Основные нефтегазоносные провинции СССР

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция охватывает огромную территорию между Волгой и Уралом и включает Татар­скую, Верхнекамскую, Пермско-Башкирскую, Мелекесскую, Южно-Предуральскую, Средневолжскую, Нижневолжскую неф­тегазоносные и Уфимско-Оренбургскую газонефтеносную области. В ее пределах открыто много нефтяных месторождений, обеспе­чивших основной прирост добычи нефти в СССР в период 1950— 1970 гг. В последние годы значительно расширена сырьевая база газовой промышленности за счет открытия Оренбургского газо-конденсатного месторождения.

Первые промышленные притоки нефти на территории рас­сматриваемой провинции получены в 1929 г. из пермских отложе-

ний на месторождении Чусовские Городки, расположенном в Пред-уральском прогибе. В последующие годы между Волгой и Уралом были обнаружены промышленные залежи нефти в отложениях средне- и нижнекаменноугольных. В 1944 г. была установлена промышленная нефтеносность девонских отложений на место­рождениях Яблоновый Овраг в Куйбышевской области и Туйма-зинском в Башкирии.

Основные черты геологического стро­ения. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция находится на восточном склоне Восточно-Европейской древней платформы. Возраст фундамента определяется как архейский, а в ряде рай­онов — как нижнепротерозойский.

Поверхность фундамента имеет сложный, глубоко расчленен­ный рельеф, образованный системой погребенных впадин и вы­ступов. Структура поверхности фундамента блоковая. Наиболее глубокие погребенные впадины заполнены преимущественно тер-ригенными отложениями бавлинской свиты, имеющей возраст от верхнего протерозоя (рифея) до нижнего девона включительно. Выше залегают породы средне- и верхнедевонские, каменноуголь­ные, пермские и мезозойско-кайнозойские.

Образования среднего девона, а также низов франского яруса верхнего девона повсеместно представлены терригенными отложе­ниями с прослоями карбонатных пород, большая же часть верх-'него девона имеет карбонатный состав. Терригенная толща девона состоит из отложений прибрежно-морского и лагунно-озерного происхождения. В каменноугольных отложениях выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний. Они сложены преимуще­ственно карбонатными породами. Мощность терригенных отло­жений нижней части визейского яруса резко колеблется от 50 до 450 м. Нижняя пермь представлена в основном карбонатными породами. В верхней части нижней пер»ш развиты галогенные и сульфатные породы: гипсы, ангидриты, каменная соль. Мощ­ность их изменяется от нескольких десятков до 500—600 м, максимальной величины она достигает в Предуральском прогибе. Верхнепермские породы значительной мощности выражены крас-ноцветными континентальными осадками. Мезозойские и кай­нозойские отложения наиболее распространены в пределах Ниж­него Поволжья.- Юрские и нижнемеловые породы в основном состоят из глин с прослоями песчаников и алевролитов. В верхнем мелу развиты известняки и мергели.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция включает два разнородных тектонических элемента: Предуральский передовой прогиб и восточную часть Русской платформы. В Предуральском прогибе с севера на юг выделяются Соликамская и Юрюзано-Сылвенская депрессии (Среднее Предуралье), далее на юг — Бельская, Мелеузская и Оренбургская депрессии (Южное Пред­уралье). Тектоническое строение Предуральского прогиба харак­теризуется развитием четких линий дислокаций субмеридиональ-

ного направления. В соответствии с этим находятся распределение фаций осадочного чехла и глубина погружения ложа.

На обширной территории восточной части Русской платформы располагаются крупные тектонические элементы: Волго-Ураль-ская антеклиза, Рязано-Саратовский прогиб и восточный склон Воронежской антеклизы. Каждый из этих тектонических элемен­тов включает крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы.

На территории Волго-Уральской антеклизы, в западной ее части, выделяют Токмовский и Котельнический своды. В цен­тральной части антеклизы находится обширный Татарский свод, осложненный несколькими вершинами. Он отделяется от Токмов-ского и Котельнического сводов линейным Казанско-Кировским прогибом. На востоке Волго-Уральской антеклизы расположен обширный Пермско-Башкирский свод, отделенный от Татарского Верхнекамской впадиной и Бирской седловиной. Восточный склон Пермско-Башкирского свода погружается в Предуральский про­гиб. В южной части антеклизы выделяется крупная широтно вытянутая структура Жигулевско-Оренбургского свода. На севере она ограничена Ставропольской, Мелекесской и Серно-водско-Абдулинской впадинами, отделяющими ее от Токмовского и Татарского сводов, а на юге граничит с Бузулукской впадиной и Прикаспийской синеклизой. В северной части Волго-Уральской антеклизы находится еще ряд крупных положительных структур таких, как Сысольский и Камский своды.

Волго-Уральская антеклиза отделена от другой региональной положительной структуры — Воронежской антеклизы — глубо­ким Рязано-Саратовским прогибом древнего заложения. Юго-восточную часть восточного склона Воронежской антеклизы обычно называют Приволжской моноклиналью.

Важной особенностью строения Волго-Уральской провинции является широкое развитие линейных унаследованных дислока­ций, соответствующих разломам фундамента. С зонами линейных дислокаций связано развитие очень пологих, относительно узких, сильно вытянутых валов асимметричного строения или структур­ных уступов (флексур). Валы, в свою очередь, осложнены локаль­ными положительными структурами — куполами, антиклина­лями, брахиантиклиналями. Второй особенностью строения Волго-Уральской провинции является наличие межформацион-ной системы Камско-Кинельских прогибов. Последние формиро­вались в верхнедевонское и турнейское время как глубоководные впадины, на бортах которых развивались фаменские и турнейские рифогенные сооружения. В нижневизейское время эти впадины были снивелированы мощным накоплением терригенных толщ.

Нефтегазоносность — промышленные залежи нефти и газа приурочены к девонским, каменноугольным и пермским отложениям. Основные продуктивные толщи — терригенные отло­жения девонские и нижнекаменноугольные, следующие по значе-126

нию — Карбонатно-террйгеиные толщи среднекамбйноугольных и нижнепермских отложений. Ряд промышленных скоплений нефти и газа обнаружен в карбонатных породах девона и нижнего карбона.

В отложениях терригенного девона установлено шесть про-мышленно нефтегазоносных горизонтов, представленных песча­никами и алевролитами и разделенных пачками глин и аргиллитов. Они являются главными объектами разработки в Татарии, Баш­кирии, Куйбышевской и Оренбургской областях. К терригенному продуктивному комплексу нижнекаменноугольных отложений от­носятся песчано-глинистые образования нижней части визей-ского яруса (малиновский и яснополянский надгоризонты). Эта толща имеет региональное распространение в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Наибольшей мощности она достигает в Камско-Кинельской системе прогибов (до 300— 400 м). В терригенных каменноугольных отложениях установлено несколько продуктивных горизонтов. В ряде районов важное промышленное значение имеют карбонатные отложения намюр-ского и башкирского ярусов.

Продуктивный комплекс верхнего отдела каменноугольной системы и нижнего отдела пермской системы нефтегазоносен. в основном в юго-восточной и восточной частях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. До последнего времени нефтегазо-носкость этих отложений связывали главным образом с погре­бенными рифовыми массивами сакмаро-артинского возраста, ши­роко развитыми в Предуральском прогибе. После открытия Орен­бургского газоконденсатного месторождения возросло значение этого комплекса в платформенной части Волго-Уральской про­винции.

Месторождения нефти и газа в основном при­урочены к локальным структурам. Локальные структуры, как правило, группируются в валы или валообразные поднятия. Для районов платформенной части провинции характерно развитие в основном пологих структур с углами падения пород от несколь­ких минут до 5°. Более крутые углы крыльев характерны для структур облекания биогерм фаменского и турнейского возраста, расположенных по бортам Камско-Кинельской системы прогибов, и для структур, расположенных вдоль флексур тектонического происхождения. В пределах Предуральского прогиба месторожде­ния приурочены к рифовым массивам, объединенным в связки или вытянутым в цепочки (барьерные рифы). Кроме того, место­рождения нефти связаны с вытянутыми крутыми складками.

Большая часть залежей нефти и газа пластового сводового типа. Имеются также залежи массивные. Первые характерны главным образом для терригенной части продуктивного разреза, вторые — для карбонатной. Литологическая изменчивость кол­лекторов обусловливает наличие залежей литолого-структурного типа, встречаются также залежи тектонически экранированные.

Ромашкинское нефтяное месторождение (рис. 50) открыто в 1948 г. Оно приурочено к крупной пологой куполовидной струк­туре на южной вершине Татарского свода. На западе эта струк­тура отделяется узким и крутым прогибом меридионального простирания от Акташско-Новоелховского вала, в пределах которо­го находится Акташско-Новоелховское нефтяное месторождение.

Основная нефтяная залежь Ромашкинского месторождение приурочена к горизонту Д_х пашийского времени на глубине 1700 м. Горизонт Д_х, представленный переслаиванием песчаников, алев­ролитов и аргиллитов, характеризуется сложным строением. На небольшом расстоянии отдельные пласты выклиниваются или значительно увеличиваются по мощности, сливаясь в единый горизонт. Всего в разрезе горизонта Д_т выделяют пять нефте-насыщенных пластов (а, б, в, г, д). Суммарная мощность коллек-

торов горизонта Д_х 30—50 м. Пористость песчаников 15—26 %, проницаемость (4 ч-200) • 10~¹⁴ м². Дебиты нефти в начальный период разработки достигали 100 т/сут и более. Неповсеместно, лишь на некоторых участках северо-западной части Ромашкин­ского месторождения над горизонтом Д_х залегает нефтяной пласт До кыновского горизонта (франский ярус), сложенный песчани­ками и алевролитами. Ниже горизонта Д$ залегают нефтяные горизонты Д_а и Д_ш (живетский ярус). Они также представлены песчано-алевролитовыми породами, замещающимися непрони­цаемыми разностями. Еще глубже расположен пласт Д_ху воробьев-ского горизонта (живетский ярус). Нефтяные горизонты Д_1Г, Д_ш и дгу имеют ограниченное распространение и небольшие запасы нефти.

На Ромашкинском месторождении установлена нефтенос­ность карбонатных коллекторов фаменского и турнейского яру­сов, песчаников и алевролитов яснополянского надгоризонта и известняков башкирского и верейского горизонтов. Многие из этих залежей уже введены в разработку.

5 Абрикосов И. X. и др.

Туймазинское нефтяное месторождение (рис. 51) расположено на южном склоне Альметьевской вершины Татарского свода,

приурочено к восточной части Туймазинского вала и охватывает два поднятия — Туймазинское и Александровское. Туймазинское поднятие представляет собой крупную пологую асимметричную антиклиналь с более крутым юго-восточным и пологими северным и северо-западным крыльями. Основные промышленные гори­зонты — пласты Д_п и Д_г девона. Кроме того, установлены залежи нефти в песчаниках пластов Д_ш и Д_1У старооскольского и во-робьевского горизонтов. Мощности продуктивных горизонтов 2— 30 м. Залежи нефти выявлены также в карбонатных отложениях фаменского и турнейского ярусов и в терригенных отложениях нижнего карбона.

Оренбургское газовое месторождение (рис. 52) в тектоническом отношении приурочено к Оренбургскому валу, осложняющему северную часть Соль-Илецкого выступа. Оренбургский вал имеет широтное простирание, длина его 130 км при ширине 20 км, амплитуда превышает 600 м. Газоносны карбонатные отложения средне- и нижнекаменноугольные и нижнепермские. Залежь единая, массивного типа. Покрышкой газоносных пород служит соленосная толща куигура мощностью от нескольких сот до ты-130

сяч метров. Для карбонатных пород-коллекторов характерно неравномерное распространение трещи нов атости и пористости. Газ с высоким содержанием конденсата и сероводорода.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на севере европейской части страны на территории Коми АССР и Архангельской области. В ее пределах выделяют Ижма-Печор-скую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую нефтегазо-носные и Северо-Предуральскую газоносную области.

Первые сведения о нефти региона относятся к XV в. В 1745 г. купец Федор Прядунов построил здесь первый в мире примитивный нефтеперегонный завод производительностью не­сколько десятков тонн нефти. Долгое время в провинции были известны только месторождения Ухтинского и Омринского рай­онов с девонскими залежами нефти (Чибьюское, Ярегское, Седь-иольское). В конце 50-х гг. был открыт ряд месторождений нефти и газа в Печорской впадине. В 1964 г. в пределах Предуральского прогиба выявлено Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Разведочными работами последних лет в северной провинции на Колвинском и Юрьяхино-Шапкинском валах открыт ряд новых нефтяных и газовых месторождений (Усинское, Возейское и др.).

Основные черты геологического стро­ения. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция ограни­чена Тиманским кряжем на юго-западе и горными сооружениями Полярного Урала на востоке. Возраст ее фундамента рифейский. Выше залегают породы силурийские, девонские, каменноугольные и пермские. В пределах провинции выделяется ряд крупных тектонических элементов преимущественно северо-восточного простирания.

Тиманский кряж представляет собой горстообразное поднятие глыбового строения, отчетливо выраженное в рельефе. Длина его 900 км, ширина 150 км. Он осложнен многочисленными глубин­ными разломами, которые в осадочном чехле отражаются в виде валообразных поднятий и флексур. Наиболее хорошо изученные валы (Ухтинский, Ижма-Омринский и др.) располагаются в юго-восточной части кряжа, где с ними связано много небольших по размерам месторождений нефти и газа (Ярегское, Нижнеомрин-ское, Войвожское и др.).

Северо-восточнее Тиманского кряжа располагается обшир­ная Печорская платформенная впадина, фундамент которой за­легает на глубине более 6000 м. Выполняющие ее палеозойские отложения полого погружаются в северном и восточном направле­ниях. В юго-восточной части впадины открыты нефтяные место­рождения Западно-Тэбукское и Пашнинское. На северо-востоке Печорская впадина по глубинным разломам сочленяется с Печор­ской тектонической грядой. Характернейшей чертой строения

5* 131

впадины является очень большая мощность средне- и верхне­девонских отложений (более 3 км). В юго-восточной части гряды в отложениях перми и нижнекаменноугольных открыты пока только небольшие месторождения нефти и газа. К северо-востоку от Печорской гряды располагается глубокий Денисовский прогиб, в свою очередь ограниченный на северо-востоке Колвинской тек­тонической грядой. К ее крайней юго-восточной части приурочено Усинское нефтяное месторождение. Вдоль западного склона Урала протягивается Предуральский прогиб, в пределах которого в юж­ной части рассматриваемой территории расположена Верхне­печорская впадина, где открыто Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Развитые здесь поднятия характеризуются кру­тыми западными крыльями и наличием нарушений.

Нефтегазоносность — залежи нефти и газа уста­новлены в широком стратиграфическом интервале палеозойских отложений — силурийских, девонских, каменноугольных и пермских. Нефтегазоносность силурийских карбонатных отложе­ний выявлена в последнее время. Основная промышленная нефте-газоносность связана с терригенными отложениями среднего и верхнего девона. В разрезе эйфельского яруса среднего девона выделяют два продуктивных пласта (II и III), представленные в основном песчаниками, мощность которых уменьшается с запада на восток. К живетскому ярусу приурочен пласт 1в. Пласты 1а и 16 выделяются в разрезе пашийских отложений. Особенностью пашийских отложений является значительная фациальная измен­чивость, вследствие чего продуктивные песчаные пласты имеют сложный характер. Терригенные продуктивные отложения девона отличаются высокими коллекторскими свойствами: пористость их 20—25 %, проницаемость более (1 -t-3)- 10 ¹³ м². Это обусловливает значительные дебиты нефти. Глубина залегания этих отложений увеличивается в направлении Предуральского прогиба и изме­няется от 150—200 м (Ярегское месторождение) до 3300 м (Паш-нинское). Небольшие глубины залегания нефтеносных отложений позволили осуществить разработку Ярегского нефтяного место­рождения шахтным способом.

Нефтегазоносна также наддоманиковая часть верхнедевонских, каменноугольные и нижнепермские отложения, представленные карбонатными породами. К этим отложениям приурочены залежи нефти на Усинском, Западно-Тэбукском, Пашнинском месторож­дениях и др. и газа на Вуктыльское, Курьинском месторожде­ниях и др. Самой верхней продуктивной толщей являются тер-ригенные отложения верхней перми.

Нефти месторождений Тимано-Печорской провинции, мало-парафинистые, преимущественно легкие, более легкие (0,850— 0,890 г/см³), связаны с фаменскими залежами Пашнинского и не­которых других месторождений, а более тяжелые (0,991 — 0,945 г/см³) — с залежами Ярегского и Войвожского месторожде­ний, а также с залежами пермских отложений на Усинском место-132

рождении. Газы метановые (83—93 %). Наибольшее содержание тяжелых углеводородов в газе отмечено на Вуктыльском газо-конденсатном месторождении (до 10 %). Газ этого месторождения содержит конденсат до 882 см³ на 1 м³.

Месторождения нефти и газа связаны с куполо­видными брахиантиклинальными складками. Некоторые из них осложнены разрывными нарушениями. Лишь Вуктыльское место­рождение приурочено к узкой линейной антиклинали большой протяженности. Залежи нефти и газа пластовые сводовые, реже массивные (Вуктыльское). Почти все месторождения многопла­стовые, большинство открытых залежей нефти и газа связаны с де­вонскими отложениями.

Усинское нефтяное месторождение (рис. 53) расположено в юго-восточной части Колвинского вала и приурочено к крупной брахиантиклинальной складке северо-восточного простирания. Амплитуда структуры около 500 м. Юго-западное крыло складки более крутое. Залежи нефти выявлены в песчаниках силура, живетского яруса девона и в карбонатной нерасчлененной толще

нижнепермских — каменноугольных отложений. Наибольшее промышленное значение имеет залежь легкой нефти в живетских песчаниках. Продуктивный пласт характеризуется неоднород­ностью, местами в юго-западной части песчаники полностью гыклишшаются. В карбонатных нижнепермских — каменноуголь­ных отложениях залежь нефти массивная, нефть тяжелая, вязкая. В1ктылъское газоконденсатное месторождение приурочено к антиклинальной структуре, расположенной в Верхнепечорской впадине. Длина ее 75—80 км, ширина 5—7 км, амплитуда 1400 м. Складка имеет асимметричное строение, западное крыло ее крутое (60—80°), восточное — пологое (10—25°). Газоконденсатная за­лежь приурочена к нижнепермским и среднекаменноугольным отложениям. Коллекторами служат пористо-трещиноватые изве­стняки, перекрытые гипс-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Глубина залегания кровли продуктивной толщи 2200—3100 м. Залежь массивная. Этаж газоносности достигает 1320 м. Средний дебит газа эксплуатационных скважин около 500 тыс. м³/сут.

Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция

Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция вклю­чает Днепровско-Донецкую газонефтеносную и Припятскую неф­теносную области.

В Днепровско-Донецкой газонефтеносной области (Украин­ская ССР) нефть начали добывать в 1951 г., газ — в 1956 г. В Припятской нефтеносной области (Белорусская ССР) добыча нефти начата в 1964 г.

Основные черты геологического стро­ения. В строении осадочного чехла участвуют отложения па­леозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов. Основную часть разреза составляют пермские, каменноугольные и девонские отложения. Отличительная особенность разреза — наличие в от­ложениях девона мощных соленосных толщ. Мощность осадочного чехла Днепровско-Донецкой впадины достигает 10 км, в Припят-ском прогибе — 5 км.

Днепровско-Донецкая газонефтеносная область находится в пределах Днепровско-Донецкой впадины, расположенной между Украинским и Воронежским кристаллическими массивами. Основ­ным тектоническим элементом впадины является Центральный грабен. Он протягивается на 800 км при ширине 150—200 км. Поперечными нарушениями грабен расчленяется на ряд блоков, которые ступенеобразно погружаются в юго-восточном направле­нии. Особенностью тектоники Центрального грабена является широкое распространение соляных куполов, связанных с соленос-ными толщами девона. Центральный грабен окаймляется зонами развития многочисленных нарушений, которые вызваны интен­сивным погружением фундамента в направлении осевой части грабена.

Припятская нефтеносная область располагается в пределах Припятского прогиба, осложняющего Белорусский массив кри­сталлического фундамента. Длина прогиба 300 км, ширина 100• — 120 км. Припятский прогиб осложнен рядом более мелких депрес­сий и выступов, в пределах которых выделяется несколько десят­ков локальных поднятий. Характерной особенностью тектоники региона является широкое развитие солянокупольных структур. От Днепровско-Донецкой впадины Припятский прогиб отде­ляется Черниговским выступом фундамента.

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впа­дины связана с отложениями девонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми и юрскими. В нижнекаменноугольных породах выделяется до 15—20 продуктивных горизонтов различ­ной мощности (от 1 до 20 м). В среднекаменноугольных отложениях также выявлено значительное число залежей газа и в меньшей степени нефти.' Нижнепермско-верхнекаменноугольные отложе­ния — основная продуктивная толща восточных районов Укра­ины. В северо-западной части впадины обнаружены в основном нефтяные залежи, в юго-восточной — только газовые. Газы мета-новые (86—94 %), бессернистые. Нефти преимущественно легкие, как правило, малосернистые (не более 0,5 %) и малопарафинистые. Их плотность редко превышает 0,850 г/см³.

Основная промышленная нефтеносность Припятской нефте­носной области связана с семилукско-петинским и задонско-елецким горизонтами (девон), представленными карбонатными породами. Первый горизонт подсолевой, второй залегает между соленосными толщами девона. Плотность нефти 0,840— 0,877 г/см³, в основных горизонтах нефть малосернистая

(0,5 %).

Месторождения нефти и газа в пределах Днеп­ровско-Донецкой нефтегазоносной области в основном приуро­чены к солянокупольным структурам, обычно имеют сложную систему многочисленных разновозрастных разрывных нарушений и угловых несогласий. С глубиной, как правило, число дизъюнк-тивов уменьшается. Месторождения, связанные с брахиантикли-налями, не осложненными соляной тектоникой, немногочисленны. • Это в основном значительные по размерам и сравнительно пологие поднятия (Гнединцевское, Леляковское), расположенные в северо­западной части впадины. Наибольшее число залежей нефти и газа пластовые сводовые или пластовые тектонические, стратиграфи­чески и литологически экранированные. Развиты также массив­ные залежи.

В Припятской нефтеносной области открытые нефтяные место­рождения (Речицкое, Осташковичское, Тешковское, Вишансхое, Давыдовское) расположены в одной тектонической зоне — в се­верной части Припятского прогиба, и приурочены к Осташко-вичско-Речицкому выступу фундамента. Залежи нефти пластовые, тектонически и стратиграфически экранированные.

Шебелинское газоконденсатное мес­торождение (рис. 54) расположено в юго-восточной части Днепровско-До-нецкой впадины. Оно приурочено к крупной складке длиной 40 км, шириной 15 км, с более крутым юго-западным крылом (до 30°). В присводовой части структура осложнена многочисленными разрывными нарушениями. Основные залежи газа открыты в отложениях нижней перми и верхнекаменноуголь­ных. Наибольшая тектоническая экра­нированная газовая залежь выявлена в триасе. В нижней перми и верхне­каменноугольных отложениях установ­лено 13 газонасыщенных горизонтов. Наибольшие запасы газа содержат нижнеангидритовый горизонт, свита медистых песчаников (нижняя пермь) и араукаритовая свита (верхний кар­бон). Все газоносные пласты нижнеан­гидритового горизонта, свиты медистых песчаников и араукаритовой свиты представляют собой единую крупную массивную залежь с общим контуром газ — вода высотой до 1100 м.

Качановское нефтегазовое месторож­дение приурочено к пологой куполовид­ной складке, в ядре которой на глубине более 4000 м установлен соляной шток. Складка разбита на ряд блоков. За­лежи нефти и газа связаны с отложе­ниями триаса, перми и карбона. Всего насчитывается 25 продуктивных гори­зонтов, которые группируются в четыре нефтегазоносных этажа: триас-нижне­пермский, нижнепермский — верхне­каменноугольный, среднекаменноуголь-ный, нижнекаменноугольный. Залежи нефти и газа располагаются на глубине 1450—3500 м.

Севера- Кавказско- Мангышлакская неф-тегазоносная провинция

Эта провинция расположена в пре­делах Крымского полуострова, Север­ного Кавказа и Мангышлакского по­луострова. Она включает Индоло-Ку­банскую, Восточно-Предкавказскую,

Терско-Каспийскую и Южно-Мангышлакскую нефтегазоносные и Причерноморско-Крымскую, Азово-Березанскую, Восточно-Кубанскую и Ставропольскую газоносные области.

Индоло-Кубанская нефтегазоносная, Азово-Березанская и Восточно-Кубанская газоносные области (Краснодарский край)

Кубань является старейшим нефтедобывающим районом. Здесь в 1864 г. был получен первый промышленный фонтан нефти в на­шей стране.

Основные черты геологического стро­ения. В пределах данной территории расположены Азово-Кубанская платформенная впадина и Западно-Кубанский пред­горный прогиб. В их строении участвуют триасовые, юрские, меловые палеогеновые и неоген-четвертичные породы, залега­ющие в основном на палеозойском фундаменте, а в крайней северо­западной части региона — на докембрийском. В пределах Азово-Кубанской впадины выделяются более мелкие структурные эле­менты: Ейско-Березанская зона поднятий, Тимашевская ступень, Восточно-Кубанский прогиб. Последний Адыгейским выступом отделяется от Западно-Кубанского предгорного прогиба. Ейско-Березанская зона поднятий включает несколько антиклинальных линий, из которых основной является Каневско-Березанский вал. К многочисленным пологим локальным складкам этой зоны при­урочена большая часть газоконденсатных месторождений Красно­дарского края (Березанское, Ленинградское, Некрасовское и др.). Южный узкий, более крутой борт Западно-Кубанского прогиба осложнен многочисленными складками, группирующимися в не­сколько антиклинальных линий и характеризующимися сложным геологическим строением. К складкам южного борта прогиба и его осевой части приурочены почти все нефтяные месторождения Индоло-Кубанской нефтегазоносной области.

Нефтегазоносность Западно-Кубанского прогиба связана почти со всеми ярусами и горизонтами неогена, палео­гена и частично мела и юры. В платформенной части территории, как правило, продуктивны отложения нижнего мела и юры, а нефтегазоносность вышележащего комплекса пород крайне ограниченна. На ряде месторождений Ейско-Березанской зоны поднятий газонасыщены также пористо-трещиноватые породы триаса (месторождения Челбасское, Староминское).

Нефти рассматриваемой области различны по составу. Плот­ность их 0,760—0,979 г/см³. Наиболее тяжелые нефти характерны для миоценовых отложений. Они практически беспарафинистые и в основном малосернистые (до 0,5 %). Газы метановые, бессер­нистые. Содержание метана в залежах неогена и палеогена дости­гает 96—100 %, в мезозойских залежах редко превышает 90 %. В этих газах присутствует конденсат (не более 80 см³/м³). Макси­мальное его содержание отмечено на Староминском (150 см³/м⁸) и Южно-Советском (300 см³/м*) месторождениях.

Месторождения нефти и газа платформенной части рассматриваемой территории приурочены к пологим не­нарушенным брахиантиклинальным складкам относительно про­стого строения. Залежи нефти пластовые сводрвые. Характерным для этого района является Березанское месторождение (рис. 55).

В пределах Западно-Кубанского прогиба месторождения нефти и газа различаются по геологическому строению. В осевой части прогиба и на его северном склоне преобладают пластовые сводовые залежи, на южном склоне распространены пластовые тектонически, стратиграфически и литологически экранированные залежи.

Хадыженское нефтяное месторождение (рис. 56) находится в восточной части южного склона Западно-Кубанского прогиба, где широко распространены залежи нефти литологического типа, связанные с зоной выклинивания песчаников в моноклинально залегающей толще майкопских глин. Изменение мощности песча­ных горизонтов происходит закономерно по восстанию оси и в обе 138

стороны от нее к бортам. Линия выклинивания песков оконтури-вает залежь с трех сторон, образуя характерную форму залива.

Ахтырско-Бугундырское нефтяное месторождение (рис. 57) характерно для Ильско-Абинского района, который объединяет многочисленные, преимущественно нефтяные месторождения Азовской антиклинальной линии — основной в пределах южного склона Западно-Кубанского прогиба (Зыбза — Глубокий Яр, Северо-Ахтырское, Абино-Украинское и др.). Все месторождения многопластовые; залежи небольшие по размерам. Отложения мела и неогена образуют складки, осложненные нарушениями, которые срезаются моноклинально залегающими майкопскими и вышележащими породами. В миоцене нефти тяжелые (0,900 — 0,970 г/см³), в Майкопе, эоцене и палеоцене легкие (0,815— 0,860 г/см³).

Анастасиевско- Троицкое газонефтяное месторождение
(рис. 58) расположено в осевой части Западно-Кубанского прогиба
и приурочено к Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной
зоне. Месторождение многопластовое. Залежи нефти и газа пла­
стовые сводовые и связаны с отложениями понта и мэотиса. Уни­
кальна газонефтяная залежь горизонта IV мэотиса: она имеет
огромную по размерам газовую шапку (около 62 млрд. м³) с эта­
жом газоносности более 100 м при этаже нефтеносности 20—25 м.

Дата добавления: 2014-11-16