3. Касьянова Н.А., Вылегжанина А.С., Кирика Д.Д. и др. Роль трещиноватости горных пород в формировании углеводородных залежей в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени западного борта Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2009. № 4. С. 10-16.
4. Бочкарев В.А., Бочкарев А.В. Сбросы и нефтегазоносность. М.: ВНИИОЭНГ, 2016. 428 с.
5. Ранцман Е.А., Гласко М.П. Морфоструктурные узлы - места экстремальных природных явлений. М.: Медиа-ПРЕСС, 2004. 223 с.
6. Оффман П.Е. К вопросу о структуре и генезисе Саратовских и Доно-Медведицких поднятий // Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отделение геологическое. 1945. Т. XX. Вып. 1-2.
7. Бочкарев А.В., Киляков А.В., Киляков В.Н., Остроухов С.Б. Уточнение геологического строения залежей углеводородов по данным газогеохимических методов разведки с использованием радоно-гелиевой съемки // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 6. С. 29-34.
8. Дручин В.С. К вопросу о приуроченности долин рек и овражно-балочной сети к тектонической трещиноватости и разрывным нарушениям // Геологическое строение Ростовской и сопредельных областей: сборник статей. Ростов: Изд-во Ростовского университета, 1972 [Электронный источник]. Режим доступа: http://rostov-region.ru/books/item/f00/s00/z0000029/st012.shtmL (дата обращения: 23.09.2018).
9. Шатский Н.С. Балыклейский грабен и дизъюнктивные дислокации Южного Поволжья // Вестн. Моск. горн. акад. 1922. Т. 1. № 1. С. 13-43.
10. Самусь Н.А., Игнатенко О.Н., Самусь А.Н. Инженерная геология Волгоградской агломерации. М.: Геомаркетинг, 2010. 303 с.
11. Даньшина Н.В., Шмаков В.Д. К характеристике органогенных построек верхнего девона Волгоградского Поволжья // Вестник Санкт-Петербургского университета. 2009. Сер. 7. Вып. 1. С. 68-71.
12. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр. М.: ВНИИОЭНГ, 2006. 324 с.
13. Бочкарев В.А., Бочкарев А.В. Восполняемые запасы залежей углеводородов. М.: ВНИИОЭНГ, 2017. 276 с.
14. Бочкарев А.В., Остроухов С.Б., Погорельская С.В. Строение и формирование присбросовых залежей Юрьевского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2012. № 2. С. 5-11.
15. Остроухов С.Б., Бочкарев А.В. Модель строения и формирования залежей углеводородов западного борта Прикаспийской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009. № 3. С. 17-23.
16. Дмитриевская Т.В., Лобусев А.В., Мартовский Г.В., Рябухина С.Г. Прогнозирование залежей нефти и газа в триасовых отложениях юго-западной части Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1991. № 12. С. 5-8.
17. Лобусев А.В., Страхов П.Н., Лобусев М.А. Новый подход к оценке и прогнозу продуктивности нефтегазонасыщенных пород // Академический журнал Западной Сибири. 2014. Т. 10. № 2 (51). С. 45-47.
References:
1. KukLinsky А^а., Mitrofanov V.Z., Pushkina R^. GeochemicaL Prediction of Hydrocarbon Fluids in Deep Horizons of the Western Caspian Lowland Side. In: OiL-and-Gas Content of the Caspian Lowland and Its Neighboring Regions. Мoscow, Science, 1987, P. 138-141. (In Russian)
2. Ivanov D^. Solid Modeling Experience gained in Regional Geologic Works (Paper М-38, Volgograd). In: Materials of 7tn International Research and Methodic Conference «Computer Science: Problems, Methodology, Technologies». Voronezh, Voronezh State University, 2007, P. 152-156. (In Russian)
3. Kasiyanova N.A., VyLegzhanina A.S., Kirika D.D., et aL. RoLe of Rock Fracturing in Hydrocarbon Pools Formation within NikoLaev-Gorodischensky Pre-Edged Step of Western FLank of Pre-Caspian Depression. GeoLogiya nefti i gaza = OiL and Gas GeoLogy, 2009, No. 4, P. 10-16. (In Russian)
4. Bochkarev V^., Bochkarev А.^ FauLts and OiL-and-Gas Content. Мoscow, VNIIOENG [ALL-Russian Research Institute for the Organization, Management and Economics of the OiL and Gas Industry], 2016, 428 p. (In Russian)
5. Rantsman Ye^., GLasko M.P. MorphostructuraL Centres - Extreme NaturaL Phenomena Locations. Мoscow, Media-PRESS, 2004, 223 p. (In Russian)
6. Offman P.Ye. On the Structure and Genesis of Saratov and Don-Medveditsa Highs. BuLLeten' Moskovskogo obtshestva ispytateLei = BuLLetin of the Moscow Society of NaturaList. GeoLogicaL department, 1945, VoL. XX, Iss. 1-2. (In Russian)
7. Bochkarev A.V., KiLaykov A.V., KiLaykov V.N., Ostroukhov S.B. CLarification of GeoLogicaL Structure of Hydrocarbon Deposits by the Data of GeoLogicaL-ChemicaL Methods of ExpLoration Using Radon-HeLium Survey. GeoLogiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy = GeoLogy, Geophysics and DeveLopment of OiL and Gas FieLds, 2014, No. 6, P. 29-34. (In Russian)
8. Druchin V.S. On Confinement of Tributaries and GuLLy System to Tectonic Jointing and FauLts. In: Subsurface geoLogy of Rostov and neighboring regions - CoLLection of papers. Rostov, PubLishing House of Rostov University, 1972 [ELectronic source]. Access mode: http://rostov-region.ru/ books/item/f00/s00/z0000029/st012.shtmL (access date - September 23, 2018). (In Russian)
9. Shatskiy N.S. BaLikLeyskiy Graben and Disjunctive DisLocation Of Southern VoLga Region. Vestnik Moskovskoy gornoy akademii = HeraLd of the Moscow Mining Academy, 1922, VoL. 1, No. 1, P. 13-43. (In Russian)
10. Samus' №А., Ignatenko О.^, Samus' А.^ Engineering GeoLogy of VoLgograd AggLomeration. Мoscow, Geomarketing, 2010, 303 p. (In Russian)
11. Dan'shina N.V., Shmakov V.D. To the Characteristics of the Upper Devonian Organogenic BuiLd-Ups of the VoLgogradskoe PovoLzhye. Vestnik Sankt-Peterburgskogo universiteta = Vestnik of Saint Petersburg University, 2009, CoL. 7, Iss. 1, P. 68-71. (In Russian)
12. Bochkarev А.^, Bochkarev V^. Katagenesis and Prediction of Subsurface OiL-and-Gas Content. Мoscow, VNIIOENG [ALL-Russian Research Institute for the Organization, Management and Economics of the OiL and Gas Industry], 2006, 324 p. (In Russian)
13. Bochkarev VA, Bochkarev А^. RenewabLe Hydrocarbon Reserves. Hoscow, VNIIOENG [ALL-Russian Research Institute for the Organization, Management and Economics of the OiL and Gas Industry], 2017, 276 p. (In Russian)
14. Bochkarev V.A., Ostroukhov S.B., PogoreLskaya S.V. Structure and Genesis of NormaL FauLt Traps of Jurievskoe FieLd. NeftepromysLovoe deLo = OiLfieLd Engineering, 2012, No. 2, P. 5-11. (In Russian)
15. Ostroukhov S.B., Bochkarev А.^ The ModeL of Structure and Formation of Hydrocarbon Deposits in the West Side of Сaspian LowLand. GeoLogiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy = GeoLogy, Geophysics and DeveLopment of OiL and Gas FieLds, 2009, No. 3, P. 17-23. (In Russian)
16. Dmitriyevskaya T.V., Lobusev A.V., Martovsky G.V., Ryabukhina S.G. Predicting OiL and Gas PooLs in the Triassic in the Southwestern Part of the Precaspian Depression. GeoLogiya nefti i gaza = OiL and Gas GeoLogy, 1991, No. 12, P. 5-8. (In Russian)
17. Lobusev A.V., Strakhov P.N., Lobusev M.A. A New Approach to the EvaLuation and Forecast Productivity of OiL and Gas Saturation Rock. Akademicheskiy zhurnaL Zapadnoi Sibiri = Academic JournaL of Western Siberia, 2014, VoL. 10, No. 2 (51), P. 45-47. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
33
