Федеральноеагентство по образованию РФ
Саратовскийгосударственный университет
имени Н. Г.Чернышевского
Кафедрагеологии и
геохимиигорючих ископаемых
Геологическоеобоснование постановки
поисковыхработ на нефть и газ на Вербовской площади
Курсоваяработа
студента 4 курса геологическогофакультета
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 частиКудиновско-Романовской зоны
2. Литолого-стратиграфическая характеристикаразреза
3.Тектоническое строение
4.Перспективы нефтегазоносности
5.Обоснование постановки поисковых работ наВербовской площади
Заключение
Литература
Приложения
Введение
Объектом данной курсовой работыявляется Вербовская площадь, расположенная в центральной частиКудиновско-Романовской приподнятой зоны, которая по аналогии с ранее изученнымии близлежащими Новокочетковским, Ковалевским, Антоновским, Южно-Ковалевским идругими месторождениями представляет интерес с точки зрения перспективнефтегазоносности рифогенных построек семилукского и евлано-ливенскоговозраста. Целью является рассмотрение вопросов геологического строения игеологического обоснования постановки поисково-оценочных работ.
В административномотношении рассматриваемая площадь располагается в пределах Ольховского иИловлинского районов Волгоградской области (приложение №1).
В геоморфологическомотношении Вербовский участок Кудиновско-Романовской зоны приурочен к южнойчасти Приволжской возвышенности, располагаясь на восточном склонеДоно-Медведицкой гряды. Рельеф поверхности овражно-балочный.
1. Историягеолого-геофизического изучения центральной части Кудиновско-Романовской зоны
Геологоразведочные работыв пределах Волгоградского Поволжья начаты в тридцатых годах. На первом этапе(до 1950 г.) выполнен большой объём геологосъёмочных и геофизических(гравиразведка, магниторазведка, электроразведка) работ. Маршрутно-площадныегеолого-съёмочные работы масштаба 1:200 000 проводились, начиная с 1935 г., а с1937 г. они дополняются структурно-геологическими съёмками масштаба 1:100 000.Начиная с 1944 г. в результате геологической и аэрогеологической съёмокмасштаба 1:200 000 установлены основные черты тектоники региона, определеныкрупные структурные элементы.
С целью изученияглубинного строения на территории области в 1937- 1938 гг. проводилисьрегиональные гравитационная и магнитная съемки.
С 1938 г. (систематическис 1947 г.) до 1950 г. проводились электроразведочные исследования методом ВЭЗ,применяемые с целью картирования поверхности карбонатного палеозоя.
В период с 1945 по 1956гг. проводились геолого-поисковые и разведочные работы с целью поискаантиклинальных структур. Значительное внимание уделялось структурному бурению вотложениях каменноугольного и верхнедевонского возраста. Кроме того,проводились гравиметрические, магнитометрические, позднее сейсморазведочные и электрометрическиеисследования.
Структурно-поисковоебурение, широко применяемое в течение 1950-1957 гг. в комплексе ссейсморазведочными работами MOBбыло направлено на изучение общего геологического строения территории с цельюпоисков крупных приподнятых зон и участков, а также на детализацию и подготовкук разведочному бурению поднятий, выявленных геолого-съёмочными и геофизическимиработами. Бурение проводилось на надежные опорные горизонты карбона, а также намезозойские репера. В итоге получены довольно полные сведения о строенииверхнего структурного этажа.
С 1957 г. начинаетсябурение глубоких поисковых скважин. Результаты глубокого бурения показали, чтов каменноугольных и девонских отложениях можно выделить два структурных этажа:верхний, включающий каменноугольные и девонские отложения (до кровли тиманскогогоризонта) и нижний, включающий терригенный комплекс девона.
В период с 1966 по 1975гг. девонские терригенные отложения являются основным направлениемгеологоразведочных работ на нефть и газ в Нижнем Поволжье. Наибольший интересдля поисков крупных антиклинальных структур в терригенной толще девона представлялидревние приподнятые зоны, ограниченные с запада крутыми уступами большойамплитуды. К ним относятся западные обрамления Кудиновско-Романовской зоны, атакже северо-западные участки Кудиновско-Коробковского вала.
В этот периододновременно проводились работы по поискам залежей нефти и газа в карбонатномкомплексе девона.
С целью прослеживанияКудиновского выступа к северу в направлении Коробковского месторождения в1967г. был заложен широтный профиль из трёх параметрических скважин совскрытием отложений терригенного девона. В 1968 г. скважиной 304 Березовскаяоткрыта промышленная залежь нефти в семилукских отложениях, а чуть позже — небольшая залежь нефти структурно-литологического типа в ардатовском (1969г.) игаза — в воробьёвском (1971г.) горизонтах.
Важнейшее значение дляобоснования дальнейших направлений поисково-разведочных работ имело открытиеКотовского нефтяного месторождения (1975 г.), связанного с ливенскими рифамибарьерного типа в пределах западного борта Умётовско-Линёвской депрессии. Этонаправление стало приоритетным на последующие десятилетия.
В последующеедвадцатилетие отложения терригенного девона Кудиновско — Романовской ирасположенных западнее тектонических зон отнесены к разряду второстепенныхнаправлений. Главным объектом поисков в этот период являлся среднефранскийкарбонатный комплекс.
Основные объёмысейсморазведочных и поисково-разведочных работ были сконцентрированы в пределахсеверной части Кудиновского вала (Ключевская площадь) и на восточном его склоне(Чернушинская площадь).
В 1981 г. Волгоградскойгеофизической экспедицией, проводившей опытно-методические работы на Ключевскойплощади, была показана возможность картирования малоамплитудных структуроблекания, сформированных над рифогенными постройками. По результатам опытно-производственногоопробования накопленных методических приёмов, проведенного в 1987-1988 гг.,были выявлены и переданы в поисковое бурение Южно-Ключевская иВосточно-Ключевская рифовые структуры. Последующими буровыми работами (скважины16, 17, 20, 21, 22 Северо-Ключевские) подтверждено наличие семилукских рифовыхпостроек и установлена их промышленная нефтегазоносность на южном продолженииКлючевского месторождения (Фроловское, Дудачинское месторождения нефти всемилукских отложениях)/2/.
В 90-х годах состояниеизученности района Ключевского месторождения бурением, геохимическими методамии сейсморазведкой, а также детальный литолого-фациальный анализ среднефранскогокомплекса пород позволили выделить протяженные зоны рифогенных построек,имеющие развитие к югу и юго-востоку от Ключевского и Дудачинскогоместорождений. В пределах этих зон сейсморазведкой подготовлен и опоискован рядподнятий: Чернушинское, Новочернушинское, Северо-Чернушинское, Ковалёвское,Новокочетковское, Западно-Кочетковское, Антоновское, Восточно-Кудиновское,Николинское, Тишанское, Гуровское, Андреевское, Северо-Ключевское.
Структуры готовились восновном по отражающим горизонтам, соответствующим евлановско-ливенским исемилукским отложениям. Начиная с 1994 г. сейсмопартией 021 было открытоНовокочетковское нефтяное месторождение (скважина 5 Чернушинская),подтвердившее правильность выбора направления, связанного с поискомнеантиклинальных ловушек рифогенного типа. Кроме того, закартировано 8 структури открыто 6 месторождений (Новокочетковское — 1994 г., Ковалёвское — 1995 г., Антоновское- 1996г., Восточно-Кудиновское, Николинское и Южно-Ковалевское — 1997г.), чтоподтвердило высокие перспективы Кудиновско-Романовской зоны. В этот период быливыявлены Северо-Чернушинская, Новочернушинская и Южно-Чернушинская структуры.
Сейсмопартией 028проведены работы на территории западной части Кудиновско-Романовскоголицензионного участка. Выполнялись поисковые и детальные сейсморазведочныеисследования MOB ОГТ. Поисковые работы имели цельюизучение территории и выявление перспективных площадей и объектов дляпостановки детальных площадных работ.
Сейсмопартия 035 в 1999г. выполняла поисковые и детальные сейсморазведочные работы в пределах севернойчасти Кудиновско-Романовской тектонической зоны.
Подготовленные порезультатам сейсморазведочных работ 1996-2001 гг., в комплексе с даннымибурения и материалами переобработки по усовершенствованной технологиисейсмических профилей прошлых лет, структурные карты по горизонтам терригенного(D2vb, D3tim) и карбонатного (D3sm, D3vr, D3ev-lv) девона значительно уточняют идетализируют строение Кудиновско-Романовской тектонической зоны.
Начиная с 1994 г. впоисковое 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 буренияоткрыто 13 месторождений нефти: Новокочетковское, Ковалевское, Антоновское,Восточно-Кудиновское, Южно-Ковалевское, Николинское, Новочернушинское,Тишанское, Северо-Романовское, Верхне-Романовское, Грибное, Западно-Романовскоеи Бархатное.
Большинство выявленныхместорождений многопластовые. На уровне семилукских отложений залежи связаны сбиогермами, а в воронежских и евлановско-ливенских отложениях — с биостромами.В облекающих рифы петинских отложениях пластовые залежи обнаружены впесчаниках.
В 1992-1993 и 1997 гг.трестом «Запприкаспийгеофизика» проводились детальные сейсморазведочные работыМОГТ 2 D, по результатам которых в 2-х км квостоку от Северо-Кудряшовской структуры была выявлена и подготовлена к бурениюНовокочетковская структура.
На Новокочетковскойплощади пробурено 2 скважины: 4 Романовская (1967г.) глубиной 4310м и 5Чернушинская (1994г.) глубиной 3405м. Скважина 4 Романовская вскрыла отложенияклинцовского горизонта среднего девона; при испытании 4-х объектов в отложенияхевлановско-ливенского, воронежского, пашийского и воробьевского горизонтов былиполучены притоки пластовой воды с растворенным газом. Скважина 5 Чернушинская остановленав семилукских отложениях. При испытании 10 объектов в евлановско-ливенских,воронежских, петинских и семилукских отложениях получены промышленные притокинефти и скважина, таким образом, стала первооткрывательницей Новокочетковскогоместорождения.
В 2003г. сейсмическойсъемкой 3D на Новокочетковской площади номинальной кратностью 45-х масштаба1:25 000, выполненной СК «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед», поотложениям 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 вышеизложенного, можно сделать вывод о том, что в центральной частиКудиновско-Романовской приподнятой зоны на Вербовских участках по аналогии сранее изученными и близлежащими Новокочетковским, Ковалевским, Антоновским,Южно-Ковалевским и другими месторождениями представляют интерес с точки зренияперспектив нефтегазоносности рифогенные постройки семилукского и евлановского-ливенскоговозраста.
2.Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В геологическом строенииКудиновско-Романовского лицензионного участка принимают участие осадочныепороды палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов, залегающие на докембрийскомкристаллическом основании.
Палеозойскаяэратема
Девонская система
Средний отдел
Эйфельский ярус
Верхний подъярус
Клинцовскийгоризонт
Представлен тремя разнороднымипачками: доломито-аргиллитовой, ангидрито-доломитовой и аргиллито-доломитовой. Вскрываемаятолщина 20м.
Мосоловский горизонт
Сложен известняками вразличной степени глинистыми, характеризующимися различнымилитолого-фациальными условиями. Толщина 100 м.
Черноярский горизонт
Представлен аргиллитами.Толщина 20 м.
Живетский ярус
Старооскольскийнадгоризонт
Воробьёвский горизонт
Нижняя часть представленааргиллитами, алевролитами и песчаниками. Аргиллиты — неравномерно алевритистые,известковистые; песчаники — кварцевые мелкозернистые, часто алевритистые иалевролиты крупнозернистые, песчанистые.
В верхней части сложенаргиллитами с чётко выраженным прослоем известняка, который является хорошимрепером, представленный серыми, тонкокристаллическими, плотными известняками.
В воробьёвском горизонтевыделяются три алевритово-песчаных пласта (I, II, III), в двух из которых обнаруженыпромышленные залежи углеводородов (Кудиновское, Зеленовское месторождения).
Толщина отложенийворобьёвского горизонта 100 м 121.
Ардатовский горизонт
Сложен известнякамимикрозернистыми, глинистыми с прослоями мергелей и аргиллитамислабоизвестковистыми. В кровле и подошве глинисто-карбонатной толщи выделяютсяпласты-коллекторы, представленные известняками, которые продуктивны наКудиновском месторождении. В нижней части горизонта прослеживается пласт песчаника,с которым связано скопление нефти на Ключевском месторождении. Местамипесчаники переходят в плотные алевролиты. В верхней части горизонта залегаетмаркирующий пласт известняка (ардатовский репер).
Толщина отложенийгоризонта 95 м.
Муллинский горизонт
Представлен аргиллитамичёрными, тонкослоистыми с прослоями известняков. Толщина отложений 80 м.
Верхний отдел
Франский ярус
Нижний подъярус
Коми надгоризонт
Пашийский горизонт
Сложен чередованиемпесчаников кварцевых, светло-серых, мелкозернистых, алевролитов серых,крупнозернистых, кварцевых и аргиллитов серых, буровато-серых, слоистых, собуглившимися растительными остатками, с включениями сидерита и пирита.
В пашийском горизонтевыделяется ряд пластов-коллекторов, состоящих из нескольких песчаных прослоевразличной толщины и невыдержанных по площади. Промышленно нефтегазоносны этипласты на Кудиновском и Зеленовском месторождениях. Толщина отложений 80 м.
Тиманский горизонт
Сложен, в основном,аргиллитами серыми, тёмно-серыми до чёрных от обилия тонкодисперсногоорганического вещества. В нижней части горизонта прослеживаются прослоиалевритистых известняков.
Толщина горизонта 115-130м.
Средний подъярус
Российский надгоризонт
Саргаевский горизонт
Представлен известнякамисветло- и тёмно-серыми микрокристаллическими, плотными, крепкими, мергелями иаргиллитами.
Толщина отложений 100-110м.
Семилукский горизонт
Представлен известнякамибиогермными, органогенно-обломочными, шламово-детритовыми,органогенно-детритовыми, перекристаллизованными, доломитизированными спрослоями мергелей и аргиллитов.
Толщина отложений 50-75 м/3/.
Верхний подъярус
Донской надгоризонт
Петинский горизонт
В нижней частипредставлен кварцевыми, полевошпатово-кварцевыми, разнозернистыми песчаниками,алевролитами, аргиллитами и известняками серыми, органогенно-детритовыми иорганогенно-обломочными, глинистыми, перекристаллизованными. В верхней частисложен преимущественно известняками серыми до тёмно-серых,органогенно-детритовыми, полидетритовыми, органогенно-обломочными, неравномерноглинистыми, пятнисто доломитизированными с прослоями аргиллитов.
Толщина петинскогогоризонта 60-85 м.
Воронежский горизонт
В нижней части сложенизвестняками биогермными, интенсивно перекристаллизованными,доломитизированными, а в верхней части — известняками тонко- имикрокристаллическими, неравномерно глинистыми и известковистыми аргиллитами,алевролитами.
Толщина отложений 110-130м.
Евлановский иливенский нерасчлененные горизонты
Представлены известнякамиполидетритовыми, сгустково-комковатыми, биогермными, органогенно-обломочным,органогенно — и шламово-детритовыми, неравномерно глинистыми.
Толщина горизонтов 60-65м.
Фаменский ярус
Нижний подъярус
Задонский горизонт
Задонские отложениязалегают с размывом на евлановско-ливенских отложениях.
Задонский горизонт внижней части сложен аргиллитами и мергелями, в средней части (маркирующийрепер) — известняками тонко- и микрокристаллическими, неравномерно глинистыми ив верхней части -аргиллитами тёмно-серыми известковистыми, слюдистыми,тонкослоистыми с прослоями мергелей и глинистых известняков.
В основании горизонтазалегает пласт серого, светло-серого кварцевого, мелкозернистого песчаникатолщиной до 10 м.
Толщина задонскогогоризонта 130 — 135 м 121.
Елецкий горизонт
Представлен аргиллитамиизвестковистыми, горизонтально слоистыми и мергелями. В верхней и нижней частяхотмечаются прослои известняков.
Толщина отложений 55-105м.
Средний подъярус
Лебедянский горизонт
Представлен чередованиемизвестняков тонко- и микрокристаллическими, неравномерно глинистых, плотных,изредка слабо доломитизированных мергелей и аргиллитов. Толщина горизонта150-165 м.
Данковский горизонт
Внизу сложен аргиллитами,мергелями и известняками. В верхней части представлен известняками тонко- имикрокристаллическими, неравномерно глинистыми, местами органогенно-детритовымии перекристаллизованными с прослоями мергелей и аргиллитов. Толщина отложений115-175 м.
Верхний подъярус
Заволжский надгоризонт
Представлен известняками,в средней части глинистыми с прослоями глин.
Толщина отложений 20-65м.
Каменноугольнаясистема
Нижний отдел
С размывом залегает надевонских отложениях.
Турнейскии ярус
Сложен сравнительнооднородной толщей известняков, в различной степени перекристаллизованных,местами глинистых с переходом в мергели, с редкими прослоями доломитов идоломитизированных известняков. Толщина отложений яруса 130-135 м.
Визейский ярус
Нижний подъярус
Кожимский надгоризонт
Косьвинский ирадаевский горизонты
Глины углистые, тонкоалевритистые,слабо слюдистые. Толщина
надгоризонта 20-30 м.
Бобриковский горизонт
Представлен песчаниками кварцевыми,неравномерно зернистыми с прослоями глин микрослоистых, сильно алевритистых доперехода в алевролиты. Толщина отложений 30 м.
Верхний подъярус
Окский надгоризонт
Тульский горизонт
В основном сложентерригенными породами: глинами, слабо алевритистыми с прослоями известняков ипесчаников. В нижней части залегает пачка известняков шламово-детритовых,перекристаллизованных, глинистых.
Толщина горизонта 55-60м.
Алексинский горизонт
Характеризуетсячередованием маломощных глин и песчаников и двумя пачками известняков вподошвенной и средней части горизонта.
Толщина отложенийгоризонта 40-65 м.
Веневский иМихайловский нерасчлененные горизонты
Сложены однородной толщейизвестняков местами глинистых с тонкими и редкими прослоями глин.
Толщина отложений 115-140м.
Серпуховский ярус
Заборьевский истаробешевский надгоризонты
Тарусский, стешевскийи протвинский горизонты
Сложены преимущественноизвестняками с маломощными прослоями глин, мергелей и доломитов.
Толщина отложенийсерпуховского яруса 65 м.
Средний отдел
Башкирский ярус
Со стратиграфическимнесогласием залегает на отложениях серпуховского яруса.
Нижнебашкирскийподъярус
Прикамский горизонт
Сложен в нижней части тонкимипрослоями глин, выше — известняками детритовыми, мелкокристаллическими, трещиноватыми,неравномерно перекристаллизованными.
Толщина нижнебашкирскогоподъяруса 45-60 м.
Верхнебашкирскийподъярус состратиграфическим несогласием залегает на нижнебашкирском подъярусе.
Черемшанский горизонт представлен детритовыми известняками(5 м).
Мелекесский горизонт с размывом залегает на черемшанскихотложениях и сложен преимущественно глинами тонкодисперсными, горизонтальнослоистыми, алевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников.
Толщина верхнебашкирскогоподъяруса 100-120 м.
Московский ярус
Нижний подъярус
Верейский горизонт сложен преимущественно глинами смногочисленными прослоями алевролитов и песчаников. Глины тонкослоистые,алевритистые. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые.
Толщина верейскогогоризонта 160-170 м 121.
Каширский горизонт представлен известняками с прослоямиглин. В верхней части (каширский репер) преобладают песчаники и глины.
Толщина отложений 115-125м.
Верхний подъярус
Подольский горизонт сложен известняками и доломитами спрослоями глин. Известняки шламово-детритовые, реликтово-органогенные,прослоями доломитизированные, микрокристаллические; доломиты неравномернотонкокристаллические, пористо-кавернозные, участками окремнелые. В среднейчасти горизонта залегает пачка глин тонкослоистых, неравномерно алевритистых спрослоями алевролитов (нижний подольский репер).
Толщина горизонта 110-165м.
Мячковский горизонт представлен известнякамидетритовыми, сгустковыми, глинистыми, перекристаллизованными, с редкимипрослоями тонкокристаллических доломитов, мергелей и глин.
Толщина отложенийгоризонта 160-190 м.
Верхний отдел
Касимовский игжельский ярусы
Данная толща породсложена известняками микрокристаллическими, органогенно-детритовыми,биоморфными, перекристаллизованными, участками трещиноватыми, с многочисленнымистилолитами и доломитами микрокристаллическими, пористыми, неравномерновыщелоченными, иногда окремнелыми. В толще известняков встречаются прослои мергелейи глин алевритистых, известковистых. В средней части чётко выделяется пачкаглин (верхний касимовский репер).
Толщина отложений 330-350м.
Пермская система
Пермские образованиязалегают на размытой поверхности верхнекаменноугольных отложений.
Нижний отдел
Ассельский и артинскийярусы
Отложения ассельского и артинскогоярусов сложены известняками и доломитами трещиноватыми, кавернозными, частовыщелоченными. Толщина 70-85 м.
Верхний отдел
Уфимский и казанскийнерасчлененные ярусы
Залегают состратиграфическим несогласием на отложениях нижнего отдела.
В нижней частипредставлены известковистыми глинами, а в верхней -известнякамитонкокристаллическими, массивными, часто трещиноватыми и выщелоченными. Толщина45-55 м.
Татарский ярус
Отложения сложены преимущественноглинами неравномерно известковитыми, алевритистыми с редкими прослоямиалевролитов. Толщина образований 100-105 м.
Мезозойская эратема
Триасовая система
Триасовые образования залегаютна размытой поверхности татарских отложений и представлены в основном глинами спрослоями песчаников индского яруса и глинами и мергелями оленекскогояруса. Толщина 45-50 м
Юрская система
Отложения юрской системыс размывом залегают на триасовых образованиях.
Средний
Байосский ярус сложен преимущественно толщей глинсерых, зеленовато-серых, алевритистых, слюдистых с прослоями песков, алевритов,алевролитов и песчаников кварцевых, разнозернистых.
Толщина отложенийбайосского яруса 140-145 м.
Батский ярус представлен глинами неравномерноалевритистыми с прослоями кварцевых алевритов, алевролитов и песчаниковизвестковистых.
Толщина отложений 40-55м.
Келловейский ярус сложен глинами, толщиной 15-20 м121.
Меловая система
Меловые отложениятрансгрессивно залегают на юрских отложениях.
Нижний отдел
Готеривский ибарремский нерасчлененныеярусы представлены пачкой сохранившихся от размыва песков кварцевых,разнозернистых толщиной 30-40 м.
Аптский ярус со стратиграфическим несогласиемзалегает на размытой поверхности барремского яруса и сложен преимущественноглинами неравномерно алевритистыми, слюдистыми с прослоями кварцевых алевритови алевролитов, реже песков.
Толщина отложений 55-60м.
Альбский, ярус представлен песками кварцевыми иглауконитово-кварцевыми, разнозернистыми с прослоями песчаников.
Толщина альбского яруса90-155 м.
Верхний отдел
С размывом залегает на образованияхнижнего отдела.
Нижняя часть сложенапесками глауконитово-кварцевыми, слюдистыми, глинистыми.
Средняя частьпредставлена отложениями писчего мела с прослоями мелоподобных мергелей.
Верхняя частьпредставлена глинами слабо известковитыми и мергелями.
Толщина отложенийверхнего отдела 55-110 м.
Кайнозойская эратема
Неогеновая ичетвертичная системы
Отложения неогеновойсистемы сложены глинами и песками и залегают на размытой поверхностиверхнемеловых отложений.
Отложения четвертичнойсистемы развиты повсеместно. Представлены делювиальными светло-коричневымиплотными суглинками и супесями, слагающими водораздельные пространства и ихсклоны, а также аллювиальными песками, в основном, светло-серымиразнозернистыми, кварцевыми, распространёнными в поймах рек и крупных балок.
Общая толщина отложений55 м.
Из изложенного вышевидно, что строение разреза Кудиновско-Романовской зоны весьма сложное. Вразрезе Кудиновско-Романовской зоны чередуются терригенные и карбонатныекомплексы, имеет место в терригенных комплексах чередование пластов разныхтипов пород — аргиллитов (глин), алевролитов, песчаников (песков), отдельныхпластов известняков.
Имеются перерывы восадконакоплении — в разрезе отсутствуют кембрий, ордовик, силур, палеоген. Иособо следуют отметить изменения по площади толщин всех стратонов. Этосвидетельствует о сложностях тектонического развития и, следовательно, осложностях тектонического строения Кудиновско-Романовской зоны и Вербовскогоучастка в частности.
3.Тектоническое строение
В тектоническом отношенииВербовский участок расположен в пределах Кудиновско-Романовской приподнятойзоны, входящей по отложениям терригенного девона в общую системуДоно-Медведицких дислокаций, которые принадлежат Пачелмско-Саратовскомуавлакогену I типа, характеризующегося наличиемнижнего и верхнего структурных этажей.
По нижнему структурномуэтажу Кудиновско-Романовская зона представляет наклоненную на юго-востокприподнятую зону, ограниченную с запада Арчедино-Дорожкинской, а с востока — Уметовско-Линевской депрессиями /2/.
В верхнем структурномэтаже Кудиновско-Романовской приподнятой зоне соответствует Ольховская мульда.Отмечается плановое соответствие указанных структурных элементов верхнего инижнего структурных этажей и ограничивающих их флексур. Последние наклонены впротивоположные стороны, что свидетельствует об их связи с долгоживущимиразломами фундамента.
Промежуточное положение вгеоструктуре осадочного чехла занимает средне-верхнефранский этаж.Дифференцированный структурный план (линейные частные и локальные структуры)исследуемого интервала разреза изучаемой территории характеризуется прямымсоответствием поверхностей.
По кровле воробьевскогорепера (отражающий горизонт D2vb) отчетливо выражены основные чертытектонической структуры изучаемой территории; по этой поверхностиКудиновско-Романовская зона разделяется региональным разломом юго-западно — северо-восточного простирания на Кудиновско-Коробковский сложный вал иРомановскую террасу /1/. Романовская терраса подразделяется Восточно-Кудиновскимграбеном на Восточно-Кудиновскую и Октябрьскую ступени /2/.
Кудиновско-Коробковскийвал выделяется как крупная положительная форма, состоящая из системысубпараллельных складок северо-восточного простирания. Восточно-Кудиновская ступеньпо воробьевскому горизонту осложнена дизъюнктивным нарушением, региональнотрассируемым в северном направлении, вверх по разрезу нарушение нивелируется.
Восточно-Кудиновскийграбен является региональным и пересекает почти всю Кудиновско-Романовскуютектоническую зону в субмеридиональном направлении. Ширина грабена составляетоколо 1,5км, а амплитуда сбросов, его ограничивающих, меняется, уменьшаясь кюгу.
Романовская террасаотличается значительной дислоцированностью. Амплитуда нарушений достигает 20-70м, при этом на фоне общего погружения на юго-восток образуются своеобразныеступени.
Юго-восточная ицентральная часть территории Кудиновско-Романовского участка осложненаОктябрьским грабеном, имеющим протяженность 35 км, ширину в пределах 1-2 км.
По кровле тиманскихотложений в Кудиновско-Романовской приподнятой зоны на фоне общего погруженияповерхности на восток, выделяются 6 протяженных антиклинальных линий,простирающихся с юга на север, с малоамплитудными (10-30м) антиклинальнымиперегибами и локальными поднятиями. Наиболее протяженными являютсяКудиновско-Ключевская, Логовско-Дудачинская, Кочетковская и Романовскаяантиклинальные линии (валы). Расположение валов в плане подобно расположениямразрывных нарушений по поверхности фундамента. На крайнем западе располагается болееамплитудный Кудиновско-Коробковский вал, к которому приурочено Кудиновскоеместорождения нефти в дотиманских отложениях.
Кровля семилукскихотложений погружается в том же направлении. Вышеописанные валы тиманского планапроявляются здесь в более контрастной форме. Амплитуды линейных структурсоставляют 10-70 м, а отдельных их локальных осложнений по ундулирующей осидостигают 80 м (Новокочетковское локальное поднятие). Большая контрастностьчастных и локальных структур по этой поверхности объясняется наличиемсемилукских органогенных построек. Семилукские рифогенные образования наРомановском валу приурочены к его западной части; расположенной в биогермно-рифовойзоне, а восточнее встречаются лишь одиночные семилукские рифы. Основная частьРомановского вала, где толщины их минимальны (40 м), располагается в пределахотносительно глубоководной и переходной зон шельфа с тонкослоистымиорганогенно-обломочными, органогенно-детритовыми, водорослевыми породами,баундстонами. В семилукских отложениях открыты массивные залежи нефти наКудиновско-Ключевском (Ключевское месторождение), Логовско-Дудачинском(Тишанское, Николинское, Восточно-Кудиновское, Антоновское,Западно-Кочетковское, Ковалевское, Дудачинское месторождения) и Кочетковском(Новокочетковское месторождение) направлениях (валах).
Структурный план кровливоронежских отложений повторяет вышеописанный. На фоне общего паденияповерхности на восток (выше Березовского пересечения на юго-восток) сохраняютсявсе валы предшествующего плана, но их амплитуды и количество лекальных структуруменьшаются. В воронежско-петинских отложениях открыты пластовые залежи нефтина 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 планевлановско-ливенских отложений качественно сохраняется в несколько выположенномвиде. Линевско-уметовские отложения в западной части территории отсутствуют,подреперная задонская пачка пород, в целом, сравнительно выдержана, анезначительные увеличения её толщин здесь наблюдаются в локальных прогибах. Вобщем плане кровля RpD3zd погружается с запада на восток ототметок минус 40м.
Структурный план кровлитурнейских отложений выполаживается ещё в большей степени, при общем погруженииповерхности с запада на восток. На этом фоне прослеживаются все вышеотмеченныевалы. Амплитуды перегибов составляют 5-20 м. Замкнутые локальные формы на валахстановятся малочисленными. Многие из вышеперечисленных локальных замкнутыхподнятий девонских поверхностей в этом плане не выражаются.
Таким образом,рассматриваемая территория характеризуется значительной дифференцированностьюструктурного плана среднефранско-каменноугольных отложений, наличием в нембольшого числа линейных, протяженных узких малоамплитудных валов с локальнымиподнятиями, являющимися объектами поисков пластовых и массивных залежей нефти,в зависимости от литолого-фациальных зон, в отложениях терригенного икарбонатного девона /3/.
В результате детальныхсейсморазведочных работ съемки 3D сервисной компанией «ПетроАльянс» и НП«Запприкаспийгеофизика» в пределах
Кудиновско-Романовскойзоны на Романовской структурной террасе подготовлены к бурению следующиеструктуры: по карбонатному девону — Вербовская структура (по отражающимгоризонтам D3sm и D3ev), Южно-Вербовская иВосточно-Вербовская структуры (по отражающим горизонтам D3sm, RpD3vr и D3ev),по терригенному девону (репер D2vb) Вербовские структуры непрослеживаются.
Характерные особенности втектоническом строении отдельных площадей, отмеченных выше, прослеживаются и нарассматриваемом Вербовском участке.
На структурной карте поотражающему горизонту D2vb, сопоставляемому с подошвойворобьевского горизонта (приложение №4), на Вербовской площади примоноклинальном падении в северо-западной части выделяется «структурный нос».Угол падения между изогипсами минус 3630м и минус 3650м. составляет 6°.
На структурной карте поотражающему горизонту D3sm, сопоставляемому с кровлейсемилукского горизонта (приложение №5), на Вербовской площади прослеживаетсябрахиантиклинальная складка, северное крыло которой более пологое. Структураоконтуривается изогипсой минус 3040м Амплитуда составляет 10м. Размер складки800×1000м. Угол падения между изогипсами минус3040м и минус 3060м равен 3° 20′.
На структурной карте поотражающему горизонту D3ev сопоставляемому с кровлейевлановского горизонта (приложение №6) прослеживается брахиантиклинальнаяскладка, которая оконтуривается изогипсой минус 2785м. Структура осложненадвумя куполами, которые имеют меридиональное простирание. Амплитуда 15м. Размерструктуры 1000×870м. Угол падения между изогипсамиминус 2780м и минус 2800м составляет 9°.
В карбоне и перми наВербовской площади антиклинальная складка не прослеживается. Отчетливовыделяется моноклиналь.
4.Перспективынефтегазоносности
ТерриторияКудиновско-Романовской тектонической зоны в нефтегазоносном отношении относитсяк Нижневолжской нефтегазоносной области (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция).Бурением многочисленных скважин доказана ее региональная нефтегазоносность.
В пределах зонывыделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НТК): эйфельско-нижнефранский,среднефранско-турнейский, нижне-верхневизейский (терригенный), верхневизейско-нижнебашкирский
(карбонатный),верхнебашкирско-нижнемосковский, нижнемосковско-артинский. Основные перспективынефтегазоносности связаны с эйфельско-нижнефранским и среднефранско-турнейскимнефтегазоносными комплексами.
Эйфельско-нижнефранскийНГК
В этом комплексепродуктивными являются погребенные структуры в отложениях терригенного девона(мосоловский, воробьевский, ардатовский и пашийский горизонты).
Поиск ловушек в терригенномдевоне в последнее время становится все более актуальным в связи с открытием в2002-2003 гг. газоконденсатных залежей в пашийских песчаниках, промышленнойгазовой залежи в ардатовских рифах на структурах Осенняя, Зимняя, а такжезалежей нефти в воробьевских отложениях на структуре Весенняя 151.
Промышленнаянефтегазоносность отложений терригенного девона на данной территории ранеедоказана открытием Кудиновского, Зеленовского (воробьевские, пашийскиеотложения); Моисеевского, Шляховского (воробьевские отложения); Ключевского(воробьевские, ардатовские отложения) месторождений, а также притоками нефти наЕфимовской, Октябрьской, Усть-Погожской и Ключевской площадях.
На близлежащем отанализируемой территории Кудиновском месторождении все вышеперечисленныегоризонты содержат залежи: мосоловский — нефти, воробьевский — нефти с газовойшапкой, ардатовский — нефти, пашийский — нефти с газовой шапкой.
В пашийско-воробьевскихотложениях на Северо-Дорожкинской площади открыта залежь нефти, в воробьевскихпесчаниках на Моисеевской площади — залежь газа 151. Приток Таза дебитом 37,3м3/сут на 13 мм штуцере был получен из скважины 16 Ефимовская, приток газа сконденсатом — из скважины 14 Ефимовская.
Воробъёвский горизонт представлен песчано-алевритовымиотложениями, которые характеризуются литологической неоднороднородностью. Впределах Кудиновско-Романовской зоны суммарная эффективная толщина не превышает20 м, пористость 10-16 %, проницаемость 20-100* 10«3 мкм». Следуетотметить, что для воробьевских отложений, также как для песчаных пород девонавообще, залегающих на глубинах более 3000 м, характерно наличие эпигенетическихпроцессов, приводящих к резкому снижению коллекторских свойств. На формированиеколлекторских свойств пород в пределах таких зон большое влияние оказываеттрещиноватость. Коллектора здесь относятся к порово-трещинному типу.
В воробьевских отложенияхпромышленная нефтегазоносность установлена на Кудиновском, Моисеевском,Шляховском, Ключевском месторождениях. Также получен приток газа с конденсатомиз скважины 323 Ключевская, слабый приток нефти из скважины 327 Ключевская.
Ардатовский горизонт слагается терригенно-карбонатнымипородами. Нефтеносность терригенных отложении установлена открытием залежинефти на Ключевском месторождении. Во втором пласте ардатовских отложенийскопление нефти связано с пластом песчаников, дислоцированных в антиклинальнуюскладку. Толщина пласта колеблется от 3,0 до 7,2 м. Местами песчаники переходятв плотные алевролиты. Коллекторские свойства песчаников низкие и по площадирезко меняются. В пределах Кудиновского вала нефтеносность карбонатныхотложений установлена на Кудиновском месторождении. Продуктивный пласт залегаетв кровле глинисто-карбонатной толщи и прослеживается только в юго-западнойчасти площади.
Притоки нефти получены изскважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты которых составляют 15- 30 м3/сут.Непромышленный приток газа получен из скважины 6 Моисеевская, из скважины 9Чернушинская слабый приток нефти.
Региональной покрышкойдля залежей нефти и газа в воробьёвских и ардатовских отложениях являютсяаргиллиты муллинского горизонта толщиной до 160 м.
Притоки нефти получены изскважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты которых составляют 15- 30 м/сут.Непромышленный приток газа получен из скважины 6 Моисеевская, из скважины 9Чернушинская слабый приток нефти.
Региональной покрышкойдля залежей нефти и газа в воробьёвских и ардатовских отложениях являютсяаргиллиты муллинского горизонта толщиной до 160 м.
Пашийский горизонт сложенпесчаниками, алевролитами и аргиллитами, во многом аналогичным воробьёвским иардатовским пластам. Улучшенные коллекторские свойства мономинеральных, хорошоотсортированных песчаников и алевролитов отмечаются для северных исеверо-западных районов области. В южном и восточном направлениях происходитзамещение их на полимиктовые, плохо отсортированные, незакономерно замещающиесяпесчаные разности с глинистыми прослоями. Коллектора здесь порового ипорово-трещинного типа, пористость составляет не более 15%.
Региональной покрышкойдля залежей в пашийских отложениях являются отложения тиманского горизонта.
Из пашийских отложенийпритоки нефти получены из скважин 49 Октябрьская, 47 Усть-Погожская до 24-59м3/сут, в скважине 1 Мирная получен приток газа, в скважине 322 Ключевская — слабый приток нефти.
Среднефранско — турнейский НГК
Среднефранско-турнейскийнефтегазоносный комплекс включает отложения средне — и верхнефранскогоподъяруса (семилукский, петинский, воронежский и евлановский-ливенскийгоризонты).
Промышленнаянефтегазоносность карбонатного девона доказана открытием Ключевского,Фроловского, Дудачинского, Ковалевского, Западно-Кочетковского, Антоновского,Новокочетковского, Восточно-Кудиновского, Николинского, Новочернушинского,Тишанского, Туровского месторождений. Залежи нефти здесь приурочены корганогенным постройкам семилукского возраста и структурам облекания ввышележащих петинских, воронежских и евлановско-ливенских отложениях(приложения № 5-8).
Семилукский горизонтпредставлен биогермными образованиями суммарной толщиной до 200 м. Средняянефтенасыщенная толщина изменяется от 8 до 40,9 м, пористость 7,5-12,0%. Типколлектора каверново-трещинный и трещинный.
Результатоммногочисленных испытаний отложений семилукского горизонта явилось открытиезалежей нефти на близлежащих месторождениях Ковалевском, Западно-Кочетковском,Новокочетковском. Ключевском, Дудачинском и Фроловском. Глубина залеганиязалежей от 2830 до 3260 м, высота залежей от 9,0 до 92,6 м. Залежи нефти, восновном, массивные, за исключением Ключевского месторождения, на которомзалежь в семилукских отложениях является литологически экранированной.
Залежи нефти небольшие поразмерам и запасам. Коллекторами являются органогенные известняки,характеризующиеся неоднородностью по емкостно-фильтрационным свойствам. Пористостьколлекторов изменяется от 7,5 до 17%, проницаемость — от 0,0006 до 0,302 мкм2,нефтенасыщенность — от 75 до 94 %.
Петинский горизонт сложенчередованием известняков органогенно-детритовых, аргиллитов, алевролитов и внижней части — песчаников.
Петинские отложения прииспытании дали промышленную нефть в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковскоеместорождение), в скважине 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение),в скважине 18 Чернушиская (Николинское месторождение), в скважине 29 Чернушинская(Новочернушинское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевскоеместорождение), в скважине 32 Чернушинская (Тишанское месторождение).
Пористость отложенийизменяется от 17 до 24%, проницаемость -0,035 мкм2,нефтенасыщенность — от 81 до 88 % .
Залежи, в основном,пластовые, сводовые, за исключением Новочернушинского месторождения, где залежьпластовая, литологически экранированная.
Воронежский горизонтсложен органогенно-детритовыми и шламово-детритовыми известняками среднейнефтенасыщенной толщиной 1,2-10 м, пористостью 7-13 %.
Воронежские отложениясложены проницаемыми породами и насыщены нефтью и пластовой водой срастворенным газом. Промышленные притоки нефти из воронежских отложенийполучены в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 7 Чернушинская(Антоновское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевскоеместорождение), скважинах 11, 16, 17, 400 Северо-Ключевские (Фроловскоеместорождение) и в скважинах 60, 63, 72, 356 Ключевские (Ключевскоеместорождение).
Продуктивные отложенияворонежского горизонта представлены органогенными известняками. Пористостьколлекторов изменяется от 6 % (Дудачинское месторождение) до 12 % (Антоновскоеместорождение). Проницаемость — от 0,03 до 0,229 мкм2,нефтенасыщенность от 81 % до 90%. Залежи нефти пластовые сводовые, глубины ихзалегания от 2802 (Восточно-Кудиновское) до 2877 м (Ковалевское), высотазалежей от 10,2 до 29 м.
Евлановский и ливенскийнерасчлененные горизонты представлены известняками органогенными, в основном,трещинно-порово-кавернового типа, средневзвешенной толщиной 3,0-8,0 м. Иногдаизвестняки строматопоратовые (Новочернушинское месторождение), иногдаорганогенно-детритово-водорослевые (Николинское месторождение). Пористостьколлекторов 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-ливенскихотложениях открыт ряд небольших нефтяных месторождений. Скважины, давшиепромышленные притоки нефти явились первооткрывательницами месторождений:скважина 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), скважина 8Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), скважина 83 Чернушинская(Западно-Романовское месторождение), скважина 51 Чернушинская (Северо-Романовскоеместорождение), скважина 18 Чернушинская (Николинское), скважина 29Чернушинская (Новочернушинское), скважина 7 Чернушинская (Антоновское) скважина6 Чернушинская (Ковалевское месторождение).
Некоторые из этихместорождений имеют многопластовое строение и содержат самостоятельные залежи вкаждом из горизонтов комплекса. На Ковалевском, Ново-Кочетковском,Восточно-Кудиновском. Николинском месторождениях продуктивными являются пятьгоризонтов: евлановский-ливенский, воронежский, петинский и семилукский.
Региональной покрышкойдля данного нефтегазоносного комплекса служат задонско-елецкие отложения.
Нижне — верхневизейский(терригенный) комплекс
Продуктивными отложениямикомплекса на данной территории являются бобриковские, тульские и алексинские.
Бобриковский горизонтпредставлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. Для них характернанеоднородность отложений, как по площади, так и по разрезу.
По результатамопробования в них выявлены нефтяные залежи на Романовском, Северо-Романовском иНижне-Коробковском месторождениях. В бобриковских отложениях выявленныхместорождений выделено от одного до двух продуктивных пластов. Глубиназалегания залежей от 1824 (Нижне-Коробковское) до 2488,7м (Романовское). Высотазалежей 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, восновном, пластовые, сводовые, только на Романовском месторождении во второмпласте залежь — пластовая, литологически ограниченная.
Алексинский горизонтсложен тремя литологическими пачками пород: нижняя — известковистая, средняя — глинистая с прослоями кварцевых песчаников и алевролитов и верхняя — известковистая. Продуктивные отложения алексинского горизонта приурочены ксредней пачке пласта, состоящей из чередования песчаников, алевролитов иаргиллитов. Песчаники отличаются зональной неоднородностью и невыдержанностьюпо простиранию.
Месторождения нефти(Верхне-Романовское и Романовское) небольшие по размерам и запасам, глубиназалегания их 2304-2367 м, высота залежей от 2,2 до 18 м, нефтенасыщеннаятолщина от 0,75 до 3,9 м. Пористость продуктивных песчаников от 16 до 23%,нефтенасыщенность от 69 до 82%. Типы залежей пластовые, литологическиограниченные.
Для коллекторов тульскогои алексинского горизонтов характерно линзовидное залегание.
5.Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Вербовской площади
В результате проведенныхисследований, изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза,тектонического строения, были показаны высокие перспективы евлановского,семилукского и воробьевского горизонтов на Вербовской площади на обнаружениенефти и газа,
С целью поиска залежей вданных горизонтах рекомендуется заложить поисковую скважину №1. Поисковуюскважину №1 закладываем до глубинны 3900 метров, в своде структуры. Основнымизадачами поисковой скважины являются:
— получение первыхпромышленных притоков нефти и газа из исследуемых горизонтов;
— отбор шлама;
— опробованиепластоиспытателем в процессе бурения и после окончания бурения предполагаемыхпродуктивных горизонтов.
В случае открытия залежейв перспективных горизонтах предполагаем заложения разведочной скважины №2.Разведочную скважину №2 рекомендуем заложить на северо-западном крыле структурыв 380 метрах северо-западнее от скважины №1 с проектной глубиной 3900 метров.Забой скважин №1 и №2 предполагается в отложениях эйфельского яруса клинцовскоговозраста.
Таблица глубин.Название горизонта № скважины №1 №2 Глубина, м Глубина, м Евлановский 2765 2775 Семилукский 3035 3045 Воробьевский 3620 3630
В поисковых и разведочныхскважинах по всему разрезу в масштабе 1:500 до спуска колонны в скважину дляопределения глубины залегания продуктивных пластов проводят:
— стандартный каротаж сзаписью кривых PS и KS;
— гамма-каротаж (ГК);
— нейтронный каротаж(НК);
— акустический каротаж(АК);
— кавернометрия;
— инклинометрия;
— термометрия.
Основные задачи, решаемыеразведочной скважиной:
— отбор керна винтервалах залегания продуктивных горизонтов;
— опробование в процессебурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончаниябурения;
— пробная эксплуатациявыявленных залежей.
В продуктивных иперспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно проводят:
— боковое каротажноезондирование (БКЗ);
— боковой каротаж (БК);
— микрозондирование (МЗ);
— индукционный каротаж(ИК).
Заключение
В результате проведенныхисследований были обоснованы высокие перспективы нефтегазоносностиевлановского, семилукского и воробьевского горизонтов. С целью обнаружения вних залежей нефти и газа на Вербовской площади рекомендуется заложить поисковуюскважину №1 в своде структуры по евлановскому отражающему горизонту.
В случае обнаружениязалежей в исследуемых горизонтах рекомендуем заложить разведочную скважину №2на расстоянии 380 метров северо-западнее от скважины № 1.
Литература
1. Проект поисков и оценки залежей углеводородов в девонскихотложениях Ольховской площади в пределах Кудиновско-Романовского и Чернушинско-Логовскоголицензионных участков ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Отчет / Руководитель А.А.Брыжин. Волгоград, 2002. — 170 с. — Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть».
2. «Отчет о результатах геологоразведочных работ, проведенныхООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовского участка недр впериод с 1994 по 2001 гг.» / Руководитель П.В. Медведев. Волгоград, 2001. — 155с — Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
3. «Обоснование перспективных направлений и объектов геологоразведочныхработ на лицензионных землях ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть» Отчет / РуководительА.А. Брыжин. Волгоград, 2001. -187 с. — Фонды ОООЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
4. «Усовершенствование схемы тектонического районированиялицензионных территорий ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» с целью повышенияэффективности планирования геологоразведочных работ» Отчет / Руководитель П.В.Медведев. Волгоград, 2002. — 60 с. — Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
5. «Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работза 2003 год на лицензионных участках ООО «ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть» в пределахКудиновско-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» / РуководительС.С.Косова / СК «ПетроАльянс» — Москва, 2003. — 27 с. — Фонды ООО«ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
7. «Паспорт Новокочетковского месторождения» / РуководительА.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.