Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Оренбургский государственный университет» ГЕОЛОГИЯ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ Учебное пособие Рекомендовано ученым советом федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Оренбургский государственный университет» для обучающихся по образовательной программе высшего образования по специальности 21.05.02 Прикладная геология Оренбург 2019 УДК 553.98 (075.8) ББК 26.343я73 Г 14 Рецензент – кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, М.А. Политыкина Авторы: С.В. Багманова, А.С. Степанов, А.В. Коломоец, М.П. Трифонова Г14 Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: учебное пособие / С.В. Багманова, А.С. Степанов, А.В. Коломоец, М.П. Трифонова; Оренбург. гос. ун-т. – Оренбург : ОГУ, 2019– 127 с. В учебном пособии дано представление о геологическом строении и перспективах нефтегазононости Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Рассматриваются основные тектонические элементы провинции, типы коллекторов, покрышек и ловушек нефти и газа, вопросы нефтегазогеологического районирования Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, Учебное пособие рекомендовано студентам для аудиторного и самостоятельного освоения курса дисциплины «Геология ВолгоУральской нефтегазоносной провинции», обучающимся по программам высшего образования по специальности 21.05.02 Прикладная геология специализации «Геология нефти и газа» и «Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых». УДК 553.98 (075.8) ББК 26.343я73 © Багманова С.В., Степанов А.С., Коломоец А.В., Трифонова М.П., 2019 © ОГУ, 2019 ISBN 2 СОДЕРЖАНИЕ Введение ............................................................................................................... 5 1 Геология и нефтегазоносность Волго-Уральской нефтегазоносной области.................................................................................................................. 8 1.1 Физико-географическое положение........................................................ 8 1.2 История Волго-Уральской нефтегазоносной провинции ...................... 8 1.3. Основные черты геологического строения .......................................... 12 1.5 Нефтегазоносные комплексы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции ....................................................................................................... 22 1.6 Нефтегазогеологическое районирование .............................................. 27 2 Татарская нефтеносная область .................................................................... 29 2.1 Ромашкинское нефтяное месторождение .............................................. 30 2.2 Ново-Елховское нефтяное месторождение ........................................... 35 2.3 Бавлинское нефтяное месторождение ................................................... 38 3 Бузулукская нефегазоносная область .......................................................... 43 3.1 Зайкинско-Зоринское нефтегазоконденсатное месторождение.......... 50 3.2 Грачевское месторождение ..................................................................... 53 3.3 Бобровское газонефтяное месторождение ............................................ 55 4 Уфимская нефтегазоносная область ............................................................ 57 4.1 Арланское нефтяное месторождение ..................................................... 57 5 Соль-Илецкая (Оренбургская) газонефтеносная область .......................... 59 5.1 Соль-Илецкий свод .................................................................................. 59 5.1.1 Нефтегазоносные комплексы Соль-Илецкого поднятия ............. 64 5.1.2 Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение ............... 69 5.2 Восточно-Оренбургское сводовое поднятие......................................... 81 5.2.1 Дачно-Репинское нефтяное месторождение ................................. 87 5.2.2 Царичанское месторождение ......................................................... 90 5.2.3 Майорское месторождение ............................................................. 93 6 Пермско-Башкирская нефтеносная область ................................................ 98 3 6.1 Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение ........................... 100 6.2 Игровское нефтяное месторождение ................................................... 103 7 Прикамская и Верхнекамская нефтегазоносные области ........................ 104 7.1 Чутырско-Киенгопское газонефтяное месторождение ...................... 104 8 Мелекесско-Абдулинская нефтегазоносная область ............................... 106 9 Жигулевско-Пугачевская нефтегазоносная область ................................ 108 9.1 Кулешовское месторождение ............................................................... 111 10 Нижневолжская нефтегазоносная область .............................................. 115 11 Южно-Предуральская нефтегазоносная область .................................... 123 Список использованных источников ............................................................ 126 4 Введение Волго-Уральская нефтегазоносная провинция является второй по значимости нефтегазоносной провинцией Российской Федерации. Провинция располагается в пределах юго-восточного окончания Русской платформы и включает четверть месторождений углеводородов России. Провинция является старейшим нефтегазодобывающим регионом. Сегодня она обеспечивает 25% нефтедобычи страны, кроме того, содержит значительные запасы свободного газа и огромные ресурсы традиционных и нетрадиционные углеводородов. Волго-Уральская провинция имеет очень сложное геологическое строение, не имеющее аналогов в мире, располагаясь в зоне сочленения крупных надпорядковых структур – Предуральского краевого прогиба, Прикаспийской синеклизы, Воронежской антеклизы и др. Каждый из этих элементов является самостоятельной нефтегазоносной провинцией. Соляно-купольная тектоника значительно осложняет поисковые работы в пределах провинции; в то же время соли являются надежной покрышкой для залежей углеводородов. Кристаллический фундамент в пределах провинции залегает на глубине от 1,5-2 км (Татарский свод) до 12 км (Соль-Илецкий свод) и через систему разломов и флексур глубоко погружается в Прикаспийскую синеклизу (до 16 км). Месторождения углеводородов расположены на глубинах от 1300 до 3500 м. Значительная часть нефти, добываемой на месторождениях ВолгоУральской провинции, поступает через систему нефтепроводов на нефтеперерабатывающие заводы, расположенные в Башкортостане, Самарской, Оренбургской, Пермской, Саратовской, и Волгоградской областях. Оренбургская область является одним из ведущих нефтегазодобывающих регионов России. Газ, добываемый на уникальном 5 Оренбургском месторождении, обеспечивает бесперебойную работу газоперерабатывающего и гелиевого заводов и является основой развития нефтехимической промышленности Оренбургского региона. Зоны нефтегазонакопления Волго-Уральской провинции обладают разной продуктивностью и степенью выработанности месторождений. Высокая освоенность старых нефтегазодобывающих районов – СевероКинельского, Северо-Бузулукского, Соль-Илецкого – приводит к необходимости выявлять и исследовать новые зоны. География добычи УВ расширилась с открытием месторождений в Восточно-Оренбургском и Южно-Бузулукском НГР. Слабо разведанным остается Сакмаро-Илекский отсутствуют открытия НГР (Предуральский месторождений прогиб), углеводородов в пока пределах северного борта Прикаспийской впадины. 6 Рисунок 1 - Нефтегазоносные провинции России 7 7 1 Геология и нефтегазоносность Волго-Уральской нефтегазоносной области 1.1 Физико-географическое положение Большая часть территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции расположена на восточном окончании Восточно-Европейской платформы, где преобладают холмистый и ровный ландшафт с отметками 250-490 м над уровнем моря. На востоке в меридиональном направлении простирается Урал. Территориально Волго-Уральская провинция объединяет республики Башкортостан и Татарстан, Пермский край, Марий Эл, Удмуртию, Мордовию, Чувашию, а также Кировскую, Нижегородскую, Ульяновскую, Пензенскую, Самарскую, Рязанскую, Саратовскую, Оренбургскую и Свердловскую области. Площадь территории, занимаемая провинцией, превышает 700 000 км2. 1.2 История Волго-Уральской нефтегазоносной провинции История Волго-Уральской нефтегазоносной провинции берет начало с 1932 г. – открытия Ишимбайского нефтяного месторождения. В 1932 г. на Ишимбайской площади получен фонтанный приток нефти из рифогенных известняков артинско-сакмарского возраста. После открытия Ишимбайского месторождения нефти в области развернулись широкомасштабные геологоразведочные работы. В результате этих работ открыты Туймазинское, Бугурусланское, Краснокамское, СевероКамское, Новостепановское и многие другие месторождения углеводородов. В районах Ишимбая и Бугуруслана установлена нефтеносность отложений нижней и верхней перми, а на остальной территории в среднем и нижнем карбоне. В военный период (1941-1945 гг.) на территории Волго-Уральской провинции открыто более 20 месторождений углеводородов. Наиболее 8 значимыми для развития нефтяной промышленности явилось открытие месторождений нефти в терригенных отложениях девона – Яблоневый Овраг в Самарской (Куйбышевской) области и в Туймазинском районе Башкортостана. В послевоенный период (1946-1965 гг.) на территориях Башкирии Татарстана, Самары, Перми и в Оренбургской области проводились форсированные геологоразведочные работы с целью поисков новых залежей углеводородов. Результатом этих работ явилось открытие месторождений нефти и газа в Удмуртии, Пермском крае и в Оренбургской области. Первая промышленная нефть Оренбургской области была получена на окраине г. Бугуруслана из отложений уфимского яруса верхней перми с глубины 285 м летом 1937 г. Вскоре в этих отложениях были открыты и газовые месторождения, на базе которых в 1943 г ввели в строй первый в нашей стране магистральный газопровод Бугуруслан-Куйбышев. Несколько лет поисково-разведочные работы на нефть и газ велись в Бугурусланском нефтегазоносном районе, сначала в верхнепермских отложениях, потом в отложениях нижней перми, карбона, и, наконец, девона. Разведка двинулась на юг, где в конце 50-х – начале 60-х были открыты месторождения Бузулукского, а потом Сорочинского нефтегазоносных районов. К этому времени методика поисково-разведочных работ шагнула далеко вперед по сравнению с довоенными годами. На смену структурно-поисковому бурению пришла полевая геофизика, прежде всего, сейсморазведка, выявлявшая структуры, на которых ставилось глубокое бурение. После открытия в 50х -60х годах ряда нефтяных, газовых и нефтегазовых месторождений в пределах западного борта Предуральского краевого прогиба в Башкирии (Озеркинское, Мусинское, Кончуринское, Аллапаевское, Кунакбаевское, Введеневское и др.) глубокое бурение в оренбургской части Предуральского прогиба после 23х -летнего периода возобновилось вновь. В 1960 году в западной бортовой части Предуральского прогиба 9 поисковой скважиной 56 было открыто Совхозное газоконденсатное месторождение. Приток газоконденсата был получен из сакмаро-артинских карбонатов рифовой фации. Скважина 56 является первооткрывательницей первого месторождения в оренбургской части Предуральского прогиба. Открытие Совхозного месторождения послужило основанием для постановки в 1961-1966 годах поисково-разведочного бурения на ряде поисковых площадей, расположенных к югу от Совхозного месторождения: Михайловской, Свиридовской, Чебеньковской, Украинской, Раздольской, Шубинской. Основой для заложения поисковых скважин послужили материалы сейсморазведки того периода (60е годы). На стыке Волго-Уральской антеклизы, Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба был открыт так называемый Соль-Илецкий выступ с приподнятым залеганием кристаллического фундамента и вышележащих палеозойских отложений, по которым был выделен Оренбургский вал. В его пределах выделено локальное поднятие размером 2,5х2 км. Из пробуренной на этой структуре скважины № 13 6 ноября 1966 г был получен первый фонтан газа, который ознаменовал нефтегазоконденсатного открытие уникального месторождения. Газоносной Оренбургского оказалась несколькосотметровая толща карбонатных пород нижней перми и карбона. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение является уникальным по запасам и составу природного газа. Открытие этих месторождений явилось основой для создания сырьевой базы нефтяной промышленности в Волго-Уральском регионе. Каждый новый период характеризовался открытием месторождений и увеличением добычи углеводородов. Особенно резко добыча нефти нарастала с 1946г. за счет открытия и разработки крупных и средних месторождений в Татарстане, Башкортостане и в Самарской области. В 1945 г. в Волго-Уральской провинции добыто 2,8 миллиона тонн нефти – в 2 раза больше, чем в 1938 г.. Добыча жидких углеводородов (нефти и 10 конденсата) составила: в 1955 г. – 41 млн т., в 1960 г. – 105 млн т., в 1965 г. – 173 млн т., в 1970 – 208 млн т., г., в 1976-216 млн т., в 1979-193 млн т. Первое крупное по запасам газа Елшано-Курдюмское месторождение открыто в 1941 г. в Саратовской области. Это дало толчок развитию в провинции газовой отрасли. С открытием в 1966 г. уникального Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения добычи газа резко возросла и составила: в 1960 г. – 9 млрд м3, в 1965 г. – 22 млрд м3, в 1970 г. – 18 млрд м3, в 1976 г. – 34 млрд м3, в 1980 г. - 48 млрд м3. Менее чем за десять лет Оренбургская область выдвинулась на одно из первых мест среди газоносных районов страны. Волго-Уральский регион обеспечивает 25 % добычи нефти в стране. Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) провинции обеспечивают Татария, Башкирия и Самарская область. Значительная часть нефти, добываемой на месторождениях, поступает через нефтепроводы на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкортостане, в Пермском крае Оренбургской, Самарской, Саратовской и Волгоградской областях. Начиная с 30-х годов прошлого столетия на территории Волго-Уральской провинции выполнен огромный объем геологоразведочных работ: грави-, электро- и магниторазведка, региональные и детальные сейсморазведочные, параметрическое, поисковое и разведочное бурение. Всего с начала разработки в Волго-Уральской нефтеносной провинции добыто более 3,5 млрд тонн. нефти и более 1,5 трлн м3 газа. Основное месторождение природного газа – Оренбургское. В 2006 году на сейсмической Акобинской структуре было открыто самое южное месторождение Предуральского прогиба – Акобинское с залежью газоконденсата в башкирских отложениях. 11 Крупнейшие нефтяные месторождения: Ромашкинское, Бавлинское, Новоольховско-Домоскинское в Татарии, Арланское, Туймазинское в Башкирии, Ярино-Каменное и Осинское в Пермском крае. По добыче нефти первое место занимает Татарстан, второе – Башкортостан, третье – районы Поволжья. Месторождения углеводородов сложного строения, являются многопластовыми, сосредоточены в 60 продуктивных пластах палеозойской группы. 1.3. Основные черты геологического строения Волго-Уральская нефтегазоносная провинция является частью крупнейшего нефтегазового бассейна Восточно-Европейской платформы. На востоке провинция ограничена Предуральским краевым прогибом, являющимся самостоятельной нефтегазоносной областью. На юго-востоке границей является Воронежская антеклиза, на западе – Токмовский свод и Сысольский свод (рисунок 1.1). На юге Волго-Уральская провинция, через систему флексур и разломов, граничит с Прикаспийской нефтегазоносной провинцией, на севере с Тимано-Печерской нефтегазоносной провинцией. Кристаллический фундамент имеет блоковое строение и по системе разломов глубоко погружается в южном направлении. Сложен архейраннепротерозойскими метаморфическими и магматическими породами, перекрытыми отложениями рифей-венда. Глубина залегания кристаллического фундамента составляет 1,8-2 км в пределах Татарского свода, на Соль-Илецком своде достигает 6 км, в Предуральском прогибе возрастает до 10-12 км (рисунок 1.2). 12 Рисунок 1.1 – Волго-Уральская нефтегазоносная провинция 13 Рисунок 1.2 – Сейсмогеологический разрез через Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию от Соль-Илецкого свода до Коми-Пермяцкого выступа (В.Н. Пучков, 2003 г. УЕЦ РАН) Породы фундамента перекрываются сильно дислоцированной толщей рифей-нижневендских отложений крупнообломочного состава с повышенным магнетизмом, что характерно для промежуточного этажа. Эти породы, в основном, заполняют отрицательные формы рельефа фундамента. Осадочный чехол, включающий отложения от вендского до четвертичного возраста, развит практически повсеместно. Для него характерно более спокойное залегание. В породах осадочного чеха выделяются крупные своды, впадины и прогибы. Основные тектонические элементы осадочного чехла Волго-Уральской антеклизы - Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулевско-Пугачевский и Соль-Илецкий своды. Эти крупные положительные структуры явно выражены в девонских и каменноугольных отложениях, вверх по разрезу происходит их выполаживание. Между собой своды разделяются крупными впадинами – Бузулукской, Верхнекамской и Мелекесской, осложненными грабенообразными прогибами и системой глубоких разломов. Важная роль в строении осадочного чехла принадлежит внутриформационным некомпенсированным прогибам и впадинам. Наиболее 14 крупная из них – Камско-Кинельская система прогибов прослеживается в отложениях от верхнего девона до нижнего карбона. В нижневизейское время прогибы снивелировались мощными терригенными толщами. На границах Бузулукской впадины, Предуральского прогиба и Прикаспийской синеклизы в отложениях от верхнего девона до нижней перми развиты рифогенные постройки и структуры их облекания. Рисунок 1.3 – Фрагмент тектонической схемы Волго-Уральской антеклизы. Камско-Кинельская система прогибов (Хасанов, Емельянов, Карев, 2006 г.) Татарский свод является крупной положительной структурой размером 600х120-250 км. На северо-западе Татарский свод ограничен КазанскоКажимским прогибом, на северо-востоке – Верхнекамской впадиной, 15 Серноводско-Абдулинским прогибом на юге, на юго-западе Мелекесской впадиной. Татарский свод осложнен Немской, Кукморской, Альметьевской и Белебеевско-Шкаповской вершинами, которые отделяются друг от друга крупными флексурами и прогибами. Абсолютные отметки поверхности кристаллического фундамента колеблются от минус 1400 м на Кукморской до минус 1800 м на Белебеевско-Шкаповской вершинах. Немская вершина полого погружается в северном направлении. Амплитуда погружения по отложениям карбона составляет около 500 м. По верхнепермским отложениям выделяется западный борт Верхнекамской впадины. Кукморская, Альметьевская и Белебеевско-Шкаповская вершины и Нижнекамская система дислокаций осложнены многочисленными приразломными валами. Южный склон Татарского свода прослеживается по всем горизонтам осадочного чехла. Пологий южный склон Татарского свода фиксируется постепенным нарастанием в юго-западном направлении мощности девонских, каменноугольных и пермских отложений. Региональный наклон постепенно нарастает от 2 до 20 м/км и осложняется валами, зонами поднятий. В пределах южного окончания Татарского свода выделяется Большекинельский вал, который представляет собой валообразное поднятие, протягивающееся с северо-запада на юго-восток на расстояние более 200 км при ширине 5-9 км. Характерной особенностью Большекинельского вала является приуроченность его к четкому флексурному уступу, прослеживающемуся по всем структурным ярусам палеозоя. В кристаллическом фундаменте флексуре соответствует глубинный разлом. На всем своем протяжении вал характеризуется четким асимметричным строением. Крутым является его южное крыло (углы наклона слоев 4-6°), которое непосредственно переходит во флексуру. Северное крыло Большекинельского вала пологое, углы наклона 16 здесь не превышают 0,5°-1,0°. Свод вала и его северное крыло осложнено серией локальных поднятий, к которым приурочен ряд месторождений. Пермско-Башкирский свод объединяет две крупные положительные структуры – Пермский и Башкирский своды. Пермский свод северо-восточного простирания имеет размеры 200х90 км и отделяется уступом от Косьвинско-Чусовской седловины Предуральского краевого прогиба. Центральная часть свода осложнена КраснокамскоПолазненским валом, юго-восточный склон Осинско-Елпачихинским валом, Полазненским выступом и Лобаново-Козубаевской валообразной зоной. Башкирский свод (170х130 км) имеет северо-западное простирание, со смещенной к юго-востоку вершиной. Юго-западный склон свода ограничен крупным тектоническим нарушением, северо-западный – Дубовогорским, Гожано-Гондаревским, Куединским поднятиями. На юго-восточном окончании Волго-Уральской антеклизы находится Соль-Илецкий свод. Свод ограничен с севера Восточно-Оребургским сводовым поднятием (ВОСП), на западе – Бузулукской впадиной, на востоке – Предуральским краевым прогибом, на юге – Прикаспийской синеклизой. Кристаллический фундамент в районе свода погружен на значительную глубину и скважинами не вскрыт. Современная поверхность кристаллического фундамента характеризуется сложно расчленённым рельефом при общем ступенчатом погружении к югу и востоку. На юг, в сторону Прикаспийской синеклизы, фундамент погружается до 12 км и более. Ядро Соль-Илецкого свода сложено мощной толщей ордовикских пород, вскрытых на глубину более 2500 м. Соль-Илецкое поднятие расчленяется на два блока – северный (Оренбургский) и южный (Нагумановско-Вершиновский). В северной части Оренбургский структурно-тектонический блок осложнен Оренбургским валом широтного простирания, имеющим по подсолевому карбонатному комплексу трёхкупольное строение с наиболее высоким положением центрального купола. В пределах Оренбургского вала 17 локализовано одноименное нефтегазоконденсатное месторождение. В краевых зонах блока стратиграфический объём дофаменского разреза увеличивается вследствие появления под поверхностью размыва нижнедевонских и среднедевонско-франских отложений. Бузулукская впадина является крупной отрицательной структурой ВолгоУральской антеклизы и разделяет Восточно-Оренбургское сводовое поднятие, Жигулевско-Пугачевский и Татарский своды. Впадина в юго-восточном направлении уступами погружается от Сокской седловины в сторону Прикаспийской синеклизы. Граница впадины со сводами происходит по системе тектонических нарушений. Породы фундамента и девона погружаются в южном направлении в сторону Прикаспийской синеклизы. По данным пробуренных скважин поверхность фундамента предположительно протерозойско-архейского возраста на юге Бузулукской впадины залегает на отметке минус 5486 м (скв. № 2 Северо-Елтышевского месторождения) и минус 5692 м (скв. № 1 Сладковско-Заречного месторождения). В целом ступенеобразных карбонатного рассматриваемый блоков девона, район кристаллического созданную сетью представляет собой фундамента тектонических и систему терригенно- нарушений с преобладающей субширотной ориентировкой. По тектоническим нарушениям кристаллический фундамент образует ступени, в осадочном чехле им соответствуют зоны дислокаций, разделенные между собой флексурами. Существенной особенностью тектоники осадочного чехла является наличие двух структурных этажей. Нижний структурный этаж характеризуется дизъюнктивной (разрывной) тектоникой, верхний – тектоно-седиментационной. Тектонические нарушения, формирующие нижний этаж, выделены в нижнедевонско-нижнефранском комплексе, в вышезалегающих отложениях нарушениям, в основном, соответствуют флексуры. 18 Центральная часть Бузулукской впадины погружена на юг и осложнена в породах фундамента ступенями субширотного простирания. Вдоль южных крыльев формируются цепочки локальных структур. Центральную часть Бузулукской впадины осложняет верхнедевонско-турнейский Мухановский прогиб, являющийся южным звеном Ерохово- Камско-Кинельской системы прогибов. В прогибе выделяется ряд разновозрастных карбонатных и органогенных построек. С этим прогибом связано большое количество месторождений нефти. От средней полосы дислокаций объекты южного района отделены глубокопогруженной зоной Уральско-Рубежинского прогиба. Один из самых крупных приразломных блоков – Камелик-Чаганский выступ, приуроченный к южной части впадины. На границе Бузулукской и Прикаспийской впадин расположены Карповский, Чинаревский и Кошинский выступы с амплитудами в сотни метров, где фундамент поднимается до абсолютных отметок минус 4440-4800 м. К приподнятым участкам блоков приурочены нефтяные месторождения. Крупной положительной тектонической структурой является Жигулевско-Пугачевский свод. Его размеры 350x200 км; с севера свод ограничивает крупноамплитудное нарушение. Северный край ЖигулевскоПугачевского свода осложнен Жигулевским валом. Верхнекамская впадина (350х150 км) расположена между Татарским, Башкирским, Пермским и Камским сводами. Казанско-Кажимский авлакоген ограничивает Верхнекамскую впадину в северо-западной части, с юга границей является Бирская седловина. Широкое распространение в геологическом разрезе впадины имеют среднедевонские известняки, в восточной части развиты органогенные постройки эйфельского яруса, обрамленные тектоническими нарушениями. 19 Мелекесская впадина (280x140 км) разделяет Токмовcкий и ЮжноТатарский своды. На северо-западе впадина закрывается Казанской седловиной, на юго-западе ограничена Ставропольским прогибом. Сокская седловина отделяет Бузулукскую впадину от Ставропольского прогиба. Глубина залегания кристаллического фундамента по данным сейсмики составляет 3 км в западной части впадины, и погружается до 6 км в восточном направлении. Вверх по разрезу отложения бавлинской свиты заполняют прогиб нивелируя его рельеф. Важным тектоническим элементом Волго-Уральской провинции является Камско-Кинельская система прогибов, включающая 12 некомпенсированных протяженных (до 350 км) и глубоких (до 400 м) прогибов. 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 тектоническими депрессия, основном элементами северо-западного являются Рязано-Саратовский прогиб, простирания. Степновский вал, Арчедино-Донская, Основными Карамышская Антиповско- Щербаковская зоны поднятий, Уметовско-Линевская депрессия и др. В отложениях карбона и нижней перми широко развиты одиночные органогенные постройки. В разрезе осадочного чехла Волго-Уральской провинции выделяются три литолого-структурных этажа. К нижнему этажу относятся самые древние терригенные и карбонатные отложения, от ордовикских до филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми. К среднему – галогенные породы иренского горизонта кунгура. К верхнему - преимущественно терригенные отложения верхней перми, мезозоя и кайнозоя. Нижний залегает на породах кристаллического фундамента архейсконижнепротерозойского возраста. С нижним литолого-структурным этажом связаны многочисленные газовые и нефтяные месторождения провинции. 20 Геологический разрез наиболее хорошо изучен в центральной и югозападной частях провинции. Остальная часть охарактеризована одиночными скважинами, вскрывшими породы фундамента на глубину не более 15 м, в единичных скважинах до 60 м. Только в Татарстане глубокие параметрические скважины на Туймазинском и Ромашкинском месторождениях вскрыли фундамент на глубину около 2 км. Средний литолого-структурный этаж галогенных кунгурских отложений является мощной региональной покрышкой для углеводородных залежей провинции, особенно в юго-восточной части. Строение верхнего (надсолевого) литолого-структурного этажа контролируется соляной тектоникой. Общий структурный план поверхности фундамента характеризуется резким изменением глубин от 1500 м в пределах Татарского свода до 5000 м во впадинах, окаймляющих своды. Скважины, пробуренные в районе Бирской седловины, не вышли из пород осадочного чехла при забое более 5000 м. Таким образом, глубина поверхности фундамента по данным бурения превышает 5 км в центральной части Волго-Уральской провинции, по данным сейсморазведки достигает 16-17 км в Предуральском прогибе. В осадочном чехле, сложенном породами верхнего протерозоя и фанерозоя на основании данных бурения и геофизических исследований выделены крупные сводовые поднятии и разделяющие их впадины и прогибы. Уникальные и крупные по запасам месторождения приурочены к валам и сводам (Оренбургское, Ромашкинское), мелкие, в основном, к локальным структурам, залежи чаще всего пластовые. Ряд месторождений приурочен к рифовым образованиям и структурам их облекания. Промышленные залежи нефти и газа находятся в средневерхнедевонских каменноугольных и нижнепермских отложениям. 21 Около 80% запасов природного газа провинции приурочено к карбонатным коллекторам нижней перми и верхнего карбона (к этому продуктивному комплексу приурочено крупнейшее Оренбургское газоконденсатное месторождение). Более 30% запасов нефти провинции заключено в терригенных породах нижнего карбона (породы этого комплекса продуктивны на крупнейших нефтяных месторождениях провинции – Ромашкинском, Бавлинском, Туймазинском, Новоелховском). 1.5 Нефтегазоносные комплексы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установлен широкий диапазон продуктивности от девонских до пермских отложений. Продуктивны отложения от среднего девона до нижней перми. К девонским отложениям приурочено 30% разведанных запасов нефти и 2% газа; в каменноугольных отложениях сосредоточено 30% нефти и 8% газа; в пермских отложениях нефти 40%, газа – 90%. Девонский терригенный НГК, мощность 30-530 м сложен песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями и пластами известняков. Самым высоким нефтегазовым потенциалом пользуется в районе терригеннокарбонатный нефтегазоносный комплекс эйфельско-франского возраста, к которому приурочены основные продуктивные пласты в бийско-афонинских, воробьевских, ардатовских, пашийских и средне-верхнефранских отложениях. Специалистами ООО «ВолгоУралНИПИгаз» выделяются нижне- среднедевонские барьерные рифы, приуроченные к бортовому уступу ВолгоУральской карбонатной платформы девонско-среднекаменноугольного возраста. Перспективы их нефтегазоносности бурением недостаточно изучены. Верхнедевонско-нижнекаменноугольный НГК мощностью 270-810 м сложен известняками и доломитами. Продуктивные пласты-коллекторы 22 установлены в турнейском ярусе, в данково-лебедянском, задонско-елецком, евлановско-ливенском, мендымском и семилукском горизонтах. Региональной покрышкой залежей углеводородов являются глины и аргиллиты визейского яруса, и глинисто-карбонатные породы турнейского яруса. К карбонатам верхнего девона приурочены нефтяные залежи южной части Татарского, Башкирского и Жигулевско-Пугачевского сводов и в Предуральском краевом прогибе. Залежи, в основном, мелкие. Значительное количество месторождений приурочено к карбонатам турнейского яруса. Наиболее продуктивными являются коллекторы кизеловского и заволжского надгоризонтов. В преимущественно терригенных отложениях кожимского надгоризонта нижневизейского подъяруса пористые пласты отсутствуют. Эти отложения могут служить флюидоупором. К карбонатам франско-турнейского нефтегазоносного комплекса приурочены биогермы, рифовые постройки и структуры их облекания. С этими структурами связаны многочисленные залежи углеводородов в пределах внешней и внутренней бортовой зоны Муханово-Ероховского прогиба. К структурам бортового типа приурочены Покровское, Бобровское, Герасимовское, Сорочинско-Никольское и др. месторождения. Ложе Муханово-Ероховского прогиба также образуют франско- турнейские отложения. Особо следует отметить прогнозную нефтегазоносность франскотурнейского карбонатного нефтегазоносного комплекса, с которыми могут быть связаны залежи нефтематеринских пород доманикоидного типа. Территориально такие породы связаны, прежде всего, с Муханово-Ероховским прогибом. По мнению американских геологов с учётом многократно большей мощности нефтепроизводящих и потенциальных коллекторских пластов (карбонатных сланцев по американской терминологии), ресурсы доманикоидной толщи на единицу площади могут быть значительно больше, чем ресурсы формации Баккен. Только в Оренбургской области доманикоидная толща может содержать 23 миллиарды баррелей сланцевой нефти, а ресурсы Кашаевского участка могут составлять сотни миллионов баррелей. Нижнекаменноугольный терригенный продуктивный комплекс мощностью 245-530 м представлен терригенными породами малиновского и яснополянского надгоризонтов. В Камско-Кинельской системе прогибов в терригенных нижнекаменноугольных отложениях выделяются до 10 продуктивных пластов. Широко распространены отложения яснополянского надгоризонта, в котором установлено большое количество залежей. Коллекторы нижнекаменноугольного терригенного комплекса сложены песчаниками и алевролитами. Некоторые из них распространены локально. Литологический состав и мощность отложений этого комплекса значительно изменяются по площади. Региональная покрышка этого комплекса – глины и глинистые известняки тульского горизонта. Следует отметить, что в северной части провинции продуктивные песчаники бобриковского и тульского горизонтов объединяются в один или два пласта. Запасы нефти этого комплекса составляют почти третью часть запасов провинции. 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. Разрез продуктивного комплекса среднего карбона выделен в объёме окского надгоризонта визейского яруса, серпуховского, башкирского и московского ярусов нижнего и среднего карбона. Литологический состав пород значительно отличается по площади. На юге Волго-Уральской провинции это преимущественно терригенные породы, в северной части - карбонатные. В продуктивном комплексе установлено 10 продуктивных пластов: два в 24 башкирском ярусе, до шести в верейском горизонте и два в каширском и подольском горизонтах. На юге провинции коллекторы верейского горизонта представлены, в основном, песчаниками и алевролитами, а на севере – карбонатными породами. Региональной покрышкой для залежей являются кунгурские эвапориты, а также глинистые, карбонатно-глинистые породы верейского горизонта и глинисто-карбонатные плотные депрессионные пласты верхнекаменноугольнонижнепермского возраста. В пределах рассматриваемого региона промышленно нефтегазоносны карбонатные породы башкирского яруса. Многочисленные нефтяные месторождения установлены в пределах Камско-Кинельской системы прогибов. Промышленная нефтегазоносность окско-среднекаменноугольного комплекса установлена на Нагумановском, Копанском, Северо-Копанском, Бердянском, Чкаловском НГКМ Соль-Илецкого НГР. В карбонатных отложениях каширского и подольского горизонтов нефтяные и газовые месторождения мелкие и немногочисленные, по сравнению с верейским горизонтом. В мячковском горизонте обнаружены небольшие нефтяные залежи. Запасы нефти и газа комплекса в целом составляют около 20%. Верхнекаменноугольно-нижнепермский комплекс мощность около 1000 м выделяется в объёме гжельского яруса верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми. На западе территории исследований (стык Соль-Илецкого поднятия, Бузулукской впадины и Прикаспийской впадины) в плойчатых доломитах филипповского горизонта открыты структурные залежи УВ – Бородинское, Кузнецовское месторождения. На Соль-Илецком своде нижнепермские отложения являются основным комплексом, с месторождения которым связаны (Оренбургское, практически Копанское, все открытые Бердянское, здесь Песчаное, Нагумановское НГКМ и др.). Экраном служат эвапориты кунгурского яруса. Перспективные и прогнозные ресурсы УВ Соль-Илецкого свода также связаны, в основном, с отложениями нижней перми. 25 В зоне сочленения Соль-Илецкого сводового поднятия и Предуральского прогиба выделяются три литолого-фациальных типа разреза ассельскоартинских отложений: нижнепермского бортового уступа и его склона, зоны лагуны и зоны депрессии. На Соль-Илецком своде промышленная нефтегазоносность связана с карбонатами нижней перми. Их продуктивность доказана на Оренбургском НГКМ, Бердянском, Копанском, Северо-Копанском, Чкаловском, Нагумановском месторождениях, а также на Комаровском и Черниговском месторождениях непромышленного значения. Также установлена нефтегазоносность отложений верхнего-среднего карбона. Верхнепермский комплекс мощностью 400-900 м выделяется в объеме от подошвы уфимского яруса до кровли солей казанского яруса. Он промышленно нефтеносен только в пределах Жигулевско-Пугачевского свода. В этом комплексе выделяется до четырех продуктивных пластов. Залежи небольшие, запасы нефти и газа незначительны. Более половины открытых месторождений (56%) приурочено к двум основным продуктивным комплексам: нижнекаменноугольному терригеннному (26%) и девонскому терригенному (до 30%). В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выявлено 1550 месторождений нефти и газа, из них в разработке находятся 750, в том числе 660 нефтяных, 66 нефтегазовых, 24 газовых и 2 газоконденсатных. Из них 3 уникальных, 23 крупных, 80 средних. Остальные относятся к категории мелких. Среди этих месторождений уникальные и крупные по запасам Оренбургское газоконденсатное, Ромашкинское, Арланское, Ярино-Каменноложское, НовоЕлховское, Бавлинское, Туймазинское, Шкаповское и Кулешовское нефтяные, Мухановское и Коробковское газонефтяные и др. Средняя выработанность запасов углеводородов уникальных и крупных месторождений составляет 70%. 26 1.6 Нефтегазогеологическое районирование В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выполнен большой объем геологоразведочных работ, открыто множество залежей нефти и газа. На основании результатов сейсмических исследований и глубокого бурения в составе Волго-Уральской НГП провинции выделено 11 нефтегазоносных областей (НГО): Татарская, Бузулукская, Уфимская, СольИлецкая (Оренбургская), Пермско-Башкирская, Прикамская, Верхнекамская, Мелекесско-Абдулинская, Жигулевско-Пугачевская, Нижне-Волжская, ЮжноПредуральская (рисунок 1.4). Перспективы открытия новых месторождений связаны с юго-восточной частью Волго-Уральской провинции, Уфимско-Оренбургской ГНО, Бузулукской впадиной, Жигулевско-Пугачевской нефтегазоносной областью, Ишимбайским НГР. Кроме того, определенными перспективами обладает северная часть Верхнекамской НГО. Ниже приведено описание тектоники, геологического строения, и основных нефтегазоносных комплексов каждой нефтегазоносной области Волго-Уральской НГП. 27 Рисунок 1.4 – Нефтегазоносные области Волго-Уральской провинции 28 2 Татарская нефтеносная область Татарская нефтеносная область является ведущей по запасам и добыче нефти в Волго-Уральской провинции (рисунок 2.1). Рисунок 2.1 – Карта районирования нефтегазоносности Республики Татарстан Она приурочена к одноименному своду без его Немской вершины. В Татарской нефтеносной области открыто большое число нефтяных месторождений. Крупнейшие месторождения – Ромашкинское, Новоелховское, Бавлинское, Туймазинское. В составе области выделяются Кукморский, 29 Нижнекамский, Ромашкинский и Шкаповский нефтеносные районы. Диапазон промышленной нефтеносности области от эйфельского яруса среднего девона до московского яруса среднего карбона. Основные запасы (свыше 90%) и добыча приурочены к терригенной толще девона. Нефть в карбонатной части девона и карбона распределена по многочисленным залежам, значительная часть которых еще полностью не разведана. Основные перспективы нефтеносности Татарской области связываются с карбонатными и терригенными отложениями нижнего и среднего карбона, а также с девонскими карбонатными породами. В пределах большей части Кукморского района, расположенного на северо-западе области, терригенные отложения девона отсутствуют. На юговостоке района в них возможно открытие небольших залежей нефти. В Киенгопско-Верещагинском нефтеносном районе, занимающем центральную часть области, выявлен ряд нефтяных залежей. Разведанные запасы нефти сосредоточены в основном в карбонатных и терригенных коллекторах среднего и нижнего карбона. Открытие новых залежей в этих отложениях наиболее вероятно в северо-восточной части района, где выявлено два месторождения. В терригенных коллекторах девона, недостаточно изученных, открыта одна нефтяная залежь. Анализ условий распределения углеводородов в Киенгопско-Верещагинском районе позволяет ожидать открытие скоплений нефти в девонских отложениях его центральной части. Это единственный район в Волго-Уральской провинции, где получены притоки нефти из верхнепротерозойских пород, что положительно оценивает возможную нефтеносность этих отложений. 2.1 Ромашкинское нефтяное месторождение Ромашкинское нефтяное месторождение находится в Российской Федерации и расположено в восточной части республики Татарстан в 20 км от 30 г. Бугульма и в 70 км севернее г. Альметьевск (рисунок 2.2). Ромашкинское месторождение является крупнейшим месторождением России в ВолгоУральской нефтегазоносной провинции. Оно открыто в 1948 г. Рисунок 2.2 – Ромашкинское нефтяное месторождение Разведочное бурение, проведенное в 1943-1944 годах, позволило открыть Шугуровское месторождение (средний карбон) и дало уникальный материал, доказывающий, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента от Шугуровской площади поднимается в северо-восточном направлении к деревне Ромашкино (Тимашево). И именно в этом направлении было решено продолжить поиск более продуктивных нефтяных залежей. В 1948 году у деревни Ромашкино был вскрыт мощный пласт в отложениях пашийского горизонта. 25 июля, при испытании скважины, был получен фонтан нефти дебитом более 120 т/сут. С началом освоения крупных нефтяных месторождений юго-восток Татарстана получил название «Второй Баку». Ромашкинское месторождение введено в разработку в 1952 году, позднее залежи нефти были обнаружены и в других отложениях. Впоследствии 31 выяснилось, что это не только крупнейшее нефтяное месторождение в Татарстане, но и одно из крупнейших в мире. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения пермской системы, а также карбона и девона (рисунок 2.3). Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к Сокско- Шешминскому валу, осложненному рядом локальных поднятий амплитудой возвышения 50-75 м, сложенных породами пермского и каменноугольного возраста. Эти брахиантитальные структуры (Ромашкинская, Кудашевская, Миннибаевская и др.) характеризуются очень пологим залеганием крыльев – углы падения не превышают 1-2°. По отложениям терригенной толщи девона (живетский ярус, низы франского яруса) оконтурено обширное поднятие, площадью до 4500 км2, на фоне которого слабо выделены отдельные поднятия: Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское, Азнакаевское и другие, амплитудой 15-25 м. По отложениям терригенной толщи девона, а также по поверхности кристаллического фундамента Шугуровское поднятие располагается над погруженной их зоной. Промышленная нефтеносность связана главным образом с отложениями терригенной толщи девона, хотя имеются промышленные залежи нефти в песчаниках угленосной свиты турнейского яруса (или визе), а также в известняковом разрезе верхнего девона. Характерно наличие в разрезе нижнего карбона пластов каменного угля. К настоящему времени на Ромашкинском месторождении выявлено более 400 залежей. Большая часть запасов нефти приурочена к коллекторам терригенных отложений пашийского и кыновского горизонтов франского яруса верхнего девона, тульско-бобриковского горизонта визейского яруса и карбонатных отложений кизеловского и черепетского горизонтов турнейcкого яруса, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта среднего карбона. Основные продуктивные горизонты Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием условий залегания по площади 32 и разрезу, литологическому составу, коллекторским свойствам и насыщенности. В терригенной толще девона Ромашкинского месторождения установлены продуктивные пласты Д0, ДI ДIII, ДIV и ДV. Большая часть запасов нефти (80 %) приурочены к пласту ДI. Отложения пашийского горизонта (ДI) и пласта Д0 кыновского горизонта слагают самую крупную многопластовую залежь сводового типа в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Площадь нефтеносности равна 4255 км2. Средняя отметка водо-нефтяного контакта (ВНК) составляет минус 1490 м (рисунок 2.3). Рисунок 2.3 - Геологический профиль по пашийско-кыновским отложениям Ромашкинского месторождения (Р.Б. Хисамов): В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта ДI, но к периферии их количество уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта. Залежи нефти стратиграфического остальных характера продуктивных расположены на пластов литолого- склонах основного Ромашкинского поднятия. 33 Пашийский горизонт (пласт ДI) является многопластовым объектом, для которого характерно переслаивание песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород по разрезу и прерывистое распространение по площади песчано-алевритовых пород (особенно верхнепашийской пачки). Гигантская залежь нефти пласта ДI является структурной. Продуктивный паст ДI сложен песчаниками и алевролитами, чередующимися с глинами. Продуктивный пласт Д0 имеет эффективную толщину от 2 до 34 м. Участками он полностью замещается глинами или алевролитами. Пористость песчаников варьируется от 15 до 26%; проницаемость также изменяется в широких пределах – от 40 до 2000 мД, составляя в среднем 500-600 мД. Начальные дебиты скважин изменяются от 3040 до 400 т нефти в сутки. Глубина залегания продуктивного горизонта 16501700 м. Начальное пластовое давление составляло 175 атм. Большая часть залежи Ромашкинского поднятия в пределах внешнего контура нефтеносности подстилается водой, т. е. образуется очень широкая зона между внешним и внутренним контурами нефтеносности, где нефть подстилается водой, а центральная часть залежи пласта ДI является полностью нефтенасыщенной. С целью разработки нефтяных залежей осуществлено искусственное деление ее площади на отдельные участки кольцевыми рядами нагнетательных скважин (рисунок 2.4). Каждая такая площадь является самостоятельным крупным нефтяным месторождением. 34 1 – граница месторождения; 2 – граница укрупненной залежи; 3 – границы отдельных залежей; 4 – границы площадей; 5 – репер “глины” Рисунок 2.4 - Схема расположения залежей турнейского яруса Ромашкинского месторождения (Н.Г. Ахметзянов) 2.2 Ново-Елховское нефтяное месторождение Ново-Елховское нефтяное месторождение является вторым по запасам месторождением Республики Татарстан и расположено в пределах Заинского и Альметьевского районов. Разрез осадочной толщи Ново-Елховского нефтяного месторождения представлен терригенно-карбонатными отложениями девонской, 35 каменноугольной, пермской и четвертичной систем, залегающими на гранитогнейсовых породах кристаллического фундамента. В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах западного склона Южного купола Татарского свода и приурочено к осложняющему его Акташско-Ново-Елховскому валу. От Ромашкинской структуры оно отделено узким и глубоким АлтуниноШунакским прогибом. По кровле пашийского горизонта Ново-Елховская структура размерами 80х15 км, амплитудой 45 м, имеет асимметричное строение – восточное крыло пологое (угол падения 2-4 м), а западное, северное и южное более крутые с углами падения 12-15 м (рисунок 2.5). Основными эксплуатационными объектами месторождения являются отложения кыновского (пласт Д0) и пашийского горизонтов (ДI) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород. Коллекторами в них являются хорошо отсортированные мелкозернистые кварцевые песчаники и крупнозернистые алевролиты с незначительной примесью глинистого материала. Толщина пластов верхнепашийской пачки составляет 1-3 метра, а нижнепашийской может достигать 6-9 метров. В зонах слияния толщина коллектора достигает 20-30 метров и более. Толщина коллекторов кыновского горизонта в среднем составляет около двух метров. В целом по рассматриваемым отложениям средняя пористость по горизонту составляет 20%, проницаемость – 0,657 мкм2, а нефтенасыщенность – 0,798 при наличии тенденции ухудшения коллекторских свойств от высокопродуктивных к малопродуктивным коллекторам. Продуктивные отложения пашийского горизонта представлены переслаиванием песчаных и песчано-алевритовых пород. Коллекторские свойства пород высокие: пористость – 20 %, проницаемость 0,695 мкм2. Тип коллектора – поровый. 36 I, II, III – площади соответственно Акташская, Ново-Елховская, Федотовская; линии с точкой – внешние контуры нефтеносности залежей. Рисунок 2.5 - Структурная карта по кровле пашийского горизонта (В.Л. Коцюбинский): Отложения кыновского горизонта также представлены переслаиванием песчаных и песчано-алевритовых пород и имеют среднюю общую толщину 37 13,2 м и эффективную нефтенасыщенную – 2,5 м. Коллекторские свойства пород сопоставимы с пашийскими. Залежи обоих горизонтов пластовосводового типа. Для пашийско-кыновских отложений водонефтяной контакт (ВНК) принят единым на абсолютной отметке минус 1515,1 м. Карбонатные отложения турнейского яруса залегают на глубине 1100 м, представлены известняками. Суммарная толщина составляет 35 м, эффективная нефтенасыщенная достаточно – низкими 8,7 м. Коллекторские свойства характеризуются значениями: пористость – 13 %, проницаемость – 0,110 мкм2. Залежи массивного типа мелкие, локальные. Терригенные чередованием коллекторы бобриковского песчано-алевролитовых разностей, горизонта представлены характеризующихся не повсеместным распространением по площади в виде линз. Они залегают в среднем на глубине около 1050 м. Общая толщина отложений составляет 13 м, эффективная – 3 м. Коллекторы имеют высокие значения пористости (23%) и нефтенасыщенности (0,829), проницаемость составляет 0,470 мкм2. Залежи пластово-сводового типа, литологически экранированные. 2.3 Бавлинское нефтяное месторождение Бавлинское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в Татарстане. Месторождение находится в юго-восточной части Бавлинского района, на границе с Оренбургской областью и Башкортостаном. В сентябре 1943 г. начато бурение скважины №1 проектной глубиной 2150 м со вскрытием докембрийских отложений. В 1944 г. скважина вскрыла терригенные отложения угленосного горизонта и известняки верхнетурнейского подъяруса, при одновременном опробовании которых в декабре 1944 г. получен приток нефти дебитом 8 т/сутки. 38 При дальнейшем разбуривании вскрыт нефтенасыщенный пласт горизонта ДI пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона. При опробовании пласта в интервале 1777,0-1796,5 м 16 сентября 1946 года получен мощный фонтан нефти дебитом более 300 т/сутки. Это ознаменовало открытие Бавлинского месторождения – одного из крупнейших республики Татарстан. Эксплуатация месторождения начата в 1947 г. В результате масштабных геологоразведочных работ залежь нефти пласта ДI оконтурена с юго-запада, юга и юго-востока. Одновременно продолжалось бурение разведочных и оценочных скважин для дальнейшего доизучения геологического строения месторождения. В 1954 г. к северу от основной залежи установлена нефтеносность горизонта ДI Ново-Бавлинской площади, в 1962 году Крым-Сарайского участка, а в 1963 году – расположенного на западе Жмакинского участка. Нефтеносность горизонта ДIII Ново-Бавлинской площади установлена в 1955 г. В процессе разведочного бурения по отложениям карбонатного девона и нижнего карбона установлена промышленная нефтеносность турнейского яруса и бобриковского горизонта нижнего карбона и фаменского яруса верхнего девона. Осадочная толща, слагающая разрез Бавлинского месторождения, мощностью до 2000 м залегает на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента. На территории месторождения она представлена отложениями среднего и верхнего отделов девонской, всех отделов каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, сложенных как карбонатными, так и терригенными породами. Тектоническое строение района определяет наличие глубинных разломов – Бавлинского, Северо и Южно-Бавлинского субширотного направления, образующих по фундаменту отдельные блоки. 39 - 1460 0 - 146 5 - 146470 -1 75 - 14 -1 475 -1470 -1 460 1 -148 0 -1505 -1500 - 1495 -1490 2 -1 490 3 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – изогипсы подошвы репера; 3 – скважины Рисунок 2.6 – Бавлинское месторождение. Структурная карта по подошве репера “верхний известняк” (Р.Б. Хисамов): В тектоническом отношении Бавлинское месторождение приурочено к Бавлинско-Туймазинскому валу. В целом это пологая складка шириной 20-30 км и длиной до 100 км с более крутым юго-восточным и пологим северозападным крыльями. В пределах вала выделяется ряд достаточно крупных локальных поднятий: Туймазинское, Александровское, Бавлинское и НовоБавлинское. В процессе разведки Бавлинского месторождения установлены продуктивные пласты в терригенных отложениях живетского яруса среднего девона (горизонты ДIII и ДIV), пашийского горизонта нижнефранского 40 подъяруса верхнего девона (горизонт ДI), бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также по карбонатным коллекторам турнейского яруса. Для продуктивных горизонтов месторождения характерно значительное разнообразие литологического состава, коллекторских свойств, характера насыщенности. В отложениях пашийского горизонта выделено шесть залежей нефти. Наиболее крупная Бавлинская пластово-сводовая залежь имеет размеры 10х15 км и амплитуду 25 м (рисунок 2.7). Абсолютная отметка флюидального контакта (ВНК) определена на отметке минус 1488,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 9 м. Для коллекторов залежи характерны высокие значениям пористости – 20,4 % и проницаемости – 0,473 мкм2. В турнейском ярусе нефтеносны отложения кизеловского и черепетского горизонтов, представленные карбонатными коллекторами. Основным продуктивным горизонтом яруса является кизеловский горизонт. Для терригенных отложений бобриковского горизонта, представленных сочетанием песчано-алевролитовых пластов, характерна резкая фациальная их изменчивость по площади залегания и по разрезу. Выделяемые в живетском ярусе залежи, в основном, небольшие, пластово-сводовые, литологически экранированные. Местами выделены участки замещения коллекторов. Нефтеносность нижнекаменноугольных отложений связана, в основном, с небольшими пластовыми залежами, установленными в сводовой части Бавлинского месторождения. Отмечено изменение физико-химических свойств нефти по разрезу. Установлено, что с глубиной возрастает давление насыщения и газосодержание нефти; уменьшается вязкость и плотности нефти. Кроме того содержание серы снижается сверху вниз по разрезу, а содержание смол и парафина – увеличивается. 41 С 529 480 222 221 58 323 347 355 312 304 232 282 246 243 353 354 1109 510 Ю -1470 -1480 -1490 1 2 3 4 1, 2 – песчаник нефте-, водонасыщенный; 3 – репер “верхний известняк”; 4 – начальное положение ВНК Рисунок 2.7 - Геологический разрез отложений горизонта Д1 основной залежи (Р.Б. Хисамов) В целом можно отметить изменение физико-химической характеристики нефти при переходе от отложений нижнего карбона к отложениям терригенного девона. 42 3 Бузулукская нефегазоносная область В тектоническом плане Бузулукская нефтегазоносная область приурочена к Бузулукской впадине. Эта территория относится к одному из старейших районов нефтегазодобычи. Бузулукская впадина представляет собой крупнейшую отрицательную структуру Волго-Уральской провинции, вытянутую с запада на восток на расстояние до 400 км, ширина ее составляет 100-140 км, а площадь – около 48 тыс. км2. Она разделяет Жигулевско-Пугачевский и Татарский своды, Восточно-Оренбургский структурный выступ (рисунок 3.1). Внутренняя структура впадины имеет сложное строение. Впадина погружается (раскрывается) на юг в глубоко погруженную Прикаспийскую депрессию. Поверхность фундамента во впадине погружается более чем на 2 км (с 4 км на севере до 6-7 км в южной части). Большая часть Бузулукской впадины располагается в пределах Самарской и Оренбургской областей, это значительно усложняет сопоставление имеющихся на сегодняшний день данных, полученных независимо друг от друга различными учеными, каждый из которых работал исключительно в пределах своей области. К настоящему времени в Самарской области открыто около 300 месторождений углеводородного сырья. Промышленная нефть в Самарской области добывается с 1936 года, поэтому запасы нефтяных месторождений значительно истощены. Кроме того, 12 месторождений расположены частично на территории Самарской области, а также Оренбургской области и Республики Татарстан. В Оренбургской области открыто 178 нефтяных месторождений. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 37%, по отдельным месторождениям она достигает 73% (Бобровское) и 68% (Покровское). 43 Рисунок 3.1 – Фрагмент тектонической схемы Волго-Уральской провинции Первые месторождения открыты в Бузулукской впадине в 40-х годах прошлого века (Султангулово-Заглядинское и др.). К этому же времени относится и открытие залежей нефти в девонских отложениях Самарской области: Мухановское, Неклюдовское и др. месторождения. Активная разработка девонских залежей углеводородов на юге Бузулукской впадины началась в 80-х годах. В 1982 г. из параметрической скв. № 555 Зайкинская, расположенной на юго-западе, из эйфельско-живетской части девонского разреза получены высокодебитные фонтаны нефти, газа и конденсата, в том числе из двух пластов афонинского горизонта, из двух пластов воробьевских и одного пласта ардатовских слоев старооскольского горизонта. 44 К 90-м годам прошлого столетия три месторождения Бузулукской впадины, расположенные в пределах Оренбургской области, введены в промышленную разработку – Зайкинское, Росташинское и Гаршинское. Это явилось началом создания нового нефтегазодобывающего района. К настоящему времени на территории Бузулукской впадины в девонских отложениях открыто более 30 многопластовых нефтяных и газовых месторождений, в том числе Зайкинское, Росташинское, Гаршинское, Конновское, Вишневское, Давыдовское, Долинное и др. в Оренбургской области; Мамуринское, Верхне-Гайское, Буролатское, Крюковское, Ломовское и др. в Самарской области; Западно-Степное, Западно-Вишневское и Разумовское в Саратовской области. Особенностью этих месторождений является то, что они содержат залежи легкой нефти с большим содержанием растворенного газа. Бузулукская впадина выражена по всему разрезу осадочного чехла и фундамента. Она заложилась в герцинский этап (в верхнем палеозое). Центральная часть его часть прогибалась более интенсивно, чем борта. Вверх по разрезу отмечается выполаживание структуры впадины. Сочленение впадины со сводами происходит через систему тектонических нарушений. Между этими нарушениями фундамент образует ступени, в осадочном чехле они соответствуют зонам дислокаций, разделенных флексурами. Центральная часть Бузулукской впадины в региональном плане ступенеобразно, через систему разломов погружена на юг. Вдоль южных крыльев сформированы цепочки локальных структур. Решающую роль в формировании разломно-блоковой тектоники Бузулукской впадины принадлежит Чинаревскому выступу, наличие которого было подтверждено большим стратиграфическим перерывом (рисунок 3.2). Южные приразломные края блоков занимают самое высокое положение, образуя ловушки структурно-дизъюнктивного типа. 45 Из центральной зоны дислокаций объекты южной части впадины отделены Урало-Рубежинскимо прогибом. Рисунок 3.2 - Основные элементы тектонического строения Бузулукской впадины 46 Самый крупный приразломный блок – Камелик-Чаганский выступ, находящийся на южном окончании впадины. В его пределах выделяется ряд структур, где поверхность девонских отложений наклонена к северу. На южной окраине выступов девонские отложения имеют южное простирание. Это привело к образованию ряда нефтегазоносных структур. Выше по разрезу осадочного чехла эти структуры практически не проявляются. На границе Бузулукской впадины и Прикаспийской синеклизы выделены три, вероятно раннефранских выступа с амплитудами в сотни метров: Карповское, Чинаревское и Кошинское, где фундамент поднимается до абсолютных отметок минус 4440-4800 м. К северу от этих поднятий находится среднедевонский погребенный Рубежинско-Уральский прогиб (рисунок 3.3), сформированный как нескомпенсированная депрессия между постепенно нарастающими по латерали карбонатными эйфельскими клиноформами. Окончательное закрытие прогиба произошло в живете. Центральная часть Бузулукской впадины осложнена Муханово- Ероховским прогибом, который является частью Камско-Кинельской системы прогибов. В прогибе выделяется ряд разновозрастных карбонатных и органогенных построек. С Муханово-Ероховским прогибом связано большое количество открытых нефтяных месторождений. Сладковско-Заречная группа структур, в отличие от Зайкинского и Росташинского месторождений, сформировалась в результате мелкоблокового дробления территории. В вышележащем франско-турнейском этаже им отвечают биогермные тела и структуры их облекания. Недостаточно изученная, но высокоперспективная зона расположена в зоне сочленения Гаршинской и Швейцарской приразломных зон с Акъярской зоной (рисунок 3.4). 47 На фоне регионального южного погружения фундамента и терригенной толщи девона в результате взаимных смещений по разломам образовались сравнительно небольшие, но резко выраженные горстовидные купола. I Северо-Кинельская ЗНГН Ма л Му ха Сама нов опр Е рох оги о в ски б й оки Большекинельская ЗНГН н ел ьск ая З НГН II Н ГН к ая З ркинс Б обровск III ая ЗНГН о-Покровск Зона южного погружения Бузулукской впадины Восточно-Оренбургский НГР Загорско-Лебяжинская Зайкинско-Росташинская ЗНГН ЗНГН Рубеженско-Уральская ЗНГН Оренбургское НГКМ Соль-Илецкий НГР IV I - Татарский свод, II - Бузулукская впадина, III - Восточно-Оренбургское сводовое поднятие, IV - Соль-Илецкий НГР Рисунок 3.3 – Оренбургская область. Фрагмент тектонической схемы (И.А. Денцкевич) 48 Эти дислокации в эйфельско-франском этаже образованы за счет приподнятых южных блоков, в то время как северные блоки опущены. Поэтому все залежи нефти в этой структурной зоне экранируются северными разломами. Для южного погружении Бузулукской впадины характерна разломноблоковая тектоника, имеющая большое значения для формирования и сохранности залежей нефти, более интенсивная в направлении к Прикаспийской синеклизе. Рисунок 3.4 – Бузулукская впадина. Гаршинская система разломов В пределах Бузулукской впадины продуктивны отложения от среднего девона до нижней перми. Здесь в карбонатах бийского и афонинского 49 горизонтов среднего девона открыты Зайкинское, Росташинское, Вишневское, Гаршинское, Бобровское и др. нефтегазоконденсатные месторождения. Самым высоким нефтегазовым потенциалом в пределах Бузулукской впадины является эйфельско-франского терригенно-карбонатный возраста, к нефтегазоносный которому приурочены комплекс основные продуктивные пласты в бийско-афонинских, воробьевских, ардатовских, пашийских и средне-верхнефранских отложениях. Широкое площадное распространение занимают биогермы, рифы и структуры их облекания, развитые в карбонатном комплексе франскотурнейского возраста. Этот тип ловушек развит в бортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба. По числу выявленных месторождений и плотности промышленных запасов нефти бортовые зоны занимают приоритетное положение среди других нефтегазоносных зон. Именно к структурам бортового типа приурочены большинство крупных и средних месторождений – Покровское, Бобровское, Герасимовское, Сорочинско-Никольское и др. 3.1 Зайкинско-Зоринское нефтегазоконденсатное месторождение Зайкинско-Зоринское месторождение расположено в юго-западной части Бузулукской впадины в районе сочленения Волго-Уральской антеклизы с Прикаспийской синеклизой и приурочено к Зайкинско-Росташинской структурной зоне. В региональном тектоническом плане Зайкинско-Зоринское месторождение находится в пределах Зайкинской ступени Камелик-Чаганской системы тектонических блоков кристаллического фундамента Бузулукской впадины, ступенеобразно погружающихся в сторону Прикаспийской синеклизы. 50 Кристаллический фундамент на Зайкинско-Зоринском месторождении вскрыт на абсолютных отметках от минус 4571м (скв. № 568) до минус 4615м (скв. № 561). Район Зайкинской группы месторождений занимает наиболее погруженную юго-западную часть Бузулукской впадины и отличается увеличенной мощностью отложений среднего девона. Главными мощности особенностями афонинских палеовпадины карбонатных отложений являются и повышенные терригенных толщ воробьевского и ардатовского горизонтов. С этими отложениями связаны карбонатные пласты-коллекторы DV-0, DV-1, DV-2 и терригенные пласты DIV, DIII, которые являются объектами разработки на Зайкинско-Зоринском месторождении (рисунок 3.5). Карбонатные и терригенные отложения, содержащие перечисленные пласты-коллекторы, перекрыты мощными глинистыми покрышками. Рисунок 3.5 - Геологический разрез продуктивных отложений ЗайкинскоЗоринского месторождения. 51 В отложениях, слагающих палеозойский разрез на Зайкинско-Зоринском месторождении, выделяются три продуктивных комплекса, промышленная нефтеносность которых доказана. Один продуктивный комплекс выделяется в карбонатном разрезе эйфельского яруса. В эйфельском ярусе в афонинском карбонатном массиве толщиной 87-100 м выделяется продуктивный комплекс пород – пласт DV. К нижней части живетского яруса (воробьевские слои) приурочен пласт DIV (рисунок 3.6). В подошве ардатовских слоев под глинами залегает пачка терригенных отложений – в ней выделен продуктивный пласт DIII. Рисунок 3.6 – Зайкинское месторождение. Структурная карта по кровле продуктивного пласта ДIV По кровле продуктивного горизонта ДV (эйфельский ярус среднего девона) представляет собой антиклинальную структуру размером 6х15 км и 52 амплитудой 80 м. С юга она ограничена тектоническим нарушением. Амплитуда смещения горизонтов по плоскости нарушения достигает 300 м. Пласт-коллектор в эйфельских отложениях на относительно приподнятом блоке замещается такими же известняками верхнефранско-фаменского возраста опущенного блока. Таким образом, нарушение играет роль тектонического экрана в структуре-ловушке. 3.2 Грачевское месторождение Грачевская площадь расположена в пределах Зайкинско-Росташинской зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) Южно-Бузулукского НГР. У юго-восточной границы участка находится Широкодольское месторождение, восточнее – Гаршинское. Грачевское месторождение нефти открыто в 1957 г. Расположено на западном борту Вельской впадины. Залежь нефти приурочена к одиночному сакмароартинскому рифу. Размеры рифа 1,9x14 км. Месторождение открыто в 1992 г. скважиной № 452, продуктивны терригенные отложения воробьевского горизонта (пласт ДIV, рисунок 3.7). При испытании в колонне в скв. № 452 интервала минус 4040,8-4047,8 м получен приток нефти дебитом 155 т/сут. По данным ГИС пласт представлен единым нефтенасыщенным прослоем толщиной 6,4 м. Пористость коллектора составляет 10,5%, нефтенасыщенность – 0,870. Промышленная нефтеносность приурочена к толще нижнепермских карбонатов. В кровле эти отложения, образующие куполообразный рифовый массив, перекрываются мощной галогенной толщей осадков кунгурского яруса. Региональной покрышкой пласта ДIV является мощная (20 м) пачка аргиллитов, залегающая в кровле воробьевского горизонта и нижележащая пачка плотных известняков (репер “шкаповский известняк”) толщиной 9 м. Нефть Грачевского месторождения относится к легким парафинистым сернистым. Содержание легких фракций от начала кипения до 300°С 53 колеблется от 41,4% до 48,9%, в среднем 45%. Относительный удельный вес попутного газа в среднем равен 1,09. За период разработки Грачевского месторождения отобрано 3392 тыс. т нефти (27,3% от начальных геологических запасов). Максимальная добыча нефти приходится на 1961 г. (556 тыс.т). Максимальный среднесуточный дебит зафиксирован в первый год – 77,4 т/сут (за счет высокодебитной скважины № 5831. Рисунок 3.7 - Грачевское месторождение. Структурная карта по кровле продуктивного пласта ДIV. Разработку Грачевского месторождения можно разделить на два периода – эксплуатация без поддержания пластового давления, на естественном режиме истощения и эксплуатацию месторождения с реализацией закачки газа. 54 3.3 Бобровское газонефтяное месторождение Бобровское газонефтяное месторождение расположено в 30 км к западу от г. Бузулука. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1970 г., относится к классу крупных. Площадь месторождения 59 км2. Приурочено к Бобровско-Покровской валообразной облекания зоне Бузулукской рифогенных впадины, контролируется структурами построек верхнефранско-фаменского возраста (рисунок 3.8). Рисунок 3.8 - Фрагмент тектонической схемы Бузулукской впадины На месторождении выявлено 10 залежей в карбонатных отложениях артинского яруса нижней перми, башкирского яруса и окского горизонта, 55 терригенных отложениях визейского и карбонатных турнейского ярусов среднего и нижнего карбона. В артинском ярусе залежь нефти массивного типа с газовой шапкой, продуктивный пласт представлен пористыми, иногда слабокавернозными известняками. Пористость 4-25 %, проницаемость 0,017 мкм2. Растворенный в нефти газ жирный с повышенным содержанием азота, присутствуют сероводород и углекислый газ. Основные продуктивные пласты – карбонатные отложения окского горизонта и башкирского яруса (интервалы залегания минус 2000-2400 м). Залежи нефти массивные, пластовые сводовые; общая нефтенасыщенная толщина пластов-коллекторов 2-7,9 м. Пористость 11-20%, проницаемость 0,017-0,659 мкм2. Залежи нефти бобриковского горизонта связаны с песчаниками. Залежи пластовые сводовые. В турнейском горизонте массивные залежи нефти приурочены к пористым, кавернозным и трещиноватым известнякам. 56 4 Уфимская нефтегазоносная область Уфимская нефтегазоносная область приурочена к Бирской седловине и Благовещенской впадине. Здесь открыты уникальное Арланское, а также Манчаровское, Чекмагушевское и ряд других месторождений нефти. 4.1 Арланское нефтяное месторождение Арланское нефтяное месторождение открыто в 1955 г., в разработке с 1958 г. Месторождение расположено на северо-западе Башкирии и является уникальным по запасам нефти. Арланская структура представляет собой крупную антиклинальную складку размером 100х25 км, приуроченную к Арлано-Дюртюлинскому валу Бирской седловины (рисунок 4.1). Продуктивность месторождения связана с терригенными отложениями нижнего карбона (визейский ярус), карбонатами среднего карбона (каширский и подольский горизонты). Месторождение является многопластовым, всего установлено 16 залежей нефти. Основные запасы нефти приурочены к отложениям нижнего карбона на глубине 1400 м. Залежи пластовые, сводовые, максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4 м. Пористость коллекторов основной залежи – 20 %, проницаемость – 0,748 мкм2. Нефть плотная – (0,84-0,88 г/см3), вязкая (2,9-5,1 мПа-с). Содержание серы до 3 %, парафина 1-4 %. Дебит нефти – 150 т/сут. Добыча нефти ведется механизированным способом. Разработка Арланского нефтяного месторождения ведется с заводнением пластов. 57 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – скважины; 3 – изогипсы кровли терригенной толщи нижнего карбона Рисунок 4.1 – Арланское нефтяное месторождение. Структурная карта по кровле терригенной толщи нижнего карбона. 58 5 Соль-Илецкая (Оренбургская) газонефтеносная область Соль-Илецкая (Оренбургская) газонефтеносная область занимает юговосточный склон Русской плиты. Запасы нефти сосредоточены в отложениях девона и карбона. В пределах Оренбургской области выделены Соль-Илецкий и Восточно-Оренбургский нефтегазоносные районы. Районы в тектоническом отношении приурочены к одноименным сводам. Все запасы газа сосредоточены в отложениях нижней перми и верхнего карбона Соль-Илецкого района на Оренбургском НГКМ. Запасы нефти приурочены к отложениям от девона до нижней перми. Основными объектами разработки являются отложения нижней перми и верхнего карбона. 5.1 Соль-Илецкий свод Соль-Илецкое поднятие расположено на юго-востоке Волго-Уральской антеклизы и граничит с надпорядковыми структурами и структурами первого порядка: на западе с Бузулукской впадиной (БВ), на севере с ВосточноОребургским сводовым поднятием (ВОСП), на востоке с Предуральским краевым прогибом (ПКП), на юге с Прикаспийской впадиной (ПВ) (рисунок 5.1). Кристаллический фундамент в данном районе погружен на значительную глубину и скважинами не вскрыт. Сведения о строении фундамента получены с помощью геофизических данных. Современная поверхность кристаллического фундамента характеризуется сложно расчленённым рельефом при общем ступенчатом погружении к югу и востоку. На юг, в сторону Прикаспийской синеклизы, фундамент погружается до 12 км и более. Территория западного Оренбуржья занимает крайнюю юго-восточную часть Волго-Уральской антеклизы (ВУА) и северо-восточную внутреннюю прибортовую зону Прикаспийской синеклизы. 59 Рисунок 5.1 – Фрагмент тектонической схемы юга Оренбургской области (ООО «ВолгоУралНИПИгаз», 2016 г.) 60 60 В пределах ВУА на юго-западе области выделяются Бузулукская впадина, Жигулевско-Пугачевский свод (к востоку от впадины) и расположенный на юговосточном окончании антеклизы Соль-Илецкий выступ, хотя предположительно архейский кристаллический комплекс здесь залегает гораздо ниже, чем на соседнем к северу Жигулевско-Пугачевском своде, и, следовательно, данная структура по поверхности фундамента выступом не является. Восточное окончание платформы на границе со складчатым Уралом осложнено надпорядковой отрицательной структурой – Предуральским краевым прогибом. Предуральский прогиб имеет субмеридиональное простирание в отличие от структур платформы, в строении которых чаще всего проявляются субширотные и диагональные тектонические элементы. Оренбургский фрагмент прогиба на западе сочленяется со структурами ВУА – Восточно-Оренбургским и Соль-Илецким поднятиями. Восточно-Оренбургское сводовое поднятие контактирует с Соль- Илецким поднятием по Оренбургскому (Уральскому) разлому, проходящему вдоль р. Урал в субширотном направлении. В подсолевом комплексе граница ВОСП и СИП фиксируется флексурой амплитудой до 200-400 м с падением кровли нижнепермской карбонатной толщи на север. По кровле девонских отложений амплитуда флексуры достигает 600 м. Граница Прикаспийской впадины и западная граница Предуральского прогиба имеют тектоно-седиментационный генезис и выражены флексурами по подсолевой поверхности, сопровождаясь в высоком борту развитием ассельскоартинских органогенных построек. Флексура на границе с Прикаспием имеет в плане дугообразный характер субширотной ориентировки вдоль реки Урал на границе с Бузулукской впадиной и диагонального северо-западного простирания в зоне контакта с Соль-Илецким поднятием. Флексура носит название Илекско-Яйсанской, её амплитуда составляет минус 1000-2500 м (рисунок 5.2). На участке от Лиманной площади до Хобдинской флексурный перегиб в подсолевом рельефе осложнен разломами сбросового характера. Флексура на 61 западной границе ПКП имеет в целом субмеридиональную ориентировку, хотя в плане отличается извилистым заливообразным характером, что, видимо, отражает развитие здесь мелкоблоковой тектоники в фундаменте. Высота флексуры достигает 700 м. Соль-Илецкое поднятие расчленяется на два блока – северный (Оренбургский) и южный (Нагумановско-Вершиновский). Рисунок 5.2 – Тектоническое строение Соль-Илецкого свода и прилегающей территории Оренбургский блок характеризуется наиболее высоким положением подсолевого рельефа. Нагумановско-Вершиновский блок, опущен относительно Оренбургского на 1000-1600 м, что фиксируется субширотной флексурой по основным подсолевым отражающим горизонтам, ограничивающей южный фланг Каменно-Бердянско-Копанской структурной зоны и уходящей в область прогиба. В северной части Оренбургский структурно-тектонический блок 62 осложнен Оренбургским валом широтного простирания, имеющим по подсолевому карбонатному комплексу трёхкупольное строение с наиболее высоким положением центрального купола. В пределах Оренбургского вала локализовано одноименное нефтегазоконденсатное месторождение. Высокое положение Оренбургский блок занимает также и по кровле ордовикских отложений, выходящих в его северной половине под дофаменскую поверхность эрозии. В краевых зонах блока стратиграфический объём дофаменского разреза увеличивается вследствие появления под поверхностью размыва нижнедевонских и среднедевонско-франских отложений. Нижнедевонские карбонатные образования зафиксированы бурением в восточной (Караванная площадь) и южной (Бердянско-Копанская зона) частях Оренбургского блока, среднедевонско-франские вскрыты скважинами на западной окраине структуры, на Песчаной и Филипповской площадях. Южная граница Оренбургского блока проведена по протяженному широтному линеаменту, уходящему в область прогиба и Прикаспийской впадины. Севернее, вдоль южных флангов Димитровского, Черниговского и Комаровского поднятий выделена Димитровско-Буранчинская тектоническая зона, отделяющая северную часть Оренбургского блока от южной. В южной части Оренбургского структурно-тектонического блока, в отличие от северной, под фаменскими отложениями залегает не терригенная ордовикская, а карбонатная нижнедевонская толща. Западная часть блока опущена относительно восточной по Землянско-Димитровскому разлому. В южной части Нагумановско-Вершиновский блок обрамляется ИлекскоЯйсанской флексурой (рисунок 5.2). Северо-восточная прибортовая часть Прикаспийской впадины относится к обширной Илекской ступени, опущенной относительно бортовой части СИП по подсолевой поверхности на 1500-1800 м и осложнена Северо-Линевским и Северо-Базыровским поднятиями. В осадочном чехле территории Соль-Илецкого свода выделяются три структурных этажа – подсолевой, соленосный и надсолевой, различающихся 63 степенью дислоцированности пород. Соленосный тектонической комплекс активности, наиболее и чутко соляные реагирует структуры, на проявление сформированные галокинезом, зачастую фиксируют своим положением зоны разломов. Подсолевой этаж наименее дислоцирован, причём степень пликативных дислокаций, как правило, затухает вверх по разрезу, но, тем не менее, характер дислокаций – линейность в расположении структур по латерали, наличие дизъюнктивов (сквозных или осложняющих строение отдельных толщ) и протяженных флексур – позволяет наметить определённые тектонические элементы в осадочном чехле, которые с учётом фациального анализа приобретают статус структуроконтролирующих. 5.1.1 Нефтегазоносные комплексы Соль-Илецкого поднятия К додевонско-верхнеэмсскому (такатинскму) НГК отнесены отложения рифей-венда, ордовика и такатинского горизонта эмсского яруса нижнего девона, представленные морскими преимущественно терригенными породами. Рифейские отложения в Оренбургском регионе вскрыты в северной части Восточно-Оренбургского сводового поднятия, а также в СерноводскоАбдулинской впадине. Единственная залежь нефти рифейского комплекса вскрыта на Ольховском месторождении в песчаниках леонидовской свиты. Мощность проницаемых нефтенасыщенных песчаников 0,4 до 14 м, открытая пористость по керну 8,6-8,8 %, изменяется от проницаемость 35-79·103 мкм2. Дебиты нефти составляют 2,5-4,5 т/с. В скважине Ольховская № 412 получен фонтанный приток дебитом 180,2 т/с. Вендские отложения вскрыты единичными скважинами на ВосточноОренбургском сводовом поднятии. Они слабо изучены, промышленная нефтегазоносность в них не установлена. На территории СИП рифей-вендские отложения скважинами не вскрыты. Потенциальные перспективы ордовикского комплекса связаны с наличием пористых и проницаемых пластов. Преобладающая пористость 64 песчаников ордовика 0,4-5,2 %. В разрезе имеются пачки пород, подходящие для роли покрышек. При бурении скважины № 1 Красноярской в отложениях ордовика зафиксированы повышенные газопоказания, уменьшение плотности бурового раствора и появление плёнок нефти. В керне отмечался запах бензина и выпоты нефти. При опробовании отложений ордовика в скважине № 1 Ордовикская в колонне получены незначительные притоки пластовой воды дебитом 2,0-4,4 м3/сут при высоте уровня минус 849-1325 м. Судя по данным ГИС, приток получен из интервала, сложенного трещиноватыми (Кп < 3,0 %) кварцполевошпатовыми песчаниками. В скважине № 2 Ордовикская испытание отложений ордовика проведено КИИ-146 в интервале 3763-3792 м. Получен приток пластовой воды плотностью 1,18 г/см3. Дебит составил 621,6 м3/сут при депрессии 158 атм, Рпл – 451 атм. Эти результаты испытания свидетельствуют о наличии в разрезе пластов-коллекторов. По данным ГИС в разрезе скважины выделяется пласт-коллектор толщиной 25 м и пористостью (по РК) – 7,5-9,0%, прослоями трещиноватый. Отложения силура на территории СИП не установлены. В отложениях такатинского горизонта нефтегазопроявления не выявлены. Эти отложения представлены плотными породами с отдельными слабопроницаемыми пропластками. Верхнеэмсско(вязовский)-нижневизейский НГК. В пределах СИП отложения вязовского горизонта эмсского яруса нижнего девона представлены в фации мелководно-карбонатной с пластовым строением. Специалистами ООО «ВолгоУралНИПИгаз» выделяются нижне-среднедевонские барьерные рифы, приуроченные к бортовому уступу Волго-Уральской карбонатной платформы девонско-среднекаменноугольного возраста. Перспективы их нефтегазоносности бурением недостаточно изучены. В скважине № 501 Вершиновской при совместном испытании в колонне эмсских и эйфельских известняков в интервале 6267-7005 м получен приток пластовой воды с дебитом при восстановлении уровня с 802 до 185 м – 65 71,09 м3/сут, что свидетельствует о наличии в этом разрезе коллекторов поровотрещинного типа. В скважине № 85 Бердянской в интервале минус 3908-3960 м нижнедевонские отложения представлены доломитами кавернозными, трещиноватыми. Плотные прослои чередуются с пористыми разностями, из которых в результате испытания в интервале минус 3939-3966 м получен приток пластовой воды дебитом 148 м3/сут. На Колганской площади промышленные притоки нефти из эйфельскоживетских отложений получены в скважинах: № 388 Колганская – нефть, дебит – 21 м3/сут, № 39 Колганская – нефть – 50 м3/сут, № 49 Колганская – нефть с водой. Отложения живетского яруса и нижнефранского подъяруса вскрыты в скважине № 1 Нагумановской, где они представлены биогермно-обломочными известняками. Мелководные карбонаты франского яруса с прослоями аргиллитов вскрыты скважиной № 1 Нагумановской. Общая мощность отложений яруса – 120 м. Значительной мощностью отличается заволжский надгоризонт верхнего фамена в разрезе скважины № 1 Нагумановской (почти 300 м). При её опробовании в интервале перфорации минус 5700-5710 м получен приток пластовой воды дебитом 110,43 м3/сут с повышенным газосодержанием (4,3-6,1 м3/м3). В пределах Соль-Илецкого свода непромышленные притоки нефти из карбонатов турнейского яруса получены на Оренбургском и Копанском НГКМ. Пласты-коллекторы обычно приурочены к его кровельной части, где в скважинах № 85 Бердянская и № 502 Восточно-Оренбургская выделены пористые карбонатные породы. В первой мощность пласта-коллектора составляет 7,0 м, во второй – 15,0 м. Окско-среднекаменноугольный (окско-башкирский) НГК выделен в объёме окского надгоризонта визейского яруса, серпуховского, башкирского и 66 московского ярусов нижнего и среднего карбона. Региональной покрышкой для залежей являются кунгурские эвапориты, а также глинистые, карбонатноглинистые породы верейского горизонта и глинисто-карбонатные плотные депрессионные пласты верхнекаменноугольно-нижнепермского возраста. В пределах рассматриваемого региона промышленно нефтегазоносны карбонатные породы башкирского яруса. В разрезе скважины № 501 Вершиновской (СИП) комплекс вскрыт в интервале минус 5357-6124 м, представлен карбонатами окского надгоризонта, серпуховского и башкирского ярусов. Разрез сложен светло-серыми, серыми массивными и трещиноватыми, плотными и мелкопористыми известняками. В интервале минус 5359-5369 м (отложения башкирского яруса) проведено испытание. Получен приток пластовой воды дебитом 2,27 м3/сут. В скважине № 495 Вершиновская керном охарактеризован серпуховский пласт-коллектор в интервале минус 5235-5240 м, открытая пористость коллекторов изменяется от 8,2 до 12,2 % (11 анализов), средняя величина – 10,3 %, Кпр в пределах 0,61-3,04×10-3 мкм2, в образце с трещиноватостью – 15,92×10-3 мкм2. Остаточная водонасыщенность этих разностей колеблется в значительных пределах – от 24,2 % (при Кп – 12,3 %) до 78,4 % (при Кп – 9,1 %), средняя величина – 51,5 %. Промышленная нефтегазоносность окско-среднекаменноугольного комплекса установлена на Нагумановском, Копанском, Северо-Копанском, Бердянском, Чкаловском НГКМ Соль-Илецкого НГР. В скважине № 1 Нагумановская в интервале минус 4885-4865 м из карбонатов башкирского яруса получен фонтанный приток нефти дебитом 122,8 т/сут на 5-мм штуцере. Содержание газа 200 м3/т. Покрышкой для залежи нефти служит 10-ти метровый пласт глин верейского горизонта. В пределах СИП башкирские отложения частично или полностью размыты, вплоть до серпуховских отложений на западе. Здесь башкирские отложения представлены известняками органогенно-детритовыми, органогенно–комковатообломочными и сгустково-комковатыми, участками неясно сгустковыми, 67 оолитовыми, от массивных до слабо пористых и пористых. На Копанском НГКМ нефтенасыщенная часть отложений башкирского яруса представлена переслаиванием плотных и пористых карбонатных разностей. Пористость пластов-коллекторов по ГИС изменяется от 11,6 до 14,5 %, по керну – от 8,5 до 17,6 %. Всего на отложения башкирского яруса на месторождении пробурено 16 скважин, 5 из которых являются продуктивными. Максимальный дебит нефти достигал 183 м3/сут на 10-мм штуцере (скважина № 155). На Северо-Копанском НГКМ на отложения башкирского яруса пробурено 9 скважин, в трёх из которых получены промышленные притоки нефти. Максимальный дебит нефти получен в скважине № 108 – 152 м3/сут на 10-мм штуцере. В трёх скважинах получена пластовая вода. На Чкаловском НГКМ из отложений башкирского яруса получены притоки газа с конденсатом: в скважине № 150 дебит газа составил 170,64 тыс. м3/сут, конденсата – 41 м3/сут на 10-мм штуцере, в скважине № 161 дебит газа составил 227 тыс. м3/сут, конденсата – 29,6 м3/сут на 10-мм штуцере. Притоки УВ на Оренбургском валу непосредственно из московских отложений получены в скв. №№ 9, 33, 85, 313, 314, во многих скважинах они совместно с верхнекаменноугольными и нижнепермскими содержат основную газовую залежь. Верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный НГК выделяется в объёме гжельского яруса верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми. На западе территории в этот НГК входит филлиповский горизонт пермского яруса. На Соль-Илецком своде нижнепермские отложения являются основным комплексом, с месторождения которым связаны (Оренбургское, практически Копанское, все открытые Бердянское, здесь Песчаное, Нагумановское НГКМ и др.). Экраном служат эвапориты кунгурского яруса. Перспективные и прогнозные ресурсы УВ Соль-Илецкого свода также связаны, 68 в основном, с отложениями нижней перми. Нижнепермские карбонаты на Соль-Илецком своде продуктивны практически на тех же площадях, что и башкирские. Это Бердянско-Копанское, Северо-Копанское, Чкаловское, Нагумановское месторождения, а также Комаровское и Черниговское непромышленные месторождения. Промышленные залежи нефти и газа, в основном, приурочены к отложениям артинского яруса нижней перми и лишь на Оренбургском газоконденсатном месторождении они охватывают интервал от среднекаменноугольных до филипповских отложений кунгурского яруса. Оренбургское газоконденсатное месторождение относится к разряду месторождений – гигантов. С ним связан основной объём добычи газа и конденсата. Одноименное валообразное поднятие имеет размеры 110×22 км, амплитуда достигает 550 м. Продуктивными являются карбонатные отложения от филипповского горизонта нижней перми до московского яруса среднего карбона включительно. Подтверждено наличие промышленных залежей нефти на западном и восточном куполах поднятия. 5.1.2 Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение Оренбургское месторождение открыто в 1966 году по результатам широкого комплекса геологических и геофизических исследований. Опытная эксплуатация Оренбургского месторождения проводилась в период 19711973 гг. на небольшом участке центральной части месторождения. Неочищенный газ подавался на Заинскую ГРЭС по газопроводу ОренбургЗаинск (республика Татарстан). На первом этапе поисково-оценочных работ, которые проводились в ускоренном режиме, были определены размеры ловушки, причём основное внимание уделялось газоконденсатной залежи артинско- среднекаменноугольного возраста и частично филипповской залежи с нефтяной оторочкой на западе, нефтяным оторочкам уделялось меньшее внимание. Форсированные работы по разведке основной залежи позволили уже в 69 1973 году (через 6 лет после открытия) начать планомерную разработку месторождения. Первая очередь Оренбургского ГХК имела производственную мощность 15 млрд. м3 газа в год. Для транспортировки газа построены газопроводы: Оренбург-Заинск, Оренбург-Самара, магистральный газопровод «Союз», Оренбург-Домбаровка, Оренбург-Салават-Уфа (нефть+конденсат), Оренбург-Карачаганак, ОренбургСовхозное. Последний газопровод соединяет ОГХК с подземным хранилищем газа на выработанном Совхозном месторождении. С пуском третьей очереди Оренбургский ГХК достиг проектной производительности по добыче и переработке 45 млрд. м3 газа, 2900 тыс. т конденсата, 1200 тыс. т углеводородов широкой фракции и выработке 1079 тыс. т серы в год. В 1978 году введён в действие гелиевый завод, что позволило вырабатывать более 500 тыс. м3 гелия в год. После утверждения в 1981 году запасов газа и нефти наряду с эксплуатационным бурением на газ были продолжены разведочные работы на нефтяные оторочки (залежи), а также поисковое бурение на нижележащие палеозойские отложения, включая ордовик. Разведка и доразведка нефтяных залежей осуществлялись, в основном, в восточной части месторождения. В большинстве разведочные скважины оказались продуктивными (нефтяными, газонефтяными). Эффективность изучения башкирских отложений оказалась значительно ниже. Сейсморазведочные работы МОГТ начали проводиться на месторождении с 1990 года и к настоящему времени вся площадь покрыта сейсморазведкой МОГТ-2Д, а в 2015-2017 г.г. на месторождении проведены детальные сейсморазведочные работы МОГТ-3Д. Результаты доразведки нефтяных залежей позволили ускорить освоение их и ввод в пробную эксплуатацию. С 1984 года введена в разработку ассельская газонефтяная залежь на востоке месторождения, а в конце 1985 года началась добыча нефти в одиночных скважинах среднекаменноугольной залежи на западе. С 1993 года осуществляется пробная эксплуатация нефтяных залежей 70 артинского возраста на востоке Оренбургского месторождения вводом разведочных, а с 1995 года – эксплуатационных скважин (недропользователь «Газпромнефть-Оренбург»). Добытая нефть транспортируется со скважин на УКПГ и далее на завод, где после предварительной подготовки направляется вместе с конденсатом на переработку по системе действующих продуктопроводов в республику Башкортостан. В период 2003-2007 г.г. опоискована северо-западная периклиналь Оренбургского вала. Результатами бурения и опробования поисково- разведочных скважин №№ 102, 104, 105, 106 и 107 Западно-Оренбургских уточнено геологическое строение западного участка ОНГКМ, установлена продуктивность филипповских отложений на Редутской и Приразломной структурах. На Редутской структуре впервые установлена нефтеносность девонских отложений. В 2008 г. на Приразломной структуре для опоискования филипповских и девонских отложений забурена скважина 103 ЗападноОренбургская. Разработка нефтяных залежей ОНГКМ (ассельская, среднекаменноугольная, артинско-сакмарская) ведётся в соответствии с проектными документами, утверждёнными в 1997 и 2003 г.г. (ЦКР Роснедра). Нефтяная оторочка филипповской залежи в промышленную разработку не введена. Геологическое строение Оренбургского НГКМ. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к валообразному поднятию, имеет размеры 125х25 км. Разрабатываемая газоконденсатная залежь заключена в карбонатных отложениях нижней перми (артинский, сакмарский, ассельский ярусы), верхнего и среднего карбона. Толщина залежи достигает 520 м, глубина залегания кровли 1300-1600 м. Залежь подстилается и оконтуривается нефтяной оторочкой. Ниже развита водонапорная система, охватывающая карбонатные отложения нижней перми и карбона до подстилающих терригенных 71 экранирующих отложений ордовика. Водонапорная система имеет толщину до 1500 м. Газожидкостной контакт (ГЖК) до начала разработки находился на абсолютной отметке минус 1750 м (рисунок 5.3). На юг, в сторону Прикаспийской синеклизы отложения осадочного чехла резко погружаются, образуя крутую флексуру амплитудой до 1500 м. По этой флексуре проводится граница между Волго-Уральской антеклизой и Прикаспийской синеклизой. Границей между Волго-Уральской антеклизой и Предуральским прогибом является аналогичная флексура, по которой отложения нижнего структурного этажа погружаются на восток. В районе месторождения фундамент, по данным геофизики, залегает на глубине свыше 6000 м и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, мезокайнозойскими девонскими, отложениями. каменноугольными, Кунгурские пермскими хемогенные и образования нижней перми условно делят разрез месторождения на две части: надсолевую и подсолевую. Газонефтеносные горизонты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта и ниже. Для геологического строения Оренбургского НГКМ характерны следующие особенности: - значительная глубина залегания кристаллического фундамента (свыше 6,5 км по геофизическим данным) и наличие мощной терригенной толщи ордовикских образований (более 2000 м); - многообразие и изменчивость литологического состава карбонатных пород, участвующих в строении подсолевого осадочного чехла; - проявление тектонических разрывных нарушений, как в самом карбонатном массиве Оренбургского вала, так и на северном крыле; - в целом по месторождению отмечено увеличение мощности стратиграфических горизонтов с запада на восток. 72 Рисунок 5.3 – Геологический разрез Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения 73 73 В районе месторождения фундамент, по данным геофизики, залегает на глубине свыше 6500 м и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, мезокайнозойскими каменноугольными, отложениями. Кунгурские пермскими хемогенные и образования нижней перми условно делят разрез месторождения на две части: надсолевую и подсолевую. Газонефтеносные пласты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта до девонских отложений. Отложения ордовикской системы являются самыми древними, вскрываемыми на площади, и распространены на Оренбургском валу повсеместно. На максимальную толщину – 2364 м отложения вскрыты в скважине № 2 Ордовикской. Представлены отложения ордовикской системы каолинито-гидрослюдистыми аргиллитами, разнозернистыми алевролитами, и песчаниками (преимущественно полевошпатово-кварцевыми); породы частично метаморфизованы. Судя по данным сейсморазведки, вскрыта верхняя часть отложений ордовика. Отложения девонской системы развиты только на севере месторождения и изучены на северо-западной периклинали. Представлены отложения карбонатами и песчано-алевритистыми породами мощность до 300 м. Карбон и нижняя пермь (до артинских ангидритов, залегающих в верхней части яруса) представлены известняками, нередко изменёнными за счёт доломитизации и сульфатизации с редкими прослоями терригенных пород - аргиллитов и песчаников мощностью 1000-1500 м. Кунгурские отложения представлены в нижней части известняками и ангидритами (филипповский горизонт), а выше почти исключительно каменной солью (иренский горизонт). Мощность кунгурских отложений – 280-1100 м. В верхней части отложений, участвующих в строении месторождения (верхняя пермь, мезо-кайнозой), развиты преимущественно терригенные породы (глины, алевролиты, песчаники) с прослоями мергелей, известняков, 74 а иногда гипсов и ангидритов (уфимский ярус) толщиной 30-800 м. Центральный купол, как и западный, выделяется в виде самостоятельного поднятия размером 40х13 км, амплитудой 280 м, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50х18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, абсолютные отметки равны минус 1230-1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке (район скважин 618, 621) центральный купол отделяется от восточного тектоническим нарушением (восточный разлом). Восточный купол в своде имеет максимальные абсолютные отметки минус 1460-1470 м. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м) и протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16х6 км. С юга к своду примыкает сравнительно широкое (3-4 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14х8 км) террасообразная площадка, ограниченная субмеридиональной флексурой. В пределах площадки выделяются небольшие купола: Караванный, Западно-Караванный и Южно-Караванный. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение является уникальным по размерам, запасам и компонентному составу газа, с широким распространением нефтегазоносности как по площади, так и по разрезу. Месторождение представляет собой пластовый многозалежный массив. По разрезу от нижнепермских до среднекаменноугольных отложений включительно выделено и изучено более 30 продуктивных пластов. На ОНГКМ выявлены следующие залежи (рисунок 5.4): - филипповская газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой; - основная газоконденсатная залежь артинско-среднекаменноугольного возраста с нефтяными оторочками; - среднекаменноугольная газонефтяная залежь западного участка; - артинская газонефтяная залежь в восточной периклинальной части 75 месторождения; - ассельская газонефтяная залежь восточного купола месторождения; - сакмарские газонефтяные залежи спорадического распространения в восточной части месторождения; - башкирская газоконденсатная залежь ограниченного распространения в восточной части месторождения; - верхнедевонские залежи (пласт «колганская толща») на северозападном участке месторождения. Рисунок 5.4 – Схематическая карта Оренбургского НГКМ Нефтегазоносность филипповской газоконденсатной залежи установлена в семидесятых годах. Продуктивным является пласт PIII «плойчатые доломиты», приуроченный к подошвенной части отложений филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми. Филипповская пластовая газоконденсатная залежь развита в пределах всего месторождения, охватывает западный, центральный и восточный купола. По типу залежь – пластовая, литологически экранированная. По восточному склону восточного купола проходит литологическая зона, ограничивающая распространение залежи на восток. Залежь имеет размеры 100х18-20 км. Толщина пласта «плойчатых доломитов» изменяется от 13 до 76 30 метров. Нефтяная оторочка обрамляет газоконденсатную часть залежи в районе западного купола ОНГКМ с севера, запада и юга, прослеживаясь в виде полосы шириною от 0,8-1,2 до 2,0-2,5 км, протяженность полосы более 40 км. Продуктивная толща Основной залежи сложена тремя толщами, разделенными непроницаемых пачками пород уплотненных (разделы), и плотных, прослеживаемых практически по площади месторождения (рисунок 5.5). Все объекты подстилаются нефтяными оторочками. В пределах центрального купола нефтяная оторочка из-за опережающей добычи газа (газовая залежь эксплуатируется с 1974 г.) расформирована, запасы нефти нефтяной оторочки центрального участка ОНГКМ списаны с баланса. В условиях сложного изменчивого карбонатного коллектора флюидальные контакты не представляют единые горизонтальные поверхности, т.к. для нефти и воды уплотненные пласты с пористостью менее 6 % и проницаемостью мене 0,1х10-3 мкм2 не обеспечивают свободное перемещение и дифференциацию флюидов в соответствии с законами гравитации. Среднекаменноугольная нефтяная залежь, приуроченная к западному куполу ОНГКМ массивная, с газовой шапкой отделена от вышележащей газоконденсатной залежи III объекта прослоями глинистых пород. Артинская залежь (восточная часть ОНГКМ) структурная с литологическими и тектоническими экранами, массивная, нефтегазоконденсатная. Залежь имеет размер 35х17 км и высоту – 200 м. Продуктивный пласт РV сложен известняками артинского возраста и развит на исследуемой территории повсеместно. Верхней границей пласта является подошва «нижнего ангидрита» сульфатно-карбонатной пачки артинского яруса, а на востоке, где ангидриты выклиниваются и замещаются карбонатами - подошва филипповского горизонта. 77 Рисунок 5.5 – Оренбургское НГКМ. Структурная карта по кровле основной нефтегазоконденсатной залежи артинско-среднекаменноугольного возраста 78 78 Сакмарская газонефтяная залежь (восточный участок) связана с продуктивным пластом РVI, представленным карбонатными породами и прослеживаемым непосредственно под сакмарским репером. Залежи распространены на Караванном и Южно-Караванном куполах восточной периклинальной части ОНГКМ. Залежи на каждом куполе самостоятельные, со своими флюидальными контактами. Сакмарская залежь Караванного участка представляет двухкупольную брахианти-клинальную складку широтного простирания размерами 5х1,2-0,5 км и высотой до 76 м. По типу залежь массивная, с востока ограничена тектоническим разломом субмеридионального простирания. Западный купол более приподнятый. Ассельская газонефтяная залежь (восточный участок) связана с продуктивным пластом РVII, представленным карбонатными породами. Данная залежь выделена по данным опробования и ГИС поисковоразведочных скважин с учетом сейсморазведочных работ МОГТ-2D, распространена в пределах восточной части ОНГКМ на восточном куполе. Ассельская газонефтяная залежь представляет собой куполовидную структуру размерами 6,0х4,5 км. Покрышкой залежи служит пласт плотного непроницаемого известняка толщиной 7-10 м, залегающего в подошве сакмарского – кровле ассельского ярусов. Этаж газонефтяной залежи составляет 63 м: газовая часть (шапка) – 28 м, нефтенасыщенная – 35 м. Тип залежи – массивно-пластовый. Башкирская залежь связана с продуктивным пластом А4, представленным известняками , залегающим непосредственно под глинистокарбонатными породами верейского горизонта, выполняющими роль покрышки. Залежь башкирского возраста выявлена в пределах восточной части ОНГКМ на Караванном куполе. По характеру насыщения башкирская залежь – газоконденсатная с нефтяной оторочкой. Установленная толщина нефтяной оторочки 6 м при высоте газовой части 31 м. 79 Площадное распространение нефтяной оторочки прогнозируется по всей площади продуктивности. Ловушка представляет изометричную форму, длинная ось имеет субмеридиональное простирание, с юга ограничена тектоническим экраном. Верхнедевонские залежи нефти. Нефтеносность девонских отложений (песчаники колганской толщи) установлена на Оренбургском месторождении впервые в 2005 г. скважиной 105 Западно-Оренбургской. В колганской толще выделено два продуктивных нефтяных пласта: Дкт-2 и Дкт-3. Обе залежи нефти приурочены к песчаникам колганской толщи верхнефранского возраста, литологически и тектонически экранированные. Локальной покрышкой для пласта Дкт-2 служат плотные терригеннокарбонатные породы верхнефранского возраста; локальной покрышкой для пласта Дкт-3 являются уплотнённые глинистые породы толщиной 3 м. Среди крупнейших месторождений страны Оренбургское газоконденсатное месторождение имеет особое значение. Месторождений, подобных этому, в мире считанные единицы, в Европе оно было крупнейшим. По разведанным запасам газовой смеси (1,8 трлн. куб.м.) оно уступает лишь Уренгойскому, Ямбургскому и Заполярному месторождениям в Тюменской области, Астраханскому и Карачаганакскому. Многолетние исследования позволили выявить общие для них закономерности строения: наличие в мощном продуктивном разрезе коллекторских толщ (резервуаров), примыкающих к ним низкопоровых толщ; толщ (пачек) плотных непроницаемых пород, разделяющих коллекторские толщи. Эти элементы разреза присутствуют в каждом карбонатном теле. Коллекторские толщи с примыкающими к ним низкопоровыми толщами составляют эксплуатационный объект. Газ по составу очень сложный и кроме метана содержит в значительном количестве сероводород, гелий, конденсат и другие компоненты. 80 В газе высокое содержание сероводорода – чрезвычайно токсичного, коррозионноактивного компонента и вместе с тем ценнейшего источника получения серы. Обычные стали, применяемые в газовой промышленности, в условиях сероводородной среды становятся хрупкими и использовать их в данном случае не представляется возможным. Использовать оренбургский газ можно, лишь очистив его от сероводорода, который является ценным сырьем для получения серы. Оренбургский газовый комплекс представляет собой сложнейший технологический и производственный механизм и охватывает бурение скважин, добычу газа, конденсата и нефти, их предварительную подготовку на промысле, заводскую переработку на газоперерабатывающем и гелиевом заводах, подземное хранение газа и жидких продуктов, их доставку потребителям. Добыча газа на ОНГКМ продолжается, но пик добычи в 48 млрд м3 пройден в 1984 году. Лучшие по эксплуатационным качествам запасы извлечены, оставшиеся находятся в пластах с ухудшенной проницаемостью, что требует новых технологических приемов. Месторождение находится в разработке с 1973 г., добыто 70 %. За последние годы добыча природного газа неуклонно падает с 32 млрд м3 в 1994г до 12 млрд м3 в 2018 г. Остаточные запасы могут обеспечить добычу природного газа в падающем режиме от 20 до 2-3 млрд.м3 ежегодно в течение 20 лет. По запасам нефти комплекс обеспечен на 45 лет при годовой добыче 23 млн. тонн. 5.2 Восточно-Оренбургское сводовое поднятие Восточно-Оренбургское сводовое поднятие (ВОСП) является одним из тектонических районов западной части Оренбургской области и имеет выраженную антиклинальную форму па поверхности додевона и карбонатнотерригенных девонских отложений 81 Восточно-Оренбургское сводовое поднятие по додевонской поверхности и по терригенному комплексу девона представляет собой обширную, незамкнутую положительную структуру субмеридионального простирания. Его северной границей является Большекинельский вал, южной – Оренбургский разлом, по ряду тектонических нарушений сформировна граница с Предуральским краевым прогибом. Западная граница – в зоне сочленения с Бузулукской впадиной (рисунок 5.6). На осевой линии ВОСП по поверхности додевона постепенно погружается в южном направлении. На фоне моноклинического погружения выделяются Архангельский, Донецко-Сыртовский, Калгано-Каргалинский выступы, Адамовское поднятие (рисунок 5.7). Далее в южном направлении амплитуда падения резко падает и к Оренбургскому разлому происходит воздымание поверхности в сторону Соль-Илецкого свода, формируя Урало-Сакмарский прогиб. Кристаллический фундамент на юге Восточно-Оренбургского поднятия бурением не изучен. По аналогии с его северной частью и по данным сейсмических исследований можно предположить, что верхняя часть фундамента сложена кристаллическими сланцами, гнейсами и магматитами нижнепротерозойско-архейского возраста. Глубина залегания поверхности фундамента колеблется от 3,2 км до 3,9 км. Рифейские отложения с угловым несогласием залегают на породах фундамента, дислоцированы и разделены разломами на отдельные блоки и с угловыми несогласием перекрываются с отложениями вендского комплекса. Его формирование связано с байкальской фазой тектогенеза (поздний рифейкембрий). По результатам сейсморазведочных работ MOГT, вендский комплекс дислоцирован в меньшей степени, но также имеет блоковое строение. Возможно, к этому времени уже был сформирован Урал-Сакмарский прогиб. 82 Во время каледонской стадии тектогенеза (конец кембрия-девона) образовались ордовикские, силурские и нижнедевонские отложения По наличию глубинных разломов в пределах Соль-Илецкого свода можно говорить об интенсивной тектонической деятельности во время каледонского этапа и в пределах Восточно-Оренбургского свода. Оренбургский глубинный разлом длительное время контролировал взаимное движение блоков - южного, относящегося к Соль-Илецкому выступу, и северного, являющегося южным окончанием Восточно- Оренбургского сводового поднятия. Рисунок 5.6 – Тектоническая схема Оренбургской области (И.А. Денцкевич) В ордовикское время южный блок был погружен на глубину до 3 км (грабеновая фаза), в среднем девоне, наоборот, воздымался относительно северного на амплитуду до 2500 м (горстовая фаза). Активнее всего воздымался Оренбургский блок, непосредственно примыкающий к разлому. В процессе подъема породы девона оказывались выше уровня моря и подвергались размыву. 83 Рисунок 5.7 – Фрагмент тектонической схемы Оренбургской области К началу эмского времени поверхность додевонских отложений юговостока Восточно-Европейской платформы была пенепленизирована. В эмское время в регионе началась трансгрессия Уральского палеоокеана. Трансгрессия распространялась с востока на запад. Отложения эмского яруса сформировались в прибрежно- и мелководно-морских условиях и представлены карбонатно-терригенными и терригенными фациями. 84 С герцинским этапом тектогенеза связывается формирование Восточно-Оренбургского свода, часто трактуемое как пассивная структурная форма между Бузулукской впадиной и Предуральским прогибом. Считается, что для ВОСП характерно погружение основных горизонтов перми, карбона и девона в южном направлении. ВОСП сформировался в результате пассивных тектонических процессов, сопровождаемых процессами седиментации, что нашло свое отражение в развитии малоамплитудных поднятий, неантиклинальных ловушек в девоне. Как правило, девонские структуры не находят своего четкого подтверждения в вышезалегающих отложениях карбона и перми. Но по этому поводу имеется и другая точка зрения. Некоторыми исследователями геологического считается, времени что Предуральский смещается на запад, прогиб вовлекая в в течение активное тектоническое развитие перикратонную часть платформы (зона погружения платформы). В этом случае складчатую систему горного Урала, Предуральский прогиб и ближайшие к нему участки Восточно-Европейской платформы (в частности восток ВОСП) следует считать единой длительно развивающейся тектонической системой. Каменноугольно-нижнепермские карбонатные осадки накапливались в условиях регионального погружения юго-востока Восточно-Европейской платформы. Иренский горизонт кунгурского яруса в нижней части сложен мощными пачками каменной соли, которая подвергалась деформации, в основном, в альпийскую тектоническую фазу. Результатом этой деформации явилось образование соляных гряд (рисунок 5.8). Южная часть ВОСП характеризуется широким распространением залежей, в основном нефти, как в площадном плане, так и по разрезу. 85 Рисунок 5.8 – Зона сочленения Восточно-Оренбургского свода и Предуральского прогиба. Проявление соляной тектоники на трехмерной геологической модели (ООО «ВолгоУралНИПИгаз») В пределах юга Восточно-Оренбургского свода открыто 12 месторождений нефти и газа, приуроченных к терригенным и карбонатным пластам-коллекторам в отложениях от девонского до пермского возраста. 86 В отложениях этого возрастного диапазона выделяется 8 нефтегазоносных комлпексов: I – нижнедевонско-франский, II – франскотурнейский, III – визейский, IV – окско-башкирский, V – верейский, VI – каширско-верхнекаменноугольный, VII – нижнепермский и VIII – верхнепермский. Нефтепоисковые работы на юге Восточно-Оренбургского свода в основном, ориентировались на отложения I комплекса. К этому комплексу приурочено 83 % открытых месторождений, с ним связано более 90 % разведанных запасов нефти и практически все ресурсы. Гораздо меньше количество залежей во II – франско-турнейском и VII нижнепермском комплексах. В пределах Восточно-Оренбургского НГР перспективными являются карбонаты эйфельского яруса, песчаники ардатовского и пашийского горизонтов живетского яруса и нижнефранского подъяруса, карбонаты нижнего и верхнего франа, песчаники верхнего франа (“колганской толщи”) – Майорское, Ольшанское, Восточно-Ольшанское, Колганское и другие нефтяные месторождения. В пределах рассматриваемого района выделены нефтегазоперспективные зоны: - первая – Майорская нефтегазоперспективная зона, включает Майорское, Ольшанское, Восточно-Ольшанское месторождения. - вторая – Дачно-Репинская нефтегазоперспективная зона - включает одноименное Дачно-Репинское, а также Донецко-Сыртовское, Колганское, Восточно-Радовское, Кариновское, Таращанское, Капитоновское месторождения. 5.2.1 Дачно-Репинское нефтяное месторождение По нефтегеологическому районированию Дачно-Репинское месторождение нефти расположено в юго-восточной части ВосточноОренбургского нефтегазоносного района. Под глубокое бурение подготовлено сейсморазведочными работами МОГТ 2Д в 1982 г 87 В 1983 г. начато поисковое бурение и в 1984 году при опробовании скв. № 10 из колганской толщи, пласт ДКТ-4+5 получена нефть дебитом 30 т/сут. Так было открыто Дачно-Репинское нефтяное месторождение. В дальнейшем установлена нефтеносность девонских пластов ДКТ-1+2; ДКТ+3; Дфр; ДIII; ДМ-2 и ДV-1. Тип залежей – пластовые, массивно-пластовые, пластовые- литологически-ограниченные и массивные. Всего в разрезе Дачно-Репинского месторождения установлено 8 продуктивных пластов промышленного значения: пласт Рv-1 в карбонатах артинского яруса; пласты Дкт-1, Дкт-2 и Дкт-3+4 в песчаниках колганской толщи фаменского яруса; пласт Дфр – в карбонатах франского яруса (Дфрн и Дфрв); пласт ДIII – в песчаниках ардатовского горизонта живетского яруса; пласты Дv-1 и Дv-2 – в карбонатах афонинского горизонта эйфельского яруса. Интервал глубины залегания пластов минус 3306-3819 м. Коллекторами являются терригенные и карбонатные породы. Залежь пласта Рv-1 приурочена к кровельной части артинского яруса, где она залегает под ангидритовой покрышкой. На месторождении залежь вскрыта только в одной скважине – 279, расположенной в своде небольшого малоамплитудного поднятия по артинским отложениям, имеет размеры 2,0х1,3 км, доказанную высоту – 4 м, тип залежи – пластово-массивный. При опробовании в эксплуатационной колонне интервала минус 1729-1733 м приток нефти составил 13,6 м3/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 3,2 м. Залежь пласта Дкт-1 приурочена к верхней части терригенной колганской толщи (рисунок 5.4). Распространение пласта Дкт-1 на площади носит мозаичный и неравномерный характер. С севера, запада и востока пласт Дкт литологически выклинивается, а на юге он продолжается за пределы Дачно-Репинского месторождения. В пределах месторождения по результатам объёмной сейсморазведки выделены 6 участков распространения продуктивного пласта. Наибольший по площади участок в пределах Дачного купола примыкает к северной границе линии 88 литологического выклинивания пласта. Притоки нефти получены в скважинах №№ 10, 5206, 15, 12. Продуктивность невысокая и различная. Размеры основного участка развития пласта Дкт-1 составляют 2,5-4х1,5-2,7 км, Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам находятся в пределах 0,6-2,2 м. Тип залежи – пластовый с литологическим ограничением (пластово-литологическая). Рисунок 5.9 – Дачно-Репинское месторождение. Геологический разрез продуктивных пластов Дкт-1, Дкт-2 и Дкт-3+4 Залежь пласта Дкт-2 в пределах месторождения занимает большую площадь, чем пласт Дкт-1. Здесь пробурено 7 поисково-разведочных скважин. Нефть при опробовании получена во всех скважинах. Залежь пласта Дкт-2 имеет брахиантиклинальную сильно изрезанную форму. С севера и юговостока залежь ограничена литологическим экраном. Тип залежи – пластовый, литологически экранированный. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,6 м (скв. 13) до 6,0 м (скв. №№ 10 и 12). Размеры залежи пласта Дкт-2 основного купола составляют по длинной оси 8,5 км, по ширине - 2-5 км. Залежь пласта Дкт-3+4. от вышезалегающего пласта Дкт-2 отделяется прослоем известняка толщиной 3-5 м, в южной части между пластами Дкт-2 и Дкт-3+4 карбонатные прослои отсутствуют, замещаясь на алевролиты и 89 аргиллиты. Пласт Дкт-3+4 состоит практически из двух пластов Дкт-3 и Дкт-4. Оба представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Самый большой по площади нефтеносности участок распространения пласта Дкт-3+4 включает пять скважин: №№10, 12, 5205, 5206 и 5210. Все скважины опробованы и получены промышленные притоки нефти в эксплуатационных колоннах. Водонефтяной контакт залежи на этом участке установлен на отметке минус 3162,7 м. Тип залежи - пластовый с литологическим ограничением на севере. Высота залежи - 22 м, размеры - 4х1-1,8 км2. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,8 до 3,8 м. 5.2.2 Царичанское месторождение В тектоническом плане Царичанское месторождение приурочено к южной сводовой части Южно-Оренбургского структурного выступа. По всем отложениям осадочного чехла выявлен Царичанский вал, в пределах которого оконтуривается одноименная антиклиналь, вытянутая с запада на юго-восток, тектонически нарушенная по отложениям девона, осложненная рядом поднятий. Район характеризуется сложным геологическим строением: наличием солянокарстовых мульд и высолонцов в иренских отложениях, наличием карстов и органогенных построек в различных интервалах разреза, присутствием на площади сильно изменчивой колганской толщи, наличием множества тектонических нарушений. Формирование мульд разных размеров происходило за счет развития соляного карста в иренских отложениях. Они достаточно четко отображаются на временных разрезах и на карте наблюденных времен отражения Кн. Карст имеет развитие в надверейском карбонатном интервале разреза. Наличие его отмечено в районе скв. №3 (достаточно глубокий, сильно влияющий на нижезалегающие горизонты), восточнее скв. №11, севернее скв. №14, западнее скв. №1. 90 Рифогенные объекты и многочисленные тектонические нарушения широко развиты в интервалах франско-фаменского времени формирования разреза. К этим отложениям приурочены продуктивные пласты ДI пашийского горизонта, Дкт колганской толщи и ТI турнейского яруса. Терригенная колганская толща, сформировалась в результате размыва Соль-Илецкого выступа и перемещения разрушенных пород в северном направлении. Слагающие колганскую толщу песчаники, алевролиты, аргиллиты, известняки залегают на разных стратиграфических уровнях. К песчаникам колганской толщи приурочен продуктивный пласт Дкт. По нефтегазогеологическому районированию площадь исследования относится к Восточно-Оренбургскому району Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто Царичанское месторождение поисковой скважиной №1 в 2005 г. В период 2007-2009 гг. пробурены ещё 7 поисково-разведочных скважин (№№ 2, 3, 4, 11, 14, 216, 220) и одна эксплуатационная скв. № 222. На основании данных сейсморазведочных работ МОГТ 3Д и данных опробования пробуренных скважин, в разрезе карбонатных отложений турнейского яруса выделены 4 залежи нефти, приуроченные к небольшим по размерам поднятиям, осложняющим Царичанскую структуру (рисунок 5.10). В разрезе терригенных отложений колганской толщи верхнефранского подъяруса выделена литологически экранированная на моноклинали обширная залежь, выходящая за пределы Царичанского лицензионного участка. В разрезе терригенных отложений пашийского горизонта установлена промышленная нефтеносность небольшой залежи в пределах горстовидного блока, ограниченного с трех сторон тектоническими нарушениями и показаны две предполагаемые залежи нефти к западу от установленной. 91 Рисунок 5.10 – Структурная карта по кровле продуктивного горизонта Т1 турнейского яруса Продуктивный пласт Т1 залегает в кровле турнейского яруса и представлен доломитизированными мелкозернистыми известняками. Нефтеносной является самая верхняя часть пласта с суммарной эффективной толщиной от 2,4 до 3,2 м, которая представляет собой два пористых прослоя, разделенных уплотненной перемычкой. Подстилается пласт плотными известняками толщиной 1-2 м, ниже которых залегают водонасыщенные породы. Покрышкой служит двухметровый прослой плотных карбонатов в кровле турнейского яруса и мощная пачка плотных терригенных пород бобриковского горизонта. В пласте Т1 установлено наличие четырех самостоятельных залежей нефти пластово-сводового типа. Продуктивный пласт Дкт залегает в подошве нижней пачки колганской толщи верхнефранского подъяруса и представлен частым чередованием проницаемых и плотных кварцевых песчаников, с редкими прослоями аргиллитов. Покрышкой для пласта служит мощная толща непроницаемых 92 глинистых терригенных и карбонатных пород верхнефранского возраста. Общая толщина пласта меняется от 43,2 до 57,5 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 4 м в скв. №220 на восточном окончании свода залежи до 9,4 м в скв. №3 в центральной части залежи. В северном, восточном и северо-западном направлениях распространения пласта по площади месторождения происходит постепенное замещение песчаников глинистыми разностями. Продуктивность пласта была установлена в 2006-2008 г.г. скважинами №№ 1, 2, 3, 11. Коллекторские свойства пласта достаточно низкие и притоки нефти из него в этих скважинах были получены только после грязекислотных обработок – 3,6-19,3 м3/сут. Водонасыщенные интервалы в пласте Дкт во всех пробуренных скважинах отсутствуют. 5.2.3 Майорское месторождение Майорское месторождение находится в пределах юго-восточного краевого блока Жигулевско-Оренбургского свода на Архангеловском выступе юго-восточной Кристаллический части фундамент Восточно-Европейской платформы сложен платформы. архейско- нижнепротерозойскими образованиями. Архангеловский выступ прослежен по ОГ Ф, условно сопоставляемому с поверхностью кристаллического фундамента. Он осложнен системой крупных тектонических нарушений, в основном северо-западного направления, образующих горстообразные вершины и грабенообразные прогибы. Вершины Архангеловского выступа отображаются севернее и северо-западнее участка работ. В пределах участка фиксируется восточный склон выступа. Отметки поверхности фундамента составляют здесь минус 6000 м на севере - минус 6700 м на юге, где наблюдается погружение рельефа в северо-восточном направлении до минус 7700 м. Согласно схемы тектонического районирования Оренбургской области по палеозойским отложениям, месторождение расположено в пределах юговосточной части тектонического элемента 1-го порядка – Восточно93 Оренбургского валообразного поднятия. Данное поднятие входит в состав надпорядкового тектонического элемента – Волго-Уральской антеклизы. Месторождение приурочено к Майорскому поднятию, отображаемому по отражающим сейсмическим горизонтам девона. По ОГ Д1, сопоставляемому с кровлей эмского яруса нижнего девона, поднятие оконтуривается по изогипсе – 3690 м и имеет размеры 3×7,2 км, амплитуда 30-40 м. По кровле воробьевского горизонта среднего девона (ОГ Двб) Майорское поднятие имеет платообразную форму с тремя вершинами и оконтуривается изогипсой – 3490 м, имеет размеры 3,7×7,5 км и амплитуду до 40 м. Майорское поднятие по поверхности франского яруса (ОГ Д кп-Д3фр) представляет собой приразломную структуру, вытянутую в восточном направлении и осложненную тектоническим нарушением, секущим северное крыло и северо-восточную часть структуры. Кроме того, и северо-западная периклиналь поднятия осложнена тектоническими нарушениями. К ним приурочена и проходящая здесь предполагаемая линия выклинивания терригенных отложений «колганской толщи», развитой в пределах Ольшанской площади, а также вскрытой разрезом скв. №5 Майорской. Собственно само поднятие является структурным осложнением широтного структурного выступа, который по изогипсе – 3400 м имеет протяженность около 8,5 км. Поднятие оконтурено замкнутой изогипсой – 3390 м и имеет размер по длинной оси 7 км, по короткой – около 4 км. Осложнено двумя куполами, оконтуренными изогипсами – 3370 м. Размеры западного купола 3×2,6 км, восточного – 1,6×2 км. Амплитуды их составляют 30 и 40 м. По сейсмическому горизонту У, отожествляемому с кровлей бобриковского горизонта нижнего карбона, в пределах участка отмечается общее региональное погружение поверхности горизонта в юго-восточном направлении от отметок – 3080 м до 3250 м. Майорская структура 94 расформировалась и представлена 4 отдельными поднятиями, которые осложняют унаследованный от франского плана структурный выступ. Наиболее крупное замыкающее по изогипсе – 3100 м поднятие имеет размеры 0,8×8 км и амплитуду 10 м. Рельеф поверхности кровли филипповского горизонта нижней перми (ОГ Кн2) в пределах участка имеет моноклинальное залегание с погружением в южном направлении от отметок – 1330 м на севере до – 1440 м на юге. Моноклиналь осложняется структурным выступом, который протягивается от Ольшанской площади. В пределах выступа располагаются 4 поднятия незначительных размеров амплитудой менее 10 м. Все они имеют унаследованный от нижеописанных структурных планов характер. Поверхность кровли соленосной толщи кунгурского яруса (ОГ Кн) и ее рельеф связан с соляной тектоникой. Соляной тектогенез выражается в наличии на территории двух соляных гряд и разделяющей их мульде. Гряды имеют крутые крылья, разделяющая их мульда глубокая и узкая. Абсолютные отметки высот соляной гряды, расположенной к востоку от скв. №1, составляют на севере – 140 м, на юге – 230 м. Перепады отметок структурного плана достигают на севере 300 м, на юге – 230 м. Западнее скв. №1 и №6 отметки расположенной здесь гряды составляют около 130 м. В пределах рассматриваемого участка по результатам испытаний продуктивными являются отложения филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми, турнейского яруса нижнего карбона и франского яруса верхнего девона. Залежи УВ на месторождении приурочены к 3 локальным поднятиям Майорскому, Южно-Майорскому и Восточно-Каргалинскому. В нефтегазоносном отношении Майорский лицензионный участок расположен в Восточно-Оренбургском нефтегазоносном районе, входящем в состав Уфимско-Оренбургской нефтегазоносной области Волго-Уральской провинции. Майорское поднятие по поверхности франского яруса представляет собой приразломную структуру, вытянутую в восточном направлении и 95 осложненную тектоническим нарушением, секущим северное крыло и северо-восточную часть структуры. Кроме того и северо-западная переклиналь поднятия осложнена тектоническими нарушениями. К ним приурочена и проходящая здесь предполагаемая линия выклинивания терригенных отложений «колганской толщи», развитой в пределах Ольшанской площади, а также вскрытой разрезом скважины № 5 Майорской. Продуктивный пласт Д3фр в пределах Майорской площади представлен органогенно-детритовыми пористо-кавернозными и трещиноватыми известняками (рисунок 5.11). На площади Майорского поднятия Майорского месторождения в отложениях франского яруса установлена одна газоконденсатная залежь, вскрытая 11 скважинами (1, 4, 7, 8, 10, 11, 12, 104, 108, 205, 209) тип залежи пластовый сводовый тектонически экранированный Площадь залежи «изрезана» тектоническими нарушениями. Залежь пласта Д3фр имеет размеры 7,5х1-2,5 км, этаж газоносности 50,1 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта Д3фр по скважинам изменяется от 2,8 м до 14,5 м. Газоносность пласта установлена по материалам ГИС и подтверждена опробованием скважин. 96 Рисунок 5.11 – Майорское месторождение. Геологический разрез При опробовании пробуренной в 2014 году скважины № 108 получен приток газа на 8 мм штуцере 17,09 тыс.м3/сут, дебит стабильного конденсата составил 22,16 м3/сут. При испытании скважины № 209 получен приток газа на 7 мм штуцере 17,06 тыс.м3/сут, дебит стабильного конденсата составил 23,26 м3/сут. 97 6 Пермско-Башкирская нефтеносная область Пермско-Башкирская нефтеносная область охватывает Камский, Пермско-Башкирский своды и Чермозскую седловину (рисунок 6.1). Пермско-Башкирский мегасвод является положительной структурой по девонским, каменноугольным и пермским отложениям; особенно он выражен в кунгурском и артинском ярусах. Длина свода по кровле артинского яруса составляет 350 км, ширина 110160 км, амплитуда 400-500 м. Мегасвод характеризуется общим воздыманием пермских отложений в южном направлении. Восточное крыло структуры узкое, с углами падения в артинском ярусе 1-3°, местами до 5°; западное крыло широкое и пологое, с углами падения 0°12'-0°30'. В пределах структуры выделяются северный – Пермский и южный Башкирский своды, отделенные друг от друга Бымско-Кунгурской впадиной. Пермский свод – это крупная брахиформная антиклинальная структура сквозного типа, хорошо прослеживаемая от фундамента через весь осадочный чехол. К центральной части свода на земную поверхность выхадят породы кунгурского и уфимского ярусов. В осадочном чехле Пермский свод наиболее выражен в девонских и каменноугольных отложениях. Протяженность свода возрастает от 165 км по кровле терригенных отложений кыновского (тиманского) горизонта до 230 км по вышележащим горизонтам. В фаменско-верхнекаменноугольных отложениях Камско-Кинельской системой прогибов свод разделен на две части: юго-западную (Краснокамско-Нытвенскую) размером 156x70 км и северо-восточную (Яринский выступ) размером 72x30 км. Пермско – Башкирская нефтеносная область характеризуется большим стратиграфическим диапазоном промышленной нефтеносности. Залежи нефти выявлены в муллинских, пашийских, фаменских, турнейских, башкирских и верейских отложениях. Дальнейшие перспективы открытия 98 а – границы сводов и впадин, б – границы Камско-Киналъской впадины; в – валы (I-IXX) Рисунок 6.1 – Тектоническая схема Пермского края (Софроницкий, 1969 г.) 99 нефтяных залежей во всех районах области связываются с этими же породами. Основные запасы (свыше 90 %) сосредоточены в каменноугольных отложениях. С терригенными коллекторами девона связаны перспективы открытия залежей нефти на северо-западе области. Здесь значительные ресурсы нефти и газа могут быть освоены за счет открытия месторождений с залежами в фаменско-турнейском и каменноугольном комплексах. В Пермско-Башкирской нефтеносной области открыт ряд нефтяных месторождений - Ярино-Каменноложское, Игровское, Полазненское, Краснокамское и др. 6.1 Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение расположено на юге Добрянского района Пермской области в 35 км к северо-востоку от г. Перми. Месторождение открыто в 1954 г., промышленная разработка ведется с 1958 г. Месторождение относится к категории крупных, его площадь составляет 79,5 км2. Месторождение приурочено к брахиантиклинальнои складке меридионального простирания длиной до 40 км и шириной до 6 км, и объединяет три локальными поднятия: Северо-Яринское, Яринское и Каменноложское. В свою очередь каждое из них осложнено рядом куполов. В целом эти складки можно рассматривать как одну крупную брахиантиклинальную складку, субмеридионального простирания, с отклонением периклиналей на восток, в каменноугольных отложениях асимметричное западное крыло более крутое, чем восточное. С глубиной углы наклона крыльев увеличиваются Следует объединяет отметить, Яринское что и Ярино-Каменноложское Каменноложское ранее месторождение считавшиеся 100 самостоятельными. Ловушками нефти являются 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 1850 м, размер залежи 10x2 км. Этаж нефтеносности составляет 40 м. 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 на глубине 1450 м выявлено пять продуктивных пластов. Общая площадь нефтеносности – 20x2,5 км. Преобладающий тип коллекторов - карбонатный трещиновато-поровый и терригенный поровый. Нефтенасыщенные толщины пластов колеблются от 8,5 до 28,2 м, пористость от 8,5 до 18%, проницаемость от 0,066 до 0,208 мД. Нефти месторождения легкие, малосернистые, с высоким содержанием легких фракций. Наиболее легкие (0,815 г/см3) и малосернистые (0,54 %} нефти в терригенных отложениях визейского 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 среднекаменноугольных и турнейских пород содержит до 0,6 % сероводорода. Растворенный газ содержит значительное количество азота, метана с небольшим количеством пропана, бутана и этана. 101 1 - пробуренные скважины; 2 - изогипсы кровли тульского горизонта; 3, 4, 5 внешние контуры соответственно нефтеносности яснополянского, эксплуатационных башкиро-серпуховского, объектов турнейского; 6 - внешние контуры газовых шапок башкирского и серпуховского ярусов (I, II, III) Рисунок 6.2 – Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение. Структурная карта по кровле терригенных отложений тульского горизонта. 102 6.2 Игровское нефтяное месторождение Игровское нефтяное месторождение расположено в южной части Башкирской вершины свода и входит в состав Таушско-Бураевской зоны поднятий. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1964 г. Месторождение приурочено к цепочке куполовидных поднятий, вытянутых с востока – юговостока на запад – северо-запад. Западные купола более погружены по сравнению с восточными. Промышленная нефтеносность связана с тремя пачками песчаноалевритовых пород, стратиграфически приуроченных к бобриковскому горизонту карбона. Мощность пачек на отдельных участках составляет 30 м. Иногда продуктивные пласты полностью выклиниваются. Глубина залегания продуктивных горизонтов 1400-1500 м. Залежи пластово-сводовые и структурно-литологические. В верейском горизонте продуктивны органогенно-обломочные известняки и доломиты. Средняя их мощность 2,4 м, проницаемость от 0,012 до 0,19 мкм2, пористость 15-18%. Начальное пластовое давление 11,0 МПа. В башкирском разновидности ярусе биоморфных нефтеносны известняков кавернозно-трещиннопоровые и доломитов. Мощность коллекторов составляет 1-16 м. Пористость 16 %, проницаемость 1,89 мкм 2. В турнейском ярусе продуктивны пористо-кавернозные прослои в толще мелкокристаллических глинистых известняков кизеловского горизонта. Число таких прослоев достигает шесть с общей мощностью 10-15 м. Пористость составляет 11 %, проницаемость – 0,03 мкм2. Аналогичным строением характеризуются и другие месторождения этого района: Четырманское, Орьебаш-Чераульское и др. 103 7 Прикамская и Верхнекамская нефтегазоносные области Прикамская НГО расположена в пределах Висимской впадины Пермского свода. Площадь нефтегазоносной области – 22 тыс. км2 Основные продуктивные комплексы сосредоточены в отложениях верхнего девона и среднего карбона. Здесь открыты Кудымкарское, Майкорское и др. месторождения нефти. Верхнекамская НГО расположена в Верхнекамской впадине. Ее площадь 7 тыс. км2. Нефтеносны отложения от среднего девона до средней перми. Основная продуктивность связана с отложениями карбона. Здесь же сосредоточена подавляющая часть ресурсов. В пределах Верхнекамской НГО открыты Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и др. нефтяные месторождения. 7.1 Чутырско-Киенгопское газонефтяное месторождение Чутырско-Киенгопское газонефтяное месторождение находится в центральной части Удмуртии. В тектоническом плане приурочено к Чутырско-Ножовской зоне Верхнекамской впадины. Месторождение открыто в 1962 г., в разработке с 1970 г. По запасам месторождение является многопластовым: выявлено крупным. 10 нефтяных Месторождение и является 3 газонефтяных залежи (рисунок 7.1). Нефтяные залежи связаны с каменноугольными отложения визейского и турнейского ярусов. Газонефтяные залежи выявлены в московском и башкирском ярусов среднего карбона. Глубина продуктивных горизонтов – 1170-1490 м. Залежи верейского горизонта пластовые сводовые, башкирского и турнейского ярусов – массивные, визейского яруса – пластовые сводовые. 104 Коллекторами нефтеносных горизонтов являются пористые песчаники и алевролиты. Пористость варьируется от 12 % до 20 %, проницаемость составляет 0,02-0,756 мкм2. Породы:1 – преимущественно песчаные; 2 – глинистые; 3 – газ; 4 – нефть Рисунок 7.1 – Чутырско-Киенгопское месторождение. Геологический профиль по отложениям башкирского яруса и верейского горизонта (В.И. Кудинов, В.А. Савельев и др., 1998). Коллекторы газонефтяных залежей пористые карбонаты. Пористость 17-19 %, проницаемость 0,153-0,283 мкм2. Нефть на Чутырско-Киенгопском месторождении тяжелая, вязкая, с низким содержанием газа. 105 8 Мелекесско-Абдулинская нефтегазоносная область Мелекесско-Абдулинская нефтегазоносная область приурочена к одноименной впадине и Абдулинскиому прогибу. Мелекесская впадина - крупная тектоническая структура (280х150 км), выделяемая в западной части Мелекесско-Абдулинского авлакогена (рисунок 8.1). В ее пределах выделены многочисленные валообразные поднятия – Пичкасско-Бутровское, Вишнево-Полянское, Аканское и др. Рисунок 8.1 – Фрагмент схемы тектонического районирования ВолгоУральской нефтегазоносной провинции 106 Абдулинский прогиб ограничивает Мелекесско-Абдулинский авлакоген на востоке и отделен от Мелекесской впадины СокскоШемшинской седловиной. Он имеет протяженность 250 км; при этом его ширина варьируется от 30 до 150 км. Глубоким бурением фундамент в пределах Абдулинского погиба не вскрыт, по данным сейсмики глубина его залегания на южном борту составляет 3 км, на восточном – до 6 км. Вверх по разрезу рельеф прогиба нивелируется за счет заполнения бавлинскими отложениями. В Мелекесско-Абдулинской нефтегазоносной области выделены два района - Мелекесский нефтеносный и Абдулинский нефтегазоносный. Геологическая изученность и разведанность Мелекесского нефтеносного района высокая. Перспективы второго возрастает в восточном направлении. Ближайшие перспективы открытия залежей нефти и газа связаны с пашийскими, турнейскими, яснополянскими и среднекаменноугольными отложениями, перспективны также породы перми. 107 9 Жигулевско-Пугачевская нефтегазоносная область Жигулевско-Пугачевская нефтегазоносная область является одной из важнейших в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и приурочена к Жигулевско-Пугачевскому своду, протягивающемуся на 550 км с запада на восток (рисунок 9.1). 1 – изогипсы отражающего горизонта С1; 2 – локальные поднятия: I – Таловское, II – Восточно-Солянское, III – Малаховское, IV – Карповское, V – Восточно-Карповское, VI – Урожайное, VII – Меловое, VIII – ВосточноМеловое; 3 – предполагаемый верхнедевонско-турнейскнй бортовой уступ Прикаспийской впадины; 4 – нижнепермский бортовой уступ Прикаспийской впадины; 5 – предполагаемый верхнедевонско-турнейский рифовый массив; 6 – скважина с нефтепроявлениями из тульского горизонта. Рисунок 9.1 – Схема строения подсолевого палеозойского комплекса юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода. 108 Жигулевско-Пугачевская нефтегазоносная область располагается на территориях Самарской, Оренбургской, частично Ульяновской, Пензенской и Саратовской областях. Область характеризуется наиболее высоким диапазоном нефтегазоносности в Урало-Поволжье. В разрезе палеозойских отложений нефтегазоносные объекты установлены в горизонтах от среднедевонских до верхнепермских включительно. В Жигулевско-Пугачевской НГО открыто более 200 нефтяных, газонефтяных и газовых месторождений. Основные запасы нефти сосредоточены в каменноугольных (до 70 %) и девонских (более 25 %) отложениях. Почти все выявленные запасы нефти и газа сосредоточены в восточной половине области. Запасы газа невелики и приурочены к нижнепермским отложениям. Жигулевско-Оренбургский свод состоит из Жигулевско-Пугачевской вершины в западной части, Оренбургской вершины на востоке и КинельскоСамаркинской системы прогибов. На большей части свода отсутствуют рифей-вендские отложения, местами размыта часть девонских отложений. В осадочном чехле наиболее четко выделяется только ЖигулевскоПугачевская вершина, а Оренбургская вершина становится погребенной и представляет собой обширную моноклиналь, ступенчато, по системе глубинных разломов, погружающуюся на юг. Первая промышленная нефть получена в 1936 г. около г. Сызрань. К настоящему времени залежи нефти и газа установлены в 25 стратиграфических подразделениях – от девона до нижней перми. Они условно объединены в несколько основных нефтегазоносных комплексов: 1) девонский – терригенный; 2) девон-нижний карбон карбонатный; 3) нижний карбон – терригенный; 4) нижний-средний карбон – карбонатный; 5) средний карбон – терригенно-карбонатный; 6) верхний карбон – нижняя пермь – карбонатно-терригенный. 109 К наиболее важным комплексам относятся: Девонский 1. терригенный эмсско-эйфельско-нижнефранский, включающий до 11 продуктивных пластов от Д5 до Д0. Коллекторами являются песчаники и алевролиты. Покрышка - вышележащие глины и глинисто-карбонатные породы. Наиболее крупные залежи установлены в пашийских и живетских отложениях. 2. Терригенный комплекс нижневизейского подъяруса нижнего карбона (бобриковский горизонт). В разрезе продуктивных отложений выделено до 10 пластов. Коллекторы – песчаники и алевролиты. 3. Карбонатные отложения нижнего-среднего карбона. Коллекторыпористые известняки. Наиболее крупные залежи установлены в башкирском ярусе и окском надгоризонте. Все месторождения многопластовые, большинство ловушек антиклинального типа. В состав Жигулевско-Пугачевской НГО входят Покровский и Жигулевско-Самаркинский нефтеносные и Пилюпинский нефтегазоносный районы, а также перспективные земли Балаковской вершины. Покровский нефтеносный район – основной по разведанным запасам нефти. Открытие новых залежей нефти и газа наиболее вероятно в девонских, каменноугольных и пермских отложениях его восточной и южной частей. Жигулевско-Самаркинский нефтеносный район наиболее перспективен в восточной части, особенно на бортовых участках Камско-Кинельской системы прогибов. В Пилюгинском нефтегазоносном районе открытие новых небольших залежей нефти и газа возможно в девонских, каменноугольных и пермских отложениях. Территория Балаковской вершины, граничащая с Прикаспийской синеклизой, относится к малоперспективным землям. 110 Основные месторождения Жигулевско-Пугачевской НГО: - Мухановское нефтяное, открыто в 1945г., продуктивны отложения нижне-верхнедевонские, нижнекаменноугольные и нижнепермкие, установлено 14 продуктивных залежей нефти. – Месторождение Яблоневый Овраг (нефтяное), открыто в 1937 г., нефтеносны отложения верхнего девона и нижнего карбона, выделены 4 залежи нефти; – Покровское нефтяное, открыто в 1949 г., продуктивны отложения верхнего девона, нижнего-среднего карбона, выделены 10 залежей нефти; – Кулешовское нефтяное, открыто в 1958 г., нефтеносны отложения среднего девона, верхнее-нижнекаменноугольные и нижнепермские, установлено15 залежей; – Сорочинско-Никольское нефтяное, открыто в 1954 г., нефтеносны отложения нижнего карбона и нижней перми, выделено 23 залежи нефти. 9.1 Кулешовское месторождение Кулешовское нефтяное месторождение открыто в 1958 г. и является крупнейшим в Самарской области. Месторождение приурочено к локальным поднятиям Кулешовского вала. Месторождение разрабатывается с 1960 г. и на сегодняшний день находится на завершающей стадии разработки. По среднекаменноугольным отложениям месторождение представляет собой ассиметричную брахиантиклиналь. Кулешовское месторождение относится к числу многопластовых, характеризуется сложными невыдержанностью толщин и условиями залегания изменчивостью коллекторских залежей, свойств продуктивных пластов. 111 Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями. Осадочная толща сложена отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем. Глубины залегания продуктивных горизонтов от 600 до 3640 м. Всего на месторождении установлено 15 залежей нефти в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона (рисунок 9.2). Две газонефтяные залежи установлены в кунгурском ярусе нижней перми. Пласты-коллекторы представлены доломитам. Эффективная газонасыщенная толщина варьируется от 1 до 34 м, пористость коллекторов составляет 5-25 %, проницаемость 0,025 мкм2. Амплитуда залежи 18 м. Нефтяные залежи пластовые сводовые, с газовой шапкой. Залежь нефти в гжельском ярусе приурочена к органогеннообломочными известняками. Эффективная толщина составляет 10 м, пористость 2-6%, проницаемость 0,015 мкм2. Залежи нефти в отложениях окского (пласты О1 и О2) надгоризонта установлены только на Западном куполе Кулешовского поднятия. Пластыколлекторы сложены доломитами и известняками, залегающими среди пачки ангидрита на глубине 2040 м. В восточной части структуры выделяется зона замещения коллектора. Прослой ангидритов, разделяющий продуктивные пласты, характеризуется высокой степенью прерывистости, зачастую имеет незначительную толщину и местами полностью отсутствует в ряде скважин, поэтому пласты рассматриваются как единый объект разработки. Залежь нефти на Западном куполе имеет размеры 2х1,5 км, амплитуда залежи – 60 м. Залежь нефти пластовая, литологически экранированная. Пористость коллекторов оскского надгоризонта составляет 12%, нефтенасыщенность 86%, проницаемость 19 мД. 112 Рисунок 9.2 – Геологическое строение Кулешовского месторождения Плотность пластовой нефти – 761,0 кг/м3, газосодержание – 70 м3/т, динамическая вязкость нефти – 1,79 мПа·с. В верейском горизонте нефтеносны песчаники, переслаивающиеся с алевролитами. Эффективная толщина составляет 1-30 м, пористость 11-26%, проницаемость 0,172 мкм2. 113 Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами характеризуются отложения бобриковского горизонта. Нижнепермские карбонаты имеют меньшие значения пористости и проницаемости. Физико-химические свойства нефти 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 %. 114 10 Нижневолжская нефтегазоносная область Нижневолжская нефтегазоносная область находится на юго-востоке Воронежской антеклизы в пределах юго-восточной части Пачелмского прогиба. В пределах нефтегазоносной области выделяются нефтегазоносные районы с уже доказанной продуктивностью: Саратовский, Верховский, Степновский газонефтеносные, Кудиновский, Жирновский и Камышинский нефтегазоносные. Кроме того, в северной и южных частях области выделены нефтегазоперспективные участки. В области отмечен широкий диапазон нефтегазоносности – от эйфельского яруса среднего девона до казанского яруса верхней перми. На Коробковской площади установлены четыре мелкие локальные залежи газа спорадического распространения в юрских отложениях. Верховский район приурочен к южной части Арчедин-Коробковского вала, Кудиновский – к Кудиновско-Волгоградскому погребенному валу, Жирновский – к высокоподнятому блоку, осложняющему Карамышскую депрессию (рисунок 10.1), Саратовский – к Елшано-Сергиевской флексуре и Карамышской депрессии, Степновский – к одноименному валу и Камышинский – к Уметовской флексуре восточного склона Воронежской антеклизы. Основные разведанные запасы углеводородов Нижневолжской нефтегазоносной области сосредоточены в Жирновском районе. Главные продуктивные горизонты находятся в каменноугольных отложениях, небольшие запасы (1,6 %) связны с пермскими отложениями. Второе место по запасам занимает Кудиновский район, содержащий залежи в терригенном девонском комплексе. Третье место принадлежит Степновскому району, запасы которого на 90% сосредоточены в девонских и на 10% в каменноугольных образованиях. 115 I – изогипсы кровли тульского горизонта, II – тектоническое нарушение Рисунок 10.1 – Структурная карта центральной Карамышской депрессии по кровле тульского горизонта (М.Г. Щебалдина, К.А. Машкович). Запасы Саратовского района связаны в основном с каменноугольными образованиями и лишь незначительная часть приходится на девонские. Камышинский и Верховский районы обладают незначительными запасами, которые распределяются следующим образом: в Камышинском районе около 70% приурочено к девонским, а 30% к пермским отложениям, в Верховском районе свыше 70% приурочено к каменноугольным отложениям. 116 В целом, по области разведанные запасы связаны: с девонскими отложениями – около 40%, с каменноугольными – 58% и с пермскими – 2%. Основные перспективы нефтегазоносности восточной части Нижневолжской области связываются с малоизученным терригенным комплексом девона, где глубина его залегания составляет 5 км. Вся территория северо-западной части провинции (Казанско- Кажимский и Вычегодский прогибы, Коми-Пермяцкий свод и др.) отнесена к перспективным землям. В Казанско-Кажимском и Вычегодском прогибах открытие залежей углеводородов вероятно в терригенных породах среднего и верхнего девона. Эти отложения характеризуются большой толщиной и благоприятными условиями нефтегазонакопления. Во многих из пробуренных скважин наблюдались нефтегазопроявления. Наиболее благоприятными для скопления углеводородов условиями характеризуются центральные части прогибов. На большей части Немской вершины, Татарского и КомиПермяцкого сводов терригенные отложения регионально нефтегазоносных девонского и нижнекаменноугольного комплексов отсутствуют или имеют небольшие мощности. На территории Нижневолжской нефтегазоносной области первый промышленый приток природного газа получен в 1946 г. на Арчединском месторождении, а в 1948 г. здесь же получен промышленный приток нефти. С 1949 г на Арчединском нефтегазовом месторождения ведется промышленная разработка. В последующие годы в районе начаты форсированные геологоразведочные работы по изучению нефтегазоносности каменноугольных и девонских отложений, что привело к открытию новых месторождений углеводородного сырья. Характерной особенностью месторождений Арчединского нефтегазоносного района является их многопластовость. 117 1 – изогипсы продуктивного пласта, 2 – контур газоносности IV пласта, 3 – контур газоносности V пласта. Рисунок 10.2 – Арчединское месторождение. Структурная карта по кровле продуктивного пласта верейского горизонта. Арчединское месторождение является наиболее крупным. Также к категории крупных относятся Саушинское и Верховское месторождения. На Саушинском месторождение установлено 10 газовых залежей, глубина залегания которых составляет от 450 до 1050 м. На Верховском месторождении установлено 12 газовых залежей с глубиной залегания продуктивных горизонтов от 560 до 930 метров. 118 Коллекторы сложены песчаниками и карбонатными породами карбона и девона; залежи высокопродуктивные. В 2012 г. в результате новых геологоразведочных работ в пределах Западно-Фроловской площади открыто новое месторождение природного газа – Гуляевское. В региональном тектоническом плане Жирновский нефтегазоносный район, расположен в северной Доно-Медведицкого поднятия. В послевоенное время (1948-1951 гг.) по результатам форсировнных геологоразведочных работ в Жирновском нефтегазоносносм районе в отложениях карбона открыты три крупных нефтегазовых месторождения: Жирновское Бахметьевское и Линевское. Рисунок 10.3 – Схема размещения месторождений Волгоградской области В дальнейшем здесь открыты Кленовское нефтегазовое и Нижнедобринское нефтяное месторождения, Новинское газовое. 119 Новинское месторождение относится к категории крупных и дает более половины добываемого в Волгоградской области газа. В 1949 г. в Жирновском районе впервые получена нефть из девонских отложений в пределах северного блока Иловлинско-Медведицкой зоны дислокаций. Открытое в этой части нефтегазоносной области ЖирновскоБахметьевское нефтегазовое месторождение до сих пор является крупнейшим. В дальнейшем установлена нефтеносность и каменноугольных отложений. Месторождение является многопластовым (16 пластов), продуктивны отложения карбона Этаж нефтегазоности на Жирновской площади составляет 1900 м, на Бахметьевской – 1230 м. В настоящее время месторождение находятся на завершающей стадии разработки. В 60-годах прошлого столетия отмечен мощный рост нефтедобычи, в конце 70-х годов – газодобычи. В дальнейшем, из-за снижения объемов геологоразведочных работ и отсутствия открытий новых месторождений добыча углеводородов пошла на спад. Однако, с открытием в 1990 г. Памятно-Сасовского нефтяного месторождения район вернул лидирующие позиции по уровню нефтедобычи в Волгоградской области. На Памятно-Сасовском месторождении, приуроченном к девонскому рифогенному комплексу разработка ведется с 1992 г. Эксплуатационные скважины являются высокодебитными (до 150200 т/сут). Нефть высококачественная, имеет высокую товарную характеристику. В период 1980-1990 гг. на территории Жирновского нефтегазоносного района открыты Терсинское, Бурлукское, Дорошевское, Овражное, Демьяновское месторождения нефти; Добринское, Восточно-Макаровское и др. месторождения газа. В Жирновском нефтяном районе сосредоточено почти 75 % промышленных запасов нефти Волгоградской области. 120 В Коробковско-Камышинском нефтегазоносном районе, приуроченном к центральной части Доно-Медведицкого вала, геологоразведочные работы ведутся с 1937 г. В 1949 г. на Коробковской площади получен первый фонтан газа с глубины 200 м – открыто крупнейшее Коробковское месторождение. В 1951 г. по результатам сейсморазведочных работ выявлена крупная куполовидная Коробковская складка. В 1955 г. впервые получена промышленная нефть на Коробковском нефтегазовом месторождении с глубины 1800 м турнейского яруса. В последующие годы в Коробковско-Камышинском нефтегазоносном районе выявлены Новокоробковское, Южно-Уметовское нефтегазовые, Антиповско-Лебяжинское и Котовское нефтяные, Щербаковское газовое месторождения. К западу от Коробковского поднятия установлен погребенный по верхне- и среднефранским отложениям массив – Новокоробковское поднятие. Западнее от него установлено Западно-Коробковское поднятие. Нефтегазоносность установлена практически по всему разрезу от девона до перми. Газовые залежи открыты в байосских песчаниках и в известняках верхнего карбона. Нефтяные залежи установлены в евлановсколивенских, бобриковских и турнейских отложениях на Новокоробковском поднятии. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 200 до 1800 метров. Наиболее значимые по запасам являются залежи бобриковского горизонта, из которого получен самый мощный фонтан в истории нефтяной промышленности Волгоградской области – дебит скважин достигал 500 т/сут. Долгое время добычу нефти в этом нефтегазодобывающем районе определяло извлекаемыми крупное Коробковское запасами нефти 61 месторождение млн. т. На с начальными сегодняшний день месторождение находится на завершающем этапе. 121 В 1964 г. в девонских структурах рифогенного типа на КудиновскоРомановском поднятии открыто Кудиновское нефтегазовое месторождение, в 1967 г. северо-восточнее этого месторождения открыто нефтегазовое Ключевское месторождение. В дальнейшем открыты Фроловское (1986 г.), Новокочетковское (1994 г.), Ковалевское (1995 г.), Антоновское (1996 г.), Западно-Кочетковское и Восточно-Кудиновское (1998 г.) многопластовые нефтяные месторождения. В 2007 г. сдано в эксплуатацию новое нефтяное месторождение – Антиповско-Балыклейское. В суммарной добыче нефти месторождений франского рифогенного комплекса 60 % запасов характеризуются дебитами более 100 т/сутки. Следует отметить, что основными продуктивными комплексами Нижневолжской нефтегазоносной области по запасам углеводородного сырья являются каменноугольные (50 %), девонские (40 %) и пермскомезозойские (10 %) отложения. 122 11 Южно-Предуральская нефтегазоносная область Южно-Предуральская нефтегазоносная область выделена на южном окончании Предуральского краевого прогиб. В региональном тектоническом плане включает Бельскую впадину, Косьвинско-Чусовскую седловину Соликамскую и Юрюзано-Сылвенскую впадины (рисунок 11.1). Впадины передовых прогибов: 1. Бельская, 2. Юрюзано-Сылвенская и Камская 3. Верхнепечорская 4. Большесыннинская 5. Косью-Роговская 6. Коротаихская 7. Предверхоянская Поднятия передовых прогибов: 8. Каратау 9. Полюдон Камень 10. Гряда Чернышова 11. Гряда Чернова 12. Китчанское 13. Нельканская зона Рисунок 11.1 – Фрагмент тектонической схемы Южно-Предуральской нефтегазоносной области (Е.Е. Милановский, 1989 г.) 123 Южно-Предуральская нефтегазоносная область включает нефтеносные Соликамский и Косъвинско-Чусовской районы и нефтегазоносные ЮрюзаноСылвенский и Ишимбайский районы, приуроченные к одноименным структурам. Прослеживается следующая зональность - месторождения нефти заключены, в основном, в каменноугольных отложениях в северной части нефтегазоносной области, газовые месторождения приурочены к нижнепермским отложениям в южной части. Бурением Южно-Предуральская нефтегазоносная область изучена неравномерно. Наиболее изученным с геологической точки зрения является Косьвинско-Чусовский нефтеносный район. Промышленная нефтеносность связана с отложениями турнейского, яснополянского, среднекаменноугольного и нижнепермского возраста. Перспективной является и юго-восточная часть территории. Девонские отложения перспективны на всей территории района. Геологические особенности района указывают на возможность открытия в его пределах новых залежей нефти и в Соликамском районе. Потенциально продуктивными среднекаменноугольные и считаются пермские фаменские, отложения, нижне-, промышленная нефтеносность которых уже доказана на большей части нефтегазоносной области. В Юрюзано-Сылвенском нефтегазоносном районе перспективы открытия месторождений углеводородов связаны с каменноугольными и пермскими отложениями, особенно в восточной части. В южной части перспективы нефтегазоносности связаны с девонскими и нижнепалеозойскими отложениями. Нефтеносный Ишимбайский район, приуроченный к северной части Бельской впадины, также хорошо изучен с геологической точки зрения. В Ишимбайском нефтегазоносном районе запасы нефти и газа связаны с 124 рифогенными породами нижней перми, также продуктивны отложения среднего девона. Новые перспективы открытия залежей углеводородов Ишимбайского района связаны с терригенными и карбонатными породами девона, карбона и нижнего палеозоя. Следует отметить большую глубину залегания потенциально продуктивных горизонтов. Соликамский нефтеносный район остается наименее изученным геолого-разведочными работами. Косьвинско-Чусовский нефтеносный район занимает небольшую площадь по сравнению с остальными районами Южно-Предуральской нефтегазоносной области. Именно здесь в 1929 г. открыто первое нефтяное месторождение Волго-Уральской провинции – Верхнечусовские городки, промышленная нефтеносность которого связана с рифогенными постройками нижнепермского возраста. Геолого-разведочные работы в Предуральском краевом прогибе ведутся более 40 лет, степень изученности района остается крайне низкой и неравномерной, что объясняется крайне сложным геологическим строением и большой глубиной потенциально продуктивных горизонтов. 125 Список использованных источников 1. Бакиров, А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр / А.А. Бакиров – М.: Недра, 1973. 2. Багманова, С.В. Формирование техногенных газовых залежей на разрабатываемых месторождениях и ПХГ: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук / С.В. Багманова. – Москва, 2004. 3. Бакиров, А.А. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран / А.А. Бакиров, М.И. Варенцов, Э.А. Бакирова – М.: Недра, 1971. 4. Богданова С. В. Земная кора Русской плиты в раннем докембрии (на примере Волго-Уральского сегмента) / С.В. Богданова. – М.: Наука, 1986. 5. Высоцкий, И.В. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. / И.В. Высоцкий, В.И. Высоцкий, В.Б. Оленин – М.: Недра, 1990. 6 Габриэлянц, Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений / Г.А. Габриэлянц – М.: Недра, 1979. 7. Геологические формации осадочного чехла Русской платформы / Н.С. Иголкина, В.П. Кириков, Г.Г. Кочин [и др]. – Л.: Недра, 1981-562 с. 8. Геология нефти и газа и нефтегазоносные провинции: учебник для вузов / А.К. Мальцева, Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин, Л.В. Каламкаров, Э.Л. Рожков.– М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1998. 9. Геология нефти и газа Восточно-Европейской платформы / СП. Максимов, Г.Х. Дикенштейн, А.Н. Зотов [и др]. – М.: Недра, 1990. 10. Губкин, И.М. Учение о нефти / И.М. Губкин. – 3-е изд. – М.: Наука, 1975. 11. Денцкевич, И.А. Перспективы Муханово-Ероховского прогиба в связи с уточненным положением его внешней бортовой зоны / И.А. Денцкевич, В.А. Ощепков, И.П. Стенина // Нефтегазоносность северовосточного обрамления Прикаспийской впадины.– М.: ВНИГНИ, 1988. – С. 65-74. 126 12. Каламкаров, Л. В. Нефтегазоносные провинции и области России и зарубежных стран. Издание второе, исправленное и дополненное. М.: Издательство «Нефть и газ» РГУ им. И.М. Губкина, 2005. 13. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии / под ред. Р.И. Вяхирева. – М.: Изд-во Академии горных наук, 1998. 14. Нефтегазоносность подсолевых отложений / А.А. Аксенов, Б.Д. Гончаренко, М.К. Калинко [и др]. – М: Недра, 1985. 15. Пантелеев, А.С. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области: монография / А.С. Пантелеев, Н.Ф. Козлов – Оренбург, 1997. 16. Региональная геология нефтегазоносных территорий СССР / Г.А. Габриэлянц, Г.Х. Дикенштейн, И.Н. Капустин, Л.Г. Кирюхин, А.А. Размышляев. Мин-во геол. СССР, ВНИГНИ / Под ред. Г.А. Габриэлянца. — М.: Недра, 1991. 17. Словарь по геологии нефти и газа. — Л.: Недра, 1988. 18. Строение и развитие Южного Урала с точки зрения тектоники литосферных плит /Л.П. Зоненшайн, В.Г. Кориневский, В.Г. Казьмин [и др]. //История развития Уральского палеоокеана. — М., 1984. 19. Хаин, В.Е. Геотектоника с основами геодинамики / В.Е. Хаин, М.Г. Ломизе – М.: МГУ, 1995. 127
