Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция расположена в восточной части Восточно-Европейской платформы и занимает территорию республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртской, Марий-Эл, Мордовии, Чувашской, а также Пермской, Свердлов­ской, Оренбургской, Самарской, Ульяновской, Саратовской, Вол­гоградской, Кировской, Пензенской и Нижегородской областей. Общая площадь провинции 670 тыс. км² (рис. 9).

В тектоническом отношении провинция охватывает краевую систему Восточно-Европейской платформы; ее ограничениями на севере и востоке являются складчатые сооружения Тимана и Ура­ла, на юге — Прикаспийская синеклиза, на западе — Сысольский и Токмовский своды, Воронежская антеклиза. Волго-Уральская НГП вытянута в субмеридиональном направлении. Поверхность кристаллического фундамента, имеющего архейско-раннепроте-розойский возраст, залегает на глубине 1,5 — 2,0 км (Татарский свод) и глубже отметки 5,0 км в районе Шкаповской площади и на севере Бирской седловины. Соответственно меняется и мощность осадочного чехла, сложенного породами верхнего протерозоя и фанерозоя; максимальная мощность для территории провинции составляет 6 км.

Фундамент наиболее полно изучен бурением в центральной и юго-западной частях провинции. Параметрические скважины на Туймазинском и Ромашкинском месторождениях прошли по фун­даменту около 2 тыс. м.

На породах фундамента с угловым и стратиграфическим несог­ласием залегают рифейско-нижневендские отложения, которые отличаются преимущественно крупнообломочным составом, повы­шенным магнетизмом и дислоцированностью, то есть признаками, характерными для формаций промежуточного этажа. Они запол­няют в основном отрицательные формы рельефа фундамента.

Общий объем осадочного выполнения провинции 1,0 млн км³, на долю морских отложений приходится 90% (на карбонатные об­разования — 60%, на соленосные — 10).

Рис. 9. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция Границы тектонических элементов: 1 — крупнейших, 2 — крупных и средних; границы нефтегазоносных территорий: 3 — провинции, 4 — об­ласти, 5 — районы неглубокого залегания и выходов фундамента на по­верхность; месторождения: 6 — нефтяное, 7 — нефтегазовое и газонеф­тяное, 8 — газовое и газоконденсатное.

Крупнейшие тектонические обрамления: I —Воронежская антеклиза, II — Прикаспийская синеклиза, III —Уральская складчатая система, IV — Токмовский свод. Нефтегазоносные области: А — Татарская, Б — Перм-ско-Башкирская, В — Прикамская, Г — Верхнекамская, Д — Мелекес-ская, Е — Уфимская, Ж — Оренб'ур'гская, 3 — Жигулевско-Пугачевс-кая, И — Бузулукская, К — Нижневолжская, Л — Среднепредуральс-кая, М — Южно-Предуральская.

Месторождения: 1 — Ромашкинское, 2 — Арланское, 3 —Оренбургское. Здесь и далее условные обозначения и пояснения представлены к после­дующим рисункам

Платформенный чехол, включающий отложения от вендско­го до четвертичного возраста, развит практически повсеместно и характеризуется в целом более спокойным, по сравнению с пре­дыдущим этажом, залеганием слоев. Чехол расчленен на систему крупных сводов, впадин, прогибов, которые лишь частично насле­дуют структурный план фундамента и промежуточного структур-но-формационного этажа (см. рис. 9).

Крупными ведущими структурными элементами платформен­ного чехла являются Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулев-ско-Пугачевский, Соль-Илецкий своды, занимающие преоблада­ющую часть площади провинции. Основные из них наиболее чет­ко фиксируются в девонских и каменноугольных отложениях, а в пермских слоях они в значительной степени выполаживаются.

Крупные впадины (Верхнекамская, Бузулукская, Мелекесская) имеют унаследованные структурные формы, на различных участках осложнены грабенообразными прогибами, системой раз­нонаправленных разломов. Наряду с ними важную роль в строе­нии чехла играют внутриформационные некомпенсированные прогибы и впадины. Наиболее крупная из них — Камско-Кинельская — прослеживается в узком стратиграфическом интервале (верхний девон — нижний карбон) и характеризуется резким не­соответствием структурных планов сниже- и вышележащими по­родами.

На границах Предуральского прогиба, Прикаспийской синеклизы, Жирновско-Уметовского грабена значительное развитие имеют рифогенные постройки на различных стратиграфических уровнях от верхнего девона до нижней перми.

Татарский свод является крупной приподнятой зоной и зани­мает центральную часть Волго-Уральской антеклизы; вытянут в субмеридиональном направлении более чем на 600 км при шири­не 120 — 250 км и ограничен на северо-западе Казанско-Кажим-ским прогибом, на северо-востоке Верхнекамской впадиной, на юге Серноводско-Абдулинским прогибом, а на юго-западе Меле-кесской 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 пологая 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, Кук-морской, Альметьевской и Белебеевско-Шкаповской вершин ос­ложнена многочисленными приразломными валами и валообраз-ными зонами северо-восточного и северо-западного простираний.

Пермско-Башкирский мегасвод включает в себя два свода: Пермский и Башкирский. Пермский свод протяженностью 200 км при ширине 90 км имеет северо-восточное простирание и накло­нен на северо-восток, где уступом отделен от Косьвинско-Чусовской седловины Предуральского прогиба. Вершина свода осложне­на Краснокамско-Полазненским валом, а юго-восточный склон — Осинско-Елпачихинским валом, Полазненским выступом и Лобаново-Козубаевской валообразной зоной.

Башкирский свод протяженностью 170 км при ширине 130 км имеет северо-западное простирание. Вершина его с округлыми очертаниями смещена к юго-востоку; юго-западный склон ослож­нен крупным разломом и более узкий. Эти склоны свода располо­жены над областями глубокого залегания поверхности фундамен­та. Северо-западный склон свода в полосе его сочленения с Верх­некамской впадиной осложнен Дубовогорским, Гожано-Гондаревским, Куединским и другими валами. Здесь же очень широко рас­пространены целые группы локальных поднятий, ядра которых сложены фаменскими биогермами, образующими купола изометричной формы (Батырбай и др.).

Соль-Илецкий свод длиной 150 км и шириной 90 км занимает крайний юго-восточный угол антеклизы и характеризуется гор-стовидным строением. В центральной части он осложнен Орен­бургским валом.

Жигулевско-Пугачевский свод размерами 350x200 км асим­метричен, на севере ограничен крупноамплитудным разломом, отделяющим его от Ставропольского прогиба. Вдоль северного, наиболее приподнятого края свода протягивается Жигулевский вал, осложняющий северную вершину свода. Южно-Балаковская вершина перекрывает рифейскую Балаковско-Пугачевскую структурную террасу.

Бузулукская впадина представляет собой крупную (260x240 км) структуру, разделяющую Жигулевско-Пугачевский и Татарский

своды, Восточно-Оренбургский структурный выступ. Впадина погружается на юго-восток от Сокской седловины и уступовидно раскрывается в Прикаспийскую мегасинеклизу. Внутренняя структура впадины имеет сложное строение. Кроме системы зна­чительных по размерам и изометричных по форме приподнятых и опущенных зон выделены валы широтного и северо-западного про­стираний.

В центральной части впадины выделяются субширотная Ветлянско-Бобровская, а на востоке Малаховская валообразные структуры, в зоне сопряжения которых расположен Покровско-Родинский купол тектоно-седиментационного генезиса. Его ядро образует биогермные разности верхнедевонского и турнейского возраста.

В южной части впадины в области сочленения ее с Прикас­пийской мегасинеклизой развиты линейные системы органоген­ных построек позднеэйфельского-раннеживетского возраста (Зай-кинско-Давыдовская, Гаршинско-Землянская).

Верхнекамская впадина протягивается на 350 км шириной 150 км в северо-западном направлении и граничит со склонами Камского, Пермского, Башкирского и Северо-Татарского сводов. На юге она замыкается Бирской седловиной, а на северо-западе примыкает к Казанско-Кажимскому авлакогену. В Верхнекамс­кой впадине довольно широко развиты известняки среднего де­вона, а на востоке впадины рифовые разности эйфельского яру­са образуют органогенные постройки высотой от 20 до 60 м (Ени­сейскую, Чубойскую), контролируемые, как и в Бузулукской впа­дине, додевонскими разломами.

Мелекесская впадина протяженностью 280 и шириной 140 км является западной частью Мелекесско-Абдулинского авлакогена, граничит с Токмовским и Южно-Татарским сводами, на северо-западе замыкается Казанской седловиной, на юго-западе перехо­дит в Ставропольский прогиб. От Бузулукской впадины она отде­лена Сокской седловиной. В пределах впадины установлен ряд ва-лообразных зон — Пичкасско-Бутровская, Вишнево-Полянская, Аканская и др. Ставропольский прогиб широтного простирания раз­деляет на западе Токмовский и Жигулевскр-Пугачевский своды. 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 км до

150 км. 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-Шем-шинская и Большекинельская системы дислокаций).

Камско-Кинельская система состоит из 12 некомпенсирован­ных прогибов, симметричных и узких (от 15 —50 до 90—120 км), протяженностью 200 — 250 км и глубиной до 250 — 400 м.

В Нижнем Поволжье выделяются юго-восточное окончание Пачелмского авлакогена и юго-восточный склон Воронежской антеклизы. Здесь развита система региональных поднятий и про­гибов и высокоамплитудных глубинных разломов, в основном се­веро-западного простирания. Основными тектоническими эле­ментами являются Степновский вал, Карамышская депрессия, Рязано-Саратовский прогиб, Арчедино-Донская, Антиповско-Щербаковская зоны поднятий, Уметовско-Линевская депрессия и др. В отложениях карбона и нижней перми широко развиты оди­ночные органогенные постройки. В зоне бортовых поднятий на границе с Прикаспийской мегасинеклизой нижнепермкие струк­туры образуют барьерно-рифовую систему.

Освоение Волго-Уральской нефтегазоносной провинции не­разрывно связано с именем академика И.М. Губкина, благодаря уму, таланту и настойчивости которого были начаты поисково-раз­ведочные работы в Урало-Поволжье, направленные в конечном счете на разведку девонских отложений.

Его прогноз блестяще подтвердился открытием первого нефтя­ного месторождения в 1929 г. в районе Верхнечусовских Город­ков и Ишимбаевского месторождения в 1932 г., что стимулирова­ло широкий разворот поисково-разведочных работ по всей тер­ритории провинции, в результате которого здесь была создана мощная база нефтегазодобывающей промышленности.

Открытием первого нефтяного месторождения в 1929 г. в рай­оне Верхнечусовских Городков и Ишимбаевского месторожде­ния в 1932 г. стимулировало широкий разворот поисково-разве­дочных работ по всей территории провинции, в результате кото­рых здесь была создана мощная база нефтегазодобывающей про­мышленности.

К настоящему времени в провинции открыто около 1050 мес­торождений, из которых разрабатываются 650 нефтяных и 115 газовых и газоконденсатных. Среди них такие крупные, как Ромашкинское, Туймазинское, Оренбургское, Арланское, Шкаповское, Мухановское, Коробковское, Бавлинское, Кулешовское и др.

С начала разработки в провинции добыто 6,2 млрд т нефти и 1095 млрд м³ газа.

Нефтяные месторождения Урало-Поволжья связаны преиму­щественно с антиклинальными поднятиями и эрозионными мас­сивами; во впадинах, прогибах и на погружениях сводов возрас­тает роль неструктурных ловушек. На месторождениях количество продуктивных залежей варьируется в широких пределах; так, на ряде месторождений Татарского свода и в Бирской седловине (Ро-машкинское, Новоелховское, Туймазинское, Шкаповское, Арлан­ское) оно колеблется от 100 до 220.

На основании данных геофизических исследований и буре­ния проведено нефтегазогеологическое районирование террито­рии Волго-Уральской НГП, в составе которой было выделено 10 нефтегазоносных областей (НГО): Татарская, Пермско-Башкирская, Прикамская, Верхнекамская, Мелекес-Абдулинская, Уфим­ская, Соль-Илецкая (Оренбургская), Жигулевско-Пугачевская, Бу-зулукская, Нижне-Волжская. Огромное количество разведанных и эксплуатируемых месторождений расположено в пределах этих областей.

Основными промышленными регионально-нефтегазоносными комплексами (РНГК) являются: терригенные отложения верх­него и среднего девона (6 продуктивных пластов), карбонатные верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона (до 12 пла­стов — коллекторов), терригенные нижнего карбона (до 10 про­дуктивных пластов), карбонатные и терригенно-карбонатные среднего карбона (10—11 продуктивных пластов), карбонатные верхнего карбона — нижней перми (преимущественно рифогенные коллекторы) и карбонатно-терригенные верхней перми (до 4 продуктивных пластов). Региональными покрышками основных комплексов являются карбонатно-глинистая кыновско-саргаевская и тульская, глинисто-карбонатная верейская и соленосная кунгурская толщи.

Девонский терригенный НГК, мощность 30 — 530 м представ­лен песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями и плас­тами известняков. Продуктивны пласты песчаников кыновского, пашийского, горизонтов, живетского яруса, разделенные пачка­ми аргиллитов. Наиболее продуктивны пласты воробьевского горизонта, нефтеносность которых установлена на большой части территории.

Верхнедевонско-нижнекаменноугольный НГК мощностью 275 — 810 м сложен известняками и доломитами. Продуктивные пласты — коллекторы установлены в турнейском ярусе, в данко-во-лебедянском, задонско-елецком, евлановско-ливенском, мен-дымском и семилукском горизонтах. Региональной покрышкой для НГК являются глины и аргиллиты нижней части визейского и верхней части турнейского ярусов. Залежи нефти выявлены в Татарской, Пермско-Башкирской, Жигулевско-Пугачевской НГО.

Нижнекаменноугольный НГК мощностью 245 — 530 м представ­лен песчаниками, аргиллитами, алевролитами, в нижней части — известняками и доломитами. Продуктивны песчано-глинистые породы яснополянского надгоризонта, тульского, бобриковско-го, Малиновского горизонтов, известняки намюрского яруса. Ре­гиональной покрышкой являются глины тульского горизонта. Ли­тология и мощность пластов сильно изменчивы.

Среднекаменноугольный НГК мощностью 140 — 420 м пред­ставлен известняками, доломитами, песчаниками, алевролитами, брекчиями. К югу возрастает процент терригенных отложений. В этом комплексе выделяются продуктивные пласты: мячковского, подольского, верейского горизонтов; башкирского яруса. По­крышкой для залежей являются прослои глин и глинистых извес­тняков. Многочисленные залежи нефти выявлены в пределах Камско-Кинельской системы прогибов.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский НГК мощность 1000 м выражен известняками и доломитами с прослоями мергелей. Про-мышленно нефтегазоносен в юго-восточной части провинции. Это связано с развитием галогенной толщи кунгурского яруса, являю­щейся надежной покрышкой. Запасы свободного газа большие, не­фти незначительные.

Верхнепермский НГК мощностью 400 — 900 м. Представлен до­ломитами, известняками и ангидритами казанского и алевролита­ми и песчаниками уфимского ярусов. Промышленно нефтегазо­носен в пределах Жигулевско-Пугачевской НГО, где в разрезе выделяют 4 нефтегазонасыщенных пласта. Залежи имеют неболь­шие размеры.

Основные запасы нефти содержатся в девонских и каменно­угольных отложениях, а запасы газа — в пермских, наибольшее

число залежей нефти и газа приурочено к широко распространенным девонскому терригенному и нижнекаменноугольному терригенному комплексам.

Учитывая сложную территориальную зональность распреде­ления углеводородов Волго-Уральской нефтегазоносной провин­ции, контролируемую тектоническими и литофациальными усло-ииями распространения продуктивных толщ, нами выделено, как уже упоминалось выше, 10 нефтегазоносных областей.

ТАТАРСКАЯ НГО приурочена к одноименному своду, включа­ющему Кукоморскую, Альметьевскую и Белебеевско-Шкаповскую вершины. Ее площадь составляет 112 тыс. км². Это важней­шая область нефтегазонакопления, содержащая более 35% ресур­сов нефти Урало-Поволжья. Нефтегазоносны отложения от эйфельского до московского ярусов. Промышленная нефтегазонос-н ость связана с комплексами в среднем девоне — среднем карбо­не. К ним приурочены крупные по запасам нефти залежи Ромашкинского, Ново-Елховского, Туймазинского, Бавлинского, Шкаповского и др. месторождений.

Ромашкинское нефтяное месторождение (рис. 10) располо­жено в 70 км к западу от г. Альметьевска. Открыто в 1948 г./раз-рабатывается с 1952 г. [Месторождение уникальное по запасам нефти.1Приурочено к Альметьевской вершине Татарского свода раз­мером 65x75 км, присводовая часть осложнена многочисленными поднятиями. Месторождение многопластовое. Основная промыш­ленная нефтеносность связана с терригенными толщами сред­него, верхнего девона и среднего карбона (бобриковский горизонт); меньшие по размерам залежи расположены в карбонатных коллек­торах верхнего девона, нижнего и среднего карбона. Выявлено не­сколько сотен залежей нефти. Основная залежь высотой 50м —в пашииском горизонте. Коллекторы представлены кварцевыми пес­чаниками суммарной толщиной от нескольких до 50м, средняянеф-тенасыщенная толщина 10—15 м. Пористость песчаников 15— 26%, проницаемость 0,04—2 мкм². Нефть нафтеново-парафино-вого состава, плотностью 796—820 кг/м³, содержание серы 1,5— 2,1%, парафина 2,6—5,4 %. Состав попутного газа (%): СН₄ — 30— 40, С₂Н₆+ высшие — 27—55. Залежь кыновского горизонта верхнего девона (толщина песчаных коллекторов до 9 м, средняя нефтена-сыщенная толщина 3,2м) гидродинамически связана спашийской залежью. Остальные залежи в терригенныхпородах (нижний кар­бон) приурочены к песчано-алевролитовым коллекторам суммар-

Рис. 10. Ромашкинское нефтяное месторождение:

а — геологический профиль по отложениям горизонта Д, (составил Р.Б. Хисамов): 1 — репер «верхний известняк»; 2, 3 — коллектор нефте-, водонасыщенный; 4 — репер «глины»;

б — схема расположения залежей турнейского яруса (составил Н.Г. Ахметзянов): 1, 2, 3, 4 — границы соответственно месторождения, укруп­ненных залежей, залежей, площадей

ной толщиной до 18 м. Режим залежей водонапорный и упругово-донапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержани­ем пластового давления (внутриконтурное и законтурное завод-шчше) механизированным способом.

Ново-Елховское нефтяное месторождение (рис. 11) расположено в 60 км от г. Бугульмы. Открытое 1951 г., разрабатывается с 1958 г. Месторождение крупное по запасам. Приурочено к Ак-пкписко-Новоелховскомувалу (западный склон Альметьевской вер­шины Татарского свода). Продуктивны песчаники и алевролиты верхнего девона (пашийский, кыновский горизонты), нижнегокар-попа (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 отделов за­легает на глубинах 1280—1930 м. Нижняя часть разреза, до кынов-< 'кого горизонта включительно сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов-коллекторов (Д_д-Д_у), разделенных плот­ными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной час­ти девона составляет порядка 200м. Верхняя часть разреза дево­на сложена карбонатными породами (известняки, доломиты и их переходные разности), общая толщина которых достигает 450— 500 м.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отде­лами. Глубины залегания — 460—1280 м, общая толщина до 820 м. Основная часть разреза (более 80%) сложена различными разно­стями карбонатных пород, и только тульский, бобриковский, ел-хово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами: песчаниками, глинами, глинистыми сланцами, с прослоями углей и карбонатов.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела (ассельский — кунгурский ярусы) — известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Верхний отдел — красноцветные песчано-глинистые образования спросло-

Рис. 11. Ново-Елховское нефтяное месторождение ([15]):

а — структурная карта по кровле башкирского яруса (пунктир с точкой — внешние

контуры нефтеносности залежей I, II, III); б — геологический профиль по линии АВ

отложений среднего, нижнего карбона и терригенного девона:

1, 2 — водонасыщенные коллекторы; 3 — нефть; 4 — глины

ями карбонатов. Пермские отложения выходят на дневную повер­хность, их толщина составляет до 460 м.

Ново-Елховское месторождение — многопластовое. 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 180 км к западу от г. Уфы. Открытое 1937г., разрабатыва­ется с 1939г. Месторождение относится к классу крупных. При­урочено к Туймазинскому и Александровскому поднятиям, распо­ложенным в пределах Альметьевском вершины Татарского свода. Размеры Туймазинского поднятия составляют 40x20 км. Осадоч­ная толща в пределах месторождения представлена отложения­ми докембрийского и палеозойского возраста. Терригенные отло­жения венда развиты неповсеместно и представлены аргиллита­ми, алевролитами и песчаниками толщиной 0—137м. Палеозойс­кий комплекс отложений охватывает время от эйфельского яруса, среднего девона до казанского яруса верхней перми. Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные от­ложения верхнего и среднего девона (горизонты Д_;, Д_/(, Д_ш, Д_1у) 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 терригенными 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 литологически экранированные, высота до 68м. На­чальные пластовые давления 17,2—18,1 МПа, t 30°С. ВНКна 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—1075м. Высота залежей до 35м. Плотность

Рис. 12. Туймазинское нефтяное месторождение:

а — структурная карта по кровле пашийского горизонта девона (по А.В. Поле):

I — скважины; 2 — внешний контур нефтеносности Д,; 3 — изогипсы; I,

II — Туймазинский, Александровский своды; б — геологический профиль
вкрест простирания структуры: 1,2 — песчаник нефте-, водонасыщен-
ный; I, II — отложения пашийского, муллинского горизонтов

нефтей из пород каменноугольного возраста 889—894 кг/ м³, содержание серы 2,7—3 %.

Бавлинское нефтяное месторождение (рис. 13) расположе­но в юго-восточной части Татарстана на территории Бавлинского района, который на юге граничит с Оренбургской областью, к на востоке по р. Ик — с Башкортостаном. Открыто в 1946 г., разрабатывается с 1949г. Относится к классу крупных. Площадь месторождения 333,6 км². Месторождение приурочено к Бавлинско-Туймазинскомувалу, который наряду 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 нала выделяется ряд достаточно крупных локальных поднятий: Туймазинское, Александровское, Ново-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 — пласт Д,, бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а так­же по карбонатным коллекторам турнейского яруса.

Продуктивные 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, (пашийский горизонт) (рис. 14), сложенный песчано-алевролитовыми породами. По отложениям пашийского горизонта Д, в преде­лах месторождения выделяют шесть залежей нефти, отличаю­щихся по размерам и амплитуде. Наиболее крупная их них, соб­ственно Бавлинская, имеет размеры 10,0x15,5 км, высоту около 25 м и максимальный этаж нефтеносности 37 м. Залежь пластовая сводовая. Средняя общая толщина отложений горизонта Д, со­ставляет 15,8 м, изменяясь от 14,0 до 33,8 м. Нефтенасыщенная толщина равна в среднем 6,4м, но по основному пласту ее величи­на составляет 8,7 м. Отложения горизонта характеризуются в целом довольно высокими значениями песчанистости (среднее зна­чение К, по всем пластам равно 0,62). В среднем по горизонту

Рис. 13. Бавлинское нефтяное месторождение ([15]). Структурная карта по кровле отложений верхнетурнейского подъяруса: 1 — внешний контур нефтеносности коллекторов; 2 — изогипсы кровли верхнетурнейского подъяруса; 3 — зоны отсутствия коллекторов; 4 — гра­ницы блоков (римские цифры — номера блоков )

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 продуктивных горизонтов от 1150 до 1875м.

Основной продуктивный 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-алев-ролитовых пластов, значительным изменением толщины как все­го горизонта, так и отдельных пачек. Общая средняя толщина го­ризонта составляет 15,1 м, изменяясь от 10,0 до 21,2м. Нефтена­сыщенная толщина значительно меньше — 3,6 м.

Рис. 14. Бавлинское нефтяное месторождение ([15]).

Геологический разрез отложений горизонта Д, основной залежи: 1,2 — песчаник

нефте-, водонасыщенный; 3 — репер «верхний известняк»; 4 — начальное положение ВНК

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. Открытое 1953г. Введено в разработку в 1955г. Расположено на восточной окраине Альметьевской вершины Татар­ского свода и приурочено к одноименной структуре. Шкаповская структура является обширной брахиантиклиналью северо-западно­го простирания. Размеры составляют 20x1 З км при амплитуде около 20 м. Складка пологая. Углы наклона крыльев не более 0,5°. На основ­ной брахиантиклинали выделяются три относительно приподня­тые зоны: центральная, юго-западная и северо-восточная. Нефте-носносность в разрезе месторождения установлена в терригенной толще нижнего карбона, известняка х турнейского и фаменского яру­сов и в девонских терригенных отложениях. Основные объекты раз­ведки горизонта Д₁ и Д_1V, расположенные на глубинах 2}50 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 Д_1У в среднем составляет 18%, проницае­мость — 0,33мкм², нефтенасыщенность — 0,888, по горизонтуД^ред-ние значения пористости и проницаемости несколько выше: 19% и 0,43 мкм², нефтенасыщенность 0,869. Нефтенасыщенные толщины составляют по пласту Д_1V 5,2 м, по Д_; — 5,8м. Залежи нефти девонс­ких горизонтов пластовые сводовые, крупные. Нефти верхней и сред­ней пачек горизонта Д₍ близки по физическим и химическим свой­ствам. Плотность нефтей составляет 770кг/м³. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. Плотность нефти по площади залежей закономерно изменяется, составляя 860кг/м³ в сводовой части, кпе-риферии она постепенно увеличивается до 870 кг/м³, меняется и со­держание серы (от 1,4 до 2,6%). Нефти пластов горизонта Д_1У так­же имеют большое сходство. Нефть маловязкая, легкая, сернистая, парафинистая и смолистая. Нефть горизонта Д_IV имеет низкую вяз­кость

1 мПа-с и высокую газонасыщенность.

Серафшловское нефтяное месторождение расположено в 20 км к юго-востоку от ж.-д. станции Туймазы. Открыто в 1949 г.,

Рис. 15. Шкаповское нефтяное месторождение:

а — геологический профиль по пластам девона: В.И., С.И., Н.И. — верх­ний, средний, нижний известняк; 1,2 — нефте-, водонасыщенный песча­ник; б — схематическая карта залежи горизонта Д: 1 — скважины; 2 — внешний и внутренний контуры нефтеносности

разрабатывается с 1949 г. Месторождение относится к классу крупных. Контролируется четырьмя локальными поднятиями (Серафимовским, Леонидовским, Константиновским, Балтаевским), осложняющими Серафимовско-Балтаевский вал на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода. Площадь месторождения 115км². Выявлено 9 залежей нефти в терригенныхвизейских (бобриковский горизонт) пластах, карбонатных породах верхнего (фаменский ярус) и терригенных верхнего и среднего (кыновсшй, пашийский, старооскольский горизонты) девона. Основные залежи нефти от­крыты в визейском ярусе нижнего карбона и нижнефранского подъяруса верхнего девона. Пористость 22 %. Проницаемость 0,5 мкм². Залежи нефти пластовые сводовые. Нефти в верхнефранском подъярусе приурочены к пачке трещиноватых известняков. Тол­щина нефтенасыщенных пород 15—20 м. Залежь массивная. Кол­лекторы в терригенном девоне — кварцевые песчаники эффек­тивной толщиной до 10 м, пористость 18%, проницаемость 0,11—0,31 мкм². Залежи нефти пластовые сводовые. Продуктив­ные горизонты залегают на глубинах от 1250 до 1715 м.

Первомайское нефтяное месторождение расположено в 60 км к югу от железнодорожной станции Можга. Открытое 1958г., разрабатывается с 1964г. Относится к классу крупных. Приуро­чено к Первомайскому валу, осложняющему юго-восточный склон Северо-Татарского свода. Площадь месторождения 238 км². Про­мышленная нефтеносность связана с песчано-алевролитовыми по­родами кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона, а в наиболее приподнятых участках — с породами живетского яруса среднего девона. Залежи нефти объединяются в единую гидроди­намическую систему. Коллекторы паровые. Пористость 17—25 %, проницаемость 0,28—0,713мкм². Залежи пластовые, частичноли-тологически экранированные.

ПЕРМСКО-БАШКИРСКАЯ НГО площадью 36 тыс. км² находит­ся в пределах Пермского и Башкирского сводов и Вымско-Курганской впадины. Продуктивны отложения от среднего девона до среднего карбона. Основные ресурсы содержатся в каменноуголь­ных комплексах. В области расположены такие нефтяные место­рождения, как Ярино-Каменоложское, Игровское, Полазненское, Краснокамское и др.

Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение (рис. 16, 17, 18) расположено на юге Добрянского района Пермской облас­ти в 35 км к северо-востоку от г. Перми. Открыто в 1954 г., про-

Рис. 16. Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение ([15]). Структурная карта по кровле терригенных отложений тульского гори­зонта: 1 — пробуренные скважины; 2 — изогипсы кровли тульского го­ризонта; 3, 4, 5 — внешние контуры нефтеносности эксплуатационных объектов соответственно яснополянского, башкиро-серпуховского, турнейского; 6 — внешние контуры газовых шапок башкирского и серпу­ховского ярусов (I, II, III) — площади Северо-Яринская, Яринская, Каменноложская

Рис. 17. Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение ([15]). Геологический профиль нефтяной части башкирского и серпуховского ярусов: 1, 2, 3 - известняк газо-, нефте-, водоносный; 4 — плотные породы

Рис. 18. Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение {[15]). Геологический разрез визейской терригенной и турнейской карбонат­ной толщ нижнего карбона:

1,2,3 — песчаник газо-, нефте-, водоносный; 4 — аргиллит и алевролит глинистый; 5, 6 — известняк нефте-водоносный

мышленная разработка ведется с 1958 г. Относится к катего­рии крупных. Площадь месторождения 79,5км². Приурочено к од­ноименной брахиантиклинальной складке меридионального про­стирания длиной до 40 км и шириной до 6 км осложненной тремя локальными поднятиями: Северо-Яринским, Яринским и Каменноложским. Ловушки — структуры облекания рифогенных пост­роек верхнефранско-фаменского возраста. Промышленная неф­теносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса, в терригенных отложениях яснополянского надгоризонта и в карбонатных отложениях серпуховского и башкирско­го ярусов. Залежь нефти турнейского яруса относится к массив­ному типу. Глубина залегания кровли пласта 1850м, размер зале­жи 10x2 км. Этаж нефтеносности — 40м. Залежь яснополянских отложений, крупнейшая на месторождении, приурочена к двум пластам бобриковского и тульского горизонтов, залегающих на глубине 1750 м, размеры залежи 26x3 км, этаж нефтеносности 94 м. В карбонатном массиве серпуховского и башкирского гори­зонтов не?глубине 1450 м выявлено пять продуктивных пластов. Общая площадь нефтеносности — 20x2,5км. Преобладающий тип коллекторов карбонатный трещиновато-поровый и терригенный поровый. Нефтенасыщенные толщины пластов от 8,5 до 28,2 м, пористость от 8,5 до 18%, проницаемость от 0,066 до 0,208 мкм², начальное пластовое давление 13,7—17,2 МПа, пластовая температура 20—25°С, вязкость нефти в пласте 0,95—1,18мПа-с, газовый фактор 120,2—157,5 м³/т, давление насыщения 13,45— 15,8 5 МПа.

Нефти месторождения легкие, малосернистые, с высоким со­держанием легких фракций. Наиболее легкие (0,815 г/см³) и мало­сернистые (0,54 %) нефти в терригенных отложениях визейско-го яруса, в карбонатных породах нефти более тяжелые (0,824— 0,825 г/см³) и более сернистые (0,64—0,65%). По составу раство­ренный газ азотно-углеводородный, жирный. Газ из среднекамен-ноугольных и турнейских пород содержит до 0,6% сероводорода. Газ газовой шапки с большим содержанием азота, метана и не­большим пропана, бутана и этана.

Игровское нефтяное месторождение (рис. 19) расположено в южной части Башкирской вершины свода и входит в состав Таушско-Бураевской зоны поднятий. Открытое 1961 г., разрабаты­вается с 1964 г. Месторождение приурочено к цепочке куполовид­ных поднятий, вытянутых с востока — юго-востока на запад —

Рис. 19. Игровское месторождение (Г.А. Габриэлянц, 2000): а — структурная карта по кровле нефтяного пласта 1 бобриковского го­ризонта; б, в — геологические профили; 1 — контур нефтеносности; 2 — нефтяная залежь; 3 — пласты с нефтепроявлениями; 4 — изогипсы, м

северо-запад. Западные купола более погружены по сравнению с восточными.

Промышленная нефтеносность связана стремя пачками песчано-алевритовых пород, стратиграфически приуроченных к бобриковскому горизонту карбона. Мощность пачек на отдельных участках составляет 30 м. Иногда продуктивные пласты полнос­тью выклиниваются. Глубина залегания продуктивных горизон­тов 1400—1500м. Аналогичным строением характеризу-ются и дру­гие месторождения этого района: Четырманское, Орьебаш-Чераульское и др.

ПРИКАМСКАЯ НГО площадью 22 тыс. км² приурочена к Висимской впадине и Пермскому своду, Промышленная нефтегазоносность связана преимущественно с верхнедевонско-среднека-менноутольными комплексами, к которым приурочены нефтяные месторождения Кудымкарское, Майкорское и,др.

ВЕРХНЕКАМСКАЯ НГО площадью 74 тыс. км² занимает одно­именную впадину. Залежи связаны с отложениями среднего дево­на — нижней перми. Основная часть запасов и ресурсов (около 90%) сосредоточена в каменноугольных породах. Здесь открыты Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и др. нефтяные месторождения.

Чутырско-Киенгопское газонефтяное месторождение (рис. 20) расположено в 58 км к северу от г. Ижевска. Открыто в 1962 г., разрабатывается с 1971 г. Относится к классу крупных. Приуро­чено к Чутырско-Ножовской валообразной зоне Верхнекамской впадины. Контролируется структурами облекания рифогенных построек верхнефранско-фаменского возраста. Объединяет три участка (Киенгопский, Чутырский, Восточный) общей площадью 286,6км². Выявлено 10 нефтяных и

3 газонефтяных залежи. Неф­теносны терригенные отложения визейского и карбонатные

турнейского ярусов нижнего карбона. Газонефтеносны карбонатные породы московского (верейский горизонт) и башкирского ярусов среднего карбона. Коллекторы нефтеносных горизонтов поровые и трещинно-поровые, пористость 11—21 %, проницаемость 0,021— 0,7 мкм². Коллекторы газонефтяных залежей пористые и каверно-пористые известняки эффективной толщиной 3,4—9,3 м, порис­тость 17—19%, проницаемость 0,153—0,283мкм². Залежи верейского горизонта пластовые сводовые, башкирского и турнейского ярусов массивные, визейского яруса пластовые сводовые.

Мишкинское нефтяное месторождение расположено в 10 км к югу от г. Воткинска. Открытое 1966, разрабатывается с 1973г.

Рис. 20. Чутырско-Киенгопское месторождение (В.И. Кудинов, В.А. Савельев и др., 1998). Геолого-литологиче-ский профиль по отложениям башкирского яруса и верейского горизонта: 1 — породы плотные непроницаемые; коллекторы: 2 - газонасыщенные; 3 — нефтенасыщенные; 4 — водонасыщенные

Относится к классу крупных. Приурочено к Чутырско-Ножовской пилообразной зоне Верхнекамской впадины. Контролируется структурами облекания рифогенной постройки верхнефранско-фаменского возраста. Продуктивны карбонатно-терригенные отложения московского (верейский горизонт), карбонатные баш­кирского ярусов среднего карбона, терригенные визейского (туль­ский и бобриковский горизонты) и карбонатные турнейского яруса нижнего карбона на глубине 1170— 1490 м. В верейском горизонте выделено 7 нефтенасыщенных пластов, представленных органогенно-обломочными известняками. Пористость 11%, прони­цаемость 0,095—0,15 мкм². Залежи нефти пластовые сводовые. За­лежи нефти башкирского яруса приурочены к пористым и кавер­нозно-трещинным известнякам. В верейском ярусе установлено 3 проницаемых пласта: два нижних — в бобриковском, верхний — в пожней части тульского горизонтов. Коллекторы—пористые пес­чаники и алевролиты. Залежи пластовые сводовые. Коллекторы турнейскопо яруса — пористые и трещиноватые известняки. За­лежи массивные. Нефти месторождения тяжелые, вязкие, содер­жание газа низкое.

МЕЛЕКЕССКО-АБДУЛИНСКАЯ НГО площадью свыше 40тыс. км² расположена в пределах Мелекесской впадины и Абдулинского прогиба. Промышленная нефтеносность связана с комплексами в среднем девоне — среднем карбоне. Основные ресурсы сосредо­точены в каменноугольных отложениях. В области открыты Рада-овское, Байтуганское, Боровское, Султангуловское, Бугурусланское и др. нефтяные месторождения.

УФИМСКАЯ НГО площадью 19 тыс. км² занимает Бирскую сед­ловину и Благовещенскую впадину. Промышленная нефтеносность связана с отложениями девона и карбона. Здесь расположе­но крупное Арланское нефтяное месторождение, а также Манчаровское, Чекмагушевское и др. нефтяные месторождения.

Арланское нефтяное месторождение (рис. 21,22) расположе­но в 125 км от Уфы. Открыто в 1954 г., разрабатывается с 1958 г. По запасам нефти относится к уникальным. Площадь 2300 км². Приурочено к Арлано-Дюртюлинскому валу (барьерному рифу), имеющему протяженность

120 км при ширине 30—35 км, осложня­ющему Бирскую седловину;контролируется структурами облека­ния рифогенных построек верхнефранско-фаменского возраста высотой до 70м. Образования крупной Арланской структуры свя­зываются с развитием Актаныш-Чишминской ветви Камско-Ки-

Рис. 21. Арланское нефтяное месторождение.

Структурная карта по кровле терригенной толщи нижнего карбона: 1 — внешний контур нефтеносности; 2 — скважины; 3 — изогипсы

Рис. 22. Арланское нефтяное месторождение.

Геологический профиль продуктивных каменноугольных отложений (по А.Д. Надежкину, Л.П. Сизову): 1 — неф­тяные залежи; 2 — песчаники; 3 — алевролиты, аргиллиты; 4 — известняки; 5 — известняки пористые водонос­ные; 6 — каменные угли, углисто-глинистые сланцы водоносные

нельской системы некомпенсированных прогибов. Разрез осадоч­ной толщи месторождения изучен до глубины 4516м. В осадочном чехле вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона каменноугольного и пермского периода, а также четвертичного возраста.

На месторождении выявлено 16 залежей; продуктивны кар­бонатные отложения московского (подольский, каширский, верейский горизонты), турнейского и терригенные визейского (бобри-ковский, алексинский горизонты) ярусов. Основные запасы нефти связаны с терригенными отложениями визейского яруса, где вы­деляется три проницаемых пачки, нефтеносность в основном свя­зана с коллекторами верхней и нижней; их эффективная толщина 3,8м. Пористость коллекторов нижней пачки 25 %, проницаемость от 0,048 до 1 мкм². Пористость коллекторов верхней пачки 20%, проницаемость 0,750 мкм². В каждой пачке выявлено несколько за­лежей нефти. Плотность нефти 0,84—0,89 г/см³, вязкость 3,1— 5,2 мПа-с. Содержание серы 1,1—3,2%, парафина 1—4%. Дебиты нефти из отложений визейского яруса (бобриковский горизонт) 145 т/сут, из карбонатных отложений московского и турнейско­го ярусов — 10—40 т/сут; t — 18—24°С, начальное пластовое давле­ние 14,1 МПа. Залежи нефти в отложениях визейского яруса плас­товые, сводовые, частичнолитологически экранированные, в мос­ковском и турнейском ярусах преобладают залежи массивного типа. Режим залежей в карбонатных отложениях московского и турнейского ярусов упругий, а залежей визейского яруса — упруго-водонапорный. Месторождение разрабатывается с поддержани­ем пластового давления путем применения законтурного и внутриконтурного заводнения.

Манчаровское нефтяное месторождение расположено в 18 км к северо-востоку от г. Октябрьски. Открыто в 1958 г., разраба­тывается с 1965 г., относится к классу крупных. Площадь место­рождения 126,4 км². Приурочено к Манчарово-Каразерикской ви­лообразной зоне, осложняющей Бирскую седловину. Контролиру­ется структурами облекания рифогенных построек верхнефран-ско-турнейского возраста и отдельными локальными поднятия­ми тектонической природы в терригенном девоне. Выявлено 6 за­лежей нефти. Продуктивны карбонатные отложения московско­го (каширский горизонт), турнейского ярусов, терригенные ви­зейского (бобриковский горизонт) яруса, среднего и верхнего де­вона. Основной продуктивный пласт — бобриковские отложения.

Пористость коллекторов 24%, проницаемость 0,766—0,78 мкм². Давление 1,39—1,43 МПа, t— 18—35°C. В среднем давление насыще­ния равно 0,63 МПа, нефть бобриковского горизонта находится в недонасыщенном состоянии. Газовый фактор 16,4—23м³/т. Плот­ность нефти 0,901—0,914 г/см³. Содержание серы 3,45—4,3%, па­рафина 2,2-5,1 %, смол 11,7-27,3 %. Вязкость при 120°С - 220 мПа-с. Начальные дебиты 50—130 т/сут, из девона — 3—5 т/сут. Залежи каменноугольных отложений пластовые сводовые, девонских — пластовые сводовые и литологически экранированные. Первона­чальный режим залежей — упруговодонапорный.

СОЛЬ-ИЛЕЦКАЯ (ОРЕНБУРГСКАЯ) ГНО площадью 30 тыс. км² соответствует Соль-Илецкому своду. Промышленная нефтенос­ность связана с отложениями девона и карбона, газоносность — среднего карбона и нижней перми. Здесь сосредоточено около по­ловины газовых ресурсов Урало-Поволжья и расположено круп­нейшее Оренбургское газоконденсатное месторождение.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 23) расположено на южной окраине г. Оренбурга. Открыто в 1966 г., разрабатывается с 1971 г. Месторождение уникальное по запасам свободного газа. Приурочено к асимметричному валообразному поднятию широтного простирания подсолевых нижне­пермских отложений. Размеры вала 100x22 км, амплитуда 700 м. Выявлено 3 залежи (2 с нефтяными оторочками) в карбонатных породах — артинско- среднекаменноугольная (основная), филипповская (подошва кунгурского яруса) и среднекаменноугольная. Первая залежь массивная, этаж нефтегазоносности 523 м, ГНК па отметке -1750 м. Коллектор порово-трещинный, пористость 6—13 %, проницаемость до 0,024 мкм². Начальное пластовое давле-чае20,9 МПа, 127°С. Составгаза, %:СН₄-81,5-88, Сjti_s-3,1-5,4, С₂Н₆+ высшие - 1,9-9,2, СО₂ - 0,5-4, N₂ - 2,5-8,8, Я,5 - /,3-4,5. Начальное содержание стабильного конденсата 76,3 г/м³, плот­ность 698--7'15кг/'м³, содержание серы 1,13%. Нефтяная отороч­ка представлена тремя обособленными участками, линии ВНК — пс горизонтальны на отметках от -1717 до -1784м. Этаж нефтегазоносности 10—110м. Плотность нефти 843 кг/м³, вязкость 2,4— 1>,9 мПа-с, содержание серы 1,2%. Вторая залежь пластовая сводовая литологически ограниченная. Коллектор—«плойчатые» до­ломиты с пористостью 11%. Этаж газоносности 504 м. Нефтя­ная оторочка окаймляет западную часть залежи. Размеры отороч­ки 1,8x35 км. ГНК на отметке -1690 м, ВНК — на отметке -1760 м.

Рис. 23. Оренбургское газоконденсатное месторождение (А.А. Бакиров,

Г.Е. Рябухин и др., 1979):

а — структурная карта по кровле сакмаро-артинских отложений;

б - геологический профиль продуктивной части разреза нижней Перми

Начальное пластовое давление 19,1 МПа, 120°С. Состав газа, %: СН₄ - 88,2, С.Д. - 3,1, СД.+ высшие - 4,1, СО₂ - 0,7, N₂ - 1,2, H^S -2,7. Третья залежь (глубина 2076—2359м)массивная. Пористость коллектора 11%. Начальное пластовое давление 23—25 МПа, на­чальное содержание стабильного конденсата 91,5г/м³.

Копанское газонефтяное месторождение (рис. 24) распо­ложено в пределах Соль-Илецкого поднятия. Открыто в 1977 г. Морфология нижнепермского резервуара, к которому приуроче­но газоконденсатное месторождение, характеризуется доста­точно высокой амплитудой (193 м) и асимметричным строени­ем. Размеры структуры 6,2x4,5 км, углы падения пород колеблют­ся от 4 до 12°. На строение артинского резервуара несомненно положила отпечаток седиментационная обстановка накопления отложений (и в том числе биогермных) в нижнепермское время, но решающую роль на формирование структуры оказал общий тектонический фон.

Горное нефтяное месторождение (рис. 25) расположено в пре­делах Красногвардейского района Оренбургской области в 70 км к востоку от г. Бузулука и в 165 км к северо-западу от г. Оренбурга. Открыто в 1974г., разрабатывается с 1977г. В геологическом раз­резе месторождения выделяются два продуктивных пласта B_t и В₂' с доказанной промышленной нефтеносностью, которые при­урочены к отложениям турнейского яруса нижнего карбона, и по­тенциально нефтегазоносный нижезалегающий пласт В₂², выде­ленный по результатам переинтерпретации ГИСв 2001 г.

ЖИГУЛЕВСКО-ПУГАЧЕВСКАЯ НГО площадью 45 тыс. км² при­урочено к Жигулевско-Пугачевскому своду. Залежи выявлены в от­ложениях верхнего девона - среднего карбона. Основные запасы нефти связаны с каменноугольными комплексами. В области рас­положены Покровское, Зольненское, Яблоневоовражное, Мухановское нефтяные, Кулешовское газонефтяное и др. месторождения.

Мухановское нефтяное месторождение (рис. 26—30) распо­ложено к северо-востоку от г. Самары. Открыто в 1945 г., разра­батывается с 1947 г. Месторождение приурочено к зоне Кинель-ских дислокаций, осложняющих вершину Жигулевско-Пугачевского свода. Мухановская структура представляет собой узкую, вытянутую в широтном направлении складку размерами 28х2,5км с пологим южным и крутым северным крыльями. Геологический раз­рез изучен до кристаллического фундамента. В геологическом строении участвуют отложения среднего и верхнего отделов де-

Рис. 24. Копанское газонефтяное месторождение. Структурная карта по кровле артинского яруса

вонской, всех отделов каменноугольной, пермской, неогеновой и антропогеновой систем. Суммарная толщина разреза составляет 3100 м.

На месторождении продуктивны терригенные отложения девона и нижнего карбона, известняки и доломиты кунгурского яруса и калиновской свиты уфимского яруса перми. Основные за­пасы нефти связаны с продуктивными горизонтами нижнего кар­бона — радаевским и бобриковским.

Выявлено 18 залежей нефти (девон и нижний карбон), газо­нефтяная (нижняя пермь, кунгурский ярус) и газовая (верхняя пермь, калиновская свита), залежи. Коллекторами нефти являют­ся песчаники с прослоями алевролитов и глин, пористостью 1,9— 24,8 %, проницаемостью 0,697—3,569 мкм². Коллекторы газонефтя­ной и газовой залежей — пористо-трещиноватые и кавернозные доломиты, пористость 2,35—30,7 %, проницаемость 0,072—0,195 мкм², общей толщиной 1—17 м, эффективная нефтенасыщенная тол­щина 9,5м. Залежи в пермских доломитах массивные, нижнем кар­боне и девоне пластовые сводовые, литологически экранирован-

Рис. 25. Горное нефтяное месторождение (В.А. Ванин и др., 2002). Геологический разрез

Рис. 26. Мухановское нефтяное месторождение ([15]).

Структурная карта по кровле пласта С,: 1 — скважины; 2 — начальный

контур нефтеносности; 3 — изогипсы

Рис. 27. Мухановское нефтяное месторождение ([15]). Схема расположения нефтяных залежей 2-го объекта: 1 — изогипсы по кровле пласта С₂; 2, 3, 4, 5 — внешний контур нефтеносности по пластам соответственно С,, С,, С,, С,.

Рис. 28. Мухановское нефтяное месторождение ([15]). Геолого-литологический профиль продуктивных пластов карбона: 1,2 — песчаник нефте-, водонасыщенный; 3 — глины, алевролиты; 4 — начальный ВНК

Рис. 29. Мухановское нефтяное месторождение ([15]). Схема расположения нефтяных залежей 3-го объекта: 1, 2, 3, 4 — внешний контур нефтеносности по пластам соответственно

A,. А.' аз> А4

Рис. 30. Мухановское нефтяное месторождение ([15]). Геолого-литологический профиль продуктивных пластов девона: 1,2 — песчаник нефте-, водонасыщенный; 3 — глины, алевролиты

пые. Глубина залегания залежей 400—3000 м, высота 11—102м, на­чальное пластовое давление залежей девона и нижнего карбона 23,6-32,1 МПа, 172-74°С. Плотность нефти 790-863 кг/м³, содер­жание серы 0,32-2,05 %, парафина 3,13-9 %.

Кулешовское нефтяное месторождение (рис. 31, 32) распо­ложено на территории Нефтегорского района Самарской облас­ти, в 15 км к северу от г. Нефтегорска. Открытое 1959г., разра­батывается с 1960г. Относится к классу крупных. Площадь мес­торождения 74,06км². Приурочено к локальным поднятиям (Куле­шовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовского вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины. Кулешовское месторождение характеризуется сложными условия­ми залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. Геологический раз­рез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями.

Выявлено 16 нефтяных залежей в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона. Две газонефтяные залежи открыты в кунгурском ярусе (ниж­няя пермь) и приурочены к пелитоморфным и микрозернистым до­ломитам с примесью глинистого материала. Эффективная газона­сыщенная толщина изменяется от 0,5 до 34 м, пористость 4—25 %, проницаемость 0,025 мкм². Этаж газоносности 17м. Залежинефти с газовой шапкой пластовые сводовые. Залежь нефти в гжельс­ком ярусе связана с органогенно-обломочными известняками. Эф­фективная толщина до 10 м, пористость 15%, проницаемость 0,015мкм². В Еврейском горизонте нефтеносны песчаники, пересла­ивающиеся с алевролитами. Эффективная толщина

0—30 м, порис­тость 11—26%,проницаемость 0,172мкм². Залежь пластового типа. Коллекторы башкирского яруса органогенные известняки и доло-

Рис. 31. Кулешовское нефтяное месторождение ([15]): а — структурная карта по кровле пласта а_з: 1 — скважины пробуренные; 2, 3 — контур нефтеносности внешний и внутренний; 4 — границы заме­щения коллекторов пласта плотными породами; б — структурная карта по кровле пласта А₄

Рис. 32. Кулешовское нефтяное месторождение ([15]). Геолого-литологический профиль пласта А, верейского горизонта и А₄ олшкирского яруса: 1,2 — песчаники и известняки соответственно нефте-, водонасыщенные; 3 — плотные породы

миты, нефтенасыщен весь разрез. Эффективная толщина 8—60 м, пористость 11—34 %, проницаемость 0,044—0,108 мкм². Залежи мас­сивного типа. Скопления нефти бобриковского горизонта визейс-кого яруса выявлены только в пределах западной части вала (Куле­шовское поднятие). Пористость коллекторов 19 %, проницаемость 0,458 мкм². Залежи пластовые сводовые и литологически экраниро-панные. Скопления нефти в терригенной толще девона приурочены к средне- и мелкозернистым песчаникам. Эффективная толщи­на 2,5—14 м, пористость 1—15 %, проницаемость 0,056 мкм². Зале­жи пластовые сводовые и литологически экранированные. Наиболь­шей пористостью и проницаемостью характеризуются отложе­ния бобриковского горизонта, наименьшей — карбонатные породы нижней перми. Глубины залегания продуктивных горизонтов от 600 до 3640м. Физико-химические свойства нефтей месторождения из­меняются вверх по разрезу. Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792—0,794 г/см³, содержание серы 0,21—0,37 %, парафина 4,9—5,6 %. В каменноуголь­ных и нижнепермских отложениях плотность нефти колеблется от 0,804 до 0,833 г/см³, содержание серы 0,67—1,42%, парафина 5,25%. Начальные дебиты: в нижней перми 6 т/сут нефти и 21,5 тыс. м³/сут газа; в гжельском горизонте 60 т/сут нефти, верейс-ком — до 196 т/сут, башкирском ярусе — 44—310 т/сут, девоне— 70 т/сут. Растворенный в нефти газ тяжелый, жирный, содержит 56 % гомологов метана. В газе до 2,8% сероводорода. Газовый фактор 23,5-221 м³/т.

87,3 % всех извлекаемых запасов нефтяного месторождения связано с двумя основными нефтеносными пластами А₃ (верейский горизонт) и А₄ (башкирский ярус). Глубина залегания этих пластов соответственно 1640 и 1674 м, площадь нефтегазоносности 389,529 км². Залежь А₃ пластовая, А₄ массивная, коллекто­рами являются песчаники и известняки. Нефтенасыщенные тол-щиныпластов 13,6 ми 22,5м, пористость 20%, 18%, проницаемость 0,177 и 0,195 мкм², нефтенасыщенность 0,833 и 0,879. Начальные пластовые давления 18,4 и 18,8 МПа, плотность 808,8 кг/м³. Газо­вый фактор 156,8 и 79,7м³/т.

Покровское нефтяное месторождение расположено в 70 км к востоку от г. Бузулук. Открыто в 1959 г., разрабатывается с 1963 г. Месторождение крупное по запасам нефти. Приурочено к антиклинальной складке Бобровско-Покровского вала (Бузулукская впадина). Размеры структуры 10,5x5,5 км. Выявлено 10 залежей, в т.ч. 8 нефтяных, 1 газовая и 1 газонефтяная. Продуктивны отло­жения турнейского яруса, бобриковского горизонта, окского над-горизонта нижнего карбона (нефтяные залежи), башкирского яру­са и верейского горизонта среднего карбона, артинского и уфимс­кого ярусов перми (газовая залежь, газонефтяная с нефтяной ото­рочкой). Залежи пластовые сводовые и массивные. Коллекторы ве­рейского и бобриковского горизонтов представлены чередовани­ем песчаников, алевролитов и глин. Пористость песчаников 11,2— 28,6%, проницаемость 0,014—4,811 мкм². Коллекторы башкирско­го и турнейского ярусов представлены известняками, окского над-горизонта — доломитами. Пористость известняков 5,8—25,4%, проницаемость 0,001—1,032 мкм². Коллектор поровый и порово-трещинный. Глубина залегания залежей 560—2351 м. Пористость коллектора 8—20%, проницаемость 0,008—1,05 мкм².

НИЖНЕВОЛЖСКАЯ НГО площадью 83 тыс. км² расположена в пределах юго-восточной части Пачелмского прогиба и юго-вос­точного склона Воронежской антеклизы. Нефтегазоносность свя­зана с отложениями среднего девона — перми. На Коробковском месторождении залежь газа приурочена к байосским отложениям юры. В области открыты Соколовогорское, Жирновское, Пес-чано-Уметское, Коробковское нефтяные, Арчединское, Зимовское газонефтяные и др. месторождения.

Жирновское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 320 км к северу от г. Волгограда. Открыто в 1949 г., разрабатывается с 1951 г., относится к классу крупных; площадь 35,3 км². Приурочено к северной части Доно-Медведицкого вала Приволжской моноклинали. На месторождении выявлено 15 зале­жей (2 газовые, 7 газонефтяных, 5 нефтяных, 1 газо-

конденсатная). Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках верх­небашкирского подъяруса среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов визейского яруса нижнего карбона, в известня­ках нижнебашкирского подъяруса и турнейского яруса среднего и нижнего карбона, в евланово-ливенских и воробьевских отложени­ях верхнего и среднего девона. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 550 до 2400 м. В верхнебашкирском подъярусе вы­делены 4 песчаных пласта, содержащих 2 газонефтяных залежи. Коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, порис­тость 21 %, проницаемость 0,2мкм². Залежи пластовые сводовые. Залежь нефти и газа в нижнебашкирском подъярусе приурочена к трещиноватым органогенно-обломочным известнякам. Порис­тость 11%, проницаемость 0,05мкм². Залежь пластовая сводовая. В тульском горизонте установлено 3 продуктивных пласта — E_f А₂, А_г Основная залежь — в пласте Б_г Коллекторы — слабосцемен­тированные пески и песчаники. Эффективная толщина пласта 10,3м, пористость 20 %, проницаемость 0,2мкм².