Федеральне агентство з освіти РФ
Саратовський державний університет
імені М. Г. Чернишевського
Кафедра геології та
геохімії горючих копалин
Геологічне обгрунтування постановки
пошукових робіт на нафту і газ на Вербовський площі
Курсова робота
студента 4 курсу геологічного факультету
Ізмайлова Шаміля Гаязовіча
Науковий керівник
кандидат геол.-мін. наук
______________________ В. А. Смирнов
Зав. кафедрою
професор, доктор геол.-мін. Наук
______________________ К. А. Маврін
Саратов 2006
Зміст
Введення
1. Історія вивчення центральної частини Кудіновско-Романівської зони
2. Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу
3.Тектоніческое будова
4.Перспектіви нафтогазоносності
5.Обгрунтування постановки пошукових робіт на Вербовський площі
Висновок
Література
Програми
Введення
Об'єктом даної курсової роботи є Вербовська площа, розташована в центральній частині Кудіновско-Романівської піднесеною зони, яка за аналогією з раніше вивченими і прилеглими Новокочетковскім, Ковалевським, Антоновським, Південно-Ковалевським та іншими родовищами представляє інтерес з точки зору перспектив нафтогазоносності рифогених будівель Семілуцького і евлано -Ливенському віку. Метою є розгляд питань геологічної будови і геологічного обгрунтування постановки пошуково-оціночних робіт.
В адміністративному відношенні розглянута площа розташовується в межах Ольховського та Іловлінський районів Волгоградської області (додаток № 1).
У геоморфологічному відношенні Вербовський ділянку Кудіновско-Романівської зони приурочений до південної частини Приволзької височини, розташовуючись на східному схилі Доно-Медведицькій гряди. Рельєф поверхні яружно-балковий.
1. Історія геолого-геофізичного вивчення центральної частини Кудіновско-Романівської зони
Геологорозвідувальні роботи в межах Волгоградського Поволжя розпочаті в тридцятих роках. На першому етапі (до 1950 р.) виконано великий обсяг геологознімальних і геофізичних (гравірозвідка, магніторозвідка, електророзвідка) робіт. Маршрутно-майданні геолого-знімальні роботи масштабу 1:200 000 проводилися, починаючи з 1935 р., а з 1937 р. вони доповнюються структурно-геологічними зйомками масштабу 1:100 000. Починаючи з 1944 р. в результаті геологічної і аерогеологіческой зйомок масштабу 1:200 000 встановлено основні риси тектоніки регіону, визначено великі структурні елементи.
З метою вивчення глибинної будови на території області у 1937 - 1938 рр.. проводилися регіональні гравітаційна і магнітна зйомки.
З 1938 р. (систематично з 1947 р.) до 1950 р. проводилися електророзвідувальні дослідження методом ВЕЗ, застосовувані з метою картування поверхні карбонатного палеозою.
У період з 1945 по 1956 рр.. проводилися геолого-пошукові та розвідувальні роботи з метою пошуку антиклінальних структур. Значна увага приділялася структурному бурінню в відкладах кам'яновугільного та верхнедевонского віку. Крім того, проводилися гравіметричні, магнітометричні, пізніше сейсморозвідувальні і електрометричні дослідження.
Структурно-пошукове буріння, широко застосовується протягом 1950-1957 рр.. в комплексі з сейсморозвідувальних роботами MOB було спрямовано на вивчення загального геологічної будови території з метою пошуків великих піднятих зон і ділянок, а також на деталізацію та підготовку до розвідувального буріння піднять, виявлених геолого-знімальними та геофізичними роботами. Буріння проводилося на надійні опорні горизонти карбону, а також на мезозойські репера. У підсумку отримані досить повні відомості про будові верхнього структурного поверху.
З 1957 р. починається буріння глибоких пошукових свердловин. Результати глибокого буріння показали, що в кам'яновугільних і девонських відкладах можна виділити два структурних поверхи: верхній, що включає кам'яновугільні і девонські відкладення (до покрівлі Тіманського горизонту) і нижній, що включає теригенний комплекс девону.
У період з 1966 по 1975 рр.. девонські теригенні відклади є основним напрямком геологорозвідувальних робіт на нафту і газ у Нижньому Поволжі. Найбільший інтерес для пошуків великих антиклінальних структур у теригенної товщі девону представляли давні підняті зони, обмежені з заходу крутими уступами великої амплітуди. До них відносяться західні обрамлення Кудіновско-Романівської зони, а також північно-західні ділянки Кудіновско-Коробковского валу.
У цей період одночасно проводилися роботи з пошуків покладів нафти і газу в карбонатному комплексі девону.
З метою простеження Кудіновского виступу на північ у напрямку Коробковского родовища в 1967р. був закладений широтної профіль з трьох параметричних свердловин з розкриттям відкладень теригенно девону. У 1968 р. свердловиною 304 Березовська відкрита промислова поклад нафти в Семілуцького відкладеннях, а трохи пізніше - невелика поклад нафти структурно-літологічного типу в Ардатовському (1969р.) та газу - в Вороб'ївська (1971р.) горизонтах.
Найважливіше значення для обгрунтування подальших напрямків пошуково-розвідувальних робіт мало відкриття Котовського нафтового родовища (1975 р.), пов'язаного з Ливенському рифами бар'єрного типу в межах західного борту Уметовско-Ліневской депресії. Цей напрямок став пріоритетним на наступні десятиліття.
У наступне двадцятиріччя відкладення теригенно девону Кудіновско - Романівської і розташованих на захід від тектонічних зон віднесено до розряду другорядних напрямів. Головним об'єктом пошуків у цей період був среднефранскій карбонатний комплекс.
Основні обсяги сейсморозвідувальних і пошуково-розвідувальних робіт були сконцентровані в межах північної частини Кудіновского валу (Ключевська площа) і на східному його схилі (Чернушинське площа).
У 1981 р. Волгоградської геофізичної експедицією, що проводила дослідно-методичні роботи на Ключевський площі, була показана можливість картування малоамплітудних структур облеканія, сформованих над рифогенними будівлями. За результатами дослідно-виробничого випробування накопичених методичних прийомів, проведеного в 1987-1988 рр.., Були виявлені і передані в пошукове буріння Південно-Ключевська і Східно-Ключевська рифові структури. Наступними буровими роботами (свердловини 16, 17, 20, 21, 22 Північно-Ключевський) підтверджено наявність Семілуцького рифових будівель і встановлена їх промислова нафтогазоносність на південному продовженні Ключевського родовища (Фролівська, Дудачінское родовища нафти в Семілуцького відкладеннях) / 2 /.
У 90-х роках стан вивченості району Ключевського родовища бурінням, геохімічними методами і сейсморозвідкою, а також детальний літолого-фаціального аналізу среднефранского комплексу порід дозволили виділити протяжні зони рифогених будівель, що мають розвиток на південь і південний схід від Ключевського і Дудачінского родовищ. У межах цих зон сейсморозвідкою підготовлений і опоіскован ряд піднять: Чернушинське, Новочернушінское, Північно-Чернушинське, Ковалівське, Новокочетковское, Західно-Кочетковское, Антонівське, Східно-Кудіновское, Ніколінское, Тішанское, Гурівське, Андріївське, Північно-Ключевське.
Структури готувалися в основному по відображає горизонтів, відповідним евлановско-Ливенському та Семілуцького відкладенням. Починаючи з 1994 р. сейсмопартіей 021 було відкрито Новокочетковское нафтове родовище (свердловина 5 Чернушинське), яке підтвердило правильність вибору напрямку, пов'язаного з пошуком неантіклінальних пасток рифогенними типу. Крім того, закартировано 8 структур і відкрито 6 родовищ (Новокочетковское - 1994 р., Ковалівське - 1995 р., Антонівське - 1996р., Східно-Кудіновское, Ніколінское і Південно-Ковалівське - 1997р.), Що підтвердило високі перспективи Кудіновско-Романівської зони . У цей період були виявлені Північно-Чернушинське, Новочернушінская і Південно-Чернушинське структури.
Сейсмопартіей 028 проведені роботи на території західної частини Кудіновско-Романовського ліцензійної ділянки. Виконувалися пошукові та детальні сейсморозвідувальні дослідження MOB ВГТ. Пошукові роботи мали на меті вивчення території та виявлення перспективних площ і об'єктів для постановки детальних майданних робіт.
Сейсмопартія 035 в 1999 р. виконувала пошукові та детальні сейсморозвідувальні роботи в межах північної частини Кудіновско-Романівської тектонічної зони.
Підготовлені за результатами сейсморозвідувальних робіт 1996-2001 рр.., В комплексі з даними буріння і матеріалами переобробку за вдосконаленою технологією сейсмічних профілів минулих років, структурні карти по горизонтах теригенно (D 2 vb, D 3 tim) і карбонатного (D 3 sm, D 3 vr, D 3 ev - lv) девону значно уточнюють і деталізують будова Кудіновско-Романівської тектонічної зони.
Починаючи з 1994 р. в пошукове буріння введені 21 ріфогенниє структури: Східно-Кудіновская, Новокочетковская, Ковалевська, Антонівська, Південно-Ковалевська, Ніколінская, Романовська, Новочернушінская, Північно-Чернушинське, Східно-Ключевська, Тішанская, Гурівське, Південно-Романівська, Кам'яна , Грибна, Дубравна, Північно-Романівська, Південно-Кочетковская, Південно-Чернушинське, Довга і Південно-Дудачінская, на яких пробурено 33 свердловини. Загальний обсяг буріння склав 102341 м.
За результатами буріння відкрито 13 родовищ нафти: Новокочетковское, Ковалівське, Антонівське, Східно-Кудіновское, Південно-Ковалівське, Ніколінское, Новочернушінское, Тішанское, Північно-Романівське, Верхньо-Романівське, Грибне, Західно-Романівське і Оксамитове.
Більшість виявлених родовищ багатопластові. На рівні Семілуцького відкладень поклади пов'язані з биогерм, а у воронезьких і евлановско-Лівенський відкладеннях - з біостромамі. У облекающих рифи петінскіх відкладеннях пластові поклади виявлені в пісковиках.
У 1992-1993 і 1997 рр.. трестом «Заппрікаспійгеофізіка» проводилися детальні сейсморозвідувальні роботи МОГТ 2 D, за результатами яких до 2-х км на схід від Північно-Кудряшовской структури була виявлена і підготовлена до буріння Новокочетковская структура.
На Новокочетковской площі пробурено 2 свердловини: 4 Романовська (1967г.) глибиною 4310м та 5 Чернушинське (1994р.) глибиною 3405м. Свердловина 4 Романовська розкрила відкладення Клинцівського горизонту середнього девону; при випробуванні 4-х об'єктів у відкладеннях евлановско-Ливенському, воронезького, пашійского і Воробьевского горизонтів були отримані притоки пластової води з розчиненим газом. Свердловина 5 Чернушинське зупинена в Семілуцького відкладах. При випробуванні 10 об'єктів у евлановско-Лівенський, Воронезький, петінскіх і Семілуцького відкладеннях отримані промислові притоки нафти і свердловина, таким чином, стала першовідкривачем Новокочетковского родовища.
У 2003р. сейсмічної зйомкою 3D на Новокочетковской площі номінальної кратністю 45-х масштабу 1:25 000, виконаної СК "ПетроАльянс Сервисіс Компані Лімітед", по відкладеннях середньо-верхнефранского под'ярусов верхнього девону (карбонатний девон) виявлено Вербовський структури: Південно-Вербовська, Вербовська, Східно- Вербовська, в районі Вербовський структур (зйомка 3D) в обсязі 52,5 км 2.
Виходячи з вище викладеного, можна зробити висновок про те, що в центральній частині Кудіновско-Романівської піднесеною зони на Вербовський ділянках за аналогією з раніше вивченими і прилеглими Новокочетковскім, Ковалевським, Антоновським, Південно-Ковалевським та іншими родовищами становлять інтерес з точки зору перспектив нафтогазоносності ріфогенниє будівлі Семілуцького і евлановского-Ливенському віку.
2. Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу
В геологічній будові Кудіновско-Романовського ліцензійної ділянки приймають участь осадові породи палеозойського, мезозойського і кайнозойського віку, що залягають на докембрійськом кристалічному підставі.
Палеозойська ератеми
Девонская система
Середній відділ
Ейфельского ярус
Верхній под'ярус
Клінцовський горизонт
Представлений трьома різнорідними пачками: доломіт-аргіллітовой, ангідриту-доломітового і аргілітів-доломітового. Розкривається товщина 20м.
Мосолівського горизонт
Складений вапняками в різному ступені глинистими, що характеризуються різними літолого-фаціальних умов. Товщина 100 м.
Черноярський горизонт
Представлений аргілітами. Товщина 20 м.
Жіветскій ярус
Старооскольський надгорізонту
Воробьевский горизонт
Нижня частина представлена аргілітами, алевролітами і пісковиками. Аргіліти - нерівномірно алеврітістие, ізвестковістих; пісковики - кварцові дрібнозернисті, часто алеврітістие і алевроліти грубозернисті, піскуваті.
У верхній частині складний аргілітами з чітко вираженим прошарками вапняку, який є гарним репером, представлений сірими, тонкокристаллическая, щільними вапняками.
У Воробьевской горизонті виділяються три алевритових-піщаних пласта (I, II, III), у двох з яких виявлено промислові поклади вуглеводнів (Кудіновское, Зеленівської родовища).
Товщина відкладів Воробьевского горизонту 100 м 121.
Ардатовський горизонт
Складений вапняками мікрозерниста, глинистими з прошарками мергелів і аргілітами слабоізвестковістимі. У покрівлі та підошві глинисто-карбонатної товщі виділяються пласти-колектори, представлені вапняками, які продуктивні на Кудіновском родовищі. У нижній частині горизонту простежується пласт пісковика, з яким пов'язано скупчення нафти на Ключевський родовищі. Місцями пісковики переходять в щільні алевроліти. У верхній частині горизонту залягає маркирующий пласт вапняку (Ардатовський репер).
Товщина відкладів горизонту 95 м.
Муллінскій горизонт
Представлений аргілітами чорними, тонкослоістих з прошарками вапняків. Товщина відкладів 80 м.
Верхній відділ
Франскій ярус
Нижній под'ярус
Комі надгорізонту
Пашійскій горизонт
Складний чергуванням пісковиків кварцових, світло-сірих, дрібнозернистих, алевролітів сірих, крупнозернистих, кварцових і аргілітів сірих, буро-сірих, шаруватих, з обвугленими рослинними залишками, з включеннями сідеріта і піриту.
У пашійском горизонті виділяється ряд пластів-колекторів, які складаються з декількох піщаних прошарків різної товщини і невитриманих за площею. Промислова нафтогазоносність ці пласти на Кудіновском і Зеленівської родовищах. Товщина відкладів 80 м.
Тіманський горизонт
Складний, в основному, аргілітами сірими, темно-сірими до чорних від великої кількості тонкодисперсного органічної речовини. У нижній частині горизонту простежуються прошаруй алеврітістих вапняків.
Товщина горизонту 115-130 м.
Середній под'ярус
Російський надгорізонту
Саргаевскій горизонт
Представлений вапняками світло-і темно-сірими мікрокристалічний, щільними, міцними, мергелями і аргілітами.
Товщина відкладів 100-110 м.
Семилукский горизонт
Представлений вапняками біогермнимі, органогенно-уламковими, шламової-детрітовимі, органогенно-детрітовимі, перекристалізований, доломітізірованний з прошарками мергелів і аргілітів.
Товщина відкладів 50-75 м / 3 /.
Верхній под'ярус
Донський надгорізонту
Петінскій горизонт
У нижній частині знаходиться кварцовими, польовошпатової-кварцовими, різнозернистий пісковиками, алевролітами, аргілітами і вапняками сірими, органогенно-детрітовимі і органогенно-уламковими, глинистими, перекристалізований. У верхній частині складний переважно вапняками сірими до темно-сірих, органогенно-детрітовимі, полідетрітовимі, органогенно-уламковими, нерівномірно глинистими, плямисто доломітізірованний з прошарками аргілітів.
Товщина петінского горизонту 60-85 м.
Воронезький горизонт
У нижній частині складний вапняками біогермнимі, інтенсивно перекристалізований, доломітізірованний, а у верхній частині - вапняками тонко-і мікрокристалічний, нерівномірно глинистими і ізвестковістих аргілітами, алевролітами.
Товщина відкладів 110-130 м.
Евлановскій і Лівенський нерозчленовані горизонти
Представлені вапняками полідетрітовимі, сгустково-грудкуватими, біогермнимі, органогенно-уламковим, органогенно - і шламової-детрітовимі, нерівномірно глинистими.
Товщина горизонтів 60-65 м.
Фаменскій ярус
Нижній под'ярус
Задонський горизонт
Задонський відкладення залягають з розмивом на евлановско-Лівенський відкладах.
Задонський горизонт у нижній частині складний аргілітами і мергелями, в середній частині (маркирующий репер) - вапняками тонко-і мікрокристалічний, нерівномірно глинистими і у верхній частині-аргілітами темно-сірими ізвестковістих, слюдяних, тонкослоістих з прошарками мергелів і глинистих вапняків.
В основі горизонту залягає пласт сірого, світло-сірого кварцового, дрібнозернистого пісковика товщиною до 10 м.
Товщина Задонського горизонту 130 - 135 м 121.
Єлецький горизонт
Представлений аргілітами ізвестковістих, горизонтально шаруватими і мергелями. У верхній і нижній частинах відзначаються прошаруй вапняків.
Товщина відкладів 55-105 м.
Середній под'ярус
Лебедянський горизонт
Представлений чергуванням вапняків тонко-і мікрокристалічний, нерівномірно глинистих, щільних, зрідка слабо доломітізірованний мергелів і аргілітів. Товщина горизонту 150-165 м.
Данковський горизонт
Внизу складний аргілітами, мергелями і вапняками. У верхній частині представлений вапняками тонко-і мікрокристалічний, нерівномірно глинистими, місцями органогенно-детрітовимі і перекристаллизованная з прошарками мергелів і аргілітів. Товщина відкладів 115-175 м.
Верхній под'ярус
Заволжский надгорізонту
Представлений вапняками, в середній частині глинистими з прошарками глин.
Товщина відкладів 20-65 м.
Кам'яновугільна система
Нижній відділ
З розмивом залягає на девонських відкладах.
Турнейского ярус
Складний порівняно однорідної товщею вапняків, в різній мірі перекристалізований, місцями глинистих з переходом в мергелі, з рідкісними прошарками доломітів і доломітізірованний вапняків. Товщина відкладів ярусу 130-135 м.
Візейська ярус
Нижній под'ярус
Кожімскій надгорізонту
Косьвінський і радаевскій горизонти
Глини вуглисті, тонкоалеврітістие, слабо слюдисті. Товщина
надгорізонту 20-30 м.
Бобриківського горизонт
Представлений пісковиками кварцовими, нерівномірно зернистими з прошарками глин мікрослоістих, сильно алеврітістих до переходу в алевроліти. Товщина відкладів 30 м.
Верхній под'ярус
Окський надгорізонту
Тульський горизонт
В основному складний теригенними породами: глинами, слабо алеврітістимі з прошарками вапняків і пісковиків. У нижній частині залягає пачка вапняків шламової-детрітовимі, перекристалізований, глинистих.
Товщина горизонту 55-60 м.
Алексинский горизонт
Характеризується чергуванням малопотужних глин і пісковиків і двома пачками вапняків у підошовної і середній частині горизонту.
Товщина відкладів горизонту 40-65 м.
Веневського і Михайлівський нерозчленовані горизонти
Складені однорідною товщею вапняків місцями глинистих з тонкими і рідкісними прошарками глин.
Товщина відкладів 115-140 м.
Серпуховский ярус
Заборьевскій та Старобешівський надгорізонту
Тарусского, стешевскій і протвінскій горизонти
Складені переважно вапняками з малопотужними прошарками глин, мергелів і доломітів.
Товщина відкладів серпуховского ярусу 65 м.
Середній відділ
Башкирський ярус
Зі стратиграфічним незгодою залягає на відкладах серпуховского ярусу.
Ніжнебашкірскій под'ярус
Прікамскій горизонт
Складний в нижній частині тонкими прошарками глин, вище - вапняками детрітовимі, дрібнокристалічний, тріщинуватими, нерівномірно перекристалізований.
Товщина ніжнебашкірского под'яруса 45-60 м.
Верхнебашкірскій под'ярус зі стратиграфічним незгодою залягає на ніжнебашкірском под'ярусе.
Черемшанська горизонт представлений детрітовимі вапняками (5 м).
Мелекеський горизонт з розмивом залягає на Черемшанська відкладеннях і складний переважно глинами тонкодисперсними, горизонтально шаруватими, алеврітістимі, з тонкими прошарками алевролітів і пісковиків.
Товщина верхнебашкірского под'яруса 100-120 м.
Московський ярус
Нижній под'ярус
Верейський горизонт складний переважно глинами з численними прошарками алевролітів і пісковиків. Глини тонкослоістих, алеврітістие. Пісковики поліміктовимі, дрібнозернисті.
Товщина Верейського горизонту 160-170 м 121.
Каширський горизонт представлений вапняками з прошарками глин. У верхній частині (Каширський репер) переважають пісковики та глини.
Товщина відкладів 115-125 м.
Верхній под'ярус
Подільський горизонт складний вапняками і доломітами з прошарками глин. Вапняки шламової-детрітовие, реліктової-органогенні, прошарками доломітізірованний, мікрокристалічні; доломіт нерівномірно тонкокристаллическая, пористо-кавернозні, ділянками окремнелие. У середній частині горизонту залягає пачка глин тонкослоістих, нерівномірно алеврітістих з прошарками алевролітів (нижній подільський репер).
Товщина горизонту 110-165 м.
Мячковській горизонт представлений вапняками детрітовимі, сгустковимі, глинистими, перекристалізований, з рідкісними прошарками тонкокристаллическая доломітів, мергелів і глин.
Товщина відкладів горизонту 160-190 м.
Верхній відділ
Касимовский і гжельский яруси
Дана товща порід складена вапняками мікрокристалічний, органогенно-детрітовимі, біоморфних, перекристалізований, ділянками тріщинуватими, з численними стілолітамі і доломітами мікрокристалічний, пористими, нерівномірно вилуженими, іноді окремнелимі. У товщі вапняків зустрічаються прошарки мергелів і глин алеврітістих, ізвестковістих. У середній частині чітко виділяється пачка глин (верхній касимовский репер).
Товщина відкладів 330-350 м.
Пермська система
Пермські освіти залягають на розмитій поверхні верхнекаменноугольного відкладень.
Нижній відділ
Ассельского і Артинськ яруси
Відкладення ассельского і артінского ярусів складені вапняками і доломітами тріщинуватими, кавернозні, часто вилуженими. Товщина 70-85 м.
Верхній відділ
Уфімський і казанський нерозчленовані яруси
Залягають з стратиграфічні незгодою на відкладах нижнього відділу.
У нижній частині представлені ізвестковістих глинами, а у верхній-вапняками тонкокристаллическая, масивними, часто тріщинуватими і вилуженими. Товщина 45-55 м.
Татарський ярус
Відкладення складені переважно глинами нерівномірно ізвестковітимі, алеврітістимі з рідкими прошарками алевролітів. Товщина утворень 100-105 м.
Мезозойська ератеми
Тріасова система
Тріасові освіти залягають на розмитій поверхні татарських відкладень і представлені в основному глинами з прошарками пісковиків индского ярусу і глинами і мергелями Оленекському ярусу. Товщина 45-50 м
Юрська система
Відкладення юрської системи з розмивом залягають на тріасових утвореннях.
Середній
Байосскій ярус складений переважно товщею глин сірих, зеленувато-сірих, алеврітістих, слюдяних з прошарками пісків, алевритів, алевролітів і пісковиків кварцових, різнозернистий.
Товщина відкладів байосского ярусу 140-145 м.
Батський ярус представлений глинами нерівномірно алеврітістимі з прошарками кварцових алевритів, алевролітів і пісковиків ізвестковістих.
Товщина відкладів 40-55 м.
Келловейского ярус складений глинами, товщиною 15-20 м 121.
Крейдова система
Крейдяні відкладення трансгресивної залягають на юрських відкладах.
Нижній відділ
Готерівского і барремского нерозчленовані яруси представлені пачкою збереглися від розмиву пісків кварцових, різнозернистий товщиною 30-40 м.
Аптского ярус зі стратиграфічним незгодою залягає на розмитій поверхні барремского ярусу і складний переважно глинами нерівномірно алеврітістимі, слюдяних з прошарками кварцових алевритів і алевролітів, рідше пісків.
Товщина відкладів 55-60 м.
Альбського, ярус представлений пісками кварцовими і глауконітових-кварцовими, різнозернистий з прошарками пісковиків.
Товщина альбского ярусу 90-155 м.
Верхній відділ
З розмивом залягає на утвореннях нижнього відділу.
Нижня частина складена пісками глауконітових-кварцовими, слюдяних, глинистими.
Середня частина представлена відкладеннями писального крейди з прошарками крейдоподібного мергелів.
Верхня частина представлена глинами слабо ізвестковітимі і мергелями.
Товщина відкладів верхнього відділу 55-110 м.
Кайнозойська ератеми
Неогенова і четвертинна системи
Відкладення неогенової системи складені глинами і пісками і залягають на розмитій поверхні верхньокрейдових відкладів.
Відкладення четвертинної системи розвинені повсюдно. Представлені делювіальними світло-коричневими щільними суглинками і супісками, що складають вододільні простору та їх схили, а також алювіальними пісками, в основному, світло-сірими різнозернистий, кварцовими, поширеними в заплавах річок і великих балок.
Загальна товщина відкладень 55 м.
З викладеного вище видно, що будова розрізу Кудіновско-Романівської зони вельми складне. У розрізі Кудіновско-Романівської зони чергуються теригенні і карбонатні комплекси, має місце в теригенних комплексах чергування пластів різних типів порід - аргілітів (глин), алевролітів, пісковиків (пісків), окремих пластів вапняків.
Є перерви в осадконакоплении - у розрізі відсутні кембрій, ордовик, силур, палеоген. І особливо слід відмітити зміни за площею товщин всіх Стратонов. Це свідчить про складнощі тектонічного розвитку і, отже, про складнощі тектонічної будови Кудіновско-Романівської зони і Вербівське ділянки зокрема.
3. Тектонічна будова
У тектонічному відношенні Вербовський ділянка розташована в межах Кудіновско-Романівської піднесеною зони, що входить по відкладеннях теригенно девону в загальну систему Доно-Медведицким дислокацій, які належать Пачелмского-Саратовському авлакогене I типу, що характеризується наявністю нижнього і верхнього структурних поверхів.
По нижньому структурному поверху Кудіновско-Романівська зона являє нахилену на південний схід підняту зону, обмежену з заходу Арчедіно-Дорожкінской, а зі сходу - Уметовско-Ліневской депресіями / 2 /.
У верхньому структурному поверсі Кудіновско-Романівської піднесеною зоні відповідає Ольховська мульда. Відзначається планове відповідність зазначених структурних елементів верхньої і нижньої структурних поверхів і обмежують їх флексур. Останні нахилені в протилежні сторони, що свідчить про їх зв'язок з довгоживучими розломами фундаменту.
Проміжне становище в геоструктур осадового чохла займає середньо-верхнефранскій поверх. Диференційований структурний план (лінійні приватні та локальні структури) досліджуваного інтервалу розрізу досліджуваної території характеризується прямим відповідністю поверхонь.
По покрівлі Воробьевского репера (відображає горизонт D 2 vb) чітко виражені основні риси тектонічної структури досліджуваної території; по цій поверхні Кудіновско-Романівська зона розділяється регіональним розломом південно-західно - північно-східного простягання на Кудіновско-Коробковскій складний вал і Романовським терасу / 1 / . Романовська тераса підрозділяється Східно-Кудіновскім грабеном на Східно-Кудіновскую і Жовтневу щаблі / 2 /.
Кудіновско-Коробковскій вал виділяється як велика позитивна форма, що складається з системи субпараллельно складок північно-східного простягання. Східно-Кудіновская щабель по Воробьевского горизонту ускладнена диз'юнктивних порушень, регіонально трассируемого в північному напрямку, вгору по розрізу порушення нівелюється.
Східно-Кудіновскій грабен є регіональним і перетинає майже всю Кудіновско-Романовський тектонічну зону в субмеридиональном напрямку. Ширина грабена становить близько 1,5 км, а амплітуда скидів, його обмежують, змінюється, зменшуючись на південь.
Романовська тераса відрізняється значною дислокування. Амплітуда порушень досягає 20-70 м, при цьому на тлі загального занурення на південний схід утворюються своєрідні щаблі.
Південно-східна та центральна частина території Кудіновско-Романовського ділянки ускладнена Жовтневим грабеном, що мають протяжність 35 км, ширину в межах 1-2 км.
По покрівлі Тіманський відкладень в Кудіновско-Романівської піднесеною зони на тлі загального занурення поверхні на схід, виділяються 6 протяжних антиклінальних ліній, що тягнуться з півдня на північ, з малоамплітудних (10-30м) антиклінальними перегинами і локальними підняттями. Найбільш протяжними є Кудіновско-Ключевська, Логовський-Дудачінская, Кочетковская і Романовська антиклінальні лінії (вали). Розташування валів у плані подібно розташуванням розривних порушень по поверхні фундаменту. На крайньому заході розташовується більш амплітудний Кудіновско-Коробковскій вал, до якого приурочено Кудіновское родовища нафти в дотіманскіх відкладах.
Покрівля Семілуцького відкладень занурюється в тому ж напрямку. Вищеописані вали Тіманського плану виявляються тут у більш контрастною формі. Амплітуди лінійних структур складають 10-70 м, а окремих їх локальних ускладнень за ундулирующей осі досягають 80 м (Новокочетковское локальне підняття). Велика контрастність приватних і локальних структур по цій поверхні пояснюється наявністю Семілуцького органогенних споруд. Семілуцького ріфогенниє освіти на Романівському валу приурочені до його західній частині; розташованої в біогермнимі-рифової зоні, а на схід зустрічаються лише поодинокі Семілуцького рифи. Основна частина Романовського валу, де товщини їх мінімальні (40 м), розташовується у межах відносно глибоководній та перехідної зон шельфу з тонкослоістих органогенно-уламковими, органогенно-детрітовимі, водоростеві породами, баундстонамі. У Семілуцького відкладеннях відкриті масивні поклади нафти на Кудіновско-Ключевський (Ключевське родовище), Логовський-Дудачінском (Тішанское, Ніколінское, Східно-Кудіновское, Антонівське, Західно-Кочетковское, Ковалівське, Дудачінское родовища) і Кочетковском (Новокочетковское родовище) напрямках (валах).
Структурний план покрівлі воронезьких відкладень повторює вищеописаний. На тлі загального падіння поверхні на схід (вище Березовського перетину на південно-схід) зберігаються всі вали попереднього плану, але їх амплітуди і кількість лекальні структур зменшуються. У Воронезькій-петінскіх відкладеннях відкриті пластові поклади нафти на Кудіновско-Ключевський (Ключевський родовищі), Логовський-Дудачінском (Ніколінское). Східно-Кудіновское, Антонівське. Західно-Кочетковское, Ковалівське. Дудачінское родовища) і Кочетковском (Новокочетковское родовище) валах. Розміри вміщають їх структур 0,5-1,5 км амплітуди - 10-25 м.
Структурний план евлановско-Лівенський відкладень якісно зберігається в доволі положистості вигляді. Ліневско-уметовскіе відкладення в західній частині території відсутні, подреперная Задонська пачка порід, в цілому, порівняно витримана, а незначні збільшення її товщин тут спостерігаються в локальних прогинах. У загальному плані покрівля RpD 3 zd занурюється з заходу на схід від відміток мінус 40м.
Структурний план покрівлі турнейского відкладень виполажівается ще більшою мірою, при загальному зануренні поверхні з заходу на схід. На цьому тлі простежуються всі вищевідзначені вали. Амплітуди перегинів складають 5-20 м. Замкнуті локальні форми на валах стають малочисельними. Багато хто з перерахованих вище локальних замкнутих піднять девонських поверхонь в цьому плані не виражаються.
Таким чином, розглянута територія характеризується значною дифференцированностью структурного плану среднефранско-кам'яновугільних відкладень, наявністю в ньому великої кількості лінійних, протяжних вузьких малоамплітудних валів з локальними підняттями, що є об'єктами пошуків пластових і масивних покладів нафти, в залежності від літолого-фаціальних зон, у відкладеннях теригенно і карбонатного девону / 3 /.
У результаті детальних сейсморозвідувальних робіт 3D зйомки сервісною компанією «ПетроАльянс» і НП «Заппрікаспійгеофізіка» в межах
Кудіновско-Романівської зони на Романівської структурної терасі підготовлені до буріння наступні структури: за карбонатному девону - Вербовська структура (за відображає горизонтів D 3 sm і D 3 ev), Південно-Вербовська і Східно-Вербовська структури (по відображає горизонтів D 3 sm, RpD 3 vr і D 3 ev), по теригенно девону (репер D 2 vb) Вербовський структури не простежуються.
Характерні особливості в тектонічному будові окремих площ, зазначених вище, простежуються і на даному Вербівське ділянці.
На структурної карті по отражающему горизонту D 2 vb, що зіставляється з підошвою Воробьевского горизонту (додаток № 4), на Вербовський площі при моноклинально падінні у північно-західній частині виділяється «структурний ніс». Кут падіння між ізогіпс мінус 3630м і мінус 3650м. складає 6 °.
На структурної карті по отражающему горизонту D 3 sm, що зіставляється з покрівлею Семілуцького горизонту (додаток № 5), на Вербовський площі простежується брахиантіклінальниє складка, північне крило якої понад пологе. Структура оконтуриваются ізогіпс мінус 3040м Амплітуда складає 10м. Розмір складки 800 x 1000м. Кут падіння між ізогіпс мінус 3040м і мінус 3060м рівний 3 ° 20 '.
На структурної карті по отражающему горизонту D 3 ev зіставляється з покрівлею евлановского горизонту (додаток № 6) простежується брахиантіклінальниє складка, яка оконтуриваются ізогіпс мінус 2785м. Структура ускладнена двома куполами, які мають меридіональне простягання. Амплітуда 15м. Розмір структури 1000 x 870м. Кут падіння між ізогіпс мінус 2780м і мінус 2800м становить 9 °.
У карбоні і пермі на Вербовський площі антиклинальная складка не простежується. Чітко виділяється монокліналь.
4.Перспектіви нафтогазоносності
Територія Кудіновско-Романівської тектонічної зони в нафтогазоносному відношенні відноситься до нижневолжских нафтогазоносної області (Волго-Уральська нафтогазоносна провінція). Бурінням численних свердловин доведена її регіональна нафтогазоносність.
У межах зони виділяються наступні нафтогазоносні комплекси (НТК): ейфельского-ніжнефранскій, среднефранско-турнейского, нижньо-верхневізейскій (теригенний), верхневізейско-ніжнебашкірскій
(Карбонатний), верхнебашкірско-ніжнемосковскій, ніжнемосковско-Артинськ. Основні перспективи нафтогазоносності пов'язані з ейфельского-ніжнефранскім і среднефранско-турнейского нафтогазоносними комплексами.
Ейфельского-ніжнефранскій НГК
У цьому комплексі продуктивними є поховані структури у відкладеннях теригенно девону (Мосолівського, Воробьевский, Ардатовський і пашійскій горизонти).
Пошук пасток в теригенних девоні останнім часом стає все більш актуальним у зв'язку з відкриттям у 2002-2003 рр.. газоконденсатних покладів в пашійскіх пісковиках, промислової газової поклади в Ардатовському рифах на структурах Осіння, Зимова, а також покладів нафти в Воробьевский відкладеннях на структурі Весняна 151.
Промислова нафтогазоносність відкладень теригенно девону на даній території раніше доведена відкриттям Кудіновского, Зеленівської (Вороб'ївська, пашійскіе відкладення); Моїсеївська, Шляховська (Вороб'ївська відкладення); Ключевського (Вороб'ївська, Ардатовський відкладення) родовищ, а також притоками нафти на Ефімовской, Жовтневої, Усть-Погожской і Ключевський площах.
На прилеглому від аналізованої території Кудіновском родовищі всі перераховані вище горизонти містять поклади: Мосолівського - нафти, Воробьевский - нафти з газовим шапкою, Ардатовський - нафти, пашійскій - нафти з газовим шапкою.
У пашійско-Вороб'ївська відкладах на Північно-Дорожкінской площі відкрита поклад нафти, в Воробьевский пісковиках на Моїсеївська площі - поклад газу 151. Приплив Таза дебітом 37,3 м3/сут на 13 мм штуцері був отриманий з свердловини 16 Ефімовская, приплив газу з конденсатом - зі свердловини 14 Ефімовская.
Вороб'евскій горизонт представлений піщано-алевритових відкладеннями, які характеризуються літологічної неоднороднородностью. У межах Кудіновско-Романівської зони сумарна ефективна товщина не перевищує 20 м, пористість 10-16%, проникність 20-100 * 10 "3 мкм». Слід зазначити, що для Воробьевский відкладень, також як для піщаних порід девону взагалі, що залягають на глибинах більше 3000 м, характерна наявність епігенетичних процесів, що призводять до різкого зниження колекторських властивостей. На формування колекторських властивостей порід у межах таких зон великий вплив робить тріщинуватість. Колектора тут ставляться до порово-тріщина типу.
У Воробьевский відкладеннях промислова нафтогазоносність встановлена на Кудіновском, Моїсеївська, Шляховська, Ключевського родовищах. Також отримано приплив газу з конденсатом з свердловини 323 Ключевська, слабкий приплив нафти з свердловини 327 Ключевська.
Ардатовський горизонт складається теригенно-карбонатними породами. Нафтоносності теригенних відкладення встановлена відкриттям поклади нафти на Ключевський родовищі. У другому пласті Ардатовський відкладень скупчення нафти пов'язане з пластом пісковиків, дислокованих в антиклинальной складку. Товщина шару коливається від 3,0 до 7,2 м. Місцями пісковики переходять в щільні алевроліти. Колекторські властивості пісковиків низькі і за площею різко змінюються. У межах Кудіновского валу нафтоносності карбонатних відкладень встановлена на Кудіновском родовищі. Продуктивний пласт залягає в покрівлі глинисто-карбонатної товщі і простежується лише у південно-західній частині площі.
Притоки нафти отримані зі свердловин 321-325, 331 Ключевський, дебіти яких становлять 15 - 30 м3/сут. Непромисловий приплив газу отримано з свердловини 6 Моїсеївська, зі свердловини 9 Чернушинське слабкий приплив нафти.
Регіональної покришкою для покладів нафти і газу в Воробьевский і Ардатовський відкладах є аргіліти муллінского горизонту товщиною до 160 м.
Притоки нафти отримані зі свердловин 321-325, 331 Ключевський, дебіти яких становлять 15 - 30 м / добу. Непромисловий приплив газу отримано з свердловини 6 Моїсеївська, зі свердловини 9 Чернушинське слабкий приплив нафти.
Регіональної покришкою для покладів нафти і газу в Воробьевский і Ардатовський відкладах є аргіліти муллінского горизонту товщиною до 160 м.
Пашійскій горизонт складний пісковиками, алевролітами і аргілітами, багато в чому аналогічним Воробьевский і Ардатовському пластів. Поліпшені колекторські властивості мономінеральних, добре відсортованих пісковиків і алевролітів відзначаються для північних і північно-західних районів області. У південному і східному напрямках відбувається заміщення їх на поліміктовимі, погано відсортовані, незакономірно заміщають піщані різниці з глинистими прошарками. Колектора тут порового і порово-тріщинного типу, пористість становить не більше 15%.
Регіональної покришкою для покладів в пашійскіх відкладах є відкладення Тіманського горизонту.
З пашійскіх відкладень притоки нафти отримані з свердловин 49 Жовтнева, 47 Усть-Погожская до 24-59 м3/сут, в свердловині 1 Мирна отримано приплив газу, в свердловині 322 Ключевська - слабкий приплив нафти.
Среднефранско - турнейского НГК
Среднефранско-турнейского нафтогазоносний комплекс включає відкладення середньо - та верхнефранского под'яруса (Семилукский, петінскій, воронезький і евлановскій-Лівенський горизонти).
Промислова нафтогазоносність карбонатного девону доведена відкриттям Ключевського, Фролівського, Дудачінского, Ковалевського, Західно-Кочетковского, Антонівського, Новокочетковского, Східно-Кудіновского, Ніколінского, Новочернушінского, Тішанского, Туровського родовищ. Поклади нафти тут приурочені до органогенних будівлям Семілуцького віку і структурам облеканія в вищележачих петінскіх, воронезьких і евлановско-Лівенський відкладеннях (додатки № 5-8).
Семилукский горизонт представлений біогермнимі утвореннями сумарною товщиною до 200 м. Середня нефтенасищенной товщина змінюється від 8 до 40,9 м, пористість 7,5-12,0%. Тип колектора каверново-тріщинні і тріщинні.
Результатом численних випробувань відкладень Семілуцького горизонту було відкриття покладів нафти на прилеглих родовищах Ковалевської, Західно-Кочетковском, Новокочетковском. Ключевський, Дудачінском і Фролівській. Глибина залягання покладів від 2830 до 3260 м, висота покладів від 9,0 до 92,6 м. Поклади нафти, в основному, масивні, за винятком Ключевського родовища, на якому поклад в Семілуцького відкладах є літологічно екранованої.
Поклади нафти невеликі за розмірами і запасами. Колекторами є органогенні вапняки, характеризуються неоднорідністю по ємнісне-фільтраційним властивостями. Пористість колекторів змінюється від 7,5 до 17%, проникність - від 0,0006 до 0,302 мкм 2, нефтенасищенной - від 75 до 94%.
Петінскій горизонт складний чергуванням вапняків органогенно-детрітовимі, аргілітів, алевролітів і в нижній частині - пісковиків.
Петінскіе відкладення при випробуванні дали промислову нафту в свердловині 5 Чернушинське (Новокочетковское родовище), в свердловині 8 Чернушинське (Східно-Кудіновское родовище), в свердловині 18 Чернушіская (Ніколінское родовище), в свердловині 29 Чернушинське (Новочернушінское родовище), в свердловині 6 Чернушинське ( Ковалівське родовище), в свердловині 32 Чернушинське (Тішанское родовище).
Пористість відкладів змінюється від 17 до 24%, проникність -0,035 мкм 2, нефтенасищенной - від 81 до 88%.
Поклади, в основному, пластові, склепінчасті, за винятком Новочернушінского родовища, де поклад пластова, літологічно екранована.
Воронезький горизонт складний органогенно-детрітовимі і шламової-детрітовимі вапняками середньої нефтенасищенной товщиною 1,2-10 м, пористістю 7-13%.
Воронезькі відкладення складені проникними породами і насичені нафтою і пластовою водою з розчиненим газом. Промислові притоки нафти з воронезьких відкладень отримані в свердловині 5 Чернушинське (Новокочетковское родовище), в свердловині 8 Чернушинське (Східно-Кудіновское родовище), в свердловині 7 Чернушинське (Антонівське родовище), в свердловині 6 Чернушинське (Ковалівське родовище), свердловинах 11, 16, 17, 400 Північно-Ключевський (Фролівській родовище) і в свердловинах 60, 63, 72, 356 Ключевський (Ключевське родовище).
Продуктивні відкладення воронезького горизонту представлені органогенних вапняками. Пористість колекторів змінюється від 6% (Дудачінское родовище) до 12% (Антонівське родовище). Проникність - від 0,03 до 0,229 мкм 2, нефтенасищенной від 81% до 90%. Поклади нафти пластові склепінчасті, глибини їх залягання від 2802 (Східно-Кудіновское) до 2877 м (Ковалівське), висота покладів від 10,2 до 29 м.
Евлановскій і Лівенський нерозчленовані горизонти представлені вапняками органогенних, в основному, тріщини-порово-кавернового типу, середньозваженої товщиною 3,0-8,0 м. Іноді вапняки строматопоратовие (Новочернушінское родовище), іноді органогенно-детрітовимі-водоростеві (Ніколінское родовище). Пористість колекторів змінюється від 8% (Східно-Кудіновское родовище) до 15% (Ніколінское), проникність від 0,013 до 0,229 мкм 2, нефтенасищенной від 81% (Новокочетковское) до 92% (Західно-Кочетковское родовище).
Поклади, в основному, пластові склепінчасті, за винятком поклади на Північно-Романівському родовищі, яка є масивною.
У евлановскіх-Лівенський відкладеннях відкрито ряд невеликих нафтових родовищ. Свердловини, що дали промислові припливи нафти з'явилися першовідкривач родовищ: свердловина 5 Чернушинське (Новокочетковское родовище), свердловина 8 Чернушинське (Східно-Кудіновское родовище), свердловина 83 Чернушинське (Західно-Романівське родовище), свердловина 51 Чернушинське (Північно-Романівське родовище), свердловина 18 Чернушинське (Ніколінское), свердловина 29 Чернушинське (Новочернушінское), свердловина 7 Чернушинське (Антонівське) свердловина 6 Чернушинське (Ковалівське родовище).
Деякі з цих родовищ мають многопластовой будова і містять самостійні поклади в кожному з горизонтів комплексу. На Ковалевської, Ново-Кочетковском, Східно-Кудіновском. Ніколінском родовищах продуктивними є п'ять горизонтів: евлановскій-Лівенський, воронезький, петінскій і Семилукский.
Регіональної покришкою для даного нафтогазоносного комплексу служать Задонському-елецкие відкладення.
Нижньо - верхневізейскій (теригенний) комплекс
Продуктивними відкладеннями комплексу на цій території є Бобриківського, тульські і Алексинский.
Бобриківського горизонт представлений чергуванням пісковиків, глин і алевролітів. Для них характерна неоднорідність відкладень, як за площею, так і по розрізу.
За результатами випробування у них виявлено нафтові поклади на Романівському, Північно-Романівському та Нижньо-Коробковском родовищах. У Бобриківського відкладеннях виявлених родовищ виділено від одного до двох продуктивних пластів. Глибина залягання покладів від одна тисяча вісімсот двадцять чотири (Нижньо-Коробковское) до 2488,7 м (Романівське). Висота покладів від 2,6 до 20м. Пористість пісковиків від 16 до 23,5%, проникність - від 0,2 до 0,374 мкм 2, нефтенасищенной від 53 до79%. Поклади, в основному, пластові, склепінчасті, тільки на Романівському родовищі у другому пласті поклад - пластова, літологічно обмежена.
Алексинский горизонт складний трьома литологическими пачками порід: нижня - ізвестковістих, середня - глиниста з прошарками кварцових пісковиків і алевролітів і верхня - ізвестковістих. Продуктивні відкладення Алексинский горизонту приурочені до середньої пачці пласта, що складається з чергування пісковиків, алевролітів і аргілітів. Пісковики відрізняються зональної неоднорідністю і невитриманістю по простяганню.
Родовища нафти (Верхньо-Романівське і Романівське) невеликі за розмірами і запасами, глибина залягання їх 2304-2367 м, висота покладів від 2,2 до 18 м, нефтенасищенной товщина від 0,75 до 3,9 м. Пористість продуктивних пісковиків від 16 до 23%, нефтенасищенной від 69 до 82%. Типи покладів пластові, літологічно обмежені.
Для колекторів тульського і Алексинский горизонтів характерно лінзовідно залягання.
5. Обгрунтування постановки пошуково-оціночних робіт на Вербовський площі
У результаті проведених досліджень, вивчення літолого-стратиграфічної характеристики розрізу, тектонічної будови, були показані високі перспективи евлановского, Семілуцького і Воробьевского горизонтів на Вербовський площі на виявлення нафти і газу,
З метою пошуку покладів в даних горизонтах рекомендується закласти пошукову свердловину № 1. Пошукову свердловину № 1 закладаємо до глибини 3900 метрів, у зведенні структури. Основними завданнями пошукової свердловини є:
- Отримання перших промислових припливів нафти і газу з досліджуваних горизонтів;
- Відбір шламу;
- Випробування пластоіспитателем в процесі буріння і після закінчення буріння передбачуваних продуктивних горизонтів.
У разі відкриття покладів у перспективних горизонтах припускаємо закладення розвідувальної свердловини № 2. Розвідувальну свердловину № 2 рекомендуємо закласти на північно-західному крилі структури в 380 метрах на північний захід від свердловини № 1 з проектною глибиною 3900 метрів. Забій свердловин № 1 і № 2 передбачається у відкладеннях ейфельского ярусу Клинцівського віку.
Таблиця глибин.
Назва горизонту | № свердловини | |
№ 1 | № 2 | |
Глибина, м | Глибина, м | |
Евлановскій | 2765 | 2775 |
Семилукский | 3035 | 3045 |
Воробьевский | 3620 | 3630 |
У пошукових і розвідувальних свердловинах по всьому розрізу в масштабі 1:500 до спуску колони в свердловину для визначення глибини залягання продуктивних пластів проводять:
- Стандартний каротаж із записом кривих PS та KS;
- Гамма-каротаж (ГК);
- Нейтронний каротаж (НК);
- Акустичний каротаж (АК);
- Кавернометрія;
- Інклінометрії;
- Термометрія.
Основні завдання, які вирішуються розвідувальної свердловиною:
- Відбір керна в інтервалах залягання продуктивних горизонтів;
- Випробування в процесі буріння пластоіспитателямі та випробування продуктивних горизонтів після закінчення буріння;
- Пробна експлуатація виявлених покладів.
У продуктивних і перспективних інтервалах в масштабі 1:200 додатково проводять:
- Бічне каротажної зондування (БКЗ);
- Бічний каротаж (БК);
- Мікрозондірованіе (МОЗ);
- Індукційний каротаж (ІК).
Висновок
У результаті проведених досліджень були обгрунтовані високі перспективи нафтогазоносності евлановского, Семілуцького і Воробьевского горизонтів. З метою виявлення в них покладів нафти і газу на Вербовський площі рекомендується закласти пошукову свердловину № 1 у зведенні структури по евлановскому отражающему горизонту.
У випадку виявлення покладів в досліджуваних горизонтах рекомендуємо закласти розвідувальну свердловину № 2 на відстані 380 метрів на північний захід від свердловини № 1.
Література
1. Проект пошуків і оцінки покладів вуглеводнів в девонських відкладах Ольховської площі в межах Кудіновско-Романовського і Чернушинське-Логовський ліцензійних ділянок ТОВ «ЛУКОЙЛ-Ніжневолжскнефть» Звіт / Керівник А.А. Брижін. Волгоград, 2002. - 170 с. - Фонди ТОВ «ЛУКОЙЛ-Ніжневолжснефть».
2. «Звіт про результати геологорозвідувальних робіт, проведених ТОВ« ЛУКОЙЛ-Ніжневолжскнефть »в межах Кудіновско-Романовського ділянки надр в період з 1994 по 2001 рр..» / Керівник П.В. Медведєв. Волгоград, 2001. - 155 с - Фонди ТОВ «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНІПІморнефть».
3. «Обгрунтування перспективних напрямів та об'єктів геологорозвідувальних робіт на ліцензійних землях ТОВ« ЛУКОЙЛ-Ніжневолжснефть »Звіт / Керівник А.А. Брижін. Волгоград, 2001. -187 С. - Фонди ТОВ ЛУКОЙЛ-ВолгоградНІПІморнефть ».
4. «Удосконалення схеми тектонічного районування ліцензійних територій ТОВ« ЛУКОЙЛ-Ніжневолжскнефть »з метою підвищення ефективності планування геологорозвідувальних робіт» Звіт / Керівник П.В. Медведєв. Волгоград, 2002. - 60 с. - Фонди ТОВ «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНІПІморнефть».
5. «Аналіз та узагальнення результатів геологорозвідувальних робіт за 2003 рік на ліцензійних ділянках ТОВ« ЛУКОЙЛ-Ніжневолжскнефть »в межах Кудіновско-Романівської тектонічної зони та оцінка їх ефективності» Звіт / Керівник - К.Г. Агзямов. Волгоград, 2004 - 84 с. - Фонди ТОВ «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНІПІморнефть».
6. «Паспорт на Вербовський локальні структури» / Керівник С. С. Косова / СК «ПетроАльянс» - Москва, 2003. - 27 с. - Фонди ТОВ «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНІПІморнефть».
7. «Паспорт Новокочетковского родовища» / Керівник А.В. Назаренко. Волгоград, 1994. - 29 с. - Фонди ТОВ «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНІПІморнефть».
8. «Паспорт Ковалевського родовища» / Керівник А.В. Назаренко. Волгоград, 1995. - 31 с. - Фонди ТОВ «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНІПІморнефть».
9. В.Є. Хаїн «Геотектоніка», Надра, М., 1973, 511с.