ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ОСНОВЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О РАСПРОСТРАНЕНИИ ПОЗДНЕДЕВОНСКИХ ОРГАНОГЕННЫХ ПОСТРОЕК В ПЕРМСКОМ ПРЕДУРАЛЬЕ

Наукосфера. №9 (1), 2025 Науки о Земле ISSN 2542-0402 48 http://nauko-sfera.ru/ УДК 553.982.231 DOI 10.5281/zenodo.17139952 Научная статья ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ОСНОВЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О РАСПРОСТРАНЕНИИ ПОЗДНЕДЕВОНСКИХ ОРГАНОГЕННЫХ ПОСТРОЕК В ПЕРМСКОМ ПРЕДУРАЛЬЕ IMPROVING THE EFFICIENCY OF GEOLOGICAL EXPLORATION BASED ON THE UNDERSTANDING OF THE SPREAD OF LATE DEVONIAN ORGANOGENIC STRUCTURES IN THE PERMIAN URALS ШАКИРОВА ЭЛЬВИРА НАИЛЕВНА, Казанский (Приволжский) федеральный университет. SHAKIROVA ELVIRA NAILEVNA, Kazan (Volga Region) Federal University. Статья посвящена вопросам повышения эффективности поисков и разведки месторождений нефти и газа, связанных с позднедевонскими биогермными постройками и структурами их облекания в карбонатном разрезе верхнедевонско-турнейского комплекса на территории Пермского Приуралья. Автор подчеркивает, что выявление органогенных сооружений кардинально меняет оценку перспективности региона и расширяет направления поисков нефти. А верхнедевонско-турнейские объекты занимают в ней важное место. Также констатируется, что на севере Башкирского палеоподнятия сейсморазведкой выявлены десятки структур облекания, бурением на которых доказана промышленная нефтегазоносность более двадцати из них. Делается вывод, что для залежей массивного типа часто достаточно одной поисковой скважины в своде, а для пластовых сводовых необходима как минимум еще одна. Внедрение предложенной методики позволит значительно повысить эффективность геологоразведочных работ в регионе. The article is devoted to the issues of increasing the efficiency of prospecting and exploration of oil and gas deposits related to Late Devonian biohermal structures and their encasing structures in the carbonate section of the Upper Devonian-Tournaisian complex in the Permian Urals. The author emphasizes that the identification of organogenic structures radically changes the assessment of the region's prospects and expands the directions of oil exploration. And the Upper Devonian-Tournaisian sites occupy an important place in it. It is also stated that in the north of the Bashkir paleodeposition, seismic exploration has identified dozens of encirclement structures, drilling of which has proven the industrial oil and gas potential of more than twenty of them. It is concluded that for massive type deposits, one exploratory well in the vault is often sufficient, and for reservoir vaults, at least one more well. The implementation of the proposed methodology will significantly increase the efficiency of geological exploration in the region. Ключевые слова: Пермский край, месторождения нефти и газа, тектоническое строение, структура, нефтегазоносность, органогенная постройка. Key words: Perm Region, oil and gas fields, tectonic structure, structure, oil and gas potential, organogenic structure. Наукосфера. №9 (1), 2025 Науки о Земле ISSN 2542-0402 49 http://nauko-sfera.ru/ ыявление органогенных сооружений в области карбонатного разреза верхнедевонскотурнейского комплекса значительным образом меняет оценку перспективности и увеличивает до складчатого Урала направления поисков нефти в позднедевонских биогермах и структурах их облекания [3–5]. Эти биогермы характеризуются небольшой шириной (1–4 км) и высотой в несколько десятков метров. Структуры их облекания по кровле турнейского яруса имеют куполовидную форму и амплитуду 20–40 м, реже 50–60 м, по вышележащим горизонтам карбона они постепенно выполаживаются до единиц метров (артинский и кунгурский ярусы) или замкнутая структура вообще отсутствует. Они расположены в виде гряд по бортам «проливов», вокруг мульд, образуя небольшие атоллы, или в форме массива с несколькими вершинами на едином цоколе, где отмечаются положительные структуры по кровле терригенных пород девона. Часто они прослеживаются на горстовидных ступенях (типа Дороховской) в виде цепочки куполов [5; 7]. Цель статьи — обосновать и предложить эффективную методику поиска и разведки месторождений нефти и газа, связанных со структурами облекания позднедевонских биогермов в Пермском Приуралье. Структуры облекания высокоамплитудных рифов, контактирующих с терригенными или карбонатно-терригенными породами депрессионных фаций, картируются сейсморазведкой достаточно надежно даже при сложных сейсмогеологических условиях благодаря ярко выраженным особенностям волновых полей. На платформенной территории они прослеживаются по горизонтам нижней перми и успешно выявляются структурным бурением. Особенности волновых полей структур облекания биогермов, залегающих среди верхнефранско-турнейских карбонатных пород, менее выражены. На этих структурах регистрируется небольшое воздымание отражающих горизонтов в нижнем и среднем карбоне с характерным для структур облекания уменьшением амплитуды по верхним горизонтам; сокращается время прохождения упругих волн между отражающими горизонтами нижнего (II, IIII) и среднего (1) карбона в визейско-верейской толще на 0,005–0,015 с, в своде структуры в франско-турнейском рифовом комплексе оно возрастает на 0,006–0,020 с (рис. 1). В межрифовых зонах наблюдаются одно-два промежуточных отражения от границ глинистых и мергелистых пачек в франско-турнейском комплексе. Эти отражения выражены динамически слабее опорных, прослеживаются спорадически и при этом часто создается эффект их подклинивания на склонах рифов, иногда они интерферируют с отражением III от терригенной пачки кыновского горизонта. Картирование структур облекания рифов в зоне развития карбонатов франскотурнейского возраста — непростая задача, особенно в условиях формирования на поверхности жестких карбонатных или карстуюшихся пород. Однако высокая плотность наблюдений на сейсмопрофилях (48-кратное суммирование с шагом 25–50 м), обработка материалов по усложненному графу дают возможность получить временные разрезы удовлетворительного качества. Используются различные способы интерпретации сейсмоматериалов, обработка по программам ПГР, спрямление горизонтов на временных разрезах с целью палеореконструкции. При этом часто эффект «рифовой» записи на временных разрезах более четко наблюдается при спрямлении подрифового горизонта (III), что дает возможность выявлять и готовить структуры под поисковое бурение. Полевые работы выполняются с высокой плотностью сейсмопрофилей и на ряде площадей со сложными сейсмогеологическими условиями сопровождаются структурнопараметрическим бурением. Построение детальных литофациальных карт франскотурнейского комплекса по сейсмическим материалам (форме записи и скоростям) и данным бурения также повышает надежность выделения рифов и позволяет прогнозировать их распространение. В Наукосфера. №9 (1), 2025 Науки о Земле ISSN 2542-0402 50 http://nauko-sfera.ru/ Рис. 1. Схема тектонического строения Пермского края [1; 4; 7] В юго-восточной части Пермского края сейсморазведочными работами было закартировано несколько десятков структур облекания шельфовых биогермов, наибольшая их концентрация установлена на северном склоне Башкирского палеоподнятия. Бурением доказана промышленная нефгегазоносность более чем двадцати мелких структур облекания шельфовых биогермов. Основные залежи содержатся в песчаных пластах визейского и карбонатных толщах турнейского яруса. На ряде структур продуктивны отложения башкирского яруса, верейского, а иногда и каширского горизонта среднего карбона. Они относятся к пластовому Наукосфера. №9 (1), 2025 Науки о Земле ISSN 2542-0402 51 http://nauko-sfera.ru/ сводовому типу, а в башкирских и иногда турнейских отложениях — к массивному. На поиски таких месторождений затрачивается обычно одна скважина, закладываемая в своде структуры, и от одной до четырех разведочных оконтуривающих скважин в зависимости от размеров и строения месторождения. Рис. 2. Геолого-геофизический разрез по профилю через структуру облекания позднедевонского рифа на севере Башкирского палеоподнятия. Условные обозначения: 1известняк плотный, 2-известняк водоносный, 3-песчаник, 4-аргиллит, 5-запасы отнесенные к категории С1 по результатам бурения первой скважины, 6-запасы оценены по категории С1 в результате бурения второй скважины, 7-интервал перфорации Процесс поиска залежей нефти и газа, связанных с биогермными постройками, связан со значительными геологическими рисками [2]. Однако системная работа по анализу рисковых факторов позволяет значительно снизить вероятность получения «сухих» скважин в процессе поисково-оценочного бурения. Также, снижению рисков при проведении ГРР будет помогать учет следующих факторов, установленных на основе анализа степени разведанности большого количества залежей в зависимости от числа пробуренных скважин [3; 5; 7]: Наукосфера. №9 (1), 2025 Науки о Земле ISSN 2542-0402 52 http://nauko-sfera.ru/  надежное картирование структур современными методами сейсморазведки позволяет открывать месторождения первой скважиной, закладываемой в своде поднятия, и обеспечивает высокую степень подтверждаемости структурных построений;  подсчетные параметры, характеризующие свойства коллекторов и нефтей, установленные первой скважиной, последующими скважинами уточняются незначительно;  для залежей массивного типа, а также пластовых, у которых этаж нефтеносности примерно равен мощности пласта, оценка площади эффективной нефтенасыщенной мощности и запасов нефти, сделанная по результатам бурения первой скважины, последующими скважинами уточняется не более, чем на 30 %.  если запасы нефти для залежей пластового сводового типа, вскрытых первой скважиной, оцениваются только выше отметки подошвы продуктивного пласта, то они в зависимости от соотношения высоты залежи и мощности пласта составляют от 12 до 39 % запасов. Остальные 61-88 % запасов приращиваются по последующим скважинам за счет увеличения разведанной площади нефтеносности и эффективной нефтенасыщенной мощности;  основное значение для объективной оценки запасов имеет знание положения водонефтяного контакта и характера изменения мощности продуктивного пласта. На основании вышеизложенного для разведки мелких месторождений оптимальна следующая методика:  на залежах массивного типа достаточно бурения одной поисковой скважины в своде поднятия;  для залежей пластового сводового типа на изометричных структурах площадью до 2 км2, кроме поисковой, необходимо бурение еще одной разведочной скважины, максимально приближенной к водонефтяному контакту базовой залежи; оно может быть осуществлено наклонно-направленным способом с устья поисковой скважины;  при разведке более крупных структур, особенно неправильной формы, и в условиях невыдержанной мощности коллекторов, количество разведочных скважин увеличивается из расчета одна скважина на 2-3 км2 площади месторождения; при их размещении следует учитывать особенности изменения мощности продуктивных пластов;  структурные построения должны уточняться по переинтерпретапии сейсмических материалов с учетом данных бурения, сейсмокаротажа, вертикального сейсмического профилирования и скважинной сейсморазведки;  с учетом того, что мелкие месторождения, как правило, располагаются группами, подсчетные параметры, характеризующие свойства коллекторов и нефтей, надо принимать с учетом обобщенных по району. Таким образом, предложенная методика поисков и разведки месторождений, связанных со структурами облекания позднедевонских биогермов, позволит повысить эффективность геологоразведочных работ в Пермском Приуралье. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Кузнецова Е.А. Геология и нефтегазоносность Урала и Предуралья (на примере Пермского края) // Пермский государственный национальный исследовательский университет. Пермь, 2022. 91с. 2. Имамов Р. Р. Методика учета геологических рисков при оценке эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности // Экономика и предпринимательство. 2014. № 41(45). С. 524-529. 3. Макаловский В.В., Шершнев К.С. Повышение эффективности геологоразведочных работ на основе новых представлений о распространении позднедевонских органогенных построек в Предуралье / Поиски и разведка нефти и газа в районах с высокой освоенностью недр. Сб. научных трудов. М. ИГиРГИ, 1987. 171 с. Наукосфера. №9 (1), 2025 Науки о Земле ISSN 2542-0402 53 http://nauko-sfera.ru/ 4. Мельник И.М., Проворов В.М. Тектоническое районирование Пермского Прикамья по различным структурным этажам // Труды ВНИГНИ. Вып. 65. Пермь. 1967. С. 73-84. 5. Неганов В.М., Проворов В.М., Новоселицкий В.М. Новые данные по геологии и нефтегазоносности Пермского края по результатам региональных и детальных геолого-геофизических работ // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009, №2. С. 13-21. 6. Проворов В.М., Имамов Р.Р., Сидорова Г.В. Оценка структуры начальных суммарных ресурсов углеводородов и их неразведанной части на территории северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по состоянию на 01.02.2004 г. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2005. № 3-4. С. 50-54. 7. Шершнев К.С. Тектоническое районирование Пермского Приуралья // Вопросы разведочной геофизики. Тр. СГИ. Вып. 54. 1968. С. 130-139. Поступила в редакцию: 14.09.2025 © Шакирова Э.Н., 2025. Принята в печать: 14.10.2025