Главная страница | Контакты | Случайная страница Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн.

На севере ограничен Тимано-Печорский бассейном, на юге - Прикаспийским. На геологической карте - выходы в основном пермских отложений. Территория охватывает восточную часть Русской плиты и частично Предуральский краевой прогиб. ВУ НГБ приурочен к республикам Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Пермская, Самарская, Оренбургская, Саратовская, Волгоградская области, частично Свердловская. По запасам УВ сырья ВУ бассейн находится на втором месте после ЗС - 14% запасов. Общая площадь около 700 тыс. км² - 1465 месторождений. Ромашкинское нефтяное месторождение, Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождения - "крупнейшие в мире". Запасы более 100 млн. т - Тумазинское, Ново-Елховское.

Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных породах среднего девона, но высокопродуктивны карбонатные отложения каменноугольного возраста и карбонатные отложения пермского возраста. Газ и газоконденсат: карбонаты C₃-P₁.

История изученности ВУ НГБ.

Признаки нефтеносности на дневной поверхности (пермские породы) были известны более 200 лет назад. Первая нефть - 1929 год (из артинских рифогенных известняков). Первое крупное месторождения (Ишимбайское) - 1932 г. (в артинско-сакмарских известняках). В 1944 г. Была обнаружена нефть в Самарской области (в отложениях среднего девона), а чуть позже - Туймазинское в Башкортостане.

1946 г. - Ромашнкинское. В 1960 г. 87% нефти добывалось в Волго-Уральском НГБ. В середине 70-х годов начинается снижение объемов добычи. В настоящее время - выработанность более 80%. Коэффициент извлечения по крупнейшим месторождениям 0,48-0,51 (сколько в % от подсчитанных запасов было добыто).

Тектоническое строение ВУ бассейна:

· Волго-Камская антеклиза.

· Предуральский краевой прогиб.

· Восточная часть Воронежской антеклизы.

· На востоке - Урал.

· На западе - склоны Токмовского свода и Воронежской антеклизы.

· На юго-западе - Миллеровский выступ - отделяет от Донецкого НГБ.

· На севере - южные склоны Тимана.

· На юге - Прикаспийская синеклиза (по Московско-Артинскому уступу - условная граница, разделяет резкую смену фаций и мощностей C₃-P₁ отложений, по девонскому комплексу эта граница не очень ощутима).

Фундамент бассейна сложен архейско-раннепротерозойскими отложениями. Вышележащий комплекс отложений представлен карбонатными (преобладают), терригенными, местами эвапоритовыми отложениями R, V, D, C, P и фрагментарно MZ возраста. Максимальная мощность осадочного чехла в пределах бассейнов отмечается в Предуральском КП - более 10 км. На остальной территории она варьирует в зависимости от рельефа поверхности фундамента от 4-6 км во впадинах до 1,5-2 км на сводах.

Камско-Кинельская система впадин - плоскодонные впадины с крутыми бортами, выражены во франских отложениях, заполнены породами верхнедевонского возраста (400-600 м), аналог доманикового горизонта в Тимано-Печорском НГБ.

Стратиграфия:

· Глины, аргиллиты, часто известковистые и мергели эйфельского, кыновского реже живетского возраста. С_орг может достигать 1,4-2%, местами до 2,8%, тип ОВ - преимущественно гумусово-сапропелевый. Считаются основными источником нефти для залежей в терригенном девоне.

· Битуминозные известково-глинисто-кремнистые породы доманиковой фации. Максимальное распространение они получили в отложениях одноименного горизонта верхнего девона (нижний фран), но в пределах Камско-Кинельской системы впадин встречаются во всем верхнефранском-фаменском разрезе. С_орг до 14%, тип ОВ - преимущественно сапропелевый.

· Карбонатно-глинистые породы турнейского возраста пределах КК системы прогибов. С_орг до 2,7%, максимум 10%, сапропелевое ОВ.

· Терригенные угленосные породы нижнего визе преимущественно в пределах КК системы прогибов. С_орг 1,7-3,8%, максимально - до 11%. ОВ - гумусовое. Это в основном газ.

· Известковистые глины тульского и верейского горизонта. С_орг до 4,5%, сапропелево-гумусовое ОВ, источник газообразных УВ. В основном для южных и ЮВ частей бассейна.

· Карбонатные породы нижней перми (С_орг до 5% и более, гумусово-сапропелевое ОВ, газообразные УВ) источник преимущественно газа.

· Возможно рифейские и вендские отложения (единичные глинистые прослои и содержанием С_орг превышающим 1 %).

Девонское и нижнекаменногольное ОВ преобразовано преимущественно до стадий ПК₃-МК₁, реже МК₂.

По сути в бассейне работают 6 нефтегазоносных комплексов:

1. D₂-D₂fr₁ - карбонатно-терригенный, залежи обнаружены в 7 НГО из 8.

2. D₃fr₂-C₁t₁ - карбонатный, открыта залежи в Предуральской и Уфимско-Оренбургской области.

3. С₁v₁ - терригенный, продуктивен почти на всей территории ВУ.

4. С₂ - терригенно-карбонатный, продуктивен везде, кроме Предуральского прогиба.

5. С₃-Р₁ - карбонатный, с этого периода появляются газовые и газоконденсатные залежи.

6. Р₂ - карбонатно-терригенный.

Нефтегазоносные области ВУ НГБ:

· Татарская. 90% запасов нефти в терригенной толще D (Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Туймазинское).

· Верхнекамская. Более 90% запасов в С (Арлан).

· Пермско-Башкирская. Свыше 90% запасов в С.

· Предуральская. Нефть в С (север), газ в Р₁ (юг).

· Мелекесско-Абдуллинская. Более 90% запасов нефти в С, газ - в Р.

· Уфимско-Оренбургская. Запасы нефти - поровну между D и С, газ - в Р₁ и С₃ (Оренбургское газоконденсатное месторождение).

· Средневолжская. Жигулевско-Пугачевский свод и Бузулукская впадина. 70% запасов в С, более 25% в D.

· Нижневолжская. Юго-восточные части склона Воронежской антеклизы и Пачелмского авлакогена. Нефть и газ - С (юг) или D (север)

Ромашкинское нефтяное месторождение.

Приурочено к центральной части Татарской НГО. Открыто в 1943 г., введено в эксплуатацию в 1952 г. Приурочено к сводовой части Татарского свода - платообразное поднятие изометричной формы (100х100 км). В основном в девонских отложениях содержатся нефтяные залежи - 18 продуктивных горизонтов. Крупнейшая залежь - Пашийская. Ловушка - пологая брахиантиклиналь. Коллектора - терригенные отложения девона. Иногда залежи формируются в местах, где песчаные залежи выклиниваются и замещаются глинистыми отложениями. Нефтеносные песчаники в основном кварцевые, мелкозернистые, эффективная мощность которых достигает 15 м. Суммарная мощность терригенных отложений девона - 100-200 м. Литологическая неоднородность присутствует, поэтому коллектор в целом неоднородный. Пористость коллектора от 15 до 25%. Плотность нефтей составляет 0,8-0,82 г/см³, содержание серы 1,5-2%. Качество нефти изменчиво по залежи (вверх по разрезу ухудшается), т.к. вверх по разрезу ухудшается и качество коллекторов. Кроме того, продуктивен карбонатный девон, есть притоки нефти из тульского и бобриковского горизонтов, из нижнекаменноугольных отложений (терригенный визе, мощность коллекторов 0-10 м, небольшие запасы).

Ново-Елховское нефтяное месторождение.

Находится западнее от Ромашкинского (в 2-3 км), приурочено к осложняющим флексурам на бортах Татарского свода. Запасы - больше 300 млн. тонн. Открыто в 1951 г., спустя 10 лет начата его разработка. На начало разработки запасы оценивались 580 млн. тонн нефти. В плане это вытянутая асимметричная складка с очень крутым восточным бортом и пологим западным. Ширина в среднем составляет 14-45 км, длина 80-85 км. 80% запасов нефти приурочено к нижнефранским терригенным отложениям (мелкозернистые хорошо сортированные кварцевые песчаники с цементацией не более 5%). Есть залежи в нижнекаменноугльных турнейских отложениях, коллектор - трещиноватые известняки с пористостью до 15%, но запасы трудно извлекаемы. Визейские песчаники содержат около 180 локальных залежей, суммарные запасы - 80% от общих запасов месторождения. Выработанность на сегодняшний день - 75%

Туймазинское нефтяное месторождение.

Также находится в Татарское НГО. Залежь в каменноугольных отложениях открыта в 1937 г., в 1944 г. - залежь в девонских отложениях. Разработка началась в 1939 и 1945 г. Соответственно - самое быстро месторождение по вводу в эксплуатацию. Это асимметричная складка размерами 40х20 км, с крутым юго-восточным бортом и достаточно пологим западным. Складка имеет ступенчатый замок.

В основании осадочного разреза залегает терригенная толща венда. Основной вклад в запасы:

· Терригенные отложения девона.

· Карбонатные отложения верхнефаменско-турнейского возраста. Это мелкие рифовые постройки, распространены локально, вклад этого интервала минимален.

· Терригенные отложения бобриковского горизонта.

В целом, терригенные коллектора достаточно хорошо отсортированы, представлены песчаникам, местами алевролитами, пористость 20-22%. Вверх по разрезу увеличивается литологическая неоднородность терригенных коллекторов, поэтому бобриковские залежи контролируются распространением хороших песчаников. Сейчас пробурен 1800 скважин - до верхнего девона. Выработанность достигает 94% при коэффициента извлечения 56%.

Бавлинское нефтяное месторождение.

Также находится в Татарское НГО. Открыто в 1946 г., разрабатывается с 1950 г. Это очень пологая антиклинальная складка изометричной формы, средний диаметр около 100 км, амплитуда небольшая. Основные продуктивные горизонты:

· Пашийский (верхний девон) - основной по запасам. В отложениях пашийского возраста представлен относительно однородными песчаниками. Вверх по разрезу доля алевритистой состоящей увеличивается, ухудшаются коллекторские свойства. Пористость в среднем 19%. Мощность коллектора 14-40 м, средняя эффективная мощность - 9 м. Коэффициент извлечения 56%

· Бобриковский. Общая мощность коллектора 10-20 м, эффективная - 4 м. Характеризуется изменчивостью литологического состава и площади распространения.

· Турнейский (карбон) - карбонатный. Мощность карбонатных отложений - 10 м, эффективная - 6 м. Пористость 12%, проницаемость 30 миллиДарси.

Арланское нефтяное месторождение.

Находится в Верхнекамской НГО. Открыто в 1955 г., разрабатывается с 1958 г. В разрезе это достаточно крупная антиклиналь, приурочено месторождение к Камско-Кинельской системе прогибов. Основной вклад:

· Нижний терригенный визе, яснополянский горизонт, сложенный песчаниками - 86% запасов. Выявлено около 8 нефтенасыщенных пластов, самые крупные - тульский и бобриковский горизонты. Коллекторские свойства хорошие, пористость до 17-24%, но имеется сильная изменчивость. Нефти высоковязкие, тяжелые, плотность 0,9 г/см³, сернистые, высокосмолистые.

· Средний карбон (башкриский и московский яруса), нефти значительно меньше - около 12%.

· Известняки турнейского возраста - 2% запасов.

В целом выделяется 15 залежей в интервале от среднего девона до нижнепермских сакмарских отложений.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение.

Находится в Уфимско-Оренбургской НГО. Открыто в 1945 г., разрабатывается с 1958 г. Приурочено Соль-Илецкому валу. Размеры 120х20 км, представляет собой классический вариант пассивной залежи, приуроченной к антиклинальной ловушке.

· Основная залежь - в кунгурских (P), сакмарско-артинских (P), верхнекаменноугольных доломитах. Природный резервуар представлено переслаиванием более ипроницаемых и менее проницаемых карбонатов. Проницаемая часть составляет около 40% - доломиты с пористостью 10-25%. В залежах - газ, на 80% - метановый, 8% - азот, 1-4% - сероводород, есть незначительная доля конденсата (125 см³ с 1 м³ газа).

· Нижнекаменноугольные карбонаты (турне) - небольшая нефтяная залежь.

· Карбонаты башкирско-верейского возраста - газовая залежь.