Денисовская НГО

Варандей - Адзьвинская НГО.

Хорейверская НГО

(Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона)

Верхневозейское (S₁ )

Варкнавтское (им. Романа Требса) (Д₁ )

Оленье (им. Титова) (Д₁ )

Ардалинское (риф-Д₃ )

Приразломное нефтяное (С_-2-3 Р₁ ) шельф.

Варандейское нефтяное (Р ₁ Т _1-2 )

Торавейское нефтяное (Р _1-2 Т _1-2 )

Восточно-Харьягинское нефтяное (риф-Д₃ )

Баганское нефтяное (риф Д ₃ S₁ )

Тобойское нефтяное (Д₁ )

Северо-Предуральская ГНО ( Верхнепечорская впадина)

Вуктыльское газоконденсатное (С _{1-2 3} Р₁ )

Рассохинское газоконденсатное (С_-2-3 Р₁ )

Шапкинское газовое (Т₁ Р₁ )

Василковское газоконденсатное (С _1-2 Р _1-2 Т ₁ )

Лаявожское нефтегазоконденсатное (С _-3 Р ₁ Т ₁ )

Усинское нефтяное месторождение приурочено к одноимённой антиклинали размерами 33х 12 км с амплитудой более 400 м по отложениям от среднего девона до перми является самой приподнятой структурой Колвинского мегавала. На Усинском месторождении выявлено три залежи: в среднедевонских терригенных коллекторах на глубине 2900-3100м; в каменноугольных и пермских карбонатных коллекторах. Залежи массивного, литолого-стратиграфического и пластово -сводового типов. Дебиты нефти из девонских песчаников составляли 50 – 230 т/сут. В разрезе нерасчленённой толщи средний карбон – нижняя пермь на глубине 1100-1400м выявлена залежь тяжелой нефти(0,954-0,968г/см³ ) высокосмолистой, сернистой (1,8-2,1%). Коллекторами являются пористые и кавернозные известняки и доломиты. Залежь сводового типа с массивным характером резервуара, что определяет большую её высоту (до 302 м). Дебиты нефти из карбонатных пород не превышали 35-40 т/сут. Интересно отметить, что покрышкой для этой залежи служат терригенные отложения верхней перми, причём нижние пласты песчаников вследствие пропитывания их загустевшей нефтью оказались практически непроницаемыми.

Расположенная севернее Возейская структура представляет собой более крупную складку (68х 17км), в основании которой располагается выступ фундамента, вскрытый скважинами на глубине около 4,5км. Почти все нефтяные и газовые месторождения Тимано-Печорской провинции приурочены к антиклинальным структурам или куполовидным поднятиям. Для некоторых из них характерно совпадение структурных планов, а в пределах других наблюдается смещение сводов по различным стратиграфическим комплексам.

Залежи в основном сводовые. В ряде случаев встречаются стратигра - фически экранированные (Нибельское, Нижнеомринское, Верхнеомринское и др.), а также литологически - экранированные (Войвожское, Северо-Джебольское и др.).

Некоторые залежи в девоне и карбоне напоминают установленный впервые И. М. Губкиным в Майкопском районе рукавообразный тип залежи, приуроченный к древнему руслу реки (Войвожское и Северо-Джебольское - в нижнем карбоне). Встречаются и такие типы залежей, формирование которых обусловлено сочетанием ряда факторов: структурно - стратиграфи - ческого или структурно-литологического (смешанный тип залежей). Резервуары, как правило, пластовые, хотя встречаются иногда и массивные (Западно- Тэбукское - силур).

Ярегское (Ухтинское) нефтяное месторождение. Относится к нефтегазовосной области северо-восточных склонов Тиманского кряжа и приурочено к крупной, сильно нарушенной антиклинальной структуре, в ядре которой имеется выступ фундамента, перекрытого осадками девона. Структура имеет юго-восточное простирание с относительно крутым (3-50^о) юго-западным и пологим (1-20^о) северо-восточным крыльями. Основная сводовая залежь приурочена к базальным песчаникам III горизонта эйфельского яруса мощностью около 30 м.. Этаж нефтеносности этого горизонта около 40-45 м. Глубина залегания залежи на своде 120-160 м и увеличивается на северо-восточном крыле до 200-220 м. Дебиты нефти из скважин не превышали 1,5 т/суткиввиду большой вязкости нефти (плотность 0,935-0,940 г/см³ ) и дегазированности залежи. Поэтому для увеличения отдачи пласта здесь с 1944 году впервые в СССР была применена методика разработки нефтяной залежи шахтным способом.

В подземных скважинах в зонах повышенной трещиноватости дебиты увеличиваются до 25-30 т/сутки, а при отсутствии трещин и плохой проницаемости пласта составляют около 1,5-2 т/сутки. Кроме подземных скважин добыча нефти ведется с помощью дренажных выработок (штреков), что значительно увеличивает коэффициент нефтеотдачи пласта.

3ападно-Тэбукское нефтяное месторождение. Приурочено к антиклинальной структуре почти широтного простирания. Нефтеносны здесь в основном отложения среднего и верхнего девона. В последнее время появились представления о рифовой природе девонских известняков. Основные запасы нефти приурочены к III горизонту эйфельского яруса, который представлен хорошо проницаемыми песчаниками мощностью 10-20 м. Выше III горизонта прослеживается толща терригенно-карбонатного состава, содержащая песчаные горизонты (II и II-б), которые в пределах 3ападно-Тэбукского месторождения имеют суммарную мощность 12-15 м и содержат промышленные залежи нефти.

Наиболее рельефна структура по кровле карбонатных верхнедевонских отложений, что обусловлено наличием верхнефранского рифового массива. Месторождение многопластовое. Залежи, выявленные по всему разрезу девона в интервале глубин 1300-2000 м, объединены в два этажа нефтеносности.

Нижний этаж включает основные залежи нефти, открытые в песчаных пластах cpeднего и верхнего девона (ПI, П б, Па и I в), а также нефтенасыщенные доломиты нижележащих образований силура. Наибольшей продуктивностью (250-400 т/ сут.) характеризуются пласты ПI и Пб эйфельского яруса, что обусловлено их большой эффективной мощность (15-23 м), высокой пористостью и проницаемостью пород. Залежи сводового типа, на западе стратиграфически экранированные.

Залежи карбонатных пород верхнего девона образуют второй этаж нефтеносности. Залежь в кавернозных и выщелоченных органогенных верхнефранскиx известняках связана с рифовым массивом. Дебиты нефти из этой залежи достигали 1000 т/сут. Плотность нефти 850 кг/м³, содержание серы 0,71, парафина 4,9 %.

ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает восточную часть Русской платформы. Восточной границей этой провинции является Предуральский прогиб, выделяемый в качестве самостоятельной нефтегазоносной провинции. На юге Волго-Уральская провинция граничит с нефтегазоносной провинцией Прикаспийской мегасинеклизы, которую следует рассматривать как погруженную часть Русской платформы. На западе и севере расположены центральные и северные районы Русской платформы, нефтегазоносность которых еще не установлена, поэтому границы рассматриваемой провинции здесь можно провести пока условно: На юго-западе ее ограничением являются восточные склоны Воронежского массива.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию: Башкирской, Татарской и Удмуртской автономных республик, западные части Пермской и Оренбургской областей, Куйбышевской, и частично Ульяновской области, а также большие части Саратовской и Волгоградской областей. Общая площадь нефтегазоносных и перспективных земель составляет около 650 тыс. км².

Нефтяные и газовые ресурсы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции играют важную роль в народном хозяйстве страны. Всего с начала разработки в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции было добыто свыше 3 млрд. т нефти и большое количество газа. По добыче нефти в пределах провинции первое место занимает Татарская АССР, второе - Башкирская АССР и третье районы Куйбышевского Поволжья.

Геолого-Геофизическая изученность. Выявленные на территории Волго-Уральской провинции местоскопления нефти и газа сосредоточены в 60 продуктивных пластах палеозойской группы. Основные местоскопления нефти и газа расположены: Ромашкинское и Новоелховско-Домосейкинское в Татарской АССР, Арланское, Туймазинское и Шкаповское в Башкирской АССР, Ярино-Каменноложское и Осинское в Пермской области, Мухановское и Кулешовское – в Куйбышевской области, Покровское и Оренбургское в Оренбургской области, Коробковское-в Волгоградской области и др.

В 1932 г. на Ишимбайской площади был получен фонтан нефти из рифогенных артинско-сакмарских известняков, вскрытых скважиной, заложенной по данным геолога А. А. Блохина. Открытие Ишимбайского нефтяного месторождения явилось мощным толчком для дальнейшего широкого развертывания поисково-разведочных работ в провинции. К началу 1941 г. было открыто 14 месторождений нефти: Ишимбайская группа, Краснокамское, Северо - Камское, Полазненское, Бугурусланское,

Новостепановское, Сызранское, Яблоновый Овраг, Туймазинское и др. В Ишимбайском и Бугурусланском районах залежи нефти были выявлены в пермских отложениях, а в остальных районах - в средне- и нижне - каменноугольных.

В 1941-1945 гг. в Волго-Уральской провинции выявлено около 20 месторождений нефти и газа. Наиболее значительными являются открытия залежей нефти в терригенных отложениях девона на Самарской Луке в районе с. Яблоневый Овраг и на Туймазинской площади в Башкирской АССР.

Послевоенный период (1946-1965 гг.) характеризовался широким развитием поисково-разведочных работ, особенно в Башкирской и Татарской АССР, Куйбышевской, Пермской и Оренбургской областях. Большим достижением последних лет является открытие залежей нефти и газа в Удмуртской АССР, Пермской и Оренбургской областях.

В результате поисково-разведочных работ в Волго-Уральской НГП создана сырьевая база нефтедобывающей промышленности.

Характерной чертой развития нефтедобывающей промышленности Волго-Уральской провинции является ее устойчивый рост. Особенно резко добыча нефти начала увеличиваться с 1946 г. в основном за счет Татарской АССР, Башкирской АССР и Куйбышевской области. В 1945 г. в провинции было добыто 2,8 млн. т. нефти, т. е. в 2 с лишним раза больше, чем в 1938г. Добыча нефти с конденсатом (в млн. т.) составила: в 1955 г. - 41, в 1960 г.­105, в 1965г.- 173, в 1970 г. -208, в 1976 г. -216, в 1979г.- 193.

Первое, относительно крупное по тому времени Елшано-Курдюмское месторождение газа выявлено в 1941 г. в Саратовской области. С момента его открытия началось развитие газодобывающей промышленности в Волго-Уральской провинции. Добыча газа развивалась значительно медленнее, чем добыча нефти. Только с открытием Оренбургского газоконденсатного месторождения темп добычи газа ускорился. Добыча газа (в млрд. м³) составила: в 1960 г. - 9,3, в 1965 г. - 22,4, в 1970г.- 17,5, в 1976 г. - 33,7, а в 1980 г. - 48,6.

Всего с начала разработки, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 1980 г. добыто 4266 млн. т. нефти и конденсата и 352,3 млрд. м³ свободного газа.

На территории Волго-Уральской провинции с начала развития поисково-разведочных работ (1930 г.) выполнен большой комплекс геолого-геофизических исследований, включающий региональные и детальные геофизические исследования, геолого-поисковые и поисково-разведочные работы.

Почти вся территория провинции покрыта геологической съемкой различного масштаба, гравиметрическими, магнитометрическими и электроразведочными исследованиями. Глубокими скважинами вскрыт весь разрез осадочного чехла от мезозойско-кайнозойских до рифейско - вендских отложений включительно. Большим числом скважин вскрыты породы кристаллического фундамента. Начиная с 1930г., в провинции пробурено 18748 опорных, параметрических и поисково-разведочных скважин общим объемом 36,1 млн. м. Средняя плотность бурения в провинции - 59 м/км².

Однако территория Волго-Уральской провинции исследована неравномерно. Наиболее изучены земли Татарской АССР, Башкирской АССР, Куйбышевской области, правобережной части Саратовской и Волгоградской областей. Плотность бурения здесь превышает 100 м/км². Северные и юго-восточные районы провинции изучены значительно слабее. Плотность бурения (в м/км²) составляет: в Оренбургской области - 64, в Пермской области - 47, в Удмуртской АССР - около 28. Неравномерная изученность характерна и для разреза осадочного чехла. Лучше всего изучены пермские отложения, меньше каменноугольные и девонские и слабо рифейско - вендские. Самые глубокие скважины пробурены в Куйбышевской (средняя глубина 2922 м) и Оренбургской (3200 м) областях.

В Волго-Уральской НГП наиболее глубокой скважиной является Ташлинская скважина 25 (забой на глубине 5452 м в живетских отложениях среднего девона), пробуренная в южной части Бузулукской впадины.

Геотектоническое строение. Преобладающие геодинамические обстановки: внутриконтинентальных рифтов (средний - поздний рифей -ранннй венд); надрифтовых депрессий (венд-кембрий); внутриконтинентальный рифтогенез (силур - девон); пассивная окраина Восточно-Европейского континента (девон - карбон - ранняя пермь); обдукция (поздний карбон - пермь); ороген столкновения пассивной окраины с девонской островной дугой (поздняя пермь - ранний мезозой); изостатического выравнивания и образования наложенных впадин в пределах орогена столкновения (мезозой - кайнозой).

Геологическое строение. Осадочный чехол Волго-Уральской нефтегазоносной провинции состоит из двух структурных этажей: верхнепалеозойско-мезозойский, нижнепалеозойский, последний залегает на породах кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста, наиболее хорошо изученных в центральной и юго-западной частях провинции. В северном, южном и восточном районах фундамент вскрыт единичными скважинами. Вскрытая мощность его обычно не превышает 10-15 м, в редких случаях достигая 40-60 м. Лишь глубокие параметрические скважины на Туймазинской и Ромашкинской площадях прошли около 2000 м по породам фундамента.

Общий структурный план поверхности фундамента характеризуется резким колебанием абсолютных отметок. В центральных районах провинции (Татарский свод) они составляют от -1,5 до -2,0 км, достигая в депрессионных зонах, окружающих своды, -4,5 км. Скважины, пробуренные на севере Бирской седловины (Орьебаш) и на Шкаповской площади, не вышли из осадочного чехла при абсолютных отметках соответственно -4,8 и -5,0 км. Таким образом, амплитуда глубин залегания поверхности фундамента по данным бурения превышает 5 км. Поверхность фундамента по данным геофизических исследований погружена на 7 км в районах городов Абдулино, Уфа и Сарапула и на 10-12 км в Башкирско-Оренбургском Приуралье (Предуральский прогиб). На небольших глубинах вскрыт фундамент в западной приграничной части провинции (2,5-3,0 км). В осадочном чехле, сложенном породами верхнего протерозоя и фанерозоя, бурением и геофизическими исследованиями выявлены крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы.

В западной части провинции выделяется Казанско-Кажимский прогиб, в центральной и восточной ее частях - соответственно Татарский и Пермско-Башкирский своды, которые разделены между собой Верхнекамской впадиной и Бирской седловиной. В северной части провинции обособляются Коми-Пермяцкий и Камский своды, отделенные от Татарского и Пермско-Башкирского сводов Чепецкой в Чермозской седловинами.

В южной части расположен Жигулевско - Оренбургский свод, ограниченный с севера Мелекесской впадиной и Серноводско - Абдулинским прогибом, а с юго-востока Бузулукской впадиной. В юго-восточной части провинции выделяется Соль - Илецкий выступ фундамента. К востоку от Татарского и Жигулевско - Оренбургского сводов отмечается непрерывное погружение палеозойских слоев в сторону Предуральского краевого прогиба. Они слагают вытянутую моноклиналь, к югу от горста Каратау почти на 500 км. Восточнее расположен Предуральский краевой прогиб, представляющий собой региональную пограничную структуру между Восточно - Европейской платформой и герцинским складчатым Уралом. В Нижнем Поволжье выделяются юго-восточные части Воронежской антеклизы и Пачелмского прогиба. Казанско-Кажимский прогиб по поверхности фундамента представляет собой узкий (до 50-70 км шириной) грабен, вытянутый в юго-западном направлении на 600 км. Абсолютные отметки фундамента по данным бурения изменяются в том же направлении от -1970 до -2330 м. На севере в Кировской области, прогиб выполнен мощными толщами верхнепротерозойских пород молассового типа, а южнее (в Татарской АССР) терригенными образованиями эйфельского, живетского и нижнефранского возраста. В залегающих выше отложениях верхнего девона прогиб в значительной мере выполаживается. Каменноугольные и пермские отложения дислоцированы несогласно с нижележащими толщами и образуют обширную Вятскую систему линейных дислокаций.

Коми-Пермяцкий свод располагается к востоку от Казанско - Кажимского прогиба и ограничен с севера Предтиманским прогибом, с юга Чепецкой седловиной, а с востока Верхнекамской впадиной. Отметки фундамента изменяются от -1600 м на юге до -1940 м на севере свода. В осадочном чехле четко выражена лишь северная часть свода, а южная представляет собой пологую моноклиналь, осложненную структурными носами. Четко выраженных валообразных структур в пределах свода не установлено.

Татарский свод вытянут в субмеридиональном направлении более чем на 600 км при ширине 120-250 км и ограничен на северо-западе Казанско - Кажимским прогибом, на северо-востоке Верхнекамской впадиной, на юге Серноводско - Абдулинским прогибом, а на юго-западе Мелекесской впадиной. В его пределах выделяются Немская, Кукморская, Альметьевская и Белебеевско-Шкаповская вершины, разделенные флексурами и прогибами северо-восточного простирания. Абсолютные отметки поверхности фундамента изменяются от -1500 м на Кукморской до -1700 м на Белебеевско - Шкаповской вершинах. В осадочном чехле отчетливо выражены Кукморская, Альметьевская и Белебеевско -Шкаповская вершины. В пределах Немской вершины фиксируется моноклиналь с амплитудой погружения к северу на 175 м по девонским и на 470 м по каменноугольным отложениям. По верхнепермским отложениям на моноклиналь накладывается западный борт Верхнекамской впадины. Территория Нижнекамской системы линейных дислокаций, Кукморской, Альметьевской и Белебеевско - Шкаповской вершин осложнена многочисленными приразломными валами и валообразными зонами северо-восточного и северо-западного простираний.

Непосредственно к востоку от Татарского и Коми-Пермяцкого сводов расположена Верхнекамская впадина. Глубина залегания поверхности фундамента в ее южной части достигает по геофизическим данным 6 км. К северу впадина постепенно выполаживается. В девонских и каменноугольных отложениях она имеет более изометричные очертания, плоское дно и крутые борта. В пермских и мезозойско-кайнозойских отложениях борта впадины, особенно западные, сильно расширяются и перекрывают соседние своды. В ее пределах выделяется ряд валов и валообразных зон (Киенгопский, Ножовский и др.), к которым приурочены нефтяные месторождения.

Бирская седловина является южным продолжением Бирско - Верхнекамского авлакогена. Длина ее достигает 180 км, ширина 110км. По геофизическим данным поверхность фундамента залегает здесь на глубинах от 3 до 8 км. По поверхности рифейско - вендских и нижней части девонских отложений строение Бирской седловины асимметрично. Каменноугольные и пермские слои на ее юго-западном борту дислоцированы и образуют довольно рельефные валообразные поднятия, большинство которых не отражается в более древних отложениях (Базинский, Чекмагушский, Андреевский, Ивановский и Карабаевский валы).

Камский свод (размером 280-120 км) на западе ограничен Верхнекамской впадиной, а на востоке круто обрывается в Предуральский краевой прогиб. Поверхность фундамента по данным бурения установлена на абсолютной отметке –2850м. На юге Камский свод отделяется от Пермско -Башкирского Чермозской седловиной. Наиболее отчетливо свод выражен в нижнепермских отложениях. В его южной части выявлены Кудымкарский и Майкорский валы, имеющие форму вытянутых структурных носов, погружающихся на юг.

В пределах Пермско-Башкирского свода поверхность кристаллического фундамена вскрыта под рифейско-вендскими образованиями на отметке – 2850 м. Свод разделяется Бабкинской седловиной на Пермскую и Башкирскую вершины. Пермская вершина вытянута в северо-восточном направлении на 100 км при ширине 60-70 км. Структурно она выражена очень четко. Амплитуда ее уменьшается от 810 м по пашийскому горизонту верхнего девона, до 540 м по Верейскому горизонту среднего карбона. В пределах вершины выделяются Краснокамский, Каменноложский, Лобановский, Межовский и Осинский валы. Башкирская вершина имеет размеры 170 х 130 км и прослеживается по всем маркирующим горизонтам осадочного чехла. В ее пределах выделяются Таушский, Куединский, Батырбайский и другие валы.

Чермозско - Чепецкая широтная зона прогибания отделяет Коми - Пермяцкий и Камский своды от Татарского и Пермско-Башкирского и протягивается с запада на восток на 300 км при ширине 50-75 км. Изучена она слабо. Поверхность фундамента залегает здесь на глубинах 2 км. По девонским и каменноугольным отложениям, как и по фундаменту, осевая часть зоны выявляется не очень четко. Выше по разрезу она смыкается с южным краем Верхнекамской юрско-триасовой наложенной впадины. В пределах Чермозской седловины выявлен Васильевский вал.

Мелекесская впадина является западной частью Мелекесско - Абдулинского авлакогена и имеет вид неправильного треугольника размерами 140 х 230 км. Поверхность кристаллического фундамента вскрыта отдельными скважинами на отметках от -1810 до -2210 м. Бавлинские осадки в большинстве скважин не установлены, местами отсутствуют образования терригенного девона. В девонских, каменноугольных и пермских отложениях впадина заметно выполаживается. В ее пределах выявлен дизъюнктивный Пичкасско - Бугровский вал и ряд валообразных зон.

Абдулинский прогиб является восточной частью Мелекесско - Абдулинского авлакогена и отделен на западе от Мелекесской впадины Сокско-Шемшинскими дислокациями. Прогиб протягивается в юго-восточном направлении на 230 км при ширине от 35-40 км на западе до 130-150 км на востоке. Глубина залегания поверхности фундамента по геофизическим данным вблизи южного борта составляет 3,5 км на западе и 6 км на востоке. В осадочном чехле прогиб нивелируется за счет заполнения его бавлинскими отложениями. Валы, осложняющие прогиб, лучше всего изучены в его бортовых частях (Сокско-Шешминская и Большекинельская системы дислокаций).

Жигулевско-Оренбургский свод вытянут с запада на восток на 550 км при ширине 200 км на западе и 110 км на востоке. Поверхность фундамента погружается в этом же направлении от 1420 до 2980 м. Почти повсеместно в пределах свода в разрезе отсутствуют рифейско - вендские отложения. В западной и северной наиболее приподнятых его частях из

разреза местами выпадают также низы девонских отложений. Поперечной Жигулевско - Самаркинской системой линейных дислокаций свод разделяется на Жигулевско - Пугачевскую и Оренбургскую вершины. В палеозойском осадочном чехле весьма рельефно выражена лишь Жигулевско - Пугачевская вершина, а Оренбургская как замкнутая структура не прослеживается и представляет собой моноклиналь. Кроме этого, в пределах свода выделяются многочисленные валы и валообразные зоны (Раковский, Шумаркинский, Покровский, Кулешовский и др.).

Бузулукская впадина на севере ограничена Жигулевско - Оренбургским сводом, а на юге Прикаспийской синеклизой. Ширина ее в северной части изменяется от 30 ­ 40 км, до 150-200 км в южной частях. Глубина залегания поверхности фундамента достигает 6 км. Впадина прослеживается по всему разрезу осадочного чехла.

В пределах юго-восточного склона платформы, протягивающегося на 500 км, наблюдается региональное погружение подсолевых палеозойских отложений от Татарского и Жигулевско - Оренбургского сводов к востоку. Ширина склона изменяется от 50 до 100 км, а глубина залегания поверхности фундамента в его пределах по геофизическим данным колеблется от 4 до 10 км. В самой южной части склона выделяется Соль - Илецкий выступ с глубинами залегания поверхности фундамента 4-5 км. Хотя структурный план поверхности фундамента нивелируется бавлинскими отложениями, он все же в значительной мере определяет размещение тектонических элементов в девоне и карбоне.

Предуральский краевой прогиб вытянут в меридиональном направлении от Тиманского кряжа на севере до широты г. Соль-Илецка на юге на расстояние свыше 1000 км при ширине от 20 до 110 км. В средней своей части он перекрыт надвигом Каратау. Краевой прогиб выполнен мощной толщей пермских отложений и характеризуется асимметричным строением бортов и зонально-полосовым распределением фаций. Наиболее хорошо изучены нижне - и верхне-пермский структурные этажи. В составе краевого прогиба с севера на юг обособляются, Соликамская, Юрюзано - Сылвенская и Вельская впадины.

В Нижнем Поволжье выделяются юго-восточное окончание Пачелмского авлакогена, юго-восточный склон Воронежской антеклизы и южный склон Жигулевско - Оренбургского свода. Эти основные тектонические элементы осложнены рядом более мелких структур. К ним относится Степновский вал, унаследовано развивавшийся со среднего девона до палеогена. Мезозойские образования залегают согласно с девонскими, но менее дислоцированы. Елшано - Сергиевская флексура и Карамышская наложенная депрессия осложняют юго-восточную часть Пачелмского прогиба. В регионе южнее Карамышской депрессии выделяются Жирновско - Бахметьевский резко приподнятый блок, Арчедино - Коробковский мегавал, Уметовская флексура и ряд более мелких структур. Кроме того, обособляется Кудиновско - Волгоградский погребенный вал девонского времени формирования.

Нефтегазоносность Волго-Уральской НГП. На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции промышленные залежи нефти и газа приурочены к додевонским, девонским, каменноугольным и пермским отложениям. В них выделяется до восьми основных, продуктивных комплексов: терригенный среднего и верхнего девона, карбонатный верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона, терригенный нижнего карбона, карбонатный и терригенно-карбонатный нижнего и среднего карбона, карбонатный верхнего карбона и нижней перми, карбонатно-терригенный верхней перми. В девонских отложениях сосредоточено 30% разведанных запасов нефти и 2% газа. В каменноугольных - 58% нефти и 80% газа и в пермских нефти 40%, и 90% газа. Терригенный, продуктивный комплекс девона принят в объеме от подошвы эйфельского или живетского ярусов до кровли кыновского горизонта. Продуктивны здесь шесть пластов песчаников (Д- V, Д-IV, Д-III, Д-II, Д-1 и Д-0), разделенных пачками глин и аргиллитов. Наиболее широко развиты пласты песчаников живетского яруса и нижнефранского подъяруса. Пласт Д-IV (воробьевский горизонт) распространен в центральной и южной частях Урало-Поволжья, пласт Д-5 (нижняя часть эйфельского яруса) на юге территории. Промышленная нефтеносность этих пластов установлена на большей части провинции.

За последние годы в терригенном девоне выявлен ряд новых небольших месторождений нефти: на Башкирском, Татарском сводах; в Верхнекамской и Бузулукской впадинах; на юго-восточном склоне платформы.

Карбонатный комплекс верхнего девона и нижнего карбона объединяет отложения от кровли кыновского горизонта до кровли турнейского яруса. Комплекс сложен карбонатными породами в различной степени пористыми, трещиноватыми, кавернозными. Пласты-коллекторы установлены в доманиковых (два пласта), мендымских (два), верхнефранских (три), фаменских (один) и турнейских (до четырех) отложениях. Коллекторские свойства их весьма изменчивы. Региональной покрышкой для этого продуктивного комплекса служат глины и аргиллиты нижней терригенной толщи визейского яруса, а местами глинисто-карбонатные породы верхней части турнейского яруса.

В карбонатных отложениях верхнего девона в последние годы залежи нефти выявлены в южной части Татарского свода, на Башкирском, Жигулевско - Пугачевском сводах и в Предуральском прогибе. Залежи преимущественно небольшие. Значительно больше их приурочено к карбонатным коллекторам турнейского яруса. Наиболее продуктивными являются пласты кизеловского и заволжского горизонтов. К этому комплексу приурочена примерно 1/10 часть запасов нефти провинции. К терригенному, продуктивному комплексу нижнего карбона относятся песчано-глинистые породы Малиновского и яснополянского надгоризонтов, широко развитые в пределах Камско-Кинельской системы прогибов. На остальной территории Волго-Уральской провинции распространены только образования яснополянского надгоризонта.

В указанной системе прогибов в разрезе терригенных отложений нижнего карбона выделяется до 10 продуктивных пластов. Больше всего пластов (до восьми) установлено в южной части этой системы прогибов, а на остальной территории число их не превышает пяти-шести. Широко распространены пласты яснополянского надгоризонта, с которыми связано большое число залежей.

Пласты-коллекторы терригенного комплекса нижнего карбона сложены песчаниками и алевролитами. Некоторые из них имеют локальное распространение. Литологический состав и мощность пластов сильно изменчивы по площади. Региональной покрышкой этого комплекса служат глины и глинистые известняки тульского горизонта. Следует отметить, что местами в северной части провинции продуктивные песчаники бобриковского и тульского горизонтов объединяются в один или два продуктивных пласта. Запасы нефти этого комплекса составляют около 1/3 запасов провинции.

Разрез карбонатного и терригенно-карбонатного, продуктивного комплекса среднего карбона в разных частях рассматриваемой провинции неодинаков. На юге территории в нем значительную роль играют терригенные породы, а на севере - карбонатные. К этому продуктивному комплексу приурочено 10-11 нефтегазовых пластов, в том числе два в башкирском ярусе, до шести в верейском горизонте и до трех в каширском и подольском горизонтах.

На юге провинции пласты верейского горизонта представлены в основном песчаниками и алевролитами, а на севере - известняками. Покрышкой залежей являются прослои глин и глинистых известняков. Многочисленные залежи нефти установлены в Камско - Кинельской системе прогибов. В карбонатных отложениях каширского и подольского горизонтов залежи нефти и газа сравнительно невелики и менее распространены, чем в верейском горизонте. В мячковском горизонте разведаны пока единичные небольшие залежи нефти. Запасы нефти и свободного газа комплекса в целом составляют около 1/5 запасов провинции.

Карбонатный комплекс верхнего карбона - нижней перми распространен на всей территории провинции, однако нефтегазоносность его, выявлена только в юго-восточной части и в Предуральском прогибе. Это связано с широким развитием здесь галогенной толщи пород кунгурского яруса, являющейся надежным экранирующим горизонтом. На остальной территории эта покрышка почти полностью отсутствует. В Предуральском прогибе коллекторские горизонты нижней перми представлены рифогенными образованиями. В этом комплексе выявлены новые залежи газа, в том числе Оренбургское газоконденсатное месторождение. Запасы нефти карбонатного комплекса незначительны, а запасы свободного газа составляют 90% от запасов провинции в целом.

Карбонатно - терригенный комплекс верхней перми выделен в объеме от подошвы уфимского яруса до кровли галогенной толщи казанского яруса. Промышленно нефтеносен он только в пределах Жигулевско-Пугачевского свода. В этом комплексе выделяется до четырех нефтяных и газовых пластов. Приуроченные к ним залежи небольшие и разведанные запасы нефти и газа незначительны.

Анализ материала по залежам нефти и газа показывает, что больше половины их (до 56 %) приурочено к двум основным наиболее широко распространенным продуктивным комплексам: терригенному, нижне-каменноугольному (26 %) и девонскому терригенному (до 30 %).

В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 2000 г, выявлено 1050, в разработке находятся 784 месторождения нефти и газа, в том числе 632 нефтяных, 66 нефтегазовых, 24 газовых и 2 газоконденсатных. Среди этих месторождений крупные и крупнейшие такие как: Ромашкинское, Арланское, Ярино-Каменноложское, Новоелхоское, Бавлинское, Туймазинское, Шкаповское и Кулешовское нефтяные, Оренбургское газоконденсатное, Мухановское и Коробковское газонефтяные и др.

Нефтегазогеологическое районирование. В Волго - Уральской нефтегазоносной провинции выделяются десять нефтегазоносных областей. Три из них нефтеносные - Татарская, Верхне - Камская и Пермско-Башкирская, занимающие центральную и северную части провинции; четыре нефтегазоносные - Южно-Предуральская, Мелекесско - Абдулинская, Средневолжская и Нижневолжская; одна газонефтеносная Уфимско - Оренбургская, расположенные в южной части провинции. Кроме того, в состав провинции входят земли Казанско-Кажимского и Вычегодского прогибов, Коми-Пермяцкого свода и Немской вершины Татарского свода.

В Волго- Уральской нефтегазоносной провинции за длительный период поисков и разведки залежей нефти и газа выполнены большие объемы работ. Основная доля прогнозных запасов нефти (60%) приходится на карбонатные отложения.

Перспективы открытия новых месторождений связаны с юго - восточной частью Волго- Уральской провинции, Уфимско-Оренбургской ГНО, Бузулукской впадиной в Средневолжской нефтегазоносной области, Ишимбайским НГР. Кроме того, определенными перспективами обладает северная часть Верхнекамской НГО.

1. Татарская НО ( Татарский свод )

Ромашкинское нефтяное, открыто в 1948г., (С _1-2 Д _2-3 ), 227 залежей

Новоелховское нефтяное 1950г., (С_1-2 Д₃ ), 213 залежей

Дата добавления: 2014-12-27