Геология и углеводородный потенциал подсолевых отложений Астраханского свода Прикаспийской нефтегазоносной провинции: результаты комплексного исследования

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Только для подписчиков

Аннотация

В статье обобщены результаты работ авторского коллектива по комплексному обоснованию геологических, тектонических и геофлюидодинамических условий генерации и аккумуляции углеводородов в подсолевом этаже Астраханского свода Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Детально рассмотрены условия формирования нижнепалеозойского, нижне-среднедевонского, верхнедевонско‒турнейского, нижневизейского, визейско‒башкирского и нижнепермского сейсмостратиграфических подразделений Астраханского свода и прилегающих территорий. Выделены отдельные сейсмогеологические тела, способные служить резервуарами нефти и газа. Впервые при создании геологической модели Астраханского свода учтено расположение в его пределах автоклавной углеводородной системы подсолевого этажа Центральной субпровинции Прикаспийской нефтегазоносной провинции в составе Астраханско-Джамбайской зоны нефтегазонакопления. Это позволило авторам обосновать геофлюидодинамическую природу границ ряда крупных нефтегазовых резервуаров неструктурного типа, что открывает новые возможности прогноза месторождений нефти и газа, в том числе ‒ с низким содержанием серы. На Астраханском своде выделено несколько генерационно-аккумуляционных мини-очагов, в трех из них – находятся резервуары, в пределах которых повышена вероятность обнаружения нефтегазовых месторождений. Основным результатом исследования является уточнение геологических начальных суммарных ресурсов углеводородов Астраханского свода и прилегающих территорий.

Полный текст

Доступ закрыт

Об авторах

Ю. А. Волож

Геологический институт РАН

Email: abukova@ipng.ru
Россия, Москва

Л. А. Абукова

Институт проблем нефти и газа РАН

Автор, ответственный за переписку.
Email: abukova@ipng.ru
Россия, Москва

М. П. Антипов

Геологический институт РАН

Email: abukova@ipng.ru
Россия, Москва

А. Ю. Комаров

ООО “Газпром добыча Астрахань”

Email: abukova@ipng.ru
Россия, Астрахань

О. И. Меркулов

АО “Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики”

Email: abukova@ipng.ru
Россия, Саратов

И. С. Патина

Геологический институт РАН

Email: abukova@ipng.ru
Россия, Москва

В. В. Рыбальченко

ПАО “Газпром”

Email: abukova@ipng.ru
Россия, Санкт-Петербург

Д. А. Соин

АО “ГазпромВНИИГАЗ”

Email: abukova@ipng.ru
Россия, Развилка

И. А. Титаренко

АО “Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики”

Email: abukova@ipng.ru
Россия, Саратов

Список литературы

  1. Абукова Л.А. Геофлюидодинамика глубокопогруженных зон нефтегазонакопления. ‒ В сб.: Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. – Под ред. А.Н. Дмитриевского ‒ М.: ГЕОС, 2002. С. 78–85.
  2. Абукова Л.А., Волож Ю.А., Дмитриевский А.Н., Антипов М.П. Геофлюидодинамическая концепция поисков скоплений углеводородов в земной коре // Геотектоника. 2019. № 3. С. 79–91.
  3. Абукова Л.А., Волож Ю.А. Флюидодинамика глубокопогруженных зон нефтегазонакопления осадочных бассейнов // Геология и геофизика. 2021. Т. 62. № 8. С. 1069–1080.
  4. Антипов М.П., Варшавская И.Е., Волож Ю.А., Гарагаш Ю.А. Патент RU 2 536 072 МПК G01V 9/00(2006.01) 2012 г. «Способ прогнозирования нефегазовых месторождений». ‒ Патентозаявитель и обладатель – ГИН РАН. ‒ М.: 2012.
  5. Антипов М.П., Волож Ю.А., Чамов Н.П. Четырехмерные модели нефтегазоносных бассейнов. ‒ В кн.: Современные проблемы геологии. ‒ Под ред. Ю.О. Гаврилова, М.Д. Хуторского ‒ М.: Наука, 2004. С. 251‒270 (Тр. ГИН РАН. Вып. 565).
  6. Астраханский карбонатный массив: строение и нефтегазоносность. ‒ Под ред. Ю.А. Воложа, В.С. Парасыны ‒ М.: Научный мир, 2008. 221 с.
  7. Бродский А.Я., Воронин Н.И., Миталев И.А. Модель глубинного строения зоны сочленения кряжа Карпинского и Астраханского свода // Отечественная геология. 1994. № 4. С. 50–53.
  8. Волож Ю.А., Абукова Л.А., Антипов М.П., Патина И.С., Гарагаш И.А., Навроцкий О.К., Соин Д.А., Суслов А.А., Гумерова Р.Р. Углеводородные системы автоклавного типа Прикаспийской нефтегазоносной провинции (Россия): условия формирования на больших глубинах // Геотектоника. 2022. № 6. С. 59–77.
  9. Волож Ю.А., Абукова Л.А., Орешкин И.В., Хафизов С.Ф., Антипов М.П. Возможные механизмы раннего нефтегазонакопления в автоклавной углеводородной системе Прикаспийской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. 2023. № 5. С. 8–13.
  10. Волож Ю.А., Антипов М.П., Леонов Ю.Г., Морозов А.Ф., Юров Ю.А. Строение Кряжа Карпинского // Геотектоника. 1999. № 1. С. 28‒43.
  11. Волож Ю.А., Быкадоров В.А., Антипов М.П., Быкадоров И.В., Парасына В.С., Постникова И.С., Сапожников Р.Б., Хераскова Т.Н. Нефтегазоперспективные объекты палеозойского подсолевого разреза Прикаспийской впадины // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2019. № 4. URL: http://www.ngtp.ru/rub/2019/39_2019.html; Doi: https://doi.org/10.17353/2070-5379/39_2019
  12. Волож Ю.А., Быкадоров В.А., Антипов М.П. и др. О границах и районировании Прикаспийской нефтегазоносной провинции // Георесурсы. 2021. Т. 23. № 1. С. 60–69.
  13. Волож Ю.А., Гогоненков Г.Н., Милетенко Н.В., Петров Е.И. Освоение ресурсов нефти из глубоких горизонтов традиционных регионов нефтедобычи // Геология нефти и газа. 2021. № 6. С.7‒21.
  14. Исказиев К.О., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Нефть на больших глубинах: залежи оффшорных месторождений Мексиканского залива // Вестн. нефтегазовой отрасли Казахстана. 2021. № 1. С. 3–7.
  15. Застрожнов А.С., Алексеев А.С., Зайцева Е.Л., Кононова Л.И., Гатовский Ю.А. Новые местные стратиграфические подразделения девона и карбона Астраханского свода (Юго-Запад Прикаспийской впадины) // Бюлл. МОИП. Отд. Геол. 2019. Т.94. Вып.5–6. С. 3–20.
  16. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Лившиц В.Р., Рыжкова С.В. Главные направления развития нефтяного комплекса России в первой половине XXI века // Вестн. РАН. 2019. Т.89. № 11. С. 1095–1104.
  17. Косенкова Н.Н., Сынгаевский П.Е. Хафизов С.Ф. Обзор современных представлений о процессах формирования залежей углеводородов на больших глубинах // Нефтяное хозяйство. 2022. № 6. С. 6–12.
  18. Лопатин Н.В. Концепция нефтегазовых генерационно-аккумуляционных систем как интегрирующее начало в обосновании поисково-разведочных работ // Геоинформатика. 2006. № 3. С. 101–120.
  19. Мастепанов А.М. Энергетический переход как новый вызов мировой нефтегазовой отрасли // Энергетическая политика. 2019. № 2. С. 62–69.
  20. Меркулов О.И., Сизинцев В..В., Зинченко И.А. Перспективы наращивания сырьевой базы углеводородов Волго-Уральской, Прикаспийской и Северо-Кавказской нефтегазоносных провинций // Минеральные ресурсы России. 2020. № 2. С. 9–19.
  21. Обрядчиков О.С. Особенности геологического строения, нефтегазоносность и перспективы поиска новых уникальных месторождений УВ в Прикаспийской впадине. ‒ В сб.: Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения. ‒ Под ред. Б.М. Куандыкова ‒ Алматы: КОНГ, 2015.С. 292–298.
  22. Оренбургский тектонический узел: геологическое строение и нефтегазоносность. ‒ Под ред. Ю.А. Воложа, В.С. Парасыны ‒ М.: Научный мир, 2013. 261 с.
  23. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция. ‒ Под ред. Ю.Г. Леонова, Ю.А. Воложа ‒ М.: Научный мир, 2004. 516 с. (Тр. ГИН РАН. Вып. 543).
  24. Постнова Е.В., Меркулов О.И. Состояние базы углеводородов юго-востока европейской части России и первоочередные направления геологоразведочных работ // Минеральные ресурсы России. Сер: Экономика и управление. 2017. № 5. С. 4‒12.
  25. Полякова И.Д., Борукаев Г.Ч. Геофизические и литолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности глубоководных и шельфовых бассейнов российской Восточной Арктики // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т.13. Doi: https://doi.org/10.17353/2070-5379/17_2018
  26. Пыхалов В. В. Определение новых нефтегазоперспективных направлений на основе геологической модели Астраханского свода. ‒ Автореф. дис. … д.г.-м.н. ‒ М.:ИПНГ РАН, 2015. 35 с.
  27. Рабкин Ф.С., Абалгалиев М.Ж., Аксаева Ф.К. и др. О природе структурных инверсий полей пластовых давлений в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины // Изв. Ан КазССР. Сер. геол.1990. № 1. С. 9–16.
  28. Сегалович В.И., Волож Ю.А., Антипов М.П., Васильев О.А. Природа Северо-Каспийской гравитационной аномалии // Геотектоника. 2007. №3. С. 30‒45.
  29. Соборнов К.О. Перспективные направления поисков нефти и газа в России в контексте мировых трендов в геологоразведке //Нефтегазовая геология. Теория и практика. Т.11. № 1. Doi: https: //doi.org/10/17353/2070-5379/4_2016
  30. Соколов А.В. О первоочередных мерах повышения инвестиционной привлекательности нефтепоисковых работ в условиях энергоперехода // Георесурсы. 2021. Т.23. №3. С. 32–35. Doi: https://doi. org/10.18599/grs.2021.3.5
  31. Ступакова А.В., Суслова А.А., Сауткин Р.С., Большакова М.А., Санникова И.А., Агашева М.А., Катков Д.А., Пушкарева Д.А., Карпов Ю.А. Перспективы открытия новых месторождений в пределах арктического шельфа // Вести газовой науки. 2016. Т.28. № 4. С. 154–164.
  32. Трофимук А.А. Проблемы развития газодобывающей промышленности СССР. ‒ В кн.: Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. ‒ Под ред. В.С. Суркова, А.Э. Конторовича ‒ Новосибирск: Наука, 1991. С. 6–14.
  33. Хераскова Т.Н., Волож Ю.А., Антипов М.П., Быкадоров В.А., Постникова И.С. Особенности строения и развития юго-восточной части Восточно-Европейской платформы и Прикаспийской впадины в позднем докембрии‒раннем палеозое // Геотектоника. 2020. № 5. С. 29–54. Doi: https://doi.org/10.31857/S0016853X20050057
  34. Cao B., Bai G., Wang Y. More attention recommended for global deep reservoirs // Oil and Gas Journal (OGJ). 2013. Vol. 111. No. 9. P. 78–85.
  35. Guo X., Hu D., Li Y., Duan J., Zhang X., Fan X., Duan H., Li W.. Theoretical progress and key technologies of onshore ultra-deep oil/gas exploration // Engineering. 2019. No. 5. C. 458–470.
  36. Hu W., Bao J., Hu B. Trend and progress in global oil and gas exploration // Petrol. Explor. Develop. 2013. Vol. 40. No. 4. P. 439–443.
  37. Jiang X.W., Wang X.S., Wan L., and Ge S. An analytical study on stagnant points in nested flow systems in basins with depth-decaying hydraulic conductivity // Water Resources. 2011. No. 47. W01512. Doi: https://doi.org/10.1029/2010WR00934P6
  38. Li W., Yu Z., Wang X., Yu Zh., Lu X., Feng Q. Formation mechanisms of deep and ultra-deep over pressure cap-rocks and their relationships with super-large gas fields in the petroliferous basins of China // Natur. Gas Industry. 2020. No. 7. P. 443–452.
  39. Pang X.-Q., Jia C.-Z., Wang W.-Y. Petroleum geology features and research developments of hydrocarbon accumulation in deep petroliferous basins // Petrol. Sci. 2015. Vol. 12. P. 1‒53. Doi: https://doi.org/10.1007/s12182-015-0014-0
  40. Pang X., Jia C., Zhang K., Li M., Wang Y., Peng J., Li B., and Chen J. The dead line for oil and gas and implication for fossil resource prediction // Earth System Sci. Data. 2020. No. 12. P. 577–590. Doi: doi.org/ https://doi.org/10.5194/essd-12-577-2020

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать
2. Рис. 1. Схема положения района исследования и главных структурно-тектонических элементов Каспийского региона и нефтегазогеологического районирования Прикаспийской нефтегазоносной провинции (по данным [8], с изменениями и дополнениями). 1–4 − элементы нефтегазогеологического районирования высоких рангов: 1 − Северо-Западная субпровинция; 2 − Юго-Восточная субпровинция; 3 − Центрально-Прикаспийская субпровинция: а − Северо-Западная прибортовая нефтегазоносная область, б − Сарпинско-Хобдинская нефтегазоносная область, б − Астраханско-Актюбинская нефтегазоносная область; 4 − граница Прикаспийской нефтегазоносной провинции (также является границей распространения пермской соленосной формации); 5 – месторождения: а – газовые, б – нефтяные; границы структурно-тектонических подразделений земной коры высоких рангов (6–13): 6 − юго-восточная граница между древней Восточно-Европейской и молодой Центрально-Евразийской платформами, 7‒9 − граничные разломы: 7 ‒ Пачелмского рифта рифейского возраста, 8 − Тугаракчанского рифта раннепалеозойского возраста, 9 − Донбасс-Туаркырского рифта позднедевонского возраста, 10‒11 − фронт складчатых деформаций: 10 ‒ раннемезозойских Донбасс-Туаркырской складчатой системы, 11 − предкугнгурских Уральской складчатой системы, 12 − главная Уральская сутура, 13 – пермский карбонатный уступ; 14 – контур района исследования

Скачать (767KB)
Метаданные
3. Рис. 2. Тектоническая схема района исследования. 1 – кряж Карпинского; 2 – Каракульско-Смушковская зона поднятий; 3 – Южно-Эмбинский сдвиг; 4‒6 – геологическая граница: 4 ‒ Астраханской внутрибассейновой карбонатной платформы (D1p‒С2b1), 5 – кряжа Карпинского, 6 – тектонических элементов; 7–10 – сейсмические профили, использованные для построения новой модели, их названия и номера: 7 – КМПВ, 8 – МОГТ, 9 – МОГТ и КМПВ, 10 – повторно обработанные профили МОГТ; 11 – глубокие скважины; 12– изолинии по отражающему горизонту П3; 13 – контур района исследований

Скачать (665KB)
Метаданные
4. Рис. 3. Схема строения нижнепалеозойских отложений юго-запада Прикаспийской впадины. (а) – сейсмогеологический разрез фрагмента профиля КМПВ VII.62 Замьяны‒Вязовка; (б) – карта литолого-фациальных особенностей нижнего палеозоя на структурной основе (изогипсы горизонта П3 – (подошва девона) – проведены через 500 м); (в) – карта мощности нижнепалеозойских отложений (изопахиты проведены через 1000 м). Литолого-стратиграфические подразделения (1–6): 1 – соленосные отложения кунгура, 2‒3 – отложения нижнего палеозоя Тугаракчанского рифта: 2 ‒ вулканогенно-терригенные деформированные, 3 – терригенные недеформированные, 4– карбонатные и терригенные отложения верхнего палеозоя; 5 – деформированные толщи верхнего палеозоя в аллохтоне Каракульско-Смушковской зоны; прочие структуры (6–12): 6 – нормальные сбросы; 7 – надвиги; 8–9 ‒ преломляющие высокоскоростные горизонты: 8 ‒ карбонатных пород, dос4, 9 – терригенных и вулканогенных, Т6; 10 – преломляющий горизонт в основании осадочного чехла (кровля консолидированной коры) dк0; 11 – отражающие горизонты подсолевого комплекса и их индексы; 12 – значения скорости продольных сейсмических волн (км/сек); элементы геологического районирования (13‒20): 13 – осевая зона Донбасс-Туаркырского рифта (отложения нижнего палеозоя отсутствуют в разрезе осадочного чехла), 14 – недеформированные вулканогенно-терригенные отложения нижнего палеозоя Тугаракчанского рифта, 15‒16 – терригенные отложения нижнего палеозоя: 15 ‒ в Актюбинско-Астраханской зоне поднятий, 16 – с кембрийскими и вендскими толщами Центрально-Прикаспийской депрессии; 17 – зона малых (˃500 м) мощностей и/или отсутствие нижнепалеозойских отложений; 18 – Южно-Эмбинский сдвиг, 19‒21 – геологические и тектонические границы: 19 ‒ кряжа Карпинского, 20 – Тугаракчанского рифта; 21– надвиги и граница деформированных и недеформированных отложений нижнего палеозоя; 22 – изолинии поверхности отражающего горизонта П3; 23 – граница гидродинамического замка` Астраханско-Джамбайской зоны нефтегазонакопления; 24 – повторно обработанные линии региональных профилей МОГТ; 25 – положение профиля КМПВ VII.62 Замьяны‒Вязовка; 26 – скважина, вскрывшая нижнепалеозойские толщи

Скачать (904KB)
Метаданные
5. Рис. 4. Схема строения среднекаменноугольных‒нижнепермских (С2b2‒Р1к1) отложений раннепалеозойского солеродного бассейна Каспийского региона в пределах погруженного шельфа, склона и глубоководной котловины на территории Астраханского свода и его окрестностей. 1 – морфоструктуры глубоководной области позднепалеозойского солеродного бассейна Каспийского региона (I – днище котловины, II – склон котловины, III – погруженный шельф); 2–4 – зоны развития подводных конусов выноса: 2 – область распространения склоновых конусов рампы Астраханской внутрибассейновой карбонатной платформы, 3 ‒ склоновые конусы, расположенные вдоль седиментационного уступа на границе терригенного мелководного шельфа с глубоководным, 4 – конус выноса центральной котловины; 5–7 – границы литолого-фациальных зон: 5 – подножье склона, 6 – бровка шельфа, 7 – позднебашкирский погребенный абразионный уступ; 8 – границы части свода Астраханской карбонатной внутрибассейновой платформы: а – бровка рампа, б – граница размытой части свода Астраханской карбонатной внутрибассейновой платформы, перекрытая соленосной толщей; 9‒10 – предполагаемые локальные резервуары внутри нефтегазопроизводящих комплексов с возрастом: 9 – верейско‒раннеартинский, 10 – позднеартинско‒раннекунгурский; 11‒12 ‒ структурные элементы на прибрежной равнине и мелководном шельфе верхнепалеозойского солеродного бассейна Каспийского региона: 11 – кряж Карпинского, 12 – Каракульско-Смушковская зона; 13 – уступы на границе предкунгурского вреза; 14 – фронт «толстошкурой тектоники» (северная граница Донбасс-Туаркырской складчатой зоны); 15 – фронт «тонкошкурой тектоники» (северная граница аллохтона Каракульско-Смушковской зоны); 16 – постколлизионный (трансконтинентальный) Южно-Эмбинский сдвиг; 17 – изопахиты сейсмокомплекса, ограниченного горизонтами П1 и П2; 18 – положение композитного профиля 18889-IV + PMRSP (см. рис. 6) и сейсмостратиграфический модели (см. рис. 8); 19 – контур района исследования

Скачать (879KB)
Метаданные
6. Рис. 5. Схема распределения начальных суммарных геологических ресурсов. (а) ‒ распределение по площади; (б) ‒ диаграмма сопоставления рассчитанных и балансовых (на дату 01.01.2017 г.) начальных суммарных геологических ресурсов по нефтегазоносным комплексам района исследования. На шкале: плотность начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов (тыс.т.у.т. на км2). 1–2 ‒ границы тектонических структур: 1 –крупнейших (Центрально-Прикаспийской депрессии и кряжа Карпинского), 2 – крупных (Астраханский свод, Каракульско-Смушковская зона поднятий); 3 – границы расчетных участков; 4–7 – месторождения: 4 – газовые, 5 – нефтегазовые и газонефтяные, 6 – газоконденсатные, 7 – нефтяные; 8 – удельные плотности ресурсов (q – тыс. тонн условного топлива (т.у.т)/км2) на расчетных участках (РУ); 9 – границы лицензионных блоков, 10 – административные границы

Скачать (752KB)
Метаданные
7. Рис. 6. Современный литолого-фациальный разрез по композитному профилю 18889-IV + PMRSP и распределение порового давления по профилю. (а) ‒ композитный профиль18889-IV + PMRSP, положение профиля ‒ см. на рис. 4; (б) ‒ распределение порового давления в разрезе осадочного чехла Астраханско-Джамбайской зоны нефтегазонакопления на современном этапе геологической истории, рассчитанный с учетом эволюции во времени и данных изменения градиентов давлений, полученных в скважине Воложковская-1. 1 – глины (70%), песчаник (30%); 2 – глины (50%), песчаники (20%), мел (30%); 3 – глины (60%), алевролиты (20%); прочие литологические разности (20%); 4 – глины (50%), алевролиты (30%), известняки (20%); 5 – глины (60%), песчаники (20%), алевролиты (20%); 6 – глины (30%), известняки (70%); 7 – глины (80%), известняки (20%); 8 – глины (60%), известняки (20%), алевролиты (20%); 9 – песчаники (20%), глины (80%); 10 – глины песчанистые; 11 – доломиты; 12 – каменная соль; 13 – мергель; 14 – известняк; 15 – песчаник; 16 – разрывные нарушения; 17 – маркеры

Скачать (637KB)
Метаданные
8. Рис. 7. Влияние термобарических условий на формирование пустотного пространства и заполнения ловушек углеводородов (УВ) для мини-очагов Астраханской внутрибассейновой карбонатной платформы (D1p–C2b1)

Скачать (410KB)
Метаданные
9. Рис. 8. Сейсмостратиграфическая модель резервуаров Астраханской внутрибассейновой карбонатной платформы. Положение модельного профиля ‒ см. на рис. 4. 1 – комплексы с повышенным содержанием органического вещества; 2 – глубоководные отложения комплекса заполнения глубоководного бассейна (чередование маломощных карбонатно-терригенных и кремнисто-терригенных отложений конденсированных серий и мощных терригенных серий); 3–5 –мелководные отложения карбонатных платформ: 3 – раннедевонско‒среднефранский; 4 – девонско‒турнейский, 5 – визейско‒башкирский: а ‒ ундотемы, б ‒ клинотемы; 6 – мелководные терригенные и хемогенные отложения аккумулятивных склонов обрамления глубоководного раннедевонского–позднепермского бассейна; 7 – деформированные отложения карбона–нижней перми (аллохтон Каракульско-Смушковской зоны); 8 – дезинтегрированная поверхность карбонатной внутрибассейновой платформы визейско‒башкирского возраста; 9 – залежи углеводородов в дезинтегрированной карбонатной толще раннебашкирского возраста; 10 – толщи верхнеартинско‒нижнекунгурского конуса выноса; 11 – пермская эвапоритовая формация; 12 – границы автоклавной системы; 13 – локальные и зональные покрышки; 14 – границы литолого-фациальных зон и прогнозируемых поисковых объектов, связанных с морфоструктурными элементами в кровле визейско‒нижнебашкирской карбонатной платформы и среднедевонского карбонатного массива; гидродинамические замки (15–17): 15 – Астраханско–Джамбайской зоны нефтегазонакопления, 16 – генерационно-аккумуляционных мини-очагов: а ‒ в нижне-среднедевонском нефтегазоносном комплексе, б ‒ в визейско‒нижнебашкирском нефтегазоносном комплексе Астраханской внутрибассейновой карбонатной платформы, 17 – резервуаров: 1а ‒ Тамбовско-Володарского; 2а ‒ 3ападно-Астраханского; 2b ‒ Северо-Астраханского; 18 – эрозионная поверхность в подошве верхнеартинско-нижнекунгурской толщи конуса выноса; 19 – надвиги; 20 – сейсмостратиграфические границы: а ‒ сейсмокомплексов, б ‒ внутри комплексов заполнения глубоководных топодепрессий; 21 – возраст сейсмокомплексов; 22 – скважины

Скачать (477KB)
Метаданные
10. Рис. 9. Сводная таблица морфоструктурных и событийных характеристик автоклавной УВС Астраханско-Джамбайской зоны нефтегазонакопления. 1–8 – литологический состав разреза: 1– аргиллит, 2 – алевролит, 3 – песчаник, 4 – известняк, 5 – доломит, 6 – глинистый известняк и ангидрит, 7 – соль, 8 – вулканогенно-терригенные породы нижнего палеозоя и консолидированной коры; 9 – региональные и локальные покрышки, 10 – нефтегазоматеринские толщи, 11 – генерационно-аккумуляционные мини-очаги франско-башкирского комплекса; 12‒13 – резервуары комплекса: 12 ‒ франско‒башкирского, 13 – нижне-среднедевонского; 14 – генерационно-аккумуляционные мини-очаги нижне-среднедевонского комплекса; 15 – граница автоклавной системы; 16 – время резервации пустотного пространства резервуара; 17 – время фазо-обособления свободных углеводородов из однофазного флюида и критические точки формирования месторождения; 18–20 ‒ гипсометрические отметки гидродинамического замка: 18 – мини-очага, 19 – резервуара, 20 – кровля резервуара

Скачать (584KB)
Метаданные
11. Рис. 10. Схема нефтегазолокализующих объектов визейско‒нижнебашкирского нефтегазоносного комплекса Астраханской девонско-раннебашкирской внутрибассейновой карбонатной платформы. 1 – внешний контур девонско‒раннебашкирской внутрибассейновой карбонатной платформы; гидродинамические замки́ (2–5): 2 – визейско‒нижнебашкирского нефтегазоносного комплекса, 3‒4 – литологически экранированной ловушки клинотемы: 3 ‒ нижней, 4 – верхней, 5 – ловушки сводового типа (Северо-Астраханская), приуроченной к дезинтегрированной толще в кровле ундоформы визейско‒раннебашкирской карбонатной платформы; 6 – граница кряжа Карпинского; 7 – Южно-Эмбинский сдвиг; 8 – Каракульско-Смушковская зона; 9 – граница Каракульско-Смушковской зоны; 10–12 – литолого-фациальные зоны, связанные с морфоструктурными элементами визейско‒раннебашкирской карбонатной платформы: 10 – ундотема; 11 – клинотема; 12 – фондотема; 13 – профили МОГТ (переобработанные); 14 – положение профиля, по которому построена модель визейско‒башкирского НГК (см. рис. 8); 15 – изогипсы по ОГ П2 (кровля карбонатов С2b); 16 – сверхглубокие скважины; 17 – административные границы

Скачать (887KB)
Метаданные

© Российская академия наук, 2024

Согласие на обработку персональных данных с помощью сервиса «Яндекс.Метрика»

1. Я (далее – «Пользователь» или «Субъект персональных данных»), осуществляя использование сайта https://journals.rcsi.science/ (далее – «Сайт»), подтверждая свою полную дееспособность даю согласие на обработку персональных данных с использованием средств автоматизации Оператору - федеральному государственному бюджетному учреждению «Российский центр научной информации» (РЦНИ), далее – «Оператор», расположенному по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А, со следующими условиями.

2. Категории обрабатываемых данных: файлы «cookies» (куки-файлы). Файлы «cookie» – это небольшой текстовый файл, который веб-сервер может хранить в браузере Пользователя. Данные файлы веб-сервер загружает на устройство Пользователя при посещении им Сайта. При каждом следующем посещении Пользователем Сайта «cookie» файлы отправляются на Сайт Оператора. Данные файлы позволяют Сайту распознавать устройство Пользователя. Содержимое такого файла может как относиться, так и не относиться к персональным данным, в зависимости от того, содержит ли такой файл персональные данные или содержит обезличенные технические данные.

3. Цель обработки персональных данных: анализ пользовательской активности с помощью сервиса «Яндекс.Метрика».

4. Категории субъектов персональных данных: все Пользователи Сайта, которые дали согласие на обработку файлов «cookie».

5. Способы обработки: сбор, запись, систематизация, накопление, хранение, уточнение (обновление, изменение), извлечение, использование, передача (доступ, предоставление), блокирование, удаление, уничтожение персональных данных.

6. Срок обработки и хранения: до получения от Субъекта персональных данных требования о прекращении обработки/отзыва согласия.

7. Способ отзыва: заявление об отзыве в письменном виде путём его направления на адрес электронной почты Оператора: info@rcsi.science или путем письменного обращения по юридическому адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А

8. Субъект персональных данных вправе запретить своему оборудованию прием этих данных или ограничить прием этих данных. При отказе от получения таких данных или при ограничении приема данных некоторые функции Сайта могут работать некорректно. Субъект персональных данных обязуется сам настроить свое оборудование таким способом, чтобы оно обеспечивало адекватный его желаниям режим работы и уровень защиты данных файлов «cookie», Оператор не предоставляет технологических и правовых консультаций на темы подобного характера.

9. Порядок уничтожения персональных данных при достижении цели их обработки или при наступлении иных законных оснований определяется Оператором в соответствии с законодательством Российской Федерации.

10. Я согласен/согласна квалифицировать в качестве своей простой электронной подписи под настоящим Согласием и под Политикой обработки персональных данных выполнение мною следующего действия на сайте: https://journals.rcsi.science/ нажатие мною на интерфейсе с текстом: «Сайт использует сервис «Яндекс.Метрика» (который использует файлы «cookie») на элемент с текстом «Принять и продолжить».