Предуральская нефтегазоносная субпровинция

Предуральская нефтегазоносная субпровинция про­тягивается узкой полосой с севера от Баренцева моря на юг до При­каспийской низменности вдоль западного склона Уральских гор на расстояние свыше 2000 км. Занимает территорию республик Коми, Башкортостана, Пермской, Свердловской, Оренбургской и Актюбинской областей (см. рис. 7).

В тектоническом отношении субпровинция соответствует Предуральскому краевому (предгорному) прогибу, отделяющему Восточно-Европейскую платформу от Уральской горноскладчатой системы.

Предуральский прогиб представляет собой узкую (60 — 150 км) синклинальную структуру с крутым геосинклинальным восточным (25 — 60°) и пологим платформенным западным (2— 10°) бортами. Поперечными поднятиями, образованными выходами на повер­хность доорогенных комплексов, прогиб разделен на три основ­ных части: северную, центральную и южную. Северная часть ох­ватывает зону сочленения Урала с Печорской плитой, в нем вы­деляются Коротаихинская (220x120 км), Косью-Роговская (300x120 км), Большесыньинская (260x80 км), Верхнепечорская (400x30 км) впадины.

В центральной части прогиба, расположенном между попереч­ными выступами Каратау (на юге) и Плюдов Камень (на севере), которая соответствует зоне, где Уральские деформации наложе­ны на Восточно-Европейскую платформу, выделяются Юрюзано-Сылвенская (350x80 км) и Соликамская (200x70 км) впадины, раз­деленные Косьвинско-Чусовским горстообразным поднятием.

В южной части прогиба выделяется крупная Вельская впади­на (450x150 км). С запада на восток с приближением к Уралу на­блюдается появление поднятий, осложненных надвигами, несов­падение структурных планов по нижним и верхним горизонтам.

Фундамент сложен кристаллическими породами архей- про­терозойского возраста, разбит глубинными разломами, имеет бло­ковое строение, во впадинах ступенчато погружается с запада на восток от 3 — 4 до 7—12 км.

Осадочный чехол Предуральского прогиба выполнен мощной толщей (10—14 км) палеозойских отложений, представленных пре­имущественно карбонатными породами девона, карбона, нижней перми и красноцветными верхнепермскими образованиями. В строении осадочного чехла значительную роль играет соленосная толща кунгурского яруса нижней перми, мощность которой воз­растает к югу от 200 м (Верхнепечорская впадина) до 1100 — 1500 м (Вельская впадина). (Эрогенный комплекс выполнен молассовой формацией пермского возраста, который соленосной толщей кун-гура разделяется на подсолевой и надсолевой подкомплексы. Ме­зозойские отложения распространены преимущественно в север­ной и южной частях прогиба.

В прогибе в пределах Вельской и Юрюзано-Сылвенской впа­дин широко развиты рифовые массивы нижней перми, сложен­ные органогенными известняками ассельского, сакмарского и ар-тинского ярусов и перекрытые соленосной толщей кунгура. Раз­меры рифов от 1x1 до 20x25 км, амплитуды от первых десятков до 300 — 600 м, глубина их залегания возрастает к югу от 500 до 3000 м. С ними во многих случаях связаны месторождения нефти и газа.

Органогенные постройки широко развиты и в ордовикско-силурийских отложениях северной части Предуральского проги­ба. Рифовая субформация силура отмечена на западных склонах Северного и Приполярного Урала, на гряде Чернышева. Развитие органогенных построек, перкрытых соленосной толщей, прогно­зируется на северном борту Косью-Роговской впадины.

В центральной части прогиба в подсолевых отложениях раз­виты узкие (1—3 км), протяженные (10—12 км) и крутые (до 60°) валообразные поднятия, часто нарушенные надвигами, так назы­ваемые складки кинзебулатовского типа, к которым часто приуро­чены нефтяные и газовые месторождения.

Открытие в 1929—1931 гг. первых месторождений нефти в районе Чусовских городков и Ишимбаеве явилось началом освое­ния гигантских запасов нефти и газа Урало-Поволжья. Значитель­ная часть выявленных в последующие годы месторождений в южной части субпровинции оказалась приурочена к полосе раз­вития пермских рифовых массивов, что в нашей стране было ус-

тановлено впервые. В 1964 г. на севере в Предуральском прогибе в Верхнепечорской впадине было открыто крупнейшее Вуктыльское газоконденсатное месторождение. К настоящему времени в субпровинции открыто около 100 месторождений нефти, газа и газоконденсата.

В южных областях Предуральского прогиба преобладают мас­сивные приуроченные к рифам залежи УВ, пластовые сводовые и пластовые массивные, связанные с толщами облекания рифов и литологически экранированные.

В настоящее время в Предуральской НГСП выделяются три НГО: Северопредуральская, Среднепредуральская, Южнопредуральская.

Основная промышленная нефтегазоносность субпровинции связана с средне-верхнекаменноугольными и нижнепермскими отложениями, сложенными карбонатными трещиноватыми или рифогенными породами. Залежи нефти и газа выявлены также в средне-верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложениях.

Ордовикско-нижнедевонский НГК характеризуется фациальной изменчивостью пород в направлении с запада на восток (Косью-Роговская впадина). Глубина залегания комплекса в районе Верхнепечорской впадины достигает 6 км, а на юге Большесыньинской и востоке Картаихинской впадин до 9 км. В этом же на­правлении мощность комплекса возрастает до 3 — 4 км. Коллекто­рами служат трещинно-поровые и каверно-поровые известняки и доломиты. В Косью-Роговской впадине получен приток газа на Кочмесской площади из отложений ордовика.

Среднедевонский НГК имеет мощность 10 — 50 м. Коллекторские толщи приурочены к пачкам песчаников, в которых выявле­ны единичные скопления углеводородов в Вельской впадине. В крайних северо-восточных районах субпровинции разрез пред­ставлен морскими кремнисто-глинисто-карбонатными толщами. К западу в разрезе преобладают карбонатные мелководные морс­кие отложения елецких фаций (Косыо-Роговская и Верхнепечор­ская впадины).

Среднедевонско-нижнекаменноугольный НГК мощностью 300 — 550 м сложен карбонатной толщей — известняками и доло­митами. Продуктивен в Южнопредуральской НГО, где открыты мелкие нефтяные залежи. В карбонатных отложениях турнейского яруса в поднадвиговой части Вуктыльского месторождения на глу­бине 5 км открыта нефтегазоконденсатная залежь.

Нижневизейский НГК мощностью 60 — 100 м представлен тер-ригенными породами (песчаниками, алевролитами, аргиллитами), в которых обнаружены нефтяные и газоконденсатные залежи на территории Северопредуральской и Среднепредуральской НГО.

Средне-верхнекаменноугольный НГК мощностью 100 — 700 м выражен карбонатной толщей (известняками, доломитами с про­слоями мергелей), в которой выделяются порово-трещинные и кавернозные коллектора. Содержит в себе залежи газа и газокон­денсата в Северопредуральской и Среднепредуральской НГО. В Южнопредуральской НГО открыты залежи нефти и газоконденса­та (Саратовское, Волостновское и др. месторождения).

Нижнепермский НГК мощностью до 3900 м представлен карбонатно-терригенными породами. Характерно наличие рифовых массивов, которые перекрываются соленоснои покрышкой кун-гурского яруса (мощностью от 100 до 1500 м). Продуктивен в Се­веропредуральской (Вуктыльское и др.), Среднепредуральской (Кедровское и др.) и Южнопредуральской НГО (Ишимбайское, Столяровское нефтяные и др. месторождения). Основной про­дуктивный комплекс.

СЕВЕРОПРЕДУРАЛЬСКАЯ ГНО площадью 105,15 тыс. км² ох­ватывает Коротаихинскую, Косью-Роговскую, Болыпесыньинскую, Верхнепечорскую впадины и разделяющее их поднятие. Наиболее крупное Вуктыльское газоконденсатное с нефтяной оторочкой месторождение открыто в Верхнепечорской впадине в каменноугольных нижнепермских известняках и доломитах. В северной части этой впадины открыто Западно-Соплесское газоконденсатнонефтяное месторождение в среднедевонских от­ложениях. В Верхнепечорской впадине открыты также месторож­дения Мишпарминское, Юрвож-Болыпелягское, Рассохинское, Курьинское. В Косью-Роговской впадине открыты Интинское, Кожимское газоконденсатное и Падимейское нефтяное месторож­дения в верхневизейско-нижнепермских карбонатных отложени­ях. На Кочмесском и Падимейском месторождениях продуктив­ны также силурийско-ордовикские отложения. На Кочмесской площади установлено наличие мощной соленоснои толщи. В Боль-шесыньинской впадине открыто Субурское месторождение.

Вуктыльское газоконденсатное месторождение (рис. 206) расположено в 160 км восточнее от г. Ухты. Открыто в 1964 г., разрабатывается с 1968г. Расположено в центральной части Вер­хнепечорской впадины Предуральского прогиба; приурочено к ан-

Рис. 206. Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Структурная карта по кровле известняков южной перми (а) и геологический профиль (6) (по И.А. Махоткину и Ю.С. Рябкину):

Ишимбайское нефтегазовое месторождение (рис. 208) при­урочено к рифогенному массиву, сложенному артинскими извест­няками. Это первое месторождение, открытое на территории Башкирии в 1932г., разрабатывается с 1932г. Месторождение рас­положено во внешней (западной) зоне Предуральского прогиба, называемой также «рифовой зоной». Рифогенный массив Ишим-байского месторождения состоит из ряда более мелких объеди­ненных массивов, имеющих северо-западное простирание. Отдель­ные рифовые массивы имеют форму куполов, располагающихся на моноклинально залегающих породах верхнего карбона («базальный горизонт»). Всего в состав Ишимбайского рифа входит пять от­дельных куполов: Западный, Восточный, Бурангинский, Южный и Кузьминовский. Они соединены перешейками и имеют единый кон­тур нефтеносности.

Углы падения склонов рифовых массивов от 20 до 40 граду­сов. Форма и размеры отдельных рифовых поднятий в плане раз­личны, самый крупный из них, Восточный, имеет в поперечнике 1,5км. Высота рифов также различна. Этаж нефтеносности ко­леблется от 310 до 560 м.

Нефтесодержащими породами рифовых массивов являются до-ломитизированные известняки, отличающиеся высокой пористос­тью и кавернозностью. Иногда в известняках за счет доломитиза­ции образуется своеобразная губчатая, или ситчатая, структура. При этом абсолютные значения пористости достигают 35 %. Тре­щины в известняках содержат нефть, однако трещиноватость имеет подчиненное значение. По возрасту известняки и доломитизированные известняки, образующие Ишимбайский рифовый

Рис. 207. Саратовское газоконденсатное мес­торождение. Геологи­ческий профиль (по данным треста Башнеф-теразведка): 1 — терригенные отло­жения; 2 — соленосные отложения; 3 — извест­няки; 4 — доломиты; 5 — газовая залежь; 6 — раз­рывное нарушение

Рис. 208. Ишимбайская группа рифовых место­рождений (по Г.П. Ова­несову):

1 — изогипсы по поверх­ности артинских извест­няков; 2 — контур нефте­носности; 3 — скважины

Рис. 209. Столяровское рифовое месторождение (по Г.П. Ованесову):

а — структурная карта; б — профиль по линии АБ: 1 — изогипсы; 2 —
контур нефтеносности; 3 — скважины, давшие нефть; 4 — законтурные
скважины; 5 — залежи нефти

массив, относятся к ассельскому, оршанскому и сакмарскому яру сам нижней перми. Они перекрыты соленосной покрышкой кунгур ского возраста. Некоторые рифы Ишимбайского рифового масси ва имеют газовые шапки.

Благодаря высоким коллекторским свойствам продуктивных горизонтов Ишимбайского месторождения на нем, как и на других месторождениях, связанных с рифами, в начальный период разра ботки отмечалась высокая продуктивность скважин. Начальные дебиты отдельных скважин составляли до 800 т/сут нефти.

В Предуральском краевом прогибе наибольшие перспектины связаны с северными включающими шельф районами Коротай хинской и Верхнепечорской впадин, на юге с Соликамской и Юрюзано-Сылвенской впадинами, в пределах которых можно ожидать выявления новых скоплений углеводородов в фаменских, нижне и среднекаменноугольных и пермских отложениях.

В Предуральском краевом прогибе многие месторождении приурочены к крупноамплитудным антиклинальным складкам, развитым во фронтальных частях аллохтонных пластин. Больши 11 ство этих складок выражено в приповерхностных слоях. Приме­чательно, что продуктивные антиклинальные складки связаны как с надвигами западного простирания (месторождение Вуктылы кое), так и противоположными им вторичными антиуральскими надвигами (месторождение Кинзебулатовское, Вельский прогни) Основным продуктивным резервуаром являются трещиноваты с карбонатные отложения башкирского яруса, верхнего карбомо нижней перми и песчаники визе. Глубина залегания продуктии ных горизонтов изменяется от 0,5 до 5,0 км. Основной покрышкой служат глинистые сланцы артинского яруса и кунгурские эвапп риты. На Вуктыльском месторождении, расположенном в Верх непечорской впадине Северного Урала, мощность газоконденсатной залежи в верхнекаменноутольно-нижнепермских карбонатах достигает 1,5км.

Анализ геолого-геофизических данных этого региона показывает, что, несмотря на длительность поисков нефти и газа в его пределах, он должен обладать значительными перспективами.

Этот вывод в первую очередь опирается на данные сейсморазведки последних лет, которые позволяют существенно пересмотреть традиционные взгляды на структуру этого региона и выявить новые объекты поисков нефти и газа в тех районах, которые ранее представлялись бесперспективными.

В этой связи наиболее важным является обнаружение зон по­гребенной скдадчатости, связанной с многоярусной покровно-над-виговой структурой ряда районов Урала.

Поиск по сайту: