Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ВЫСОКОРАЗВЕДАННЫХ ТЕРРИТОРИЙ ВОСТОКА И ЮГО-ВОСТОКА ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗО НОСНОЙ ПРОВИНЦИИ 9
1.1. Южный склон Татарского свода 12
1.2. Муханово-Ероховский прогиб 17
1.3. Шалымо-Калининский прогиб 27
1.4. Восточно-Оренбургский структурный выступ 40
ГЛАВА 2. СЛОЖНОПОСТРОЕННЫЕ И МАЛОРАЗМЕРНЫЕ ЛОВУШКИ - ГЛАВНЫЕ ОБЪЕКТЫ НЕФТЕПОИСКОВЫХ РАБОТ НА ТЕРРИТОРИЯХ С ВЫСОКОЙ РАЗВЕДАН-НОСТЬЮ НЕДР 68
2.1. Структуры облекания органогенных построек 68
2.2. Структуры зон горстовидных поднятий 70
2.3. Литолого-стратиграфические ловушки 72
2.4. Тектонически экранированные ловушки 73
ГЛАВА 3. НЕКОТОРЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ НА ВОСТОКЕ И ЮГО-ВОСТОКЕ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ 77
3.1. Франско-турнейский карбонатный НТК 77
3.2. Визейский терригенный НТК 82
ГЛАВА 4. КРИТЕРИИ ПОИСКОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ И МАЛОРАЗМЕРНЫХ ЛОВУШЕК УВ 85 Стр
4.1. Ловушки обл екания органогенных построек и зон горстовидных поднятий 85
4.2. Ловушки литолого-стратиграфического типа 92
4.3. Ловушки тектонически экранированного типа 93
ГЛАВА 5. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И ПОИСКОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ И МАЛОРАЗ МЕРНЫХ ЛОВУШЕК 94
5.1, Прогнозирование типов структур, подготовленных к глубокому бурению (на примере южного склона Татарского свода) 94
5.2. Использование геолого-математических моделей при поисках и разведке залежей неантиклинального типа (на примере Восточно-Оренбурского структурного выступа) 106
ГЛАВА 6. ПЕРСПЕКТИВЫ И НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВ ЗАЛЕ ЖЕЙ УВ, СВЯЗАННЫХ СО СЛОЖНОПОСТРОЕННЫМИ И МАЛОРАЗМЕРНЫМИ ЛОВУШКАМИ, НА ВЫСОКОРАЗВЕДАННЫХ ТЕРРИТОРИЯХ ВОСТОКА И ЮГО-ВОСТОКА ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗО НОСНОЙ ПРОВИНЦИИ 117
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 125
Введение к работе
Актуальность проблемы заключается в необходимости поддержания максимально возможного уровня прироста запасов нефти в высокоразведан-ных регионах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП).
Исследования выполнены по территориям восточной и юго-восточной части ВУНГП, В юго-восточной части провинции наиболее разведанными
Ф являются северная половина Бузулукской впадины (степень освоенности ре-
сурсов нефти превышает 80%), южного склона Татарского свода (около 80%), северной части Восточно-Оренбургского выступа (более 50%), В восточной части ВУНГП разведанность ресурсов нефти составляет около 70%. Здесь наиболее разведаны земли северного склона Башкирского свода, южной части Верхнекамской впадины, западной части Бымско-Кунгурской впа-
-, дины.
Не смотря на высокую изученность, данные территории обладают значительными неразведанными ресурсами нефти (порядка 30%), большая часть которых сосредоточена в девонских и нижнекаменноугольных отложениях. Учитывая имеющийся нефтегазоносный потенциал территорий востока и юго-востока ВУНГП, сравнительно небольшие глубины продуктивных горизонтов, развитую инфраструктуру нефтедобычи, существует возможность прироста запасов нефти и стабилизации ее добычи в данных регионах. Пер-
'* спективы освоения ресурсов нефти на данных территориях связаны в основ-
ном с двумя направлениями геологоразведочных работ: 1) поисками месторождений и залежей сложнопостроенного типа и малоразмерных объектов антиклинальной и неантиклинальной природы; 2) поисками пропущенных залежей и залежей невскрытых горизонтов на ранее открытых месторождениях.
(ф Основная цель исследования заключается в обосновании перспектив
и разработке рекомендаций по поискам сложнопостроенных и малоразмер-
ных ловушек нефти антиклинальной и неантиклинальной природы. Задачи исследования заключаются в следующем:
Исследование особенностей геологического строения изучаемых территорий и установление закономерностей размещения залежей УВ.
Изучение сложнопостроенных и малоразмерных ловушек нефти и определение критериев их поисков.
Разработка методических приемов прогноза и поисков сложнопостроенных и малоразмерных ловушек нефти.
Научное обоснование направлений поисков залежей в сложнопостроенных и малоразмерных ловушках.
Научная новизна исследований:
Установлено многорядное, эшелонированное строение Большеки-нельских дислокаций.
Обоснованы границы перспективных внешнебортовых зон Муханово-Ероховского и Шалымо-Калининского прогибов. По восточной части ВУНГП впервые выделены пласты-коллекторы в фаменских отложениях.
Установлены закономерности размещения залежей нефти в верхне-франско-турнейском и визейском нефтегазоносных комплексах.
Определены типы перспективных ловушек нефти, представлены их характеристика и критерии поисков.
Разработаны методические приемы прогноза и поисков сложнопостроенных и малоразмерных ловушек нефти и определены перспективы их поисков.
Защищаемые положения:
1. Геологические модели строения Болыпекинельских дислокаций,
внешних бортов Муханово-Ероховского и Шалымо-Калининского прогибов,
девонских грабенообразных прогибов.
2. Закономерности размещения залежей нефти в пределах бортовых зон
Муханово-Ероховского и Шалымо-Калининского прогибов.
3. Закономерности формирования и особенности современного строє
ві ния сложнопостроенных и малоразмерных ловушек.
Геолого-математические модели прогноза сложнопостроенных и малоразмерных ловушек нефти.
Направления поисков сложнопостроенных и малоразмерных ловушек в девонско-нижнекаменноугольных отложениях.
Практическая ценность работы заключается в том, что исследования
автора определяют перспективы поисков залежей УВ на высокоразведанных
территориях ВУНГП, связанные со сложнопостроенными и малоразмерными
ловушками. В процессе многолетних исследований предложены конкретные
площади и локальные объекты (включая месторождения) для постановки на
них геологоразведочных работ. Для повышения эффективности ГРР разрабо
таны методики прогноза и поисков сложнопостроенных и малоразмерных
л. ловушек нефти.
Реализация работы
Результаты проведенных исследований использованы при планировании и проведении геологоразведочных работ в Оренбургской и Пермской областях и проведении количественной оценки перспектив нефтегазоносности территорий.
Рекомендации автора были реализованы при поисках и разведке слож
нопостроенных и малоразмерных ловушек нефти на площадях южного скло-
на Татарского свода, Муханово-Ероховского и Шалымо-Калининского про-
гибов, Восточно-Оренбургского структурного выступа, при прослеживании
Пономаревско-Алябьевского ДТП, разведке и проведении опытно-
методических сейсморазведочных работ на Родниковском месторождении
нефти. При участии автора в Оренбургской области открыты Врезовское,
Олимпийское, Богдановское, Кончегышское, Школьное, Часовское, Спас-
ф ское, Соболевское, Золотовское, Завьяловское, Елатомское, Новомихайлов-
ское нефтяные месторождения, в Пермской области - Софьинское, Камыш-
ловское, Солдатовское, Трифоновское, Саварское месторождения и другие.
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались на областной науч
но-практической конференции (г.Оренбург, 1981 г.), 1-й Всесоюзной конфе
ренции «Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносиости
недр» (г. Москва, 1988 г.), совещании по геологии и нефтеносности Камско-
Кинельской системы прогибов (г. Куйбышев, 1988 г.), региональных научно-
практических конференциях в Пермском государственном университете
(2001, 2002, 2003, 2004 гг.), ВНИГНИ (2001 г.), Камском научно-
исследовательском институте комплексного изучения глубоких скважин
(2002 г.), обсуждались на секции геологии и разработки нефтяных месторож
дений ТЭС ПО «Оренбургнефть» (1982-1990 гг.) и «ПермНИПИнефть» при
~, защите научных отчетов и рекомендаций. Материалы исследований вошли в
монографию «Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области» (1997, 272 с).
Результаты проведенных исследований изложены в 32 опубликованных статьях, 37 отчетах и 10 рекомендациях. Фактический материал
В основу диссертационной работы положены геолого-геофизические
материалы, собранные и обработанные автором в Оренбургской комплексной
т лаборатории Волжского отделения ИГиРГИ с 1977 по 1990 гг., институте
«ПермНИПИнефть» и ПО «Пермнефть» (ныне - ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь») в период с 1990 по 1997 гг., Главном управлении природопользования Пермской области с 1997 года по настоящее время.
В рамках темы исследований автором проанализированы геолого-
геофизические данные по 47 разведочным площадям или более чем 650
Ф скважинам. В работе использованы описания керна по 50 скважинам, в поле-
вой обработке которого автор принимал непосредственное участие.
#
Объем работы
Диссертация содержит 149 страниц текста, состоит из общей характеристики работы и 6 глав. В текст включено 34 рисунка. Список использованной литературы содержит 184 наименования.
За понимание и содействие в работе автор благодарит коллектив главного управления природопользования Пермской области и его начальника, доктора геолого-минералогических наук Середина BJB., директора института КамНИИКИГС, доктора технических наук Каплуна В.А., главного геолога ОАО «Пермнефтегефизика» Неганова В.М., сотрудников отдела геологии института ПермНИПИнефть.
В процессе многолетних исследований творческую помощь оказали сотрудники Оренбургской комплексной лаборатории ВО ИГиРГИ и ее руководитель, ныне доктор геолого-минералогических наук Денцкевич И.А., и геологического отдела ПО «Пермнефть», за что им автор приносит искреннюю благодарность.
Особую признательность автор выражает научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Галкину В.И. за помощь и поддержку при выполнении работы.
Муханово-Ероховский прогиб
Муханово-Ероховский прогиб (МЕП), занимающий северную половину Бузулукской впадины, является одним из многих прогибов Камско-Кинельской системы. Строение Муханово-Ероховского прогиба в общих чертах определилось по результатам сейсморазведки и глубокого бурения еще к началу 70-х годов [12, 24, 34, 45,114, 125]. Тогда же были открыты и наиболее значительные месторождения, приуроченные к бортовым зонам МЕП; Бобровское, По-кровское, Герасимовское, Сорочинско-Никольское и др. Разработанная в те годы схема строения МЕП практически не изменялась. При этом восточное замыкание МЕП условно соответствовало границе двух смежных тектонических элементов: Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского структурного выступа (рис. 4).
При анализе материалов по пробуренным скважинам Восточно-Оренбургского структурного выступа и ЮСТС были обнаружены многочисленные примеры структур, связанных с органогенными постройками позд-нефранско-фаменского возраста. (Бесединская, Романовская, Утяевская, Николаевская, Кузькинская площади и др.). Установлено, что выявленные структуры обладают признаками, указывающими на их генетическую связь с бортовой зоной МЕП [17,120]. К ним относятся:
1. наличие карбонатных массивов высотой от 10 до 75 м (возможно больше),
приуроченных к верхнефранско-нижнефаменскому интервалу разреза, обра
зующих ядра структур облекания;
2. принадлежность структур к зоне увеличенных мощностей франско фаменской карбонатной толщи;
3. "бескорневой" характер структур, т.е. плановое несоответствие реперных
горизонтов фаменско-турнейской карбонатной толщи с горизонтами тер ригенного девона;
4. промышленная продуктивность пластов франско-турнейского нефтегазо
носного комплекса (НТК): турнейских Вь В2, В3, фаменских Дф(, Дф2.
Для изучения строения МЕП с участием автора проведен анализ слагающих его литолого-стратиграфических комплексов [17]. Объектами исследований были франско-фаменская, заволжская и малевско-кизеловская карриалы и описание керна скважин, полностью вскрывших франско турнейскую карбонатную толщу на территории Бузулукской впадины, южного склона Татарского свода и Восточно-Оренбургского структурного выступа. В основу расчленения разрезов положены стратиграфические и литолого фациальные данные СП. Макаровой и других исследователей, полученные в разные годы по разбуренным площадям МЕП и смежным территориям [62, U 100,107,117].
Каждый из изученных литолого-стратиграфических комплексов, как известно, закономерно изменяясь по вещественному составу и толщине, образуют три основные литолого-фациальные зоны: центральную (осевую) или депрессионную, среднюю зону органогенных бортовых построек, и внешнюю, обрамляющую их зону слоисто-шельфовых известняков [17].
А Максимальными толщинами обладает средняя зона. Основными крите риями выделения бортовых зон, таким образом, являются резкое, иногда многократное увеличение толщины отложений и их органогенная природа. Из-за отсутствия керна или его малого количества о принадлежности разрезов к бортовому типу можно судить по увеличенной мощности карбонатных отложений и по характеру каротажных кривых, показывающих их неслоистый, массивный характер и отсутствие глинистых и терригенных пород.
Карта толщин отложений фаменского яруса характеризует строение МЕП на начальном этапе формирования (рис. 5, а). Его депрессионная зона занимает обширную территорию в центре прогиба между современными Большекинельскими дислокациями и Бобровско-Покровским валом, а на вос токе достигает Ивановской площади. Толщина комплекса здесь составляет менее 100 м. Эта зона окружена областью увеличенных толщин фаменских отложений, максимальные из которых (300-400 м) установлены в южной бортовой зоне на Родинской, Никольской, Рашкинской, Хортицкой и Бори совской площадях. На востоке и северо-востоке эта область включает
Мухэново-Ероховский прогиб. Схематические карты мощностей: а отложений фаменского яруса, 6-заволжского горизонта, в-Малевского, упинского, черепетского и кизеловского горизонтов; 1-изопахиты; 2-месторождения нефти, 3-линия схематического литолого-палеогеологического разреза Утяевскую, Николаевскую, Романовскую, Бесединскую, Максимовскую, Са-модуровскую и Кузькинскую площади, на севере площади Болыпекинель-скоґо района и прилегающие к нему с севера участки. Области максимальных мощностей, отвечающие бортовым зонам фаменского возраста, обрамляются на севере, востоке и юге территориями с сокращенными мощностями (120-180 м) этого комплекса,
Структуры зон горстовидных поднятий
С зонами горстовидных поднятий, установленными в восточной части ВОСВ, связаны многопластовые нефтяные месторождения с залежами в терригенных отложениях средне-верхнедевонского возраста и карбонатных отложениях верхнего девона - нижнего карбона [13, 94]. В терригенном девоне ловушками являются тектонические структуры линейного типа северовосточного простирания, по сейсмическим данным контролируемые разрывными нарушениями. Размеры отдельных структур по кровле пашийского
Коллектор: 1- нефтенасыщенный, 2 - водонасыщенныи, 3 - плотные породы, 4 - струюуроформирующая толща горизонта составляют 2,5x0,8-1,5 км, амплитуда- от 11 до 50 м. В большинстве случаев структуры осложнены биогермными постройками позднефран-ского возраста высотой 20-50 м, развитыми вдоль горстовидной зоны со смещениями относительно нижнего структурного плана (Соболевская, Быковская, Золотовская). Амплитуда структур при этом по кровле турнейского яруса увеличивается, а продуктивность фаменско-турнейских приурочена к структурам их облекания (рис. 18, 19). При отсутствии биогермов нефтеносность ограничивается отложениями терригенного девона (Ольшанская).
Ловушки литолого-стратиграфического типа развиты в северной части ВОСВ и связаны с зонами увеличенных толщин песчаников ардатовского пласта ДІІІ, заполнивших эрозионные врезы в глинистых породах воробьев-ских слоев. Увеличение мощности пласта происходит за счет его нижних (ингрессивных) циклов осадконакопления, которые заполняют эрозионные ложбины. Ингрессивная часть пласта представлена, как правило, песчаниками с редкими прослоями алевролитов и содержат хорошие коллекторы пористостью 17-20% , проницаемостью до 300 мД. Мощность этой части пласта равна величине размыва и составляет от 2-3 до 10-15 м, мощность коллекторов при этом изменяется от 1 до 5-8 м,
Верхняя часть пласта мощностью 5-7 м имеет на территории ВОСВ повсеместное плащеобразное распространение и представлена алевролитами и глинами с редкими включениями небольших линз песчаников. Эта часть пласта практически непроницаема и выполняет роль покрышки для нижележащих коллекторов.
Такое своеобразное (ингрессивно-трансгрессивное) строение пласта ДШ, благоприятное сочетание коллекторов (нижняя толща) и экранирующих пород (верхневоробьевские глины в ложе вреза и верхняя часть пласта) обеспечили формирование в этом районе литолого-стратиграфических ловушек. Наиболее благоприятными для скопления нефти на фоне моноклинального погружения слоев в южном направлении являются северные и северозападные заливы и ответвления эрозионной системы (рис. 17). К ловушкам литолого-стратиграфического типа приурочены наиболее значительные залежи северной части ВОСВ с запасами от 1 до 10 млн. тонн (Родниковское, Романовское, Олимпийское и др.) Выявленные залежи данного типа содержат более 90% разведанных запасов территории. Дебиты скважин на месторождениях достигают 100-150 т/сут.
Наиболее изученными являются продуктивные ловушки литолого-стратиграфического типа на Родниковском, Романовском и Олимпийском месторождениях. На последнем из них не исключается участие в экранировании залежи тектонического экрана (рис. 21, 22).
Тектонически экранированные ловушки выявлены в северной части ВОСВ и контролируются малоамплитудными тектоническими нарушениями преимущественно субширотной ориентировки и девонскими грабенообраз-ными прогибами [13, 15, 81].
На фоне моноклинали при отсутствии северных замыкающих крыльев ловушки в терригенном девоне сформированы малоаплитудными тектоническими нарушениями, иногда в комбинации с литологическими и стратиграфическими экранами, а также с полузамкнутыми структурными формами (структурными «носами»). Залежи в ловушках этого типа установлены на Бе-сединском, Фокинском, Романовском месторождениях. Они имеют чрезвычайно сложное строение ввиду участия в их формировании кроме разломов экранов других типов (литологический, стратиграфический). Участие текто нических экранов предполагается на Родниковском и Олимпийском месторождениях.
На восточном участке Болыпекинельских дислокаций Пономаревско-Алябьевский ДТП осложняет Пономаревское нефтяное месторождение (рис. 14). Залежи в северной части ВОСВ, связанные с Пономаревско-Алябьевским ДІЛІ, приурочены как к восточному, опущенному блоку, так и к западному приподнятому блоку, и экранированы тектоническим нарушением, лежащим в основе ДТП, и глинистыми отложениями кыновского возраста, выполняющими сопряженный с разломом эрозионный врез (Алябьевское, Северо-Алябьевское месторождения). Вверх по восстанию слоев экраном служат антиклинальный перегиб слоев, литологическое выклинивание (замещение) пород-коллекторов, субширотные трансформные разломы.
Тектонически экранированные ловушки, связанные с ДТП, по данным глубокого бурения предполагаются также на территории ЮСТС [49]. Сейсморазведкой МОГТ, кроме того, в этом районе закартированы фрагменты ДГТЇ и приуроченные к ним перспективные ловушки.
Кроме вышеописанных, на исследуемых высокоразведанных территориях выявлены и другие типы сяожнопостроенных ловушек. Например, в северной половине ВОСВ обнаружены литологические ловушки выклинивания, связанные с маломощными песчано-алевритовыми прослоями в верхней части пласта ДШ (Олимпийское месторождение, р-н скв. 61 - рис. 21, 22) [82]. В пашийских отложениях выявлены локальные раздувы песчаников, с которыми связана нефтеносность на Барсуковском, Елгинском, Николаевском месторождениях. Предполагается эрозионно-аккумулятивная (баровая) их природа [112]. Аналогичные ловушки в терригенных отложениях девона и карбона установлены на северном склоне Башкирского свода (Хатымское, Андреевское, Чикулаевское и др.) [92]. Антиклинальные погребенные структуры тектонического генезиса развиты в пределах северных площадей Боль-шекинельских дислокаций [83].
Франско-турнейский карбонатный НТК
В данной главе рассматриваются закономерности распространения залежей УВ во франско-турнейском карбонатном и, отчасти, в визейском тер-ригенном нефтегазоносных комплексах, вытекающие из отмеченных автором особенностей геологического строения прогибов Камско-Кинельской системы, а также геодинамических аспектов развития юго-восточного склона Волжско-Камской антеклизы.
Юго-восточная часть Волжско-Камской антеклизы занимает узловое положение на стыке с Прикаспийской впадиной и Предуральским прогибом. Зона их сочленения отличается максимальной амплитудой тектонических подвижек и их инверсионным характером, в результате чего здесь отложились мощные осадочные толщи, сформировались наиболее емкие ловушки и наиболее крупные зоны нефтегазонакопления. Инверсионные подвижки Оренбургского свода сформировали Болынекинельские дислокации и связанную с ними зону нефтегазонакопления, а также обусловили возникновение и развитие Муханово-Ероховского прогиба Камско-Кинельской системы. В пределах МЕП образовалась крупная зона нефтегенерации, а в его бортовых участках - обширная зона нефтегазонакопления [18].
Во франско-турнейском нефтегазоносном комплексе (НТК) главной закономерностью размещения залежей является приуроченность скоплений нефти в верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложениях, в основном, к бортовым зонам прогибов Камско-Кинельской системы. Автором совместно с Денцкевичем И.А. выявлены и некоторые другие, подчиненные главной, закономерности. Наиболее подробно этот вопрос рассмотрен на примере Муханово-Ероховского прогиба [19]. Залежи в МЕП, как было показано выше, приурочены к структурам облекания органогенных построек позднефранско-фаменского возраста (рис. 23). Продуктивными являются пласты фаменского и турнейского ярусов. Сами органогенные постройки промышленных скоплений нефти не содержат. В размещении структур облекания и связанных с ними залежей франско-турнейского НТК (2-ой НТК) по площади и разрезу наблюдаются две следующие закономерности.
Первая заключается в том, что возраст построек определяет нижний стратиграфический уровень структур облекания и соответственно нижний уровень продуктивности разреза. Поскольку возраст органогенных построек в направлении от внутренней зоны МЕП к внешним закономерно изменяется от турнейского до фаменско-позднефранского, последовательно понижается стратиграфический уровень структур их облекания и, соответственно, нижняя граница нефтегазоносности распространяется на все более глубокие горизонты комплекса (рис. 24). Так, месторождения, расположенные во фронтальной части заволжского борта (Бобровское, Покровское, Герасимовское, Березовское и др.), имеют в этом комплексе лишь одну залежь в самом верхнем пласте В1. Месторождения, занимающие более внешние позиции, содержат залежи уже в двух (Южно-Субботинское, Спиридоновское и др.) или даже в трех турнейских пластах (Долговское). Месторождения в пределах средне-нижнефаменской зоны бортовых построек обладают самым широким диапазоном продуктивности: от пласта В і до Дфг и Дф3 (Ефремо-Зыковское, Школьное, Врезовское, Золотовское и др.).
Изложенные закономерности отражают принципиальную схему размещения нефтяных залежей в МЕП, при этом ввиду симметричного строения прогиба, в общем виде они проявляются как на южном, так и на северном его бортах. Вместе с тем, между южной и северной бортовыми зонами существуют и существенные отличия в интервале нефтеносности и масштабе (размерах, запасах) нефтяных месторождений. Это обусловлено воздействием регионального наклона на юг, вследствие чего северный борт и его структуры испытали расформирующее влияние, а южный борт и его структуры, напротив, получили дополнительный прирост в амплитудах поднятий и соответственно значительное расширение спектра нефтеносности вверх по разрезу.
Аналогичные закономерности размещения залежей нефти во франско-турнейском НТК отмечены автором при изучении Шалымо-Калининского прогиба [88, 89]. Так, если на месторождениях барьерно-рифовой подзоны (Павловское, Таныпское, Соловатовское и др.) продуктивность комплекса связана только с пластом Ть то в зарифовой части нефтеносность распространяется на фаменские (Софьинское, Новосеминское, Камышловское, Га-бышевское и др.) и даже на верхнефранские отложения (Черчинское), В то же время наиболее рельефные месторождения барьерно-рифовой подзоны содержат нефтяные залежи также в нижне- и среднекаменноугольных отложениях (Павловское, Таныпское, Аспинское, Чернушинское и др.), тогда как нефтеносность структур облекания на зарифовых территориях ограничивается визейскими терригенными пластами.
