Некоторые закономерности формирования крупных месторождений нефти и газа в южных районах Волго-Уральской области
С. П. МАКСИМОВ
В пределах СССР на 1 января 1960 г. установлено 244 месторождения газа, из которых 201 месторождение (82,38%) относится к группе мелких (запасы до 15 млрд, м3), содержащих только 8,65% запасов газа; 14 крупных и уникальных месторождений (запасы свыше 30 млрд, м3) содержат 73,83% запасов газа, в том числе в четырех уникальных месторождениях (свыше 100 млрд, ж3) сосредоточено 51,11% запасов страны.
Уникальные и крупные месторождения газа распределены неравномерно. В пределах Волго-Уральской области расположено только одно уникальное Коробковское месторождение, приуроченное к восточному склону Воронежского свода. В Предкавказье выявлены уникальное Северо-Ставропольское и крупные Майкопское, Анастасиевско-Троицкое, Березанское, Ленинградское, Старо-Минское и Тахта-Кугультинское месторождения; в Предкарпатье - крупные месторождения Рудки, Бильче-Волица; в Днепровско-Донецкой впадине - уникальное Шебелинское месторождение; в Бухаро-Хивинской области - уникальное Газлинское месторождение и крупное месторождение Южный Мубарек; в пределах юго-восточного погружения Большого Кавказа - крупное месторождение Карадаг.
Анализ распределения первоначальных балансовых запасов нефти и газа в месторождениях южных районов Волго-Уральской области (Волгоградская, Саратовская, Куйбышевская и Оренбургская области) показал, что в 29 средних, крупных и уникальных месторождениях сосредоточены основные промышленные запасы нефти и газа (более 85%).
Приведенные данные убедительно подтверждают (на что неоднократно указывалось в литературе) необходимость сосредоточения внимания разведочных организаций на поисках крупных и уникальных месторождений нефти и газа. Большую роль в этом должна сыграть геологическая наука, которая призвана выявить основные закономерности их размещения в различных геологических условиях Советского Союза.
Важным условием для успешных поисков нефти и газа и особенно для открытия крупных и уникальных месторождений является изучение геологического строения перспективных областей в региональном плане. Опережающее проведение региональных работ дает возможность установить на исследуемой территории наличие крупных структурных элементов - сводов, впадин, валов, прогибов и других, их взаимоотношение между собой, историю геологического развития в отдельные периоды, закономерности изменения мощностей и характера продуктивных частей разреза, коллекторских свойств, типов покрышек. Одновременно в разрезе, возможно, будут выявлены вероятные нефтематеринские породы и структурные элементы, благоприятные для нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Региональное изучение территории может дать необходимый материал для восстановления палеотектонических особенностей определенного геологического времени, что позволит выявить древние наклоны слоев, а в связи с этим пути миграции флюидов и этапы, способствующие переформированию залежей нефти и газа. Большое значение имеет второй этап исследований, который включает подготовку фонда структур для последующего поискового и разведочного бурения.
Однако существующую практику подготовки структур без учета их приуроченности к определенным тектоническим зонам, которые по результатам региональных работ имеют наибольшие возможности в смысле открытия крупных и уникальных месторождений, нельзя признать целесообразной. На втором этапе нужно создавать необходимый фонд структур, главным образом, в наиболее перспективных районах.
При передаче в промышленную разведку структур, расположенных в наиболее перспективных зонах, должны учитываться размеры, амплитуда, предполагаемая мощность продуктивных толщ, время формирования складок, гидрогеологическая обстановка и другие факторы. Важность этих условий и целесообразность их выполнения уже неоднократно подчеркивались в литературе и на различных совещаниях многими исследователями.
На втором этапе для подготовки к разведочному бурению нужно проводить специальные работы по выявлению возможных типов залежей нефти и газа - литологических, стратиграфических и др.
Поиски крупных скоплений нефти и газа - сложная проблема, и при ее решении, помимо высказанных положений, необходимо учитывать условия формирования нефтяных и газовых месторождений в пределах выявленных основных тектонических элементов.
Все рекомендации по поискам крупных скоплений нефти и газа в настоящее время сводятся в основном к выбору ловушек, расположенных в пределах склонов сводов и бортов впадин. Тем не менее в этих структурных условиях наряду с весьма продуктивными, средними и мелкими месторождениями встречаются площади непродуктивные по всему разрезу осадочного комплекса.
Отсутствие залежей нефти и газа на некоторых площадях (при прочих благоприятных условиях) С.Ф. Федоров, С.П. Максимов, К.А. Машкович и другие объясняют специфическими условиями формирования месторождений, временем миграции и образования ловушек, их амплитудой и т. д.
Однако этот анализ, как правило, делается уже после разбуривания площадей и выявления месторождений соответствующих групп по запасам (К.А. Машкович предложил время образования структур определять по сейсмическим данным, т.е. до ввода их в глубокую разведку.). Причем основные геологические закономерности формирования месторождений в большей степени справедливы для определенных геологических условий и не могут служить надежным ориентиром для практики. Для восполнения этого пробела и выявления некоторых общих закономерностей формирования крупных и уникальных скоплений нефти и газа нами проанализированы геологические и геохимические условия залегания нефти и газа в пределах различных тектонических зон, расположенных в южных районах Волго-Уральской области.
Анализ 29 средних, крупных и уникальных месторождений показал, что условия для их формирования могли быть различными из-за специфических черт геологического развития и генезиса крупных структурных элементов, особенностей, направления и времени миграции углеводородов, взаимоотношения зон нефтегазонакопления и нефтегазообразования.
Наиболее значительные месторождения нефти и газа располагаются в самых приподнятых частях сводовых поднятий, например, на Ставропольском (Северо-Ставропольское месторождение) и Центрально-Каракумском сводах (Дарваза-Зеаглинское месторождение). Однако наиболее приподнятые части некоторых аналогичных структур в Волго- Уральской области (Балаковская вершина Жигулевско-Пугачевского свода, северная вершина Татарского свода) не содержат значительных скоплений нефти и газа. Крупные и уникальные месторождения отмечаются не на всех склонах сводовых поднятий, как это наблюдается на Жигулевско-Пугачевском и Татарском сводах.
Продуктивность и, следовательно, плотность запасов различны на отдельных частях валов, что особенно отчетливо прослеживается в пределах Большекинельского, Жигулевского и других валов. Таким образом, одного структурного фактора, хотя и важного, недостаточно для выяснения закономерностей формирования крупных скоплений нефти и газа. Большое значение для выявления этих закономерностей имеет история геологического развития крупнейших регионов и отдельных структурных элементов, при которой условия были благоприятными для формирования скоплений нефти и газа с большими запасами.
На основании анализа геологических и геохимических условий, обусловивших распространение в южных районах Волго-Уральской области средних, крупных и уникальных месторождений, можно сформулировать некоторые закономерности формирования, контролирующие их высокую продуктивность.
Первая закономерность формирования крупных и уникальных месторождений связана с тектоническими зонами, валами, которые осложняют впадины и прилегающие к ним склоны сводовых поднятий, располагающиеся в зонах повышенной мощности терригенных комплексов девона и карбона.
Высокопродуктивные месторождения нефти и газа генетически связаны с зонами максимального развития терригенных комплексов девона, нижнего и среднего карбона. Причем к зонам максимального развития их мощностей, как правило, приурочены уникальные месторождения, а крупные и средние месторождения находятся в зонах развития повышенных мощностей терригенных комплексов палеозоя. Это связано с тем, что в первом случае имеются наиболее благоприятные геолого-геохимические условия для нефтегазообразования, повышенная эффективная мощность песчаных коллекторов в зонах нефтегазонакопления, регионально выдержанные малопроницаемые породы, служащие надежными нефтегазоупорами, количество и общая мощность которых по разрезу достигает максимума. Зоны наибольшего развития мощностей терригенных комплексов девона, нижнего карбона и среднего карбона развиты в древних впадинах, испытавших преимущественное погружение. Некоторое территориальное совпадение зон развития терригенных комплексов девона и карбона привело к созданию благоприятных условий для образования многопластовых месторождений. По мере уменьшения общей мощности терригенных комплексов девона и карбона эффективная мощность песчаных коллекторов сокращается. В зонах минимального их развития высокопродуктивные залежи не выявлены.
Закономерность, установленная для южных районов Волго-Уральской области, подтверждается приуроченностью к зонам максимального развития терригенных комплексов девона и карбона Радаевского, Якушкинского, Мухановского, Дмитриевского, Могутовского, Соколовогорского, Верховского и других месторождений.
Распространение зон максимального накопления терригенного комплекса девона приведено на рис. 1, а схема структурно-фациальной обстановки распространения нефтяных и нефтегазовых месторождений в нижнекаменноугольных отложениях Волго-Уральской области опубликована в 1960 г. (Еременко Н. А., Максимов С. П. Геология нефти и газа, № 6, 1960.). Аналогичная схема составлена нами совместно с Д.С. Халтуриным и для терригенных отложений среднего карбона. Анализ указанных схем показал, что первая закономерность характерна для формирования ряда крупных и уникальных месторождений (Арлан и др.) всей Волго-Уральской области. Она подтверждается также на месторождениях других районов (Романы-Балаханы-Сабунчи, Биби-Эйбат, Сураханы, Нефтяные Камни, Газли, Челекен, Котур-Тепе и др.), несмотря на различие в стратиграфическом положении продуктивных толщ.
Вторая закономерность заключается в том, что формирование крупных и уникальных месторождений связано с валами, тектоническими зонами и структурами, осложняющими своды, в пределах которых мощность терригенного комплекса девона и карбона сравнительно небольшая, но перечисленные структурные элементы располагаются вблизи впадин с максимальными мощностями терригенных отложений, т. е. в зонах изменения градиента мощности. Поэтому создались благоприятные условия для боковой миграции углеводородов и заполнения коллекторов ловушек, при больших размерах которых объем коллекторов достаточен для формирования в терригенных отложениях значительных по запасам месторождений. При полном заполнении имеющихся в ловушках коллекторов и недостаточном их объеме в условиях продолжения миграционного потока избыточные количества нефти и газа заполняют трещиноватые карбонатные породы, располагающиеся под терригенным комплексом и над ним. Примером таких месторождений являются Султангулово-Заглядинское, Красноярское, Тарханское, Чесноковское (Мелекесско-Радаевская впадина), Зольный овраг, Красноярское, Белозерское, Чубовское, Алакаевское (северное погружение Жигулевско-Пугачевского свода), Покровское (юго-восточное погружение Жигулевско-Пугачевского свода), Кулешовское (северный борт Бузулукской впадины), Коробковское, Жирновское и Бахметьевское (восточный склон Воронежского свода).
Однако это не исключает возможность процессов нефтегазообразования в карбонатных осадках при благоприятных геолого-геохимических условиях их накопления.
Анализ материалов показывает, что перечисленные структурные элементы располагаются в зонах, непосредственно примыкающих к впадинам, где развиты терригенные отложения девона, нижнего и среднего карбона максимальных и средних мощностей.
В таких условиях, в связи с общим сокращением мощности песчаных коллекторов в ловушках, избытки углеводородов перемещаются вверх и вниз по разрезу от терригенных комплексов и формируют залежи нефти и газа в карбонатных породах, в которых могут быть сконцентрированы значительные запасы (Кулешовское, Покровское и Коробковское месторождения). Это связано и с тем, что в указанных зонах к началу формирования залежей благодаря проявлению относительно активных тектонических движений создаются благоприятные условия для образования микротрещин в карбонатных породах, подстилающих и перекрывающих терригенные комплексы, что облегчает вертикальную миграцию углеводородов и повышает резервуарную емкость карбонатных коллекторов. Для примера на рис. 2 приведены структурная карта и геологический профиль Кулешовского месторождения. Суммарная мощность терригенных отложений среднего карбона здесь не превышает 90 м, а на Покровской площади - 70-80 м. Поэтому основные запасы нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах башкирского яруса, подстилающих терригенный комплекс пород. На Кулешовской площади продуктивны тоже карбонатные коллекторы каширского горизонта, перекрывающие терригенный комплекс пород среднего карбона.
По-видимому, эта закономерность имеет более широкое значение, и возможно, что формирование залежей в карбонатных отложениях Калиновской свиты на Калиновско-Ново-Степановском, Яблоневом и Жуковском месторождениях генетически связано с вертикальной миграцией углеводородов из подстилающих отложений, в условиях отсутствия или значительного сокращения мощности пород иреньского горизонта.
Благоприятная зона для вертикальной миграции углеводородов, вероятно, расположена на некотором расстоянии от данных месторождений, поэтому вертикальный поток углеводородов, достигнув нефтегазоупора в отложениях верхней перми, сменился боковой миграцией, при которой залежи формировались по принципу дифференциального улавливания углеводородов.
Указанная закономерность в принципе характерна и для формирования Ромашкинского, Ново-Елховского, Акташского и Шкаповского уникальных месторождений. В их пределах мощности терригенного комплекса девона сравнительно небольшие (100-150 м), но месторождения располагаются вблизи зоны развития максимальных мощностей этого комплекса (200-400 м). Благоприятные условия для миграции углеводородов в перечисленные ловушки из зон нефтегазообразования привели к заполнению коллекторов в терригенных отложениях девона. Общий объем коллекторов с учетом больших размеров ловушек оказался весьма значительным и достаточным для формирования крупных скоплений нефти.
Третья закономерность связана с тем, что аккумуляция средних, крупных и уникальных месторождений происходит по принципу дифференциального улавливания углеводородов, в первую очередь в ловушках, более погруженных и расположенных первыми на пути боковой миграции нефти и газа из областей нефтегазообразования.
В 40 тектонических зонах, установленных в южных районах Волго- Уральской области, в настоящее время выявлено 130 месторождений, из которых только 29 высокопродуктивны. Анализ этих месторождений показывает, что наиболее продуктивные ловушки (при прочих равных условиях), как правило, являются наиболее погруженными в своей тектонической зоне (Верховская, Степновская, Зольный овраг, Мухановская и др.). Если учесть, что зоны поднятий в основном соответствуют контурам древних впадин, то становится понятным, что относительно погруженные ловушки всегда расположены ближе к зонам максимального развития мощностей терригенных комплексов палеозоя, а, следовательно, в их разрезе резко возрастает эффективная мощность терригенных коллекторов и широко развиты мощные толщи нефтегазоупорных комплексов. Одновременно в этих зонах к началу формирования залежей создавались благоприятные условия для образования микротрещин в карбонатных породах, что значительно повышало резервуарную емкость данных ловушек. Рассматриваемая закономерность может быть прослежена как на высокопродуктивных месторождениях ряда тектонических зон Волго-Уральской области, так и на газовых и нефтяных месторождениях Азербайджана, Украины и Предкавказья.
Почти все высокопродуктивные месторождения находятся в тех 16 тектонических зонах, в которых устанавливается региональная миграция углеводородов из зон максимального развития терригенных комплексов девона и карбона в направлении регионального подъема пластов, а залежи формировались по принципу дифференциального улавливания углеводородов. Следовательно, относительно погруженные ловушки - первые резервуары для аккумуляции нефти и газа в залежах, расположенные на пути боковой региональной миграции углеводородов из древних впадин в сторону подъема слоев девона и карбона. Таким образом, относительно погруженные ловушки имеют не только повышенный объем коллекторов, надежные покрышки, но и самые благоприятные условия для аккумуляции углеводородов при наличии региональной миграции. В этом случае миграционный поток нефти и газа сможет попасть во вторую ловушку тектонической зоны только после полного заполнения первой, относительно погруженной ловушки. В результате становится понятным закономерное снижение запасов нефти и газа в месторождениях ряда тектонических зон в сторону регионального подъема слоев.
На рис. 3 приведен геологический профиль Степновской тектонической зоны, из которого видно, что максимальное количество залежей, а также основные запасы газа связаны с наиболее погруженной Степновской структурой. Формирование залежей газа и нефти в девонских и нижнекаменноугольных отложениях в месторождениях Степновской тектонической зоны происходило по принципу дифференциального улавливания (Максимов С. П., Иванов А. И., Киров В. А. Геология нефти и газа, № 12, 1959.).
Указанная закономерность прослеживается в высокопродуктивных месторождениях Краснокамско-Полазненского вала Пермской области, Ейско-Березовского вала и Западно-Кубанского прогиба Краснодарского края, тектонических зонах Апшеронского полуострова и т. д.
Четвертая закономерность состоит в том, что унаследованный рост значительного по размерам локального поднятия или более крупного структурного элемента (вершины свода) на протяжении палеозойской эры создает благоприятные условия для формирования высокопродуктивных залежей (при прочих равных условиях) в относительно приподнятых частях тектонических зон за счет региональной боковой миграции и особенно переформирования других залежей.
Ряд месторождений ни в современном, ни в древнем структурном плане не были относительно погруженными ловушками в соответствующих тектонических зонах (Урицкое, Коробковское, Жирновское, Бахметьевское, Султангулово-Заглядинское и некоторые другие), но являются высокопродуктивными. Анализ показывает, что отмеченные структуры характеризуются интенсивным и устойчивым ростом в течение длительного времени - девона, карбона и перми, что создавало благоприятные условия для постоянной аккумуляции углеводородов не только за счет региональной миграции нефти и газа, но и за счет переформирования месторождении, расположенных структурно ниже, в связи с частичным раскрытием их ловушек в определенные этапы геологической истории. В этом случае переформирование даже мелких залежей может привести к образованию среднего по запасам месторождения (например, Урицкого).
Крупное Султангулово-3аглядинское месторождение образовалось благодаря региональной миграции углеводородов с запада па восток и за счет частичного переформирования залежей девона и нижнего карбона Красноярского и Тарханского месторождений. На рис. 4 приведены палеотектонические профили по кровле живетского яруса (А), пашийского (Б) и угленосного (В) горизонтов в разные этапы формирования Большекинельского вала, из которых видно, что Султангулово- Заглядинская площадь характеризуется интенсивным и преобладающим ростом структуры на всех этапах развития Большекинельского вала.
Крупные Жирновское и Бахметьевское месторождения, вероятно, также сформировались за счет частичного перетока нефти из нижнего карбона Линевского месторождения, а уникальное Коробковское - за счет Уметовского месторождения. Установленная закономерность может быть распространена на Ромашкинское, Шебелинское, Северо-Ставропольское и Газлинское уникальные месторождения нефти и газа.
Пятая закономерность состоит в том, что наиболее легкие нефти (свободный газ) приурочены к относительно погруженным ловушкам, расположенным в зонах развития максимальных (реже средних) мощностей терригенного комплекса палеозоя, и при прочих равных условиях содержат первоначальные запасы нефти и газа.
Анализ 29 высокопродуктивных месторождений показывает, что в уникальных месторождениях сосредоточены только легкие нефти с удельным весом менее 0,870; в крупных месторождениях 26,2% нефтей относятся к легким, 55,5% к средним и 18,3% к тяжелым нефтям; в средних месторождениях 68,6% составляют нефти с удельным весом менее 0,870; 27,1% относятся к средним и только 4,3 % - к тяжелым нефтям.
Следовательно, основные (73,6%) запасы нефти этих месторождений имеют низкий удельный вес (не выше 0,870). Запасы тяжелых нефтей (свыше 0,910) составляют всего 5,5% запасов высокопродуктивных месторождений. При этом тяжелые нефти сосредоточены в двух месторождениях (Чесноковское и Радаевское) Мелекесско-Радаевской впадины, в пределах которой установлено нефтегазообразование в условиях сероводородного заражения бассейна. Вероятно, аналогичные условия существовали в Бирской седловине (Арланское месторождение) в нижнекаменноугольную эпоху.
Приведенные данные показывают, что основные запасы легкой нефти и большая часть запасов свободных газов приурочены к относительно погруженным ловушкам, формирование которых во времени было устойчивыми, и эти структуры, вероятно, не теряли своих запасов в течение длительной и сложной геологической истории их развития, а имели благоприятные условия для пополнения запасов за счет переформирования соседних ловушек (например, Мухановское, Коробковское и Урицкое месторождения).
Приуроченность 20,9% запасов нефти со средним удельным весом к ряду крупных (Жирновское, Бахметьевское) и средних (Чубовское, Калиновско-Ново-Степановское, Красноярское и Тарханское) месторождений генетически связана с условиями формирования залежей нефти по принципу дифференциального улавливания углеводородов, при котором в относительно приподнятых ловушках в залежах аккумулируются нефти несколько тяжелее, чем в наиболее погруженных ловушках; в некоторых месторождениях (Султангулово-Заглядинское, Байтуганское, Якушкинское) повышенный удельный вес нефтей связан с вторичными условиями существования залежей.
Эта закономерность подтверждается также изменением качества нефтей в месторождениях Краснокамско-Полазненского вала, Апшеронского полуострова и др.
Однако следует отметить, что пятая закономерность не является универсальной, в ряде районов имеются примеры, когда месторождения свободного газа приурочены к наиболее приподнятым структурным элементам (Ставропольский, Центрально-Каракумский своды и др.).
Выявленные некоторые закономерности условий формирования в южных районах Волго-Уральской области средних, крупных и уникальных месторождений показывают их разнообразие. Оно обусловлено, главным образом, различиями в истории геологического развития основных структурных элементов рассматриваемой территории, в связи с чем происходит накопление терригенного комплекса девона и карбона разной мощности, устанавливается региональный наклон пластов, определяющий пути миграции углеводородов. Изменение наклона ведет к переформированию залежей. Формируются различные по своему генезису ловушки, устойчиво развивающиеся в процессе осадконакопления, и складки, которые образуются только на определенных этапах геологической истории. В процессе геологического развития возникают зоны нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Установленные закономерности формирования средних, крупных и уникальных месторождений нефти и газа могут наблюдаться при наличии ловушек (структурного, литологического или стратиграфического типа), в которых общая емкость коллекторов значительна, а продуктивные горизонты, перекрыты надежными непроницаемыми покрышками.
Из изложенного выше видно, что некоторые закономерности имеют прямо противоположный характер (например, первая - вторая; третья - четвертая). Поэтому для формирования высокопродуктивных месторождений достаточно сочетания только двух, максимум трех указанных закономерностей.
Выявленные закономерности не охватывают всей проблемы формирования крупных и уникальных месторождений. Однако эти пять основных закономерностей характерны не только для Волго-Уральской области, но и для других нефтегазоносных районов Советского Союза - Предкавказья, Средней Азии, Азербайджана.
Таким образом, несмотря на различия в геологическом строении указанных территорий и разный возраст продуктивных толщ (от девона до плиоцена), намеченные закономерности формирования крупных и уникальных месторождений имеют общий характер и должны учитываться при постановке поисковых работ.
ВНИГНИ
Рис. 1. Схема структурно-фациальной обстановки распространения нефтяных месторождений в девонских отложениях Волго-Уральской области (сост. Д.С. Халтурин, Л.Н. Розанов, С.П. Максимов).
1 - своды: I - Воронежский, II - Токмовский, III - Жигулевско-Пугачевский, IIIa - Сокско-Мухановский выступ, IV - Татарский (а - Камский купол, б - Закамский купол), V - Башкирский, VI - Оренбургский, VII - Сыктывкарский. Впадины: VIII - Московская, IX - Вятско-Камская, X - Бузулукская, XI - Предуральский прогиб, XII - Прикаспийская, XIII- Рязано-Саратовская, XIV - Бирская седловина, XV -Мелекесско-Радаевская.
Зоны максимального накопления терригенного комплекса:
А - Вятская, Б - Мелекесско-Радаевская; В - Саратовская, Г - юго-восточная часть Московской впадины; 2 - мощность от 200 до 400 м, 3 - мощность более 400 м, 4 - граница зоны минимальной мощности терригенного комплекса; 5 - зоны значительного или полного размыва терригенной толщи; a - Котельническая, б - Ульяновская, в - Северо-Татарская, г - Центрально-Жигулевская, д - Башкирская; границы: 6 - установленной промышленной нефтеносности, 7 - установленной промышленной нефтегазоносности, 8 - Прикаспийской впадины, 9 - складчатого Урала, 10 - Предуральского прогиба. Залежи нефти: 11 - структурные, 12 - стратиграфо-литологические, 13 - только в карбонатных коллекторах, 14 - в карбонатных и в терригенных коллекторах.
Рис. 2. Кулешовское месторождение.
а - структурная карта по кровле пласта А1 башкирского яруса (сост. К.Б. Аширов, А.И. Губанов, М.П. Сургучев).
б- геологический профиль отложений среднего карбона по линии скв. 51, 101, 61, 100, 103, 57, 71, 70.
1 - терригенные коллекторы, 2 - карбонатные коллекторы, 3 - глины и алевролиты, 4 - нефть.
Рис. 3. Схематический геологический профиль отложений тульского, угленосного и черепетского горизонтов нижнего карбона и живетского яруса среднего девона Степновской тектонической зоны (сост. А. И. Иванов, С. П. Максимов и В. А. Киров).
Горизонты: а - тульский, б - угленосный, в - черепетский, г - Д2 - IVа, д - Д2 - IVб, е - Д2- V. 1 - известняк, 2 - песчаник, 3 - газ, 4 - пропластки песчаников и аргиллитов, 5 - глины, 6 - аргиллиты, 7 - нефть.
Рис. 4. Палеотектонические профили Большекинельского вала в отдельные периоды его формирования (по Т. А. Ботневой).
А - по поверхности живетского яруса. На конец: 1 - пашийского, 2 - фаменского, 3 - угленосного, 4 - верейского, 5 - артинского и 6 - Калиновского времени; 7 - современная поверхность живетского яруса.
Б - по поверхности пашийского горизонта. На конец: 1 - кыновского, 2 - угленосного, 3 - верейского, 4 - артинского и 5 - Калиновского времени; 6 - современная поверхность кровли пашийского горизонта.
В - по поверхности угленосного горизонта. На конец: 1 - тульского, 2 - башкирского, 3 - верейского, 4 - артинского и 5 - Калиновского времени; 6 - современная поверхность угленосного горизонта.
Площади: I - Сосновско-Дерюжевская, II -Калиновско-Ново-Степановская, III - Красноярская; IV - Султангулово-Заглядинская, V -Тарханская, VI - Ашировская.