Геологическое обоснование постановки поисковых работ на нефть и газ на Вербовской площади

Федеральное агентство по образованию РФ

Саратовский государственный университет

имени Н. Г. Чернышевского

Кафедра геологии и

геохимии горючих ископаемых





Геологическое обоснование постановки

поисковых работ на нефть и газ на Вербовской площади

Курсовая работа









студента 4 курса геологического факультета

Измайлова Шамиля Гаязовича

Научный руководитель

кандидат геол.-мин. наук 

______________________ В. А. Смирнов

Зав. кафедрой

профессор, доктор геол.-мин. Наук

______________________ К. А. Маврин















Саратов 2006


Содержание



Введение

1. История изучения центральной части Кудиновско-Романовской зоны

2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

3.Тектоническое строение

4.Перспективы нефтегазоносности

5.Обоснование постановки поисковых работ на Вербовской площади

Заключение

Литература

Приложения


Введение



Объектом данной курсовой работы является Вербовская площадь, расположенная в центральной части Кудиновско-Романовской приподнятой зоны, которая по аналогии с ранее изученными и близлежащими Новокочетковским, Ковалевским, Антоновским, Южно-Ковалевским и другими месторождениями представляет интерес с точки зрения перспектив нефтегазоносности рифогенных построек семилукского и евлано-ливенского возраста. Целью является рассмотрение вопросов геологического строения и геологического обоснования постановки поисково-оценочных работ.

В административном отношении рассматриваемая площадь располагается в пределах Ольховского и Иловлинского районов Волгоградской области (приложение №1).

В геоморфологическом отношении Вербовский участок Кудиновско-Романовской зоны приурочен к южной части Приволжской возвышенности, располагаясь на восточном склоне Доно-Медведицкой гряды. Рельеф поверхности овражно-балочный. 


1. История геолого-геофизического изучения центральной части Кудиновско-Романовской зоны



Геологоразведочные работы в пределах Волгоградского Поволжья начаты в тридцатых годах. На первом этапе (до 1950 г.) выполнен большой объём геологосъёмочных и геофизических (гравиразведка, магниторазведка, электроразведка) работ. Маршрутно-площадные геолого-съёмочные работы масштаба 1:200 000 проводились, начиная с 1935 г., а с 1937 г. они дополняются структурно-геологическими съёмками масштаба 1:100 000. Начиная с 1944 г. в результате геологической и аэрогеологической съёмок масштаба 1:200 000 установлены основные черты тектоники региона, определены крупные структурные элементы.

С целью изучения глубинного строения на территории области в 1937- 1938 гг. проводились региональные гравитационная и магнитная съемки.

С 1938 г. (систематически с 1947 г.) до 1950 г. проводились электроразведочные исследования методом ВЭЗ, применяемые с целью картирования поверхности карбонатного палеозоя.

В период с 1945 по 1956 гг. проводились геолого-поисковые и разведочные работы с целью поиска антиклинальных структур. Значительное внимание уделялось структурному бурению в отложениях каменноугольного и верхнедевонского возраста. Кроме того, проводились гравиметрические, магнитометрические, позднее сейсморазведочные и электрометрические исследования.

Структурно-поисковое бурение, широко применяемое в течение 1950-1957 гг. в комплексе с сейсморазведочными работами MOB было направлено на изучение общего геологического строения территории с целью поисков крупных приподнятых зон и участков, а также на детализацию и подготовку к разведочному бурению поднятий, выявленных геолого-съёмочными и геофизическими работами. Бурение проводилось на надежные опорные горизонты карбона, а также на мезозойские репера. В итоге получены довольно полные сведения о строении верхнего структурного этажа.

С 1957 г. начинается бурение глубоких поисковых скважин. Результаты глубокого бурения показали, что в каменноугольных и девонских отложениях можно выделить два структурных этажа: верхний, включающий каменноугольные и девонские отложения (до кровли тиманского горизонта) и нижний, включающий терригенный комплекс девона.

В период с 1966 по 1975 гг. девонские терригенные отложения являются основным направлением геологоразведочных работ на нефть и газ в Нижнем Поволжье. Наибольший интерес для поисков крупных антиклинальных структур в терригенной толще девона представляли древние приподнятые зоны, ограниченные с запада крутыми уступами большой амплитуды. К ним относятся западные обрамления Кудиновско-Романовской зоны, а также северо-западные участки Кудиновско-Коробковского вала.

В этот период одновременно проводились работы по поискам залежей нефти и газа в карбонатном комплексе девона.

С целью прослеживания Кудиновского выступа к северу в направлении Коробковского месторождения в 1967г. был заложен широтный профиль из трёх параметрических скважин со вскрытием отложений терригенного девона. В 1968 г. скважиной 304 Березовская открыта промышленная залежь нефти в семилукских отложениях, а чуть позже - небольшая залежь нефти структурно-литологического типа в ардатовском (1969г.) и газа - в воробьёвском (1971г.) горизонтах. 

Важнейшее значение для обоснования дальнейших направлений поисково-разведочных работ имело открытие Котовского нефтяного месторождения (1975 г.), связанного с ливенскими рифами барьерного типа в пределах западного борта Умётовско-Линёвской депрессии. Это направление стало приоритетным на последующие десятилетия.

В последующее двадцатилетие отложения терригенного девона Кудиновско - Романовской и расположенных западнее тектонических зон отнесены к разряду второстепенных направлений. Главным объектом поисков в этот период являлся среднефранский карбонатный комплекс.

Основные объёмы сейсморазведочных и поисково-разведочных работ были сконцентрированы в пределах северной части Кудиновского вала (Ключевская площадь) и на восточном его склоне (Чернушинская площадь).

В 1981 г. Волгоградской геофизической экспедицией, проводившей опытно-методические работы на Ключевской площади, была показана возможность картирования малоамплитудных структур облекания, сформированных над рифогенными постройками. По результатам опытно-производственного опробования накопленных методических приёмов, проведенного в 1987-1988 гг., были выявлены и переданы в поисковое бурение Южно-Ключевская и Восточно-Ключевская рифовые структуры. Последующими буровыми работами (скважины 16, 17, 20, 21, 22 Северо-Ключевские) подтверждено наличие семилукских рифовых построек и установлена их промышленная нефтегазоносность на южном продолжении Ключевского месторождения (Фроловское, Дудачинское месторождения нефти в семилукских отложениях)/2/.

В 90-х годах состояние изученности района Ключевского месторождения бурением, геохимическими методами и сейсморазведкой, а также детальный литолого-фациальный анализ среднефранского комплекса пород позволили выделить протяженные зоны рифогенных построек, имеющие развитие к югу и юго-востоку от Ключевского и Дудачинского месторождений. В пределах этих зон сейсморазведкой подготовлен и опоискован ряд поднятий: Чернушинское, Новочернушинское, Северо-Чернушинское, Ковалёвское, Новокочетковское, Западно-Кочетковское, Антоновское, Восточно-Кудиновское, Николинское, Тишанское, Гуровское, Андреевское, Северо-Ключевское.

Структуры готовились в основном по отражающим горизонтам, соответствующим евлановско-ливенским и семилукским отложениям. Начиная с 1994 г. сейсмопартией 021 было открыто Новокочетковское нефтяное месторождение (скважина 5 Чернушинская), подтвердившее правильность выбора направления, связанного с поиском неантиклинальных ловушек рифогенного типа. Кроме того, закартировано 8 структур и открыто 6 месторождений (Новокочетковское - 1994 г., Ковалёвское - 1995 г., Антоновское - 1996г., Восточно-Кудиновское, Николинское и Южно-Ковалевское - 1997г.), что подтвердило высокие перспективы Кудиновско-Романовской зоны. В этот период были выявлены Северо-Чернушинская, Новочернушинская и Южно-Чернушинская структуры.

Сейсмопартией 028 проведены работы на территории западной части Кудиновско-Романовского лицензионного участка. Выполнялись поисковые и детальные сейсморазведочные исследования MOB ОГТ. Поисковые работы имели целью изучение территории и выявление перспективных площадей и объектов для постановки детальных площадных работ.

Сейсмопартия 035 в 1999 г. выполняла поисковые и детальные сейсморазведочные работы в пределах северной части Кудиновско-Романовской тектонической зоны.

Подготовленные по результатам сейсморазведочных работ 1996-2001 гг., в комплексе с данными бурения и материалами переобработки по усовершенствованной технологии сейсмических профилей прошлых лет, структурные карты по горизонтам терригенного (D2vb, D3tim) и карбонатного (D3sm, D3vr, D3ev-lv) девона значительно уточняют и детализируют строение Кудиновско-Романовской тектонической зоны.

Начиная с 1994 г. в поисковое бурение введены 21 рифогенные структуры: Восточно-Кудиновская, Новокочетковская, Ковалевская, Антоновская, Южно-Ковалевская, Николинская, Романовская, Новочернушинская, Северо-Чернушинская, Восточно-Ключевская, Тишанская, Гуровская, Южно-Романовская, Каменная, Грибная, Дубравная, Северо-Романовская, Южно-Кочетковская, Южно-Чернушинская, Долгая и Южно-Дудачинская, на которых пробурено 33 скважины. Общий объём бурения составил 102341 м.

По результатам бурения открыто 13 месторождений нефти: Новокочетковское, Ковалевское, Антоновское, Восточно-Кудиновское, Южно-Ковалевское, Николинское, Новочернушинское, Тишанское, Северо-Романовское, Верхне-Романовское, Грибное, Западно-Романовское и Бархатное.

Большинство выявленных месторождений многопластовые. На уровне семилукских отложений залежи связаны с биогермами, а в воронежских и евлановско-ливенских отложениях - с биостромами. В облекающих рифы петинских отложениях пластовые залежи обнаружены в песчаниках.

В 1992-1993 и 1997 гг. трестом «Запприкаспийгеофизика» проводились детальные сейсморазведочные работы МОГТ 2 D, по результатам которых в 2-х км к востоку от Северо-Кудряшовской структуры была выявлена и подготовлена к бурению Новокочетковская структура.

На Новокочетковской площади пробурено 2 скважины: 4 Романовская (1967г.) глубиной 4310м и 5 Чернушинская (1994г.) глубиной 3405м. Скважина 4 Романовская вскрыла отложения клинцовского горизонта среднего девона; при испытании 4-х объектов в отложениях евлановско-ливенского, воронежского, пашийского и воробьевского горизонтов были получены притоки пластовой воды с растворенным газом. Скважина 5 Чернушинская остановлена в семилукских отложениях. При испытании 10 объектов в евлановско-ливенских, воронежских, петинских и семилукских отложениях получены промышленные притоки нефти и скважина, таким образом, стала первооткрывательницей Новокочетковского месторождения.

В 2003г. сейсмической съемкой 3D на Новокочетковской площади номинальной кратностью 45-х масштаба 1:25 000, выполненной СК "ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед", по отложениям средне-верхнефранского подъярусов верхнего девона (карбонатный девон) выявлены Вербовские структуры: Южно-Вербовская, Вербовская, Восточно-Вербовская, в районе Вербовских структур (съемка 3D) в объеме 52,5 км2.

Исходя из выше изложенного, можно сделать вывод о том, что в центральной части Кудиновско-Романовской приподнятой зоны на Вербовских участках по аналогии с ранее изученными и близлежащими Новокочетковским, Ковалевским, Антоновским, Южно-Ковалевским и другими месторождениями представляют интерес с точки зрения перспектив нефтегазоносности рифогенные постройки семилукского и евлановского-ливенского возраста.



2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза



В геологическом строении Кудиновско-Романовского лицензионного участка принимают участие осадочные породы палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов, залегающие на докембрийском кристаллическом основании.

Палеозойская эратема

Девонская система

Средний отдел

Эйфельский ярус

Верхний подъярус

Клинцовский горизонт

Представлен тремя разнородными пачками: доломито-аргиллитовой, ангидрито-доломитовой и аргиллито-доломитовой. Вскрываемая толщина 20м.

Мосоловский горизонт

Сложен известняками в различной степени глинистыми, характеризующимися различными литолого-фациальными условиями. Толщина 100 м.

Черноярский горизонт

 Представлен аргиллитами. Толщина 20 м.

Живетский ярус

Старооскольский надгоризонт

Воробьёвский горизонт

Нижняя часть представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Аргиллиты - неравномерно алевритистые, известковистые; песчаники - кварцевые мелкозернистые, часто алевритистые и алевролиты крупнозернистые, песчанистые.

В верхней части сложен аргиллитами с чётко выраженным прослоем известняка, который является хорошим репером, представленный серыми, тонкокристаллическими, плотными известняками.

В воробьёвском горизонте выделяются три алевритово-песчаных пласта (I, II, III), в двух из которых обнаружены промышленные залежи углеводородов (Кудиновское, Зеленовское месторождения).

Толщина отложений воробьёвского горизонта 100 м 121.

Ардатовский горизонт

Сложен известняками микрозернистыми, глинистыми с прослоями мергелей и аргиллитами слабоизвестковистыми. В кровле и подошве глинисто-карбонатной толщи выделяются пласты-коллекторы, представленные известняками, которые продуктивны на Кудиновском месторождении. В нижней части горизонта прослеживается пласт песчаника, с которым связано скопление нефти на Ключевском месторождении. Местами песчаники переходят в плотные алевролиты. В верхней части горизонта залегает маркирующий пласт известняка (ардатовский репер).

Толщина отложений горизонта 95 м.

Муллинский горизонт

 Представлен аргиллитами чёрными, тонкослоистыми с прослоями известняков. Толщина отложений 80 м.

Верхний отдел

Франский ярус

Нижний подъярус

Коми надгоризонт

Пашийский горизонт

 Сложен чередованием песчаников кварцевых, светло-серых, мелкозернистых, алевролитов серых, крупнозернистых, кварцевых и аргиллитов серых, буровато-серых, слоистых, с обуглившимися растительными остатками, с включениями сидерита и пирита.

В пашийском горизонте выделяется ряд пластов-коллекторов, состоящих из нескольких песчаных прослоев различной толщины и невыдержанных по площади. Промышленно нефтегазоносны эти пласты на Кудиновском и Зеленовском месторождениях. Толщина отложений 80 м.

Тиманский горизонт

 Сложен, в основном, аргиллитами серыми, тёмно-серыми до чёрных от обилия тонкодисперсного органического вещества. В нижней части горизонта прослеживаются прослои алевритистых известняков.

Толщина горизонта 115-130 м.

Средний подъярус

Российский надгоризонт

Саргаевский горизонт

Представлен известняками светло- и тёмно-серыми микрокристаллическими, плотными, крепкими, мергелями и аргиллитами.

Толщина отложений 100-110 м.

Семилукский горизонт

Представлен известняками биогермными, органогенно-обломочными, шламово-детритовыми, органогенно-детритовыми, перекристаллизованными, доломитизированными с прослоями мергелей и аргиллитов.

Толщина отложений 50-75 м /3/.

Верхний подъярус

Донской надгоризонт

Петинский горизонт

В нижней части представлен кварцевыми, полевошпатово-кварцевыми, разнозернистыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами и известняками серыми, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными, глинистыми, перекристаллизованными. В верхней части сложен преимущественно известняками серыми до тёмно-серых, органогенно-детритовыми, полидетритовыми, органогенно-обломочными, неравномерно глинистыми, пятнисто доломитизированными с прослоями аргиллитов.

Толщина петинского горизонта 60-85 м.

Воронежский горизонт

В нижней части сложен известняками биогермными, интенсивно перекристаллизованными, доломитизированными, а в верхней части - известняками тонко- и микрокристаллическими, неравномерно глинистыми и известковистыми аргиллитами, алевролитами.

Толщина отложений 110-130 м.

Евлановский и ливенский нерасчлененные горизонты

Представлены известняками полидетритовыми, сгустково-комковатыми, биогермными, органогенно-обломочным, органогенно - и шламово-детритовыми, неравномерно глинистыми.

Толщина горизонтов 60-65 м.

Фаменский ярус

Нижний подъярус

Задонский горизонт

Задонские отложения залегают с размывом на евлановско-ливенских отложениях.

 Задонский горизонт в нижней части сложен аргиллитами и мергелями, в средней части (маркирующий репер) - известняками тонко- и микрокристаллическими, неравномерно глинистыми и в верхней части -аргиллитами тёмно-серыми известковистыми, слюдистыми, тонкослоистыми с прослоями мергелей и глинистых известняков.

В основании горизонта залегает пласт серого, светло-серого кварцевого, мелкозернистого песчаника толщиной до 10 м.

Толщина задонского горизонта 130 - 135 м 121.

Елецкий горизонт

Представлен аргиллитами известковистыми, горизонтально слоистыми и мергелями. В верхней и нижней частях отмечаются прослои известняков.

Толщина отложений 55-105 м.

Средний подъярус

Лебедянский горизонт

Представлен чередованием известняков тонко- и микрокристаллическими, неравномерно глинистых, плотных, изредка слабо доломитизированных мергелей и аргиллитов. Толщина горизонта 150-165 м.

Данковский горизонт

Внизу сложен аргиллитами, мергелями и известняками. В верхней части представлен известняками тонко- и микрокристаллическими, неравномерно глинистыми, местами органогенно-детритовыми и перекристаллизованными с прослоями мергелей и аргиллитов. Толщина отложений 115-175 м.

Верхний подъярус

Заволжский надгоризонт

Представлен известняками, в средней части глинистыми с прослоями глин.

Толщина отложений 20-65 м.

Каменноугольная система

Нижний отдел

С размывом залегает на девонских отложениях.

Турнейскии ярус

Сложен сравнительно однородной толщей известняков, в различной степени перекристаллизованных, местами глинистых с переходом в мергели, с редкими прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина отложений яруса 130-135 м.

Визейский ярус

Нижний подъярус 

Кожимский надгоризонт

Косьвинский и радаевский горизонты

Глины углистые, тонкоалевритистые, слабо слюдистые. Толщина

надгоризонта 20-30 м.

Бобриковский горизонт

Представлен песчаниками кварцевыми, неравномерно зернистыми с прослоями глин микрослоистых, сильно алевритистых до перехода в алевролиты. Толщина отложений 30 м.

Верхний подъярус

Окский надгоризонт

Тульский горизонт

В основном сложен терригенными породами: глинами, слабо алевритистыми с прослоями известняков и песчаников. В нижней части залегает пачка известняков шламово-детритовых, перекристаллизованных, глинистых.

Толщина горизонта 55-60 м.

Алексинский горизонт

Характеризуется чередованием маломощных глин и песчаников и двумя пачками известняков в подошвенной и средней части горизонта.

Толщина отложений горизонта 40-65 м.

Веневский и Михайловский нерасчлененные горизонты

Сложены однородной толщей известняков местами глинистых с тонкими и редкими прослоями глин.

Толщина отложений 115-140 м.

Серпуховский ярус

Заборьевский и старобешевский надгоризонты

Тарусский, стешевский и протвинский горизонты

Сложены преимущественно известняками с маломощными прослоями глин, мергелей и доломитов.

Толщина отложений серпуховского яруса 65 м.

Средний отдел

Башкирский ярус

Со стратиграфическим несогласием залегает на отложениях серпуховского яруса.

Нижнебашкирский подъярус

Прикамский горизонт

Сложен в нижней части тонкими прослоями глин, выше - известняками детритовыми, мелкокристаллическими, трещиноватыми, неравномерно перекристаллизованными.

Толщина нижнебашкирского подъяруса 45-60 м.

Верхнебашкирский подъярус со стратиграфическим несогласием залегает на нижнебашкирском подъярусе.

Черемшанский горизонт представлен детритовыми известняками (5 м).

Мелекесский горизонт с размывом залегает на черемшанских отложениях и сложен преимущественно глинами тонкодисперсными, горизонтально слоистыми, алевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников.

Толщина верхнебашкирского подъяруса 100-120 м.

Московский ярус

Нижний подъярус

Верейский горизонт сложен преимущественно глинами с многочисленными прослоями алевролитов и песчаников. Глины тонкослоистые, алевритистые. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые.

Толщина верейского горизонта 160-170 м 121.

Каширский горизонт представлен известняками с прослоями глин. В верхней части (каширский репер) преобладают песчаники и глины.

Толщина отложений 115-125 м.

Верхний подъярус

Подольский горизонт сложен известняками и доломитами с прослоями глин. Известняки шламово-детритовые, реликтово-органогенные, прослоями доломитизированные, микрокристаллические; доломиты неравномерно тонкокристаллические, пористо-кавернозные, участками окремнелые. В средней части горизонта залегает пачка глин тонкослоистых, неравномерно алевритистых с прослоями алевролитов (нижний подольский репер).

Толщина горизонта 110-165 м.

Мячковский горизонт представлен известняками детритовыми, сгустковыми, глинистыми, перекристаллизованными, с редкими прослоями тонкокристаллических доломитов, мергелей и глин.

Толщина отложений горизонта 160-190 м.

Верхний отдел

Касимовский и гжельский ярусы

Данная толща пород сложена известняками микрокристаллическими, органогенно-детритовыми, биоморфными, перекристаллизованными, участками трещиноватыми, с многочисленными стилолитами и доломитами микрокристаллическими, пористыми, неравномерно выщелоченными, иногда окремнелыми. В толще известняков встречаются прослои мергелей и глин алевритистых, известковистых. В средней части чётко выделяется пачка глин (верхний касимовский репер).

Толщина отложений 330-350 м.

Пермская система

Пермские образования залегают на размытой поверхности верхнекаменноугольных отложений.

Нижний отдел

Ассельский и артинский ярусы

Отложения ассельского и артинского ярусов сложены известняками и доломитами трещиноватыми, кавернозными, часто выщелоченными. Толщина 70-85 м.

Верхний отдел

Уфимский и казанский нерасчлененные ярусы

Залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях нижнего отдела.

В нижней части представлены известковистыми глинами, а в верхней -известняками тонкокристаллическими, массивными, часто трещиноватыми и выщелоченными. Толщина 45-55 м.

Татарский ярус

Отложения сложены преимущественно глинами неравномерно известковитыми, алевритистыми с редкими прослоями алевролитов. Толщина образований 100-105 м.

Мезозойская эратема

Триасовая система

Триасовые образования залегают на размытой поверхности татарских отложений и представлены в основном глинами с прослоями песчаников индского яруса и глинами и мергелями оленекского яруса. Толщина 45-50 м

Юрская система

Отложения юрской системы с размывом залегают на триасовых образованиях.

Средний

Байосский ярус сложен преимущественно толщей глин серых, зеленовато-серых, алевритистых, слюдистых с прослоями песков, алевритов, алевролитов и песчаников кварцевых, разнозернистых.

Толщина отложений байосского яруса 140-145 м.

Батский ярус представлен глинами неравномерно алевритистыми с прослоями кварцевых алевритов, алевролитов и песчаников известковистых.

 Толщина отложений 40-55 м.

Келловейский ярус сложен глинами, толщиной 15-20 м 121.

Меловая система

Меловые отложения трансгрессивно залегают на юрских отложениях.

Нижний отдел

Готеривский и барремский нерасчлененные ярусы представлены пачкой сохранившихся от размыва песков кварцевых, разнозернистых толщиной 30-40 м.

Аптский ярус со стратиграфическим несогласием залегает на размытой поверхности барремского яруса и сложен преимущественно глинами неравномерно алевритистыми, слюдистыми с прослоями кварцевых алевритов и алевролитов, реже песков.

Толщина отложений 55-60 м.

Альбский, ярус представлен песками кварцевыми и глауконитово-кварцевыми, разнозернистыми с прослоями песчаников.

Толщина альбского яруса 90-155 м.

Верхний отдел

С размывом залегает на образованиях нижнего отдела.

Нижняя часть сложена песками глауконитово-кварцевыми, слюдистыми, глинистыми.

Средняя часть представлена отложениями писчего мела с прослоями мелоподобных мергелей.

Верхняя часть представлена глинами слабо известковитыми и мергелями.

Толщина отложений верхнего отдела 55-110 м.

Кайнозойская эратема

Неогеновая и четвертичная системы

Отложения неогеновой системы сложены глинами и песками и залегают на размытой поверхности верхнемеловых отложений.

Отложения четвертичной системы развиты повсеместно. Представлены делювиальными светло-коричневыми плотными суглинками и супесями, слагающими водораздельные пространства и их склоны, а также аллювиальными песками, в основном, светло-серыми разнозернистыми, кварцевыми, распространёнными в поймах рек и крупных балок.

Общая толщина отложений 55 м.

Из изложенного выше видно, что строение разреза Кудиновско-Романовской зоны весьма сложное. В разрезе Кудиновско-Романовской зоны чередуются терригенные и карбонатные комплексы, имеет место в терригенных комплексах чередование пластов разных типов пород - аргиллитов (глин), алевролитов, песчаников (песков), отдельных пластов известняков.

Имеются перерывы в осадконакоплении - в разрезе отсутствуют кембрий, ордовик, силур, палеоген. И особо следуют отметить изменения по площади толщин всех стратонов. Это свидетельствует о сложностях тектонического развития и, следовательно, о сложностях тектонического строения Кудиновско-Романовской зоны и Вербовского участка в частности.



3. Тектоническое строение



В тектоническом отношении Вербовский участок расположен в пределах Кудиновско-Романовской приподнятой зоны, входящей по отложениям терригенного девона в общую систему Доно-Медведицких дислокаций, которые принадлежат Пачелмско-Саратовскому авлакогену I типа, характеризующегося наличием нижнего и верхнего структурных этажей.

По нижнему структурному этажу Кудиновско-Романовская зона представляет наклоненную на юго-восток приподнятую зону, ограниченную с запада Арчедино-Дорожкинской, а с востока - Уметовско-Линевской депрессиями /2/.

В верхнем структурном этаже Кудиновско-Романовской приподнятой зоне соответствует Ольховская мульда. Отмечается плановое соответствие указанных структурных элементов верхнего и нижнего структурных этажей и ограничивающих их флексур. Последние наклонены в противоположные стороны, что свидетельствует об их связи с долгоживущими разломами фундамента.

Промежуточное положение в геоструктуре осадочного чехла занимает средне-верхнефранский этаж. Дифференцированный структурный план (линейные частные и локальные структуры) исследуемого интервала разреза изучаемой территории характеризуется прямым соответствием поверхностей.

По кровле воробьевского репера (отражающий горизонт D2vb) отчетливо выражены основные черты тектонической структуры изучаемой территории; по этой поверхности Кудиновско-Романовская зона разделяется региональным разломом юго-западно - северо-восточного простирания на Кудиновско-Коробковский сложный вал и Романовскую террасу /1/. Романовская терраса подразделяется Восточно-Кудиновским грабеном на Восточно-Кудиновскую и Октябрьскую ступени /2/.

Кудиновско-Коробковский вал выделяется как крупная положительная форма, состоящая из системы субпараллельных складок северо-восточного простирания. Восточно-Кудиновская ступень по воробьевскому горизонту осложнена дизъюнктивным нарушением, регионально трассируемым в северном направлении, вверх по разрезу нарушение нивелируется.

Восточно-Кудиновский грабен является региональным и пересекает почти всю Кудиновско-Романовскую тектоническую зону в субмеридиональном направлении. Ширина грабена составляет около 1,5км, а амплитуда сбросов, его ограничивающих, меняется, уменьшаясь к югу.

Романовская терраса отличается значительной дислоцированностью. Амплитуда нарушений достигает 20-70 м, при этом на фоне общего погружения на юго-восток образуются своеобразные ступени.

Юго-восточная и центральная часть территории Кудиновско-Романовского участка осложнена Октябрьским грабеном, имеющим протяженность 35 км, ширину в пределах 1-2 км.

По кровле тиманских отложений в Кудиновско-Романовской приподнятой зоны на фоне общего погружения поверхности на восток, выделяются 6 протяженных антиклинальных линий, простирающихся с юга на север, с малоамплитудными (10-30м) антиклинальными перегибами и локальными поднятиями. Наиболее протяженными являются Кудиновско-Ключевская, Логовско-Дудачинская, Кочетковская и Романовская антиклинальные линии (валы). Расположение валов в плане подобно расположениям разрывных нарушений по поверхности фундамента. На крайнем западе располагается более амплитудный Кудиновско-Коробковский вал, к которому приурочено Кудиновское месторождения нефти в дотиманских отложениях.

Кровля семилукских отложений погружается в том же направлении. Вышеописанные валы тиманского плана проявляются здесь в более контрастной форме. Амплитуды линейных структур составляют 10-70 м, а отдельных их локальных осложнений по ундулирующей оси достигают 80 м (Новокочетковское локальное поднятие). Большая контрастность частных и локальных структур по этой поверхности объясняется наличием семилукских органогенных построек. Семилукские рифогенные образования на Романовском валу приурочены к его западной части; расположенной в биогермно-рифовой зоне, а восточнее встречаются лишь одиночные семилукские рифы. Основная часть Романовского вала, где толщины их минимальны (40 м), располагается в пределах относительно глубоководной и переходной зон шельфа с тонкослоистыми органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми, водорослевыми породами, баундстонами. В семилукских отложениях открыты массивные залежи нефти на Кудиновско-Ключевском (Ключевское месторождение), Логовско-Дудачинском (Тишанское, Николинское, Восточно-Кудиновское, Антоновское, Западно-Кочетковское, Ковалевское, Дудачинское месторождения) и Кочетковском (Новокочетковское месторождение) направлениях (валах).

Структурный план кровли воронежских отложений повторяет вышеописанный. На фоне общего падения поверхности на восток (выше Березовского пересечения на юго-восток) сохраняются все валы предшествующего плана, но их амплитуды и количество лекальных структур уменьшаются. В воронежско-петинских отложениях открыты пластовые залежи нефти на Кудиновско-Ключевском (Ключевском месторождении), Логовско-Дудачинском (Николинское). Восточно-Кудиновское, Антоновское. Западно-Кочетковское, Ковалевское. Дудачинское месторождения) и Кочетковском (Новокочетковское месторождение) валах. Размеры вмещающих их структур 0,5-1,5 км амплитуды - 10-25 м.

Структурный план евлановско-ливенских отложений качественно сохраняется в несколько выположенном виде. Линевско-уметовские отложения в западной части территории отсутствуют, подреперная задонская пачка пород, в целом, сравнительно выдержана, а незначительные увеличения её толщин здесь наблюдаются в локальных прогибах. В общем плане кровля RpD3zd погружается с запада на восток от отметок минус 40м.

Структурный план кровли турнейских отложений выполаживается ещё в большей степени, при общем погружении поверхности с запада на восток. На этом фоне прослеживаются все вышеотмеченные валы. Амплитуды перегибов составляют 5-20 м. Замкнутые локальные формы на валах становятся малочисленными. Многие из вышеперечисленных локальных замкнутых поднятий девонских поверхностей в этом плане не выражаются.

Таким образом, рассматриваемая территория характеризуется значительной дифференцированностью структурного плана среднефранско-каменноугольных отложений, наличием в нем большого числа линейных, протяженных узких малоамплитудных валов с локальными поднятиями, являющимися объектами поисков пластовых и массивных залежей нефти, в зависимости от литолого-фациальных зон, в отложениях терригенного и карбонатного девона /3/.

В результате детальных сейсморазведочных работ съемки 3D сервисной компанией «ПетроАльянс» и НП «Запприкаспийгеофизика» в пределах 

Кудиновско-Романовской зоны на Романовской структурной террасе подготовлены к бурению следующие структуры: по карбонатному девону - Вербовская структура (по отражающим горизонтам D3sm и D3ev), Южно-Вербовская и Восточно-Вербовская структуры (по отражающим горизонтам D3sm, RpD3vr и D3ev), по терригенному девону (репер D2vb) Вербовские структуры не прослеживаются.

Характерные особенности в тектоническом строении отдельных площадей, отмеченных выше, прослеживаются и на рассматриваемом Вербовском участке.

На структурной карте по отражающему горизонту D2vb, сопоставляемому с подошвой воробьевского горизонта (приложение №4), на Вербовской площади при моноклинальном падении в северо-западной части выделяется «структурный нос». Угол падения между изогипсами минус 3630м и минус 3650м. составляет 6°.

На структурной карте по отражающему горизонту D3sm, сопоставляемому с кровлей семилукского горизонта (приложение №5), на Вербовской площади прослеживается брахиантиклинальная складка, северное крыло которой более пологое. Структура оконтуривается изогипсой минус 3040м Амплитуда составляет 10м. Размер складки 800x1000м. Угол падения между изогипсами минус 3040м и минус 3060м равен 3° 20'.

На структурной карте по отражающему горизонту D3ev сопоставляемому с кровлей евлановского горизонта (приложение №6) прослеживается брахиантиклинальная складка, которая оконтуривается изогипсой минус 2785м. Структура осложнена двумя куполами, которые имеют меридиональное простирание. Амплитуда 15м. Размер структуры 1000x870м. Угол падения между изогипсами минус 2780м и минус 2800м составляет 9°.

В карбоне и перми на Вербовской площади антиклинальная складка не прослеживается. Отчетливо выделяется моноклиналь.



4.Перспективы нефтегазоносности



Территория Кудиновско-Романовской тектонической зоны в нефтегазоносном отношении относится к Нижневолжской нефтегазоносной области (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция). Бурением многочисленных скважин доказана ее региональная нефтегазоносность.

В пределах зоны выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НТК): эйфельско-нижнефранский, среднефранско-турнейский, нижне-верхневизейский (терригенный), верхневизейско-нижнебашкирский

(карбонатный), верхнебашкирско-нижнемосковский, нижнемосковско-артинский. Основные перспективы нефтегазоносности связаны с эйфельско-нижнефранским и среднефранско-турнейским нефтегазоносными комплексами.

Эйфельско-нижнефранский НГК

В этом комплексе продуктивными являются погребенные структуры в отложениях терригенного девона (мосоловский, воробьевский, ардатовский и пашийский горизонты).

Поиск ловушек в терригенном девоне в последнее время становится все более актуальным в связи с открытием в 2002-2003 гг. газоконденсатных залежей в пашийских песчаниках, промышленной газовой залежи в ардатовских рифах на структурах Осенняя, Зимняя, а также залежей нефти в воробьевских отложениях на структуре Весенняя 151.

Промышленная нефтегазоносность отложений терригенного девона на данной территории ранее доказана открытием Кудиновского, Зеленовского (воробьевские, пашийские отложения); Моисеевского, Шляховского (воробьевские отложения); Ключевского (воробьевские, ардатовские отложения) месторождений, а также притоками нефти на Ефимовской, Октябрьской, Усть-Погожской и Ключевской площадях.

На близлежащем от анализируемой территории Кудиновском месторождении все вышеперечисленные горизонты содержат залежи: мосоловский - нефти, воробьевский - нефти с газовой шапкой, ардатовский - нефти, пашийский - нефти с газовой шапкой.

 В пашийско-воробьевских отложениях на Северо-Дорожкинской площади открыта залежь нефти, в воробьевских песчаниках на Моисеевской площади - залежь газа 151. Приток Таза дебитом 37,3 м3/сут на 13 мм штуцере был получен из скважины 16 Ефимовская, приток газа с конденсатом - из скважины 14 Ефимовская.

Воробъёвский горизонт представлен песчано-алевритовыми отложениями, которые характеризуются литологической неоднороднородностью. В пределах Кудиновско-Романовской зоны суммарная эффективная толщина не превышает 20 м, пористость 10-16 %, проницаемость 20-100* 10"3 мкм». Следует отметить, что для воробьевских отложений, также как для песчаных пород девона вообще, залегающих на глубинах более 3000 м, характерно наличие эпигенетических процессов, приводящих к резкому снижению коллекторских свойств. На формирование коллекторских свойств пород в пределах таких зон большое влияние оказывает трещиноватость. Коллектора здесь относятся к порово-трещинному типу.

В воробьевских отложениях промышленная нефтегазоносность установлена на Кудиновском, Моисеевском, Шляховском, Ключевском месторождениях. Также получен приток газа с конденсатом из скважины 323 Ключевская, слабый приток нефти из скважины 327 Ключевская.

Ардатовский горизонт слагается терригенно-карбонатными породами. Нефтеносность терригенных отложении установлена открытием залежи нефти на Ключевском месторождении. Во втором пласте ардатовских отложений скопление нефти связано с пластом песчаников, дислоцированных в антиклинальную складку. Толщина пласта колеблется от 3,0 до 7,2 м. Местами песчаники переходят в плотные алевролиты. Коллекторские свойства песчаников низкие и по площади резко меняются. В пределах Кудиновского вала нефтеносность карбонатных отложений установлена на Кудиновском месторождении. Продуктивный пласт залегает в кровле глинисто-карбонатной толщи и прослеживается только в юго-западной части площади.

Притоки нефти получены из скважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты которых составляют 15- 30 м3/сут. Непромышленный приток газа получен из скважины 6 Моисеевская, из скважины 9 Чернушинская слабый приток нефти.

Региональной покрышкой для залежей нефти и газа в воробьёвских и ардатовских отложениях являются аргиллиты муллинского горизонта толщиной до 160 м.

Притоки нефти получены из скважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты которых составляют 15- 30 м/сут. Непромышленный приток газа получен из скважины 6 Моисеевская, из скважины 9 Чернушинская слабый приток нефти.

Региональной покрышкой для залежей нефти и газа в воробьёвских и ардатовских отложениях являются аргиллиты муллинского горизонта толщиной до 160 м.

Пашийский горизонт сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, во многом аналогичным воробьёвским и ардатовским пластам. Улучшенные коллекторские свойства мономинеральных, хорошо отсортированных песчаников и алевролитов отмечаются для северных и северо-западных районов области. В южном и восточном направлениях происходит замещение их на полимиктовые, плохо отсортированные, незакономерно замещающиеся песчаные разности с глинистыми прослоями. Коллектора здесь порового и порово-трещинного типа, пористость составляет не более 15%.

Региональной покрышкой для залежей в пашийских отложениях являются отложения тиманского горизонта.

Из пашийских отложений притоки нефти получены из скважин 49 Октябрьская, 47 Усть-Погожская до 24-59 м3/сут, в скважине 1 Мирная получен приток газа, в скважине 322 Ключевская - слабый приток нефти.

Среднефранско - турнейский НГК

Среднефранско-турнейский нефтегазоносный комплекс включает отложения средне - и верхнефранского подъяруса (семилукский, петинский, воронежский и евлановский-ливенский горизонты).

Промышленная нефтегазоносность карбонатного девона доказана открытием Ключевского, Фроловского, Дудачинского, Ковалевского, Западно-Кочетковского, Антоновского, Новокочетковского, Восточно-Кудиновского, Николинского, Новочернушинского, Тишанского, Туровского месторождений . Залежи нефти здесь приурочены к органогенным постройкам семилукского возраста и структурам облекания в вышележащих петинских, воронежских и евлановско-ливенских отложениях (приложения № 5-8).

Семилукский горизонт представлен биогермными образованиями суммарной толщиной до 200 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 8 до 40,9 м, пористость 7,5-12,0%. Тип коллектора каверново-трещинный и трещинный.

Результатом многочисленных испытаний отложений семилукского горизонта явилось открытие залежей нефти на близлежащих месторождениях Ковалевском, Западно-Кочетковском, Новокочетковском. Ключевском, Дудачинском и Фроловском. Глубина залегания залежей от 2830 до 3260 м, высота залежей от 9,0 до 92,6 м. Залежи нефти, в основном, массивные, за исключением Ключевского месторождения, на котором залежь в семилукских отложениях является литологически экранированной.

Залежи нефти небольшие по размерам и запасам. Коллекторами являются органогенные известняки, характеризующиеся неоднородностью по емкостно-фильтрационным свойствам. Пористость коллекторов изменяется от 7,5 до 17%, проницаемость - от 0,0006 до 0,302 мкм2, нефтенасыщенность - от 75 до 94 %.

Петинский горизонт сложен чередованием известняков органогенно-детритовых, аргиллитов, алевролитов и в нижней части - песчаников.

Петинские отложения при испытании дали промышленную нефть в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 18 Чернушиская (Николинское месторождение), в скважине 29 Чернушинская (Новочернушинское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение), в скважине 32 Чернушинская (Тишанское месторождение).

Пористость отложений изменяется от 17 до 24%, проницаемость -0,035 мкм2, нефтенасыщенность - от 81 до 88 % .

Залежи, в основном, пластовые, сводовые, за исключением Новочернушинского месторождения, где залежь пластовая, литологически экранированная.

Воронежский горизонт сложен органогенно-детритовыми и шламово-детритовыми известняками средней нефтенасыщенной толщиной 1,2-10 м, пористостью 7-13 %.

Воронежские отложения сложены проницаемыми породами и насыщены нефтью и пластовой водой с растворенным газом. Промышленные притоки нефти из воронежских отложений получены в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 7 Чернушинская (Антоновское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение), скважинах 11, 16, 17, 400 Северо-Ключевские (Фроловское месторождение) и в скважинах 60, 63, 72, 356 Ключевские (Ключевское месторождение).

Продуктивные отложения воронежского горизонта представлены органогенными известняками. Пористость коллекторов изменяется от 6 % (Дудачинское месторождение) до 12 % (Антоновское месторождение). Проницаемость - от 0,03 до 0,229 мкм2, нефтенасыщенность от 81 % до 90%. Залежи нефти пластовые сводовые, глубины их залегания от 2802 (Восточно-Кудиновское) до 2877 м (Ковалевское), высота залежей от 10,2 до 29 м.

Евлановский и ливенский нерасчлененные горизонты представлены известняками органогенными, в основном, трещинно-порово-кавернового типа, средневзвешенной толщиной 3,0-8,0 м. Иногда известняки строматопоратовые (Новочернушинское месторождение), иногда органогенно-детритово-водорослевые (Николинское месторождение). Пористость коллекторов изменяется от 8 % (Восточно-Кудиновское месторождение) до 15 % (Николинское), проницаемость от 0,013 до 0,229 мкм2, нефтенасыщенность от 81 % (Новокочетковское) до 92 % (Западно-Кочетковское месторождение).

Залежи, в основном, пластовые сводовые, за исключением залежи на Северо-Романовском месторождении, которая является массивной.

В евлановских-ливенских отложениях открыт ряд небольших нефтяных месторождений. Скважины, давшие промышленные притоки нефти явились первооткрывательницами месторождений: скважина 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), скважина 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), скважина 83 Чернушинская (Западно-Романовское месторождение), скважина 51 Чернушинская (Северо-Романовское месторождение), скважина 18 Чернушинская (Николинское), скважина 29 Чернушинская (Новочернушинское), скважина 7 Чернушинская (Антоновское) скважина 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение).

Некоторые из этих месторождений имеют многопластовое строение и содержат самостоятельные залежи в каждом из горизонтов комплекса. На Ковалевском, Ново-Кочетковском, Восточно-Кудиновском. Николинском месторождениях продуктивными являются пять горизонтов: евлановский-ливенский, воронежский, петинский и семилукский.

Региональной покрышкой для данного нефтегазоносного комплекса служат задонско-елецкие отложения.

Нижне - верхневизейский (терригенный) комплекс

Продуктивными отложениями комплекса на данной территории являются бобриковские, тульские и алексинские.

Бобриковский горизонт представлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. Для них характерна неоднородность отложений, как по площади, так и по разрезу.

По результатам опробования в них выявлены нефтяные залежи на Романовском, Северо-Романовском и Нижне-Коробковском месторождениях. В бобриковских отложениях выявленных месторождений выделено от одного до двух продуктивных пластов. Глубина залегания залежей от 1824 (Нижне-Коробковское) до 2488,7м (Романовское). Высота залежей от 2,6 до 20м. Пористость песчаников от 16 до 23,5 %, проницаемость - от 0,2 до 0,374 мкм2,нефтенасыщенность от 53 до79 %. Залежи, в основном, пластовые, сводовые, только на Романовском месторождении во втором пласте залежь - пластовая, литологически ограниченная.

Алексинский горизонт сложен тремя литологическими пачками пород: нижняя - известковистая, средняя - глинистая с прослоями кварцевых песчаников и алевролитов и верхняя - известковистая. Продуктивные отложения алексинского горизонта приурочены к средней пачке пласта, состоящей из чередования песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники отличаются зональной неоднородностью и невыдержанностью по простиранию.

Месторождения нефти (Верхне-Романовское и Романовское) небольшие по размерам и запасам, глубина залегания их 2304-2367 м, высота залежей от 2,2 до 18 м, нефтенасыщенная толщина от 0,75 до 3,9 м. Пористость продуктивных песчаников от 16 до 23%, нефтенасыщенность от 69 до 82%. Типы залежей пластовые, литологически ограниченные.

Для коллекторов тульского и алексинского горизонтов характерно линзовидное залегание. 



5. Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Вербовской площади



В результате проведенных исследований, изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза, тектонического строения, были показаны высокие перспективы евлановского, семилукского и воробьевского горизонтов на Вербовской площади на обнаружение нефти и газа,

С целью поиска залежей в данных горизонтах рекомендуется заложить поисковую скважину №1. Поисковую скважину №1 закладываем до глубинны 3900 метров, в своде структуры. Основными задачами поисковой скважины являются:

- получение первых промышленных притоков нефти и газа из исследуемых горизонтов;

- отбор шлама;

- опробование пластоиспытателем в процессе бурения и после окончания бурения предполагаемых продуктивных горизонтов.

В случае открытия залежей в перспективных горизонтах предполагаем заложения разведочной скважины №2. Разведочную скважину №2 рекомендуем заложить на северо-западном крыле структуры в 380 метрах северо-западнее от скважины №1 с проектной глубиной 3900 метров. Забой скважин №1 и №2 предполагается в отложениях эйфельского яруса клинцовского возраста.


Таблица глубин.

Название горизонта

№ скважины





№1

№2





Глубина, м

Глубина, м

Евлановский

2765

2775

Семилукский

3035

3045

Воробьевский

3620

3630



В поисковых и разведочных скважинах по всему разрезу в масштабе 1:500 до спуска колонны в скважину для определения глубины залегания продуктивных пластов проводят:

- стандартный каротаж с записью кривых PS и KS;

- гамма-каротаж (ГК);

- нейтронный каротаж (НК);

- акустический каротаж (АК);

- кавернометрия;

- инклинометрия;

- термометрия.

Основные задачи, решаемые разведочной скважиной:

- отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов;

- опробование в процессе бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания бурения;

- пробная эксплуатация выявленных залежей.

В продуктивных и перспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно проводят:

- боковое каротажное зондирование (БКЗ);

- боковой каротаж (БК);

- микрозондирование (МЗ);

- индукционный каротаж (ИК).


Заключение



В результате проведенных исследований были обоснованы высокие перспективы нефтегазоносности евлановского, семилукского и воробьевского горизонтов. С целью обнаружения в них залежей нефти и газа на Вербовской площади рекомендуется заложить поисковую скважину №1 в своде структуры по евлановскому отражающему горизонту.

В случае обнаружения залежей в исследуемых горизонтах рекомендуем заложить разведочную скважину №2 на расстоянии 380 метров северо-западнее от скважины № 1.


Литература



1. Проект поисков и оценки залежей углеводородов в девонских отложениях Ольховской площади в пределах Кудиновско-Романовского и Чернушинско-Логовского лицензионных участков ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Отчет / Руководитель А.А. Брыжин. Волгоград, 2002. - 170 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть».

2. «Отчет о результатах геологоразведочных работ, проведенных ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовского участка недр в период с 1994 по 2001 гг.» / Руководитель П.В. Медведев. Волгоград, 2001. - 155 с - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

3. «Обоснование перспективных направлений и объектов геологоразведочных работ на лицензионных землях ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть» Отчет / Руководитель А.А. Брыжин. Волгоград, 2001. -187 с. - Фонды ООО ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

4. «Усовершенствование схемы тектонического районирования лицензионных территорий ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» с целью повышения эффективности планирования геологоразведочных работ» Отчет / Руководитель П.В. Медведев. Волгоград, 2002. - 60 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

5. «Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ за 2003 год на лицензионных участках ООО «ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовской тектонической зоны и оценка их эффективности» Отчет / Руководитель - К.Г. Агзямов. Волгоград, 2004 - 84 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

6. «Паспорт на Вербовские локальные структуры» / Руководитель С.С.Косова / СК «ПетроАльянс» - Москва, 2003. - 27 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

7. «Паспорт Новокочетковского месторождения» / Руководитель А.В. Назаренко. Волгоград, 1994. - 29 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

8. «Паспорт Ковалевского месторождения» / Руководитель А.В. Назаренко. Волгоград, 1995. - 31 с. - Фонды ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

9. В.Е. Хаин «Геотектоника», Недра, М., 1973, 511с.