georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.1.23geores-482Research ArticleПОИСК, РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ, ИССЛЕДОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВPROSPECTING, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSITS, RESERVOIR PROPERTIES STUDYЛитологическое строение и нефтегазоматеринский потенциал черноярского горизонта в центральной части Рубежинского прогиба (по результатам бурения)Lithological Structure and Oil and Gas Source Potential of the Chernoyarsk Horizon in the Central Part of the Rubezhinsky Trough (Based on Drilling Results)РыбаковаВ. А.RybakovaV. A.

Виктория Александровна Рыбакова, ведущий специалист

190000; наб. реки Мойки, д. 75-79, литер Д; Санкт-Петербург

Viktoriya A. Rybakova, Leading specialist

190000; 75–79 liter D, Moika River emb.; St. Petersburg

Rybakova.VA@gazprom-neft.ruВилесовА. П.VilesovA. P.

Александр Петрович Вилесов, кандидат геол.-мин. наук, ведущий эксперт по седиментологии карбонатных резервуаров

190000; наб. реки Мойки, д. 75-79, литер Д; Санкт-Петербург

Alexander P. Vilesov, Cand. sci. (Geology and Mineralogy), Expert on the sedimentology of carbonate reservoirs

190000; 75–79 liter D, Moika River emb.; St. Petersburg

Vilesov.AP@gazprom-neft.ruКозловаВ. А.KozlovaV. A.

Вероника Александровна Козлова, ведущий инженер

190000; наб. реки Мойки, д. 75-79, литер Д; Санкт-Петербург

Veronika A. Kozlova, Lead engineer

190000; 75–79 liter D, Moika River emb.; St. Petersburg

Kozlova.VA@contractor.gazprom-neft.ruГребенкинаН. Ю.GrebenkinaN. Yu.

Наталья Юрьевна Гребенкина, руководитель проекта по разработке продукта

190000; наб. реки Мойки, д. 75-79, литер Д; Санкт-Петербург

Natalya Yu. Grebenkina, Product Development Project Manager

190000; 75–79 liter D, Moika River emb.; St. Petersburg

Grebenkina.Nyu@gazprom-neft.ruЛеденевВ. С.LedenevV. S.

Виктор Сергеевич Леденев, руководитель проекта

191167; Синопская набережная, д. 22; Санкт-Петербург

Viktor S. Ledenev, Project manager

191167; 22, Sinopskaya emb.; St. Petersburg

Ledenev.VS@gazprom-neft.ruСолодовД. В.SolodovD. V.

Данил Вячеславович Солодов, заместитель руководителя проекта

191167; Синопская набережная, д. 22; Санкт-Петербург

Danil V. Solodov, Deputy project manager

191167; 22, Sinopskaya emb.; St. Petersburg

Solodov.DV@gazprom-neft.ruГруппа компаний «Газпром нефть»РоссияGazprom neft Group of CompaniesRussian FederationСанкт-Петербургский государственный университетРоссияSt. Petersburg State UniversityRussian Federation202530032025271125134Copyright © Рыбакова В.А., Вилесов А.П., Козлова В.А., Гребенкина Н.Ю., Леденев В.С., Солодов Д.В., 20252025Рыбакова В.А., Вилесов А.П., Козлова В.А., Гребенкина Н.Ю., Леденев В.С., Солодов Д.В.Rybakova V.A., Vilesov A.P., Kozlova V.A., Grebenkina N.Y., Ledenev V.S., Solodov D.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/482

   Черноярский горизонт среднего девона является одной из наименее изученных нефтематеринских толщ на территории юга Оренбургской области. Полученные данные по результатам бурения первой поисковой скважины на территории Солнечного лицензионного участка в Рубежинском прогибе (южная часть Бузулукской впадины) позволили получить новую информацию о фациальном генезисе и вещественном составе пород черноярского горизонта, уточнить их нефтегазоматеринский потенциал и актуализировать концепции формирования нефтегазоносности региона. Седиментация отложений нижней части черноярского горизонта происходила в условиях относительно глубокой сублиторали (ниже волнового базиса), а верхней части – в условиях продельты. В породах горизонта наблюдаются признаки придонной аноксии – микрослоистость, обилие планктонных и нектонных органических остатков хорошей сохранности, редкость биотурбации, обильная пиритизация по органике. Комплекс литологических и геохимических исследований подтвердил хорошие нефтегазоматеринские свойства черноярского горизонта. Органическое вещество представлено керогеном II типа, в достаточной степени израсходовавшим свой нефтегенерационный потенциал. Среднее значение водородного индекса на толщу (HI) соответствует 95 мгУВ/гТос при катагенетической зрелости МК3–МК4. Содержание общего органического углерода (Тос) составляет 2 %.

   The Chernoyarsk horizon of the Middle Devonian is one of the most poorly studied source rock in the south of the orenburg region. The data obtained from the results of drilling the first exploratory well on the territory of the Solnechnyj License area (LA) in the Rubezhinsky trough (southern part of theBuzuluk depression) allowed us to obtain new information about the facies genesis and material composition of the rocks of the Chernoyarsk horizon, clarify their oil and gas production potential and update the concepts of the formation of the oil and gas potential of the region. Sedimentation in the lower part of the Chernoyarsk horizon occurred in conditions of a relatively deep sublittoral (below the wave basis), and in the upper part – in conditions of prodelta. In the rocks of the horizon, signs of bottom anoxia are observed – micro-bedding, abundance of planktonic and nectonic fossil of good preservation, rarity of bioturbation, abundant pyritization by organics. Integration of lithological and geochemical studies has confirmed the good generation potential of the oil and gas sorce rock of the Chernoyarsk horizon. The type of organic matter is defined as sapropelic (type II), the pyrolyticparameter Tmax 448–459 ºC, which corresponds to the end of the oil window and the beginning of condensate/fatty gas generation. The values of total organic carbon (TOC) are ~ 2 % (rarely up to 5 %), which indicates a high degree of maturity and depletion of organic matter.

рубежинский прогибчерноярский горизонтусловия седиментациинефтегазоматеринская породагеохимические исследованиярезультаты буренияRubezhinsky troughChernoyarsk horizonsedimentation conditionsoil and gas source rockgeochemical studiesdrilling resultsReferencesВассоевич Н.Б. (1986). Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 368 с.Grebenkina N.Yu., Ekimenko A.V., Vilesov A.P., Ledenev V.S., Sidubaev A.S. (2023). Vorobyov terrigenous complex of the western part of the Rubezhinsky trough: new data on the features of the structure and prospects of oil and gas potential. Proc. Conf.: St. Petersburg 2023 Geosciences: A time of change, a time of prospect. St. Petersburg, pp. 1–4. (In Russ.)Вилесов А.П., Леденев В.С., Солодов Д.В., Филичев А.В., Богомолова Н.В., Макарова Л.И., Гребенкина Н.Ю., Казачкова А.Г., Сидубаев А.С. (2021). Верхнепалеозойские рифовые системы Рубежинского прогиба (южная часть Бузулукской впадины). PROНЕФТЬ, 6(3), с. 30–42. doi: 10.51890/2587-7399-2021-6-3-30-42Gryaznov A.N., Yackanich I.M., Vanin V.A., Zverev K.V., Vilesov A.P. (2014). D4 formation sedimentation model of vorobjevsky horizon of Chagansky and Zaikinsko-Zorinsky fields. Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2, pp. 39–49. (In Russ.)Гребенкина Н.Ю., Екименко А.В., Вилесов А.П., Леденев В.С., Сидубаев А.С. (2023). Воробьевский терригенный комплекс западной части Рубежинского прогиба: новые данные об особенностях строения и перспективах нефтегазоносности. Мат-лы конференции «СанктПетербург 2023 Геонауки: Время перемен, время перспектив». СанктПетербург, c. 1–4.Kuznecov V.G. (2007). Lithology. Sedimentary rocks and their study. Manual for graduate students. Moscow: Nedra Publ., 511 p. (In Russ.)Грязнов А.Н., Яцканич И.М., Ванин В.А., Зверев К.В., Вилесов А.П. (2014). Модель осадконакопления пласта Д4 воробьевского горизонта района Чаганского и Зайкинско-Зоринского месторождений. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2, c. 39–49.Pajrazyan V.V. (2010). Hydrocarbon systems (basins of ancient platforms of Russia). Moscow: “Sputnik+” Publ., 153 p. (In Russ.)Кузнецов В.Г. (2007). Литология. Осадочные горные породы и их изучение. М.: Недра, 511 с.Panteleev A.S., Kozlov N.F. (1998). Geology and development of oil fields in the Orenburg region. Orenburg: Orenburg Book Publ., 256 p. (In Russ.)Пайразян В.В. (2010). Углеводородные системы (бассейны древних платформ России): Монография. М.: Издательство «Спутник+», 153 с.Staroverov V.N., Gontarev V.V., Voronkova E.A. (2017). Lithological and facies characteristics of the vorobjovsky horizon in the far part of Saratov Trans-Volga region. Nedra Povolzh’ya i Prikaspiya, 90, pp. 11–28. (In Russ.)Пантелеев А.С., Козлов Н.Ф. (1998). Геология и разработка нефтяных месторождений Оренбургской области. Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 256 с.Tikhomirov S.V. (1995). Stages of sedimentation of the Devonian of the Russian platform and general issues of the development and structure of the stratosphere. Moscow: Nedra Publ., 445 p. (In Russ.)Староверов В.Н., Гонтарев В.В., Воронкова Е.А. (2017). Литологофациальная характеристика воробьёвского горизонта на территории дальнего Саратовского Заволжья. Недра Поволжья и Прикаспия, 90, c. 11–28.Vassoevich N.B. (1986). Selected works. Geochemictry of organic matter and origin of petroleum. Moscow: Nauka Publ., 368 p. (In Russ.)Тихомиров С.В. (1995). Этапы осадконакопления девона Русской платформы и общие вопросы развития и строения стратисферы. M.: Недра, 445 с.Vilesov A.P., Ledenev V.S., Solodov D.V., Filichev A.V., Bogomolova N.V., Makarova L.I., Grebenkina N.J., Kazachkova A.G., Sidubaev A.S. (2021). Upper Paleozoic reef systems of the Rubezhinsky Trough (southern part of the Buzuluk Depression). PROneft. Professionally about Oil, 6(3), рр. 30–42. (In Russ.) doi: 10.51890/2587-7399-2021-6-3-30-42

The authors declare that there are no conflicts of interest present.