Палеотектонические реконструкции и нефтегазоматеринские породы Рязано-Саратовского прогиба

• Автор: Воробьёва, Екатерина Викторовна
• Шифр специальности: 25.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Саратов
• Количество страниц: 185 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Особенности тектонического строения Рязано-Саратовского прогиба

1 1 Структура фундамента и додевонских отложений

1.2 Структура плитного комплекса

1.3 Палеотектоника и этапы формирования структур

Глава 2. Нефтегазоматеринские породы Рязано-Саратовского прогиба

2.1 Нефтегазоматеринские породы - анализ представлений

2.2 Геохимическая характеристика нефтегазоматеринских пород

Рязано-Саратовского прогиба
2.2.1 Додевонские отложения
2 2 2 Эмско-нижнефранский нефтегазоносный комплекс
2.2.3 Среднефранско-турнейский нефтегазоносный комплекс
2.2.4 Косьвинско-алексинский нефтегазоносный комплекс
2.2.5 Верхневизейско-башкирский нефтегазоносный комплекс
2.2.6 Мелекесско-верейский нефтегазоносный комплекс
2.2.6 Среднекаменноугольно-нижнепермский нефтегазоносный
комплекс
Глава 3. Термобарический режим недр и катагенез органического
вещества отложений Рязано-Саратовского прогиба
3.1 Термобарический режим недр Рязано-Саратовского прогиба
3.2 Катагенез органического вещества разновозрастных отложений
Рязано-Саратовского прогиба
3.3 Новый подход к методике определения катагенеза РОВ
3.4 Модели миграции, аккумуляции и формирования скоплений УВ
Глава 4. Информативные модели зонального и локального
прогнозирования нефтегазоносное

4.1 Комплексные модели зонального прогнозирования нефтегазоносное
4.2 Комплексные модели локального прогнозирования нефтегазоносное
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список использованных источников
Список иллюстративного материала
Приложения
ВВЕДЕНИЕ
Рязано-Саратовский прогиб в современной системе
нефтегазогеологического районирования относится к Нижне-Волжской нефтегазоносной области (НВ НГО) Волго-Уральского нефтегазоносного
бассейна, для которой характерна продуктивность всех регионально
нефтегазоносных комплексов (НТК) бассейна. Наибольшая эффективность поисковых работ на нефть и газ в ее пределах была достигнута в 50-е - 60-е годы прошлого столетия в связи с открытиями и разведкой месторождений в терригенных коллекторах средне-верхнедевонского и визейского комплексов (Соколовогорское, Елшано-Курдюмское, Жирновское, Бахметьевское, Коробковское и другие месторождения). Во второй половине 80-х - первой половине 90-х годов открытия новых месторождений были связаны с новым для тех лет направлением работ - месторождениями в верхнедевонско-турнейском преимущественно карбонатном НТК. Были открыты Памятно-Сасовское и Белокаменное месторождения, реализована доразведка Ириновского месторождения, открыты другие менее значительные по величине запасов
скопления в «карбонатном» девоне. Для современного периода геологоразведочных работ (ГРР) на территории НВ НГО характерно невосполнение углеводородного сырья приростом разведанных запасов. За 2001 — 2010 годы добыто 49 млн. т нефти. Дефицит добычи по отношению к приросту запасов категорий АВС] за счет ГРР и переоценки составил за эти годы около 15 млн. т. При этом дефицит добычи по отношению к приросту запасов за счет ГРР превысил 32 млн. т.
Для Рязано-Саратовского прогиба характерна сравнительно невысокая средняя эффективность ГРР, которая примерно вдвое ниже по сравнению с соседними районами Волго-Уральской антеклизы (например, с Жигулевским сводом или Бузулукской впадиной) [18].
Подобная ситуация обусловлена как особенностями распределения
начальных суммарных ресурсов (НСР) - существенно более высокого на юго-

автором сделано заключение, что 0,3% — это нижний предел содержания Сорг для карбонатных материнских пород [78].
Отдельной проблемой является вопрос о возможности нефтегазообразования в рифах и сопутствующих им фациях. Некоторые исследователи считают, что нефтегазообразование происходит непосредственно в рифах за счет собственного органического вещества, образующегося при захоронении строящих риф и обитающих на нем организмов. Другие склонны считать, что данный процесс происходит в прилегающих к рифам депрессионных отложениях. Первое мнение в основном основано на высокой плотности популяций и соответственно большой биологической продуктивности. Однако, существенное значение имеет не только количество организмов, но и возможность захоронения и сохранения органического вещества, а также геохимические условия его дальнейшего преобразования. С этой точки зрения обстановки рифов являются мало благоприятными. По мнению В.Г. Кузнецова (1978 г.) высокая первичная пористость способствует длительному воздействию кислородсодержащей морской воды па уже захороненное органическое вещество. Наибольший интерес с точки зрения генерации углеводородов в данном случае представляют глубоководные депрессионные отложения и образования рифового подножия. Примеры таких отложений многочисленны в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (доманиковые и доманикоидньте отложения Камско-Кинельских прогибов), которые отличаются высокими значениями содержания органического углерода, в 5-7 раз превышающих кларковые [34, 58].
В песчаниках, а тем более в более крупнообломочных породах содержание ОВ обычно ничтожно. Однако песчаные породы, генетически связанные с эпохами, когда высшая растительность завоевала континенты (ранний карбон и т.д.), нередко бывают обогащены гумусовым ОВ в детритной форме 1-5% на породу и более [82].
В последние годы доказана важная роль кремнистых пород как нефтегазоматеринских отложений. Кремнистые породы — силициты - достаточно широко распространены в осадочной оболочке. Их основной составляющей