Бавлинское нефтяное 1945 г., (С 1 Д 2-3 ), 12 залежей

Туймазинское нефтяное 1937 г., (С _1-2 Д ₃ ), 122 залежи

Шкаповское нефтяное, 1953г., (С ₁ Д _2-3 ), 97 залежей

Троицкое нефтяное 1950г., (Д _2-3 ), 24 залежи

Белебеевское нефтяное 1958г., (С ₁ Д _2-3 ), 18 залежей

Серафимовское нефтяное, 1949 г., (С ₁ Д _2-3 ), 54 залежи

2. Верхнекамская НО (Верхнекамская впадина,

Мишкинское нефтяное, 1966 г., (С _1-2) 9 залежей

Ножовское нефтяное, 1966 г., (С _1-2) 26 залежей

Чутырско-Киенгопское газонефтяное, 1962 г., (С _1-2) 7 залежей

Южно-Киенгопское нефтяное, 1971 г., (С _1-2) 6 залежей

3. Пермско-Башкирская НО (Камский свод Пермско-Башкирский свод)

Краснокамское нефтяное, 1954г., (С₂, Д₃) 3 залежи

Ярино-Каменноложское нефтяное, 1954г., (С _1-2) 3 залежи

Игровское нефтяное, 1961г., (С _1-2) 52 залежи

Татышлинское нефтяное, 1960г., (С _1-2 Д _2-3 ) 38 залежей

Четырманское нефтяное, 1959г., (С _1-2 Д _2-3 ) 64 залежи

4. Южно-Предуральская НГО (Соликамская впадина, Юрюзано - Сылвенская впадина, Косьвинско-Чусовская седловина, Вельская впадина)

Чусовские городки (Верхнечусовское) нефтяное, открыто в 1929 г. - первое месторождение в провинции, (С₁) 2 залежи

Ишимбайское нефтяное, открыто в 1932 г., (Р₁) 1 залежь, риф

Кинзебулатовское нефтяное, 1943г., (Р₁) 1 залежь, риф

5. Мелекесско­Абдулинская НГО (Токмовский свод, Мелекесская впадина, Абдулинский прогиб)

Казанлинское нефтегазовое, 1947г., (С₁)1 залежь

Дерюжевское нефтяное 1943г., (С _1-2 Р₁ Д ₃) 11 залежей

Сосновское нефтяное, 1943г., (С _1-2 Р₂ Д ₃) 8 залежей

Радаевское нефтяное, 1948г., (С ₁ Д ₃) 4 залежи

6. Средневолжская НГО ( Жигулёвско-Оренбургский свод,Бузулукская впадина)

Мухановское нефтяное, 1945г., (Д _2-3 Р₁ С ₁) 14 залежей

Яблоновый Овраг нефтяное, 1937г., (С₁ Д ₃) 4 залежи

Покровское нефтяное, 1949г., (С_1-2 Д ₃) 10 залежей

Кулешовское нефтяное, 1958г., ((Д ₂ Р₁ С_1-2) 15 залежей

Сорочинско-Никольское нефтяное, 1954г., (Р_1-2 С₁) 23 залежи

7. Нижневолжская НГО (Жирновско-Уметовский вал, Степновский вал, Елшано-Сергиевский вал, Юго-восточная часть Пачелмского прогиба, юго-восточный склон Воронежской антеклизы)

Жирновское нефтяное, 1949г., (Д ₃ С _1-2) 22 залежи

Коробковское НГК, 1951г., (J ₂ С _1-2-3) 11 залежей

Песчано-уметское НГК, 1945г., (Д _2-3 С _1-2) 4 залежи

Соколовогорское нефтяное, 1945г., (Д _2-3 С _1-2) 13 залежей

Арчединское газонефтяное, 1946г., (Д ₃ С _1-2) 18 залежей

Зимовское газонефтяное, 1957г., (Д ₃ С _1-2) 11 залежей

8. Уфимско – Оренбургская ГНО (юго-восточный склон платформы, Соль - Илецкий выступ)

Сергеевское нефтяное, 1961г., (С₁ Д _2-3) 32 залежи

Оренбургское газоконденсатное, 1966г., (С _2-3 Р₁) 3 залежи

Уршакское нефтяное, 1971г., (С₁ Д _2-3) 11 залежей

9. Бузулукская НГО (Бузулукская впадина).

Зайкинское нефтегазоконденсатное

Бобровское газонефтяное

Вишнёвское

Казанско-Кажимского и Вычегодского прогибов, Коми-Пермяцкого свода и Немской вершины Татарского свода.

Татарская нефтеносная область приурочена к одноименному своду без его Немской вершины. В составе ее выделяются Кукморский, Нижнекамский, Ромашкинский и Шкаповский нефтеносные районы. Газовые факторы нефти невысокие. Промышленная нефтеносность области приурочена к интервалу отложений от эйфельского яруса среднего девона до московского яруса среднего карбона. Основные запасы (свыше 90%) и добыча приурочены к терригенной толще девона. Нефть в карбонатной части девона и карбона распределена по многочисленным залежам, значительная часть которых еще полностью не разведана.

В Татарской нефтеносной области открыто большое число нефтяных месторождений - Ромашкинское, Новоелховское, Бавлинское, Туймазинское и др. В связи с высокой степенью разведанности терригенных отложений девона возможность открытия в них новых значительных залежей маловероятна. В пределах большей части Кукморского района, расположенного на северо-западе области, терригенные отложения девона отсутствуют. На юго-востоке района в них возможно открытие небольших залежей нефти. Основные перспективы нефтеносности Татарской области связываются с карбонатными и терригенными отложениями нижнего и среднего карбона, а также с девонскими карбонатными породами.

Верхнекамская нефтеносная область в тектоническом отношении приурочена к Верхнекамской впадине и Бирской седловине. Промышленные залежи нефти связаны с отложениями от живетского яруса среднего девона до сакмарского яруса нижней перми. Основные запасы (свыше 90 %) сосредоточены в каменноугольных отложениях.

В области выделяются Глазовский, Киенгопско-Верещагинский, Ижевский и Арланский нефтеносные районы.

Возможности открытия новых залежей нефти в Верхнекамской нефтеносной области связаны главным образом с ее северными (Киенгопско - Верещагинским и Ижевским) районами. В Арланском районе, занимающем южную часть области, проведен большой объем поисковых и разведочных работ, в результате чего в отложениях нижнего

и среднего карбона выявлен ряд нефтяных месторождений, в том числе и Арланское. Перспективы открытия новых сколько-нибудь значительных залежей здесь маловероятны.

В Ижевском районе величина прогнозной оценки указывает на возможность открытия новых нефтяных месторождений. Имеющиеся данные по геологическому строению и нефтеносности этого района позволяют связывать ближайшие перспективы с терригенными и карбонатными отложениями девона и нижнего карбона и карбонатными коллекторами среднего карбона.

В Киенгопско-Верещагинском нефтеносном районе, занимающем центральную часть области, выявлен ряд нефтяных залежей. Разведанные запасы нефти сосредоточены в основном в карбонатных и терригенных коллекторах среднего и нижнего карбона. Открытие новых залежей в этих отложениях наиболее вероятно в северо-восточной части района, где выявлено два месторождения. В терригенных коллекторах девона, пока еще слабо изученных, открыта единственная залежь нефти в южной части района. Анализ условий распределения углеводородов в Киенгопско-Верещагинском районе позволяет ожидать открытие скоплений нефти в девонских отложениях его центральной части. Этот район является единственным в Волго-Уральской провинции, где были получены притоки нефти из верхнепротерозойских пород, что указывает на возможную нефтеносность этих отложений. В наиболее слабо изученном Глазовском районе перспективы связываются с отложениями среднего карбона.

Пермско-Башкирская нефтеносная область охватывает Камский и Пермско-Башкирский своды и Чермозскую седловину. Основные запасы (свыше 90%) сосредоточены в каменноугольных отложениях. Пермско - Башкирская нефтеносная область характеризуется большим стратиграфическим диапазоном промышленной нефтеносности. Залежи нефти здесь выявлены в муллинских, пашийских, фаменских, турнейских, башкирских и верейских отложениях. Дальнейшие перспективы открытия нефтяных залежей во всех районах области связываются с этими же породами. В терригенных коллекторах девона наиболее вероятно обнаружение залежей нефти в северо-западных участках области.

В состав области входят Камский, Чермозский, Пермский и Башкирский нефтеносные, районы.

Камский район находится на одноименном своде и отличается высоким коэффициентом разведанности запасов. Чермозский район расположен в одноименной седловине и также характеризуется высокой разведанностью запасов. Пермский район приурочен к Пермской вершине Пермско - Башкирского свода, а Башкирский - к Башкирской вершине этого свода. Коэффициенты разведанности запасов здесь тоже высокие. Наибольшими перспективами характеризуется Башкирский нефтеносный район.

Южно-Предуральская нефтегазоносная область занимает южную часть Предуральского краевого прогиба и включает Соликамскую и Юрюзано - Сылвенскую впадины с разделяющей их Косьвинско-Чусовской седловиной, а также Вельскую впадину. В пределах области выделяются Соликамский и Косъвинско-Чусовской нефтеносные и Юрюзано - Сылвенский и Ишимбайский нефтегазоносные районы. Все они относятся к одноименным структурным элементам, за исключением Ишимбайского, который расположен в Вельской впадине. Запасы нефти сосредоточены в основном в каменноугольных отложениях северных районов области, а запасы газа - в нижнепермском комплексе на юге.

Южно-Предуральская нефтегазоносная область изучена бурением весьма неравномерно. Хорошо изучен Косьвинско-Чусовской район. Промышленная нефтеносность здесь установлена в турнейских, яснополянских, среднекаменноугольных и нижнепермских отложениях. Открытие новых залежей в них возможно в юго-восточной части Косьвинско-Чусовского района. Девонские отложения перспективны на всей территории района. Геологические особенности района указывают на возможность открытия в его пределах гидродинамических залежей нефти.

Соликамский район наиболее перспективный в области, поскольку характеризуется благоприятными условиями для формирования и сохранения нефтяных скоплений. Ближайшие перспективы открытия залежей нефти связываются с фаменскими, нижне - и средне каменноугольными и пермскими отложениями, промышленная нефтеносность которых уже доказана.

В Юрюзано-Сылвенском нефтегазоносном районе наиболее перспективны для открытия нефтегазовых скоплений каменноугольные и пермские отложения. Степень их перспективности возрастает с запада на восток. В южной части района в качестве перспективных отложений могут рассматриваться девонские и нижнепалеозойские образования.

Относительно хорошо изученный Ишимбайский район характеризуется нефтегазоносностью в диапазоне, среднедевонских - нижнепермских отложений включительно. В этом районе, приуроченном к северной части Вельской впадины, основные перспективы открытия новых месторождений нефти и газа связываются с терригенными и карбонатными отложениями девона, карбонатными коллекторами нижнего карбона и нижнепалеозойскими отложениями, которые залегают на больших глубинах. В связи со значительной изученностью пермских отложений перспективы открытия здесь новых залежей ограничены. Структурно-фациальный анализ указывает на возможность открытия в карбонатных верхнедевонских и турнейских коллекторах Ишимбайского района массивных залежей нефти.

В Соликамском нефтеносном районе коэффициент разведанности запасов невысок. Косьвинско-Чусовской нефтеносный район занимает небольшую площадь по сравнению с остальными районами области. В его пределах было открыто первое месторождение нефти в Волго-Уральской провинции - Чусовские Городки. В Ишимбайском нефтегазоносном районе запасы нефти и газа связаны с рифогенными породами нижней перми.

Несмотря на то, что в Предуральском краевом прогибе поисково-разведочные работы ведутся уже более 40 лет, степень изученности его пока невысока, особенно это относится к глубоко залегающим перспективным горизонтам.

Мелекесско-Абдулинская нефтегазоносная область включает Мелекесскую впадину и Абдулинский прогиб.

Запасы нефти связаны с карбонатно - терригенными отложениями от эйфельского яруса среднего девона до казанского яруса верхней перми. Основной объем их (свыше 90 %) сосредоточен в каменноугольных отложениях. Запасы газа приурочены в основном к пермским отложениям. В области выделяются Мелекесский нефтеносный и Абдулинский нефтегазоносный районы. Коэффициент разведанности первого из них высокий, перспективность второго возрастает в восточном направлении. Ближайшие перспективы открытия залежей нефти и газа здесь связываются с пашийскими, турнейскими, яснополянскими и среднекаменноугольными отложениями, перспективны также породы перми.

Уфимско-Оренбургская газонефтеносная область занимает юго-восточный склон Русской плиты. Запасы нефти почти поровну распределены между отложениями девона и карбона. Область подразделяется на уфимский нефтеносный и Соль - Илецкий газоносный районы. Все запасы газа сосредоточены в отложениях нижней перми и верхнего карбона Соль - Илецкого района.

Уфимско - Оренбургская газонефтеносная область перспективна в отношении открытия залежей нефти и газа. В Уфимском районе возможно обнаружение залежей нефти в терригенных девонских и нижне - каменноугольных коллекторах, а также в карбонатных породах турнейского и фаменского ярусов в пределах линейных, структурных зон, пересекающих район в северо-восточном направлении. Центральная часть области отнесена к перспективным землям. Здесь доказана промышленная нефтеносность девонских отложений и газоносность пород перми. Имеющиеся данные указывают также на перспективность отложений каменноугольного возраста.

В Соль - Илецком газоносном районе открыто Оренбургское газоконденсатное месторождение. Основными промышленными объектами являются верхнекаменноугольно - нижнепермские отложения. С ними же связываются дальнейшие перспективы открытия новых месторождений, прежде всего в южной и юго-восточной частях района. Анализ материалов глубокого бурения позволяет высоко оценивать и перспективы нижнекаменноугольных отложений.

Средневолжская нефтегазоносная область приурочена к Жигулевско - Оренбургскому своду и Бузулукской впадине. Основные запасы нефти сосредоточены в каменноугольных (почти 70 %) и девонских (более 25 %) отложениях. Запасы газа невелики. Область характеризуется наиболее высоким диапазоном нефтегазоносности в Урало – Поволжье. В разрезе палеозойских отложений нефтегазоносные объекты установлены в горизонтах от среднедевонских до верхнепермских включительно. Почти все выявленные запасы нефти и газа сосредоточены в восточной половине области.

В состав области входят Покровский и Жигулевско - Самаркинский нефтеносные и Пилюпинский нефтегазоносный районы, а также перспективные земли Бузулукской впадины и Балаковской вершины.

Покровский нефтеносный район - основной по разведанным запасам нефти. Открытие новых залежей нефти и газа наиболее вероятно в девонских, каменноугольных и пермских отложениях его восточной и южной частей. Жигулевско - Самаркинский нефтеносный район наиболее перспективен в восточной части, особенно на бортовых участках Камско - Кинельской системы прогибов.

В Пилюгинском нефтегазоносном районе открытие новых небольших залежей нефти и газа возможно в девонских, каменноугольных и пермских отложениях. Территория Балаковской вершины, находящаяся на границе с Прикаспийской синеклизой, относится к малоперспективным землям. В Бузулукской впадине залежи нефти и газа могут быть открыты во всех регионально нефтегазоносных комплексах.

Нижневолжская нефтегазоносная область расположена в пределах юго-восточного склона Воронежской антеклизы и юго-восточной части Пачелмского прогиба. Здесь выделяется шесть районов: Верховский, Саратовский, Степновский газонефтеносные, Кудиновский, Жирновский и Камышинский нефтегазоносные и перспективные земли в северной и южной частях области. Диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от эйфельского яруса среднего девона до казанского яруса верхней перми. Кроме того, на Коробковской площади выявлены четыре небольшие залежи газа в отложениях юрской системы.

Нефтегазоносные районы, входящие в Нижневолжскую область, отличаются друг от друга по тектоническому строению и характеру нефтегазоносности. Верховский район приурочен к южной части Арчедино - Коробковского вала, Кудиновский - к Кудиновско-Волгоградскому погребенному валу, Жирновский - к высокоподнятому блоку, осложняющему Карамышскую депрессию, Саратовский - к Елшано - Сергиевской флексуре и Карамышской депрессии, Степновский - к одноименному валу и Камышинский - к Уметовской флексуре восточного склона Воронежской антеклизы.

Основные разведанные запасы углеводородов Нижневолжской нефтегазоносной области сосредоточены в Жирновском районе. Главные продуктивные горизонты находятся в каменноугольных отложениях, небольшие запасы (1,6%) связны с пермскими отложениями. Второе место по запасам занимает Кудиновский район, содержащий залежи в терригенном девонском комплексе. Третье место принадлежит Степновскому району, запасы которого на 90% сосредоточены в девонских и на 10% в каменноугольных образованиях. Запасы Саратовского района (находятся на четвертом месте) связаны в основном с каменноугольными образованиями и только 3% с девонскими. Камышинский и Верховский районы обладают незначительными запасами, которые распределяются следующим образом: в Камышинском районе около 70% приурочено к девонским, а 30% к пермским отложениям, в Верховском районе свыше 70% приурочено к каменноугольным отложениям.

В целом, по области разведанные запасы связаны: с девонскими отложениями - около 40%, с каменноугольными - 58% и с пермскими - 2%.

Основные перспективы нефтегазоносности связываются с терригенным комплексом девона восточной части Нижневолжской области, где он погружен на глубины до 5 км и еще не изучен. Одновременно с разведкой терригенной части девона здесь необходимо изучать и его карбонатный разрез.

Вся территория северо-западной части провинции (Казанско - Кажимский и Вычегодский прогибы, Коми-Пермяцкий свод и др.) отнесена к перспективным землям. В Казанско-Кажимском и Вычегодском прогибах открытие залежей нефти и газа наиболее вероятно в терригенных породах среднего и верхнего девона. Эти отложения характеризуются здесь большими мощностями и благоприятными для нефтегазонакопления палеогеологическими условиями. Во многих из пробуренных скважин наблюдались нефтегазопроявления. Наиболее благоприятными для скопления углеводородов условиями характеризуются центральные части прогибов. На большей части Немской вершины, Татарского и Коми-Пермяцкого сводов терригенные отложения (регионально нефтегазоносных) девонского и нижнекаменноугольного комплексов отсутствуют или имеют небольшие мощности.

Типы залежей нефти и газа на месторождениях Волго-Уральскойнефтегазоносной провинции Местоскопления Волго-Уральской НГП приурочены к локальным структурам: а) в соответствии со структурным планом по верхним и нижним горизонтам, б) несоответствием структурных планов. Основное количество местоскоплений относится к структурам второй группы. Большая часть структур расположена на валообразных поднятиях.

К первому типу относятся многопластовые местоскопления, которые связаны с наиболее древними по времени заложения структурами и содержат нефть и газ по всему разрезу, главным образом в девоне и карбоне. Это Ромашкинское, Мухановское, Шкаповское, Туймазинское, Шугуровское местоскопления и др.

Ко второму типу относятся местоскопления, приуроченные к структурам карбона. В девоне залежи отсутствуют. Это Apланское, Байтуганское, Шугуровское местоскопления и др.

Типы залежей удобнее рассматривать для девонских, каменноугольных и пермских пород отдельно.

В девоне залежи обычно сводовые, причем основные в горизонтах Д-I и Д-II, реже Д-IV.

Этаж нефтегазоносности, как правило, несколько десятков метров, иногда достигает 150 м. Залежи чисто нефтяные и лишь в нефтегазоносных областях Саратовских и Волгоградских дислокаций имеются большие газовые шапки и газовые местоскопления. Для нескольких пластов отмечается единый водонефтяной контакт (например, в Ромашкино), имеющий небольшой наклон в сторону Прикаспийской мегасинеклизы на юг и юго-восток.

В рассматриваемых сводовых залежах вследствие изменения литологического состава отмечаются участки без нефти - «лысые».

В карбонатных коллекторах залежи массивные и пластовые. Имеются также разновидности литологических залежей, особенно в пластах Д-II, Д-III и Д-IV в Ромашкино, на местоскоплениях Туймазинской группы и др. Литологические залежи имеют второстепенное значение. Однако залежи в выклинивающихся пластах достаточно велики (Д-0 - Ромашкино, Д-IV- Стахановское). Встречаются и залежи «шнуркового» типа (Б-0 - Покровское местоскопление на Средневолжском своде).

Преобладающее большинство залежей нефти в каменноугольных отложениях так же, как и в девонских, относятся к сводовому типу.

Ромашкинское месторождение нефти приурочено к крупному погребённому поднятию докембрийского фундамента, составляющему южную вершину Татарского свода и может быть рассмотрено как зона нефтенакопления почти овальной формы.

Глубина залегания кристаллических пород в наиболее повышенных частях от 1600 до 1800 м. Залегающие выше осадочные породы девонского возраста, повторяя в общих чертах формы фундамента, образуют куполовидное пологое поднятие (с углами наклона пород менее одной трети градуса), и на фоне которого выделяется ряд более мелких поднятий. (Ромашкинское, Миннибаевское, Абдрахмановское, Азнакаевское, Павловское и др.) и разделяющих их прогибов. Высота Ромашкинского поднятия по отложениям девона всего 60 м. Разрез осадочных образований место скопления начинается девонскими отложениями, которые, представлены в нижней части кварцевыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами мощностью 100-150 м. Выше залегает мощная (до 1500 м) толща в основном известняков и доломитов, охватывающая верхнедевонские и каменноугольные отложения. Среди этой толщи выделяются две сравнительно маломощные, до 50 м, пачки песчаников, глинистых сланцев, местами с залежами каменного угля. Содержится нефть и в карбонатных коллекторах.

Заканчивается разрез породами пермской системы, сложенной внизу доломитами, гипсами, ангидритами и выше красноцветными и сероцветными песчаниками, глинами; мергелями и известняками.

Мощность пермских отложений до 400 м.

Ромашкинское местоскопление многопластовое. Основные скопления нефти приурочены к пласту Д-I - песчаникам нижней части верхнедевонских отложений (франский нефтегазоносный комплекс). Кроме того, нефтенасыщенными являются линзы песчаников пластов Д-П и Д-IП, живетского нефтегазоносного комплекса и песчаники бобриковского горизонта визейского нефтегазоносного комплекса нижнего карбона.

Пласт Д-I состоит из ряда прослоев мелкозернистых кварцевых песчаников. Песчаники представляют сложную, часто причудливую картину, наблюдаются резкие изменения мощности, выклинивания отдельных песчаных прослоев, переход их в глины и т. п. Мощность песчаников до 30 м. Два нижних прослоя (иногда они объединяются в один) характеризуются высокими вмещающими свойствами и отличаются большой продуктивностью, пористость песчаников 19-20%, проницаемость 400-500 миллидарси.

Нефть заполнила песчаные прослои пласта Д I, образовав пластовую залежь, к которой приурочены основные запасы нефти этого местоскопления. Большая часть площади залежи подстилается водой. Начальные дебиты нефти составляют 100-400 т/сут. Залежи нефти других пластов в основном линзовидные. Плотность нефти изменяется от 0,83 до 0,85 г/см³, в ее составе содержится сера (0,8-1,3 %), смолы, парафин и др.

Ново-Елховское нефтяное месторождение (рис. 11) расположено в 60 км от г. Бугульмы. Открыто в 1951г., разрабатывается с 1958 г. Месторождение крупное по запасам. Приурочено к Акташско-Новоелховскому валу (западный склон Альметьевской вершины Татарского cвода). Продуктивны песчаники и алевролитыверхнего девона (пашийский, кыновский горизонты), нижнего карбона (бобриковский, тульский горизонты) и карбонатные отложения нижнего и среднего карбона (турнейский, башкирский и московские ярусы). Коллекторы порового и порово-трещинного типов, пористость 15-25% и проницаемость 0,097-2мкм². Толщина коллекторов 53 м. Залежи пластовые сводовые, структурно-литологические и массивные. Осадочная толща на месторождении представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система в составе среднего и нижнего oтделов залегает на глубинах 1280-1930 м. Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно сложена терригенными nopoдами, песчано -глинистыми, песчано-алевролитовыми, cpeди которых выделяется ряд пластов-коллекторов (Ao-Av), разделённых плотными и глинистыми пoрoдами. Общая толщина терригенной части дeвона составляет порядка 200 м. Верхняя часть разреза девона сложена карбонатными nopoдами (известняки, доломиты и их переходные разности), общая толщина которых достигает 450­500м.

Каменноугольная система представлена всеми тремя oтделами. Глубины залегания- 460-1280 м, общая толщина до 820 м. Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород, и только тульский, бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт cpeднего карбона сложены терригенными породами: песчаниками, глинами, глинистыми сланцами, с прослоями углей и карбонатов. Пермская система npeдставлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела (ассельский - кунгурский ярусы) - известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Верхний отдел - красноцветные песчано-глинистые образования с прослоями карбонатов. Пермские отложения выходят на дневную поверхность, их толщина составляет до 460 м.

На Ново-Елховском месторождении нефтегазоносность в его разрезе выявлена в отложениях верхнего девона, нижнего и среднего карбона. Основные запасы нефти промышленных категорий (69 % балансовых и 81 % извлекаемых) содержатся в терригенных пластах кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.

Туймазинское нефтяное месторождение (рис. 12) расположено в 180км к западу от г. Уфы. Открыто в 1937г., разрабатывается с 1939 г. Месторождение относится к классу крупных. Приурочено к Туймазинскому и Александровскому поднятиям, расположенным в пределах Альметьевской вершины Татарского свода. Размеры Туймазинского поднятия составляют 40 х 20 км. Осадочная толща в пределах месторождения представлена отложениями докембрийского и палеозойского возраста. Терригенные отложения венда развиты не повсеместно и представлены аргиллитами, алевролитами и песчаниками толщиной 0-137 м. Палеозойский комплекс отложений охватывает время от эйфельского яруса cpeднего девона дo казанского яруса верхней перми.

Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения верхнего и cpeднero девона (горизонты Д _I, Д _II Д_III Д _IV) и бобриковский горизонт нижнего карбона, а также известняки фаменского яруса верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 1100 до 1680 м. На месторождении выявлено 122 залежи. Основная нефтеносность связана с терригeнными девонскими отложениями, в которых открыто 54 залежи на глубинах 1690-1720 м (пашийский, муллинский и старооскольский горизонты). Общая толщина песчаных коллекторов около 70 м, пористость 17-22 %, проницаемость до 0,47 мкм². Коллектор поровый. Залежи пластовые сводовые, преимущественно литологические экранированные, высота до 68 м. Начальные пластовые давления 17,2-18,1 Мпа. Температура 30^о С. ВНК на отметках от -1485 до -1530 м. В известняках фаменского яруса (девон) выявлено 8 массивных залежей на глубине 1130-1100 м. Пористость коллекторов 3 %. Высота залежей до 30 м, начальное пластовое давление 14 МПа. Плотность нефтей из отложений девона 889-894 кг/м3. Содержание серы 2,7-3 %. в известняках кизеловского горизонта (нижний карбон) выявлено 5 массивных залежей нефти на глубине 1070-1075 м. Высота залежей до 35 м. Плотность нефтей из пород каменноугольного возраста 889 –894 кг/м³ , содержание серы 2,7-3,0%.

Бавлинское нефтяное месторождение (рис. 13) расположено в юго-восточной части Татарстана на территории Бавлинского района, который на юге граничит с Оренбургской областью, а на востоке по р. Ик - с Башкортостаном. Открыто в 1946 г., разрабатывается с 1949 г. Относится к классу крупных. Площадь месторождения 333,6 км². Месторождение приурочено к Бавлинско- Туймазинскому вaлу, который нарядy с другими ступенчато погружающимися валами осложняет юго-восточный склон Южного купола Татарского свода. В целом это сравнительно пологая складка шириной 20-30 км и длиной около 100 км с более крутым юго - восточным крылом и очень пологим северо-западным. В пределах вала выделяется ряд достаточно крупных локальных поднятий. Туймазинское, Александровское, Hoво – Бавлинское. В разрезе палеозоя Бавлинского месторождения нефтепроявления различной интенсивности установлены по целому ряду горизонтов терригенного и карбонатного девона и карбона. Наиболее значительны они по терригенным коллекторам пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона – пласта Д ₁ бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также по карбонатным коллекторам турнейского яруса.

Продyктивные отложения основных нефтеносных горизонтов месторождения отличаются исключительным разнообразием литолого-петрографического состава, коллекторских свойств, характера насыщенности и особенностей залегания по площади и разрезу.

Основным промышленным объектом является пласт Д ₁ (пашийский горизонт), сложенный песчано – алевролитовыми породами. По отложениям пашийского горизонта Д₁ в пределах месторождения выделяют шесть залежей нефти, отличающихся по размерам и амплитуде. Наиболее крупная крупная их них, собственно Бавлинская, имеет размеры 10 х 15,5 км, высоту около 25 м и максимальный этаж нефтеносности 37 м. Залежь пластовая сводовая. Средняя общая толщина отложений горизонта Д₁ составляет 15,8 м, изменяясь от 14,0 до 33,8 м. Нефтенасыщенная толщина равна в среднем 6,4 м, но по основному пласту ее величина составляет 8,7 м. Отложения горизонта характеризуются в целом довольно высокими значениями песчанистости (cpeднее значение по всем пластам равно 0,62). В cpeднем по горизонту проницаемость равна 0,473 мкм², пористость - 19,5 %, нефтенасыщенность - 0,778.

Карбонатные отложения кизеловского и черепетского горизонтов турнейского яруса слагают залежь, занимающую большую часть территории месторождения. Коллектора имеют проницаемость 0,031 мкм2, пористость 11,6 %, нефтенасыщенность 0,750. Залежи нефти в турнейском и визейском ярусах контролируются структурами облекания биогермных построек. Глубина залегания пpодyктивных горизонтов от 1150 до 1875 м.

Основной продyктивный горизонт в разрезе турнейского яруса - кизеловский - имеет среднюю общую толщину около 10,0 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 6,4 м.

Терригенные отложения бобриковского горизонта характеризуются резкой фациальной изменчивостью разреза, размывом отдельных пачек, различным числом и сочетанием песчано-алевролитовых пластов, значительным изменением толщины как всего горизонта, так и отдельных пачек. Общая средняя толщина горизонта составляет 15,1 М, изменяясь от 10,0 до 21,2 м. Нефтенасыщенная толщина значительно меньше - 3,6 м. К терригенным отложениям бобриковского горизонта приурочена крупная многопластовая залежь, занимающая площадь всего месторождения. Она представляет собой единую гидродинамическую систему. По площади горизонта отмечается наличие значительного числа зон, представленных неколлектором. В целом залежь бобриковского горизонта пластово -сводовая, участками литологически осложненная.

Шкаповское нефтяное месторождение (рис. 15) находится к югу от г. Белебея. Открыто в 1953 г. Введено в разработку в 1955 г. Расположено на восточной окраине Альметьевской вершины Татарского cвода и приурочено к одноименной структуре. Шкаповская структура является обширной брахиантиклиналью северо -западного простирания. Размеры составляют 20 х 13 км при амплитуде около 20 м. Складка пологая. Углы наклона крыльев не более 0,50. На основной брахиантиклинали выделяются три относительно приподнятые зоны: центральная, юго -западная и северо-восточная. Нефтеносносность в разрезе месторождения установлена в терригенной толще нижнего карбона, известняках турнейского и фаменского ярусов и в девонских терригенных отложениях. Основные объекты разведки горизонта Д и Д _V расположенные на глубинах 2150 и 2170 м, содержат 98,2 % начальных извлекаемых запасов нефти месторождения. Остальные объекты носят второстепенный характер. Коллекторские свойства девонских горизонтов близки между собой. Пористость горизонта A_1V в среднем составляет 18 %, проницаемость - 0,33 мкм², нефтенасыщенность - 0,888, по горизонту Д средние значения пористости и проницаемости несколько выше: 19 % и 0,43 мкм², нефтенасыщенность 0,869. Нефтенасыщенные толщины составляют по пласту Д v 5,2 м, по Д - 5,8 м. 3алежи нефти девонских горизонтов пластовые сводовые, крупные. Нефти верхней и cpeдней пачек горизонта Д _I близки по физическим и химическим свойствам. Плотность нефтей составляет 770 кг/м^З. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. Плотность нефти по площади залежей закономерно изменяется, составляя 860 кг/м^З в сводовой части, к периферии она постепенно увеличивается дo 870 кг/м^З, меняется и содержание серы (от 1,4 дo 2,6 %). Нефти пластов горизонта Д v также имеют большое сходство. Нефть маловязкая, легкая, сернистая, парафинистая и смолистая. Нефть горизонта A_1V имеет низкую вязкость 1 мПа.с и высокую газонасыщенность.

Арланское месторождение нефти является одним из наиболее известных на Русской платформе. В тектоническом отношении приурочено к крупному пологому валоподобному Арлано - Дюртюлинскому поднятию платформенного типа, осложнённому рядом куполов и прогибов. По существу представляет собой совокупность отдельных нефтегазоносных площадей, объединённых в единую обширную зону нефтегазонакопления.

Залежи нефти здесь выявлены в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона и в известняках каширского и подольского горизонтов среднего карбона и турнейского яруса нижнего карбона.

Песчано-глинистая толща нижнего карбона залегает па размытой поверхности известняков турнейского яруса на глубине 1300-1400 м. Она сложена песчаниками, глинами, углисто-глинистыми сланцами с прослоями каменного угля, мощность которых местами достигает 12-19 и даже 26 м. 06щая. мощность этой продуктивной толщи в среднем составляет 35-50 м, но в глубоких погре6енных промоинах турнейских известняков, которые представляют как бы подземные каньоны, она увеличивается до 100-110 м.

Нефть насыщает слои кварцевых песчаников, мощность которых изменяется от 3-5 до 10-20 м. Наибольшая мощность характерна для участков структуры, где отмечается наименьший размыв, и наоборот, в участках наибольшего размыва возрастает содержание глин, глинистых сланцев и углей. Нефть в основном приурочена к двум продуктивным песчаникам бобриковского горизонта. Все залежи сводовые. Дебиты нефти достигают 100 т/сут. Нефть Арланского местоскопления тяжелая (0,894-0,904 г/см3). с большим содержанием серы (до 3%), парафина, смол.

Оренбургское газоконденсатное месторождение открыто в1968 году. Оно приурочено к одноимённому валу, выявленному сейсморазведочными работами по опорному отражающему горизонту, отождествляемому с кровлей продуктивной толщи и подтвержденному глубоким бурением. Фиксируемые ранее по сейсмическим данным локальные поднятия, осложняющие вал, подтверждены бурением.

Доказана продуктивность нижнепермских карбонатных отложений, отложений верхнего и среднего карбона, представленных аналогичными породами.

Газ находится в нижнепермских отложениях - нижней части кунгура - филипповском: горизонте, сакмаро-артинской толще, каменноугольных отложениях, представленных главным образом карбонатными породами (известняками, плойчатыми доломитами и др.), в составе которых выделяются прослои пористых и трещиноватых известняков, чередующихся с более плотными разностями. Глубина залегания продуктивной толщи 1200-1900м.

Покрышкой залежи являются каменная соль и ангидриты кунгурского яруса мощностью 480 - 1290 м. Залежь массивная, высотой 528 м, с нефтяной оторочкой. Наиболее высокое возможное положение границы раздела газ - нефть принято на отметке - 1750 м, а границы нефть – вода на отметке -1770м. Залежь характеризуется аномально высоким пластовым давлением и сравнительно низкой температурой. В сводовой части залежи на отметке - 1226м пластовое давление 19,84 Мпа и температура +27 ^о С.

Абсолютно свободные дебиты газа в скважинах варьируют от 100 – 835 тыс. м³/сут., газ содержит 81,5-83% метана. Около 125 см3/м3 содержание газоконденсата. Установлено наличие сероводорода от 1,3 до 4,5%, азота 2,4-7,6%, СО 1,0-3,2%.

От Оренбургского местоскопления построен с участием социалистических стран (Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, Чехословакии) газопровод «Союз» до западных границ СССР. Газопровод будет снабжать газом социалистиче­ские страны Европы, а также Италию, ФРГ и Францию.

Наряду с газоносностью на Оренбургском валу отмечены многочисленные признаки нефтеносности, указывающие на возможность открытия здесь залежей нефти в карбоне и девоне. Перспективы газоносности связываются с нефтегазоносным комплексом пермских отложений, главным образом с ero нижним отделом.

Серафимовское нефтяное месторождение расположено в 20 км к юго-востоку от ж.-д. Станции Туймазы. Открыто в 1949 г.

Дата добавления: 2014-12-27