Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Особенности геологического строения девонских и нижнекаменноугольных отложений 14
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений 14
1.2. Тектоника 25
ГЛАВА 2. Модель современного структурного плана 31
ГЛАВА 3. Палеогеоморфологические предпосылки осаднакопления 55
ГЛАВА 4. Типы разрезов 84
ГЛАВА 5. Закономерности формирования и особенности распространения девонско - нижнекаменноугольного комплекса 106
ГЛАВА 6. Нефтегазоносность и перспективы 156
6.1. Нефтегазоносность 156
6.2. Перспективы нефтегазоносности 161
6.3. Рекомендации по поискам залежей нефти и газа 168
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 170
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 173
- Литолого-стратиграфическая характеристика отложений
- Нефтегазоносность
- Рекомендации по поискам залежей нефти и газа
Введение к работе
Актуальность темы
Отложения подсолевого палеозойского осадочного чехла Прикаспий
ской впадины обладают огромным потенциалом накопления углеводородно
го сырья и формированием залежей нефти и газа. Открытые здесь такие ме
сторождения-гиганты как, Астраханское, Тенгизское, Карачаганакское и дру
гие вполне наглядно подтверждают наличие огромных запасов УВ. Широкий
стратиграфический диапазон приуроченности залежей по всей территории
впадины, особенно ее восточной части, дает основание прогнозировать от
крытие промышленных скоплений углеводородов на территории юго-
западной части Прикаспийской впадины по всему подсолевому комплексу
отложений, включая нижнекаменноугольные и девонские.
* Выявление крупных месторождений нефти и газа в глубокозалегающих
породах нижнего карбона и девона диктуется необходимостью дальнейшего развития топливно-энергетического комплекса Нижнего Поволжья и всего южного региона России.
Анализ результатов выполненных геофизических работ и глубокого бурения показал, что основная роль в решении обозначенной выше цели отводится таким крупнейшим по площади положительным тектоническим структурам как Астраханский свод, который в течение длительного геологического времени испытывал устойчивое воздымание и являлся аккумулятором углеводородов.
Для выполнения поставленных задач при новых направлениях нефтега-зопоисковых работ, связанных с нижнекаменноугольными и девонскими осадочными образованиями, необходимо проведение научных исследований
по обозначенной в диссертационной работе тематике, что является весьма своевременным и актуальным.
Объект исследования
Объектом исследования являются девонские и нижнекаменноугольные отложения территории Юго-Западного Прикаспия - Астраханского свода.
Основной целью настоящей диссертационной работы является анализ имеющегося геолого-геофизического материала по девонским и нижнекаменноугольным отложениям Астраханского свода и по результатам этого анализа установить закономерности накопления осадков и формирования пород указанного возраста, залегающих в интервале глубин 4500 - 7000 м, поярусно проследить особенности распределения отложений и дать прогноз открытия залежей углеводородного сырья.
Основные задачи исследований
Провести уточненное стратиграфическое расчленение девонских и нижнекаменноугольных отложений территории Астраханского свода и сопредельных районов.
Разработать поярусную модель современного структурного плана поверхностей указанных выше образований.
Спрогнозировать палеогеоморфологическую обстановку территории, предшествующую осадконакоплению, с демонстрацией соответствующих карт.
Выделить типы разрезов девонских и нижнекаменноугольных отложений и по ним произвести районирование территории.
Провести анализ толщин и литологического состава пород поярусно и составить соответствующие карты.
Определить зоны возможного формирования ловушек и связанных с ними скоплений нефти и газа.
Выработать и представить рекомендации по дальнейшему направлению поисков залежей нефти и газа.
Научная новизна
Впервые для территории Юго-Западного Прикаспия - Астраханского свода:
Произведен анализ геолого-геофизического материала нижнепалеозойских отложений, в результате чего поярусно были выявлены закономерности осадконакопления и особенности распространения девонских и нижнекаменноугольных пород.
Проанализированы палеогеоморфологические обстановки, предшествующие осадконакоплению.
Составлены модели современного структурного плана поверхностей каждого яруса среднего и верхнего девона и нижнего карбона, что сопровождается соответствующими картами.
Результатом исследований явилось составление поярусных схем развития типов разреза для различных участков территории исследования, палеогеоморфологических карт и карт распределения толщин и литологического состава отложений.
Определены перспективы нефтегазоносности девонских и нижнекаменноугольных пород.
Произведено районирование территории по степени перпективности открытия залежей нефти и газа, разработаны и выданы рекомендации по направлениям дальнейших поисков УВ.
Практическая значимость работы
Практическая значимость работы состоит в том, что результаты проведенного анализа геолого-геофизических материалов, произведено райони-ровние территории исследований по типам разрезов пород каждого яруса девона и нижнего карбона, рассмотрены литологический состав и величины толщин отложений и их распространение по площади и разрезу, намечены комплексы и зоны возможной нефтегазоносности и выделны районы благоприятные для поисков залежей углеводородного сырья различных генетических типов.
Основные защищаемые положения
Модели структурного плана отложений серпуховского, визейского, турнейского ярусов нижненго карбона и фаменского, франского, живетского ярусов среднего и верхнего девона.
Палеогеоморфологические обстановки осадконакопления в различные эпохи девона и карбона на территории Юго-Западного Прикас-пия - Астраханского свода.
Схемы поярусного районирования территории исследования по типам разрезов.
Особенности лито логического состава и распределение толщин нижнекаменноугольных и девонских отложений, установленные на основе анализа закономерностей осадконакопления.
Перспективы нефтегазоносности девонских и нижнекаменноугольных осадочных образований и дальнейшие направления поисков залежей углеводородного сырья.
Реализация результатов работы
Результаты диссертационной работы были использованы различными организациями и компаниями при планировании производства геологоразведочных работ: сейсморазведки ЗД - ОАО "Хантымансийск-геофизика", 2Д-Астраханской геофизической экспедицией, бурение глубоких и сверхглубоких скважин - ООО "Астраханьгазпром", ОАО "Астраханская нефтегазовая компания", филиал ДОО "Бургаз" Астраханьбургаз и другие, что подтверждено соответствующими документами.
Кроме того, полученные данные по литологии девонских и нижнекаменноугольных отложений является основой для дальнейшего моделирования строения продуктивных толщ, прогнозирования распределения по площади и разрезу пород-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и намечены зоны, благоприятные для открытия залежей нефти и газа.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на краевой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов "Повышение эффективности строительства скважин, поисков, разведки и разработки нефтяных газовых и газоконденсатных месторождений в сложных горно-геологических условиях" (Ставрополь, 1987), научно-технической конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири (Тюмень, 1988), областной научно-технической конференции "Современные тенденции развития газовой промышленности УССР" (Харьков, 1989), республиканской научно-технической конференции "Доразведка эксплуатируемых нефтегазовых месторождений Украинской ССР - дополнительный источник увеличения ресурсов углеводородного сырья" (Харьков, 1990), научно-производственном совещании "Состояние геолого-разведочных работ по изучению глубокоза-легающих нижнекаменноугольных и девонских отложений в Астраханском регионе" (Астрахань, 2001), международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии в освоении глубоких недр Земли" (Астрахань, 2002) и изложены в 8 публикациях (доля личного участия автора составляет от 30% до 100 % - в работах без соавторов).
Фактический материал
Исходным фактическим материалом для работы над диссертацией явились результаты полевых геофизических исследований различных лет, данные бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Бурени-
ем вскрыты лишь верхние части разреза, включая отложения среднего кар
бона, серпуховского, визейского ярусов и отчасти верхов турнейского яруса
нижнего карбона. В связи с повышением в последние годы глубинности по
иска залежей УВ были проведены сейсморазведочные работы, включая
т трехмерную сейсморазведку ЗД ОГТ - 64 в масштабе 1:50 000 и 1:25 000;
пробурены параметрические и поисковые скважины (Девонская №2, Девонская №3, Правобережная №1, Табаковская №1) глубиной более 6000 м. Эти материалы были использованы при установлении закономерностей формирования и особенностей распространения, помимо указанных выше, и более древних образований. Также были использованы фондовые материалы ФГУ "Астраханского ТФГИ", Астраханской геофизической экспедиции, института "АстраханьНИПИгаз", публикации различных авторов по данной территории и другим районам Прикаспийской впадины и Русской платформы в
целом, касающиеся в той или иной степени диссертационной тематики.
Кроме того, в качестве методической основы по изучению закономерностей
в осадочных образований служили капитальные труды Л.Б. Рухина, В.И.
Смирнова, Н.М. Страхова, Н.Б. Вассоевича, Л.А. Леворсена, А.Г. Бетехтина
и других исследователей.
Структура и объем работ
Настоящая диссертационная работа состоит из введения, 6 разделов и
заключения, изложенных на 178 страницах текста, иллюстрируется 30 ри
сунками и сопровождается списком литературы из 52 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю -доктору геолого-минералогических наук, профессору Маврину Константину
Алексеевичу, кандидату геолого-минералогических наук, старшему научному сотруднику, члену-корреспонденту РАЕН Григорову Владимиру Алексеевичу - за постоянное внимание, помощь и содействие, оказанные при выполнении работы. Большую помощь при работе над диссертацией в виде советов, консультаций, рекомендаций оказывали А.Я. Бродский, А.Ф. Ильин, О.И. Серебряков и другие. Всем им автор искренне признателен.
Литолого-стратиграфическая характеристика отложений
Самые древние образования, вскрытые на Астраханском своде скважиной Девонская № 2, условно отнесены к ордовикско - силурийским [50].
По данным сейсморазведки картина волнового поля ордовикско-силурийского комплекса рассматривается как особая сейсмофация в пределах Астраханского свода и его обрамления, которую можно отнести к отдельному литолого-стратиграфическому комплексу, представленному квар-цитовидными песчаниками, кварцево-глинисто-серицитовыми сланцами с включениями глауконита. По материалам сейсморазведки кровля этого комплекса отождествляется с отражающим сейсмическим горизонтом II П.
Толщина вскрытых отложений в скважине Девонская № 2 составляет 228 м. В целом толщина пород ордовикско-силурийского комплекса, очевидно, не будет превышать 1000 - 2000 м. Девонская система D Нижний отдел Di
В пределах исследуемой территории развитие отложений нижнего девона весьма проблематично.
Средний отдел D2
Среднедевонские отложения на территории Астраханского свода вскрыты сверхглубокими скважинами Девонская № 2, Девонская № 3, Таба-ковская № 1 и Правобережная № 1. Развитие этих образований, их стратиграфическое расчленение и литологический состав приводится по данным этих скважин и по аналогии с разрезами других районов Прикаспийской впадины. Представлены они эйфельским и живетским ярусами.
Эйфелъский ярус представлен в нижней части разреза грубообломоч ными терригенными разностями, в верхней - аргиллитово-карбонатными по родами, включая битуминозные глинисто-карбонатные сланцы (по аналогии с Волгоградским и Саратовским Поволжьем). Толщина пород - 205 м (скважина Девонская № 2 ).
Живетский ярус сложен породами воробьевского, ардатовского и мул-линского горизонтов. Стратиграфические границы между этими горизонтами в основном проводятся на основании сопоставления вскрываемых разрезов с фаунистически обоснованными образованиями территории северного и восточного бортов Прикаспийской впадины.
Живетский ярус представлен в основном аргиллитами серыми, зеленовато-серыми, с включением кварца, гидрослюд, пирита, с переслаиванием песчаников серых и известняков темно-серых, слабоглинистых. Полностью вскрыт скважиной Девонская № 2 и частично скважинами Девонская № 3 и Табаковская № 1.
Толщина яруса - 54 - 450 м. m
Воробъевский горизонт, залегающий в основании живетского яруса, вскрыт в пределах Астраханского свода скважиной Девонская № 2 на глубине 6335 м. В нижней части с глубины 6470 м (вскрытая часть) отмечаются песчаники серые, разнозернистые, полимиктовые, в основном кварцевого состава (аналог пласта Д iv Волго-Уральской нефтеносной провинции). Выше по разрезу следуют аргиллиты с редкими пропластками известняков обломочных, доломитизированных, трещиноватых, пиритизированных по трещинам, с остатками фауны, замещенными пиритом, с прослоями песчаников серого цвета, кварцевого состава, среднезернистой структуры. Разрез заканчивается толщей известняков глинистых, доломитизированных. Вскрытая толщина пород составляет 136 м ( скважина Девонская № 2 ). Ардатовский горизонт сложен почти по всему разрезу аргиллитами темно-серого до черного цвета. Встречаются маломощные прослои известня ков и доломитов. В отдельных интервалах отмечаются пиритизация пород, трещиноватость, битуминизация. Толщина горизонта 14 - 150 м.
Муллинский горизонт представлен преимущественно известняками темно-серыми глинистыми. Встречаются маломощные пропластки аргиллитов темно-серых, слабо-известковистых, слюдистых, с включениями пирита и песчаников светло-серого до белого цвета, кварцевыми, среднезернистой структуры, цемент карбонатный.
Максимальная толщина составляет 75 м (скважина Девонская № 2 ).
Верхний отдел D3
Верхнедевонские отложения в пределах Астраханского свода вскрыты скважинами Девонская № 2, Девонская № 3, Володарская № 2, Табаковская №1 и Правобережная № 1 в составе франского и фаменского ярусов. Франский ярус D з f
Франский ярус представлен нижнефранским подъярусом в составе па-шийского и тиманского (кыновского) горизонтов, среднефранским подъярусом в составе саргаевского и семилукского (доманикового) горизонтов. Верхнефранский подъярус и залегающий выше фаменский ярус сложены единой карбонатной формацией.
Нижнефранский подъярус D з fi
Пашийский горизонт в пределах Астраханского свода вскрыт на глубинах 6000 — 6010 м. Залегает на терригенно-карбонатной части разреза мул-линского горизонта живетского яруса среднего девона. Представлен песчаниками светло-серого до белого цвета, среднезернистой структуры, кварцевыми, цемент карбонатный (пласт D). В песчаниках в отдельных интервалах отмечаются глинистые примазки черного цвета и включения пирита. Толщина песчаников составляет 8 - 10 м. Горизонт венчает пачка аргиллитов и глинистых известняков толщиной 6 - 8 м. В скважине № 1 Правобережная в отложениях встречены раковины остракод, фрагменты криноидей, брахиопод, мшанок, водорослей Girvanella, встречены фрагменты Sycidium sp, Parahurammina sp., Parathurammina sp., Archaesphaera minima Sul.
Общая толщина пашийского горизонта варьирует в пределах 12 - 18м.
Тыманский (кыновский) горизонт залегает на глинистых породах (аргиллитах) пашийского возраста. В целом представлен терригенно-карбонатной пачкой толщиной 20 - 55 м, сложенной глинистыми известняками с пропластками аргиллитов. В средней его части отмечаются маломощные прослои песчаников и алевролитов (пласт Do). Среднефранский подъярус D з їг
Саргаевский горизонт вскрыт на глубинах 5900 - 6060 м и залегает согласно на подстилающих отложениях тиманского горизонта. Сложен он преимущественно известняками глинистыми и доломитами. Отмечаются тонкие прослои аргиллитов и алевролитов. В верхней части разрез представлен ор-ганогенно-обломочными известняками битуминизированными и доломитами трещиноватыми. Как правило, трещины заполнены вторичным кальцитом.
Толщина горизонта 28 - 35 м.
Селшлукский (доманиковый) горизонт венчает среднефранский подъя рус, несогласно перекрывая отложения саргаевского возраста. В основании разреза прослеживается базальный пласт, представленный грубообломочны ми терригенными разностями - от конгломератов до песчаников. Конгломе раты имеют серую окраску и сложены обломками кварцевых песчаников, сцементированных глинисто-известковистым цементом. Крупные обломки разбиты системой микротрещин различной ориентации. Песчаники от темно -до светло-серого цвета, мелко-среднезернистые, со средней степенью отсор-тированности и плохой окатанностью кластического материала. Цемент глинисто-карбонатный, тип цементации - базальный. По плоскостям напластования отмечается глинисто-детритовый материал. Толщина базальной части разреза составляет 6 - 7м. Она перекрывается пластом аргиллита темно-серого до черного цвета. В отдельных разностях наблюдается тонкая слоистость. Иногда по плоскостям напластования отмечаются чешуйки слюды. Толщина аргиллитов достигает 8 м.
Нефтегазоносность
В пределах территории юго-западной части Прикаспийской впадины потенциальные ресурсы глубокозалегающих девонских и нижнекаменноугольных отложений оцениваются весьма высоко. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности довольно широк. Газовые залежи и нефтегазопрояв-ления выявлены в среднедевонских, верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложениях на Володарской, Правобережной, Харабалинской, Еленов-ской, Табаковской, Николаевской, Безымянной, Краснохудукской, Ашун-ской, Заволжской площадях и в скважине № 1 - Астраханская.
На высокий потенциал нефтегазоносности девонских и нижнеккменно-угольных отложений и, в частности, Астраханского свода, указывали многие исследователи [4, 9, 18, 32]. Однако, обнадеживающие результаты здесь получены лишь в последние годы, в связи с разворотом геолого-разведочных работ на девонский комплекс.
Вместе с тем следует подчеркнуть, что выявленные к настоящему времени газоконденсатные залежи и нефтегазопроявления в основном приурочены к верхней части подсолевого разреза - среднекаменноугольным и нижнекаменноугольным отложениям, в то время как изучение нефтеносности пород турнейского яруса нижнего карбона и, особенно, верхнего и среднего девона находится на региональной стадии. По сути, неравномерно распределенные на такой огромной по площади территории, каковым является Астраханский свод, единичные параметрические и поисковые скважины представляют и характеризуют собой начальный _этап.
Тем не менее, и в этих отложениях выявлены благоприятные предпосылки нефтегазоносности.
В составе додевонских, девонских и нижнекаменноугольных отложений нами выделяется четыре основных нефтегазоносных комплекса:
1. Досреднедевонский терригенный.
2. Среднедевонско - нижнефранский карбонатно-терригенный.
3. Верхнедевонско - турнейский карбонатный.
4. Визейско - серпуховский карбонатный.
В пределах исследуемой территории отложения, условно отнесенные нами к досреднедевонским, впервые вскрыты скважиной Девонская № 2 в интервале 7003 - 6775 м. Литолого-петрографические, фильтрационно-емко-стные характеристики и нефтегазоносность этих пород не изучались сколь-нибудь подробнее, чем это сделано в нашей работе.
Среднедевонско-нижнефранский карбонатно-терригенный комплекс объединяет отложения эйфельского и живетского ярусов среднего девона, пашийский и тиманский горизонты франского яруса верхнего девона. Вскрыт на полную мощность скважиной Девонская № 2 и частично скважинами Девонская № 3 и Табаковская № 1. Районы этих скважин охватывают центральный участок в восточной части Астраханского свода. Отложения данного комплекса, представленного песчаниками с прослоями аргиллитов, были опробованы в интервалах глубин 6044 — 6040 м, 6025 -6012ми6018 — 6000 м скважиной Табаковская № 1. Притоков нефти и газа не получено.
Вместе с тем следует отметить, что в процессе вскрытия этой скважиной отложений живетского и эйфельского ярусов среднего девона в отдельных интервалах отмечались признаки нефтегаізоносности. При глубине скважины 6518 м на ее устье был зафиксирован приток газа, а при проходке интервала 6526 - 6536 м наблюдалось резкое падение плотности бурового рас-твора с 2070 до 1870 кг/м , увеличение скорости проходки и показаний суммарного содержания углеводородов до 13 %. Необходимо также заострить внимание на том факте, что почти по всему геологическому разрезу ниже глубины 6500 м при подъеме бурового инструмента в глинистом растворе вымывались довольно значительные по объему газовые пачки. В составе проникшего в буровой раствор газа большая доля приходится на тяжелые углеводороды (С5 и выше).
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс включает в себя среднюю и верхнюю части франского, фаменский ярусы верхнего девона и турнейский ярус нижнего карбона. Промышленные притоки газа и нефтега-зопроявления из отложений этого комплекса в разное время были получены в скважинах Володарская № 2, Правобережная №1, Ашунской, Николаевской площадей. В скважине Володарская № 2, при вскрытии отложений франского яруса в интервале глубин 5961 — 5851 м было зафиксировано нефтегазопро-явление. Отобранная на устье скважины нефть имеет следующую характеристику:
Отобранный на устье скважины газ, в основном, метановый, содержание сероводорода и углекислого газа существенно ниже по сравнению с Астраханским ГКМ. После спуска эксплуатационной колонны данный объект не испытывался.
В скважине Правобережная № 1 при забое на глубине 5476 м в карбонатных породах фаменского яруса отмечалось поглощение бурового раствора в объеме 200 м3, что свидетельствует о высоких фильтрационно-емко-стных свойствах этих пород. После чего в интервале глубин 3795 - 5458 м отложения были перекрыты потайной колонной диаметром 193,7 мм и из-под башмака этой колонны произвели испытания пород ИП на бурильных трубах в интервале 5605-5458 м, то есть 147 м разреза. По данным промыслово-геофизических исследований, по коллекторским свойствам этот интервал подразделяется на три равные части: верхнюю, среднюю, нижнюю. Пористость коллекторов верхней части составляет 6,4 %, средней - 3,4 — 8,0 % и нижней - 6,3 - 10,5%. Дебит газа в условиях испытания составил 142 тыс. м3/сут. В составе газа большая доля представлена метаном - 62,9 % объема, сероводород составляет 15,1 %, углекислый газ - 20,4 %, азот - 1,4 %. Содержание этана, сжиженных газов, С5 + вые. весьма незначительное, не превышает нескольких долей процента.
Рекомендации по поискам залежей нефти и газа
В качестве рекомендаций по дальнейшим поискам залежей углеводородного сырья нами рекомендуется проведение следующего комплекса исследований:
Сейсморазведочные работы различных модификаций. Палеогеоморфологические исследования.
Бурение опорно-параметрических и поисковых скважин.
Геофизические исследования рекомендуется проводить прежде всего на территории области с невыясненными перспективами нефтегазоносности в два этапа. На первом этапе проводится сейсморазведка 2Д МОГТ-48 по редкой сети профилей. При интерпретации полученных материалов необходимо привлекать данные сейсморазведки прошлых лет (где это возможно). На интересных участках необходимо проводить их детализацию, используя кроме двухмерной - трехмерную сейсморазведку ЗД МОГТ - 64 масштаба 1:25 000. Для установления структурного плана надсолевого комплекса и, прежде всего, солянокупольных структур, влияющих на выбор конструкции скважин, рекомендуется применять комплексирование геофизических методов - сейсморазведки, высокоточной гравиразведки и электроразведки.
Проведение детализационных сейсмических исследований ЗД МОГТ -64 масштаба 1:25 000 рекомендуется в зонах возможного развития рифовых построек высокоперспективных областей.
При выполнении геофизических исследований любого масштаба рекомендуется особое внимание обращать на изучение поверхностей несогласия, с которыми могут быть связаны продуктивные ловушки.
Самым достоверным методом поисков залежей углеводородного сырья на сегодняшний день является бурение опорно-параметрических и поисковых скважин. По этому вопросу рекомендации сводятся к следующему: скважину глубиной 6500 м необходимо пробурить в районе скважин № 2 -Еленовская, № 72 - Астраханская.
Таким образом, предлагаемые рекомендации комплексного проведения исследований будут способствовать реализации потенциальных возможностей отложений осадочного чехла юго-западной части Прикаспийской впадины открытием значительных по запасам залежей углеводородного сырья.
В настоящей диссертационной работе на основании комплексного анализа имеющихся геолого-геофизических материалов произведено изучение закономерностей формирования и особенностей распространения глубоко-залегающих девонских и нижнекаменноугольных отложений территории юго-западной части Прикаспийской впадины. Основные выводы, полученные в результате выполненных исследований, сводятся к следующему:
Произведенный впервые анализ литологического состава отложений девонских и нижнего отдела каменноугольной систем позволил сделать вы вод о том, что в результате происшедших на территории Юго-Западного Прикаспия неоднократных трансгрессий и регрессий моря были созданы фа циальные зоны, где происходило накопление осадков и формирование пород различного литологического состава. Наибольшее погружение испытывал морской бассейн в визейском веке, что отразилось в величинах толщин по род. Почти тоже самое происходило в франское и фаменское время. Поярусное изучение состава отложений, их толщин явилось основой для определения особенностей распространения указанных выше параметров в пространстве и во времени. Установление закономерностей осадконакоп-ления позволило сделать прогноз распространения зон с благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов.
Впервые для этого региона составлены модели современного структурного плана поверхностей отложений живетского яруса среднего девона, франского и фаменского ярусов верхнего девона, турнейского, визейского и серпуховского ярусов нижнего карбона. Анализ этих карт позволил уточнить унаследованный характер тектонического развития характеризуемого региона. Наиболее крупные по размерам антиклинальные структуры по всем яру сам отмечаются на севере-северо-востоке, в центральной и правобережной
частях свода. Впервые в пределах изученной территории произведено изучение палеогеоморфологических предпосылок осадконакопления, реконструкция предфранского, предфаменского, предтурнейкого, предвизейского и пред серпуховского палеорельефа. Основную роль в рельефообразовании сыграли тектонические процессы. Исследованиями установлены два преобладающих типа палеорельефа: денудационный и аккумулятивный, с присущими для них проявившимися рельефообразующими процессами. Наибольшие по ампли туде поднятия произошли на границе двух крупных геологических эпох среднего и позднего девона, где на предфранской поверхности в результате формирования повышенной тектонической трещиноватости и активно проте кавших карстовых явлений происходило образование каверн, пустот; кото рые сливаясь, объединяли плотные и пористые разности пород в единый гид родинамический резервуар. То же самое можно сказать и о палеорельефе предвизейского времени. В остальные века позднего девона и раннего карбо на в отдельных случаях денудация преобладала над аккумуляцией, в других наоборот. Более спокойным является предсерпуховский палеорельеф. Результаты анализа палеорельефа могут играть существенную роль при изучении пород-коллекторов. В пределах территории Астраханского свода впервые произведено деление отложений по типам разрезов каждого яруса девонской системы. То же самое можно сказать и о нижнекаменноугольных образованиях, хотя такие исследования по тем или иным ярусам нижнего карбона проводились отдельными исследователями ранее. Установлены участки развития каждого типа разреза, дана характеристика каждого типа разреза.
Сгруппирован материал по нефтегазоносности девонских и нижнекаменноугольных отложений, в разрезе которых выделены четыре основные нефтегазоносные комплексы, охарактеризованы перспективы нефтегазоносности каждого комплекса. В этом отношении приоритет отдается среднеде-вонско - нижнефранскому карбонатно-терригенному и верхнедевонскому карбонатному комплексам. Обнаружение залежей углеводородов также ожидается в образованиях серпуховского яруса. Прогнозируется развитие на тех или иных участках территории различных типов ловушек, к которым могут быть приурочены залежи углеводородного сырья. Подробно рассмотрен вопрос о ловушках, связанных с рифовыми постройками и намечены зоны их развития.
