Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

На востоке европейской части России располагаются обширные по территории Волго-Уральская, Тимано-Печорская и Прикаспий­ская нефтегазоносные провинции, последняя охватывает также За­падный Казахстан. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция прочно вошла в историю нефтегазодобывающей промышленности страны под названием — Второе Баку. Приняв нефтяную эстафету от Азербайджана в годы после Великой Отечественной войны, эта про­винция сыграла основную роль в создании высокоразвитой нефте­добывающей промышленности. Выгодное географо-экономическое положение, наличие мощной нефтедобывающей и нефтеперераба­тывающей промышленности, значительные объемы добычи нефти сыграли важную роль в развитии народного хозяйства страны. Од­нако продолжительная и интенсивная по темпам эксплуатация ме­сторождений этой провинции привела к естественной значительной выработке запасов. В настоящее время перед геологами стоит ответ­ственная задача поиска новых месторождений с целью снижения темпов падения добычи в этом районе.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция охватывает огром­ную территорию площадью около 700 тыс. км², включающую Перм? скую, Самарскую, Оренбургскую, Саратовскую и Волгоградскую об­ласти и Республики Башкортостан, Татарстан и Удмуртию.

Открытие промышленной нефти в Урало-Поволжье явилось бле­стящим подтверждением научных прогнозов академика И.М. Губки­на и многих ученых о высоких перспективах недр этой территории.

Первые промышленные притоки были получены в 1929 г. из пермских отложений на месторождении Чусовские Городки, распо­ложенном в Предуральском прогибе. Впоследствии, вплоть до 1944 г., были обнаружены промышленные залежи нефти в отложениях сред­него и нижнего карбона в Башкортостане, Пермской области и райо­нах Поволжья, а также залежи нефти и газа в верхней перми Болыпе- кинельского района. Второе рождение Волго-Уральской нефтегазо­носной провинции произошло после 1944 г., когда была установлена промышленная нефтегазоносность девонских отложений.

В настоящее время в пределах провинции открыто 1033 место­рождения нефти и газа, которые определили удельный вес ее в не­фтяной промышленности страны. Из недр провинции добыто око­ло 4 млрд. т нефти.

Запасы газа в Волго-Уральской провинции значительно ниже нефтяных. На базе газовых месторождений Саратовского Поволжья был построен первый в России магистральный газопровод Сара­тов-Москва. Открытие в 1966 г. Оренбургского газоконденсатного месторождения значительно расширило сырьевую базу газовой про­мышленности провинции.

Месторождения нефти и газа

Большинство месторождений Волго-Уральской провинции при­урочены к антиклинальным и куполовидным структурам. Суще­ствует прямая зависимость размеров месторождений от размеров локальных структур. Для восточных районов собственно платфор­менной части Волго-Уральской провинции характерно развитие в основном пологих структур, с углами падения пород от несколь­ких минут до 1—2 Более крутые складки характерны для районов Рязано-Саратовского прогиба и восточного склона Воронежской антеклизы.

В пределах Предуральского прогиба месторождения приурочены к рифовым ловушкам и вытянутым крутым складкам кинзебулатов- ского типа.

По числу продуктивных горизонтов в разрезе имеются как мно­гозалежные, так и однозалежные месторождения. Однако последних немного. В общем — это провинция преимущественного развития многозалежных месторождений. Число залежей достигает 15—20.

Залежи нефти и газа отличаются большим разнообразием форм и размеров. Большая часть залежей относится к группе пластовых. Имеются также залежи массивного типа. Первый тип залежей — ха­рактерен для терригенной части продуктивного разреза, второй - для карбонатной. Залежи, относящиеся к пластовому типу, вслед­ствие литологической изменчивости коллекторов часто имеют ха­рактер литологически ограниченных. Имеются также залежи текто­нически экранированные.

Ромашкинское гигантское нефтяное месторождение (рис. 60) приурочено к пологой куполовидной структуре, расположенной на южной вершине Татарского свода.

Разведка проводилась с 1933 г. в основном на пермские отложе­ния. Промышленная нефть из нижнесредних каменноугольных от­ложений получена в 1942 г. В 1948 г. скважина 3, заложенная в сво­де структуры, дала мощный фонтан нефти из отложений франского яруса девона. С этого времени начата разведка девонских отложений месторождения. Основные залежи нефти на Ромашкинском место-

ХУДЫМКАР

? КДЖИ1

КИООб'д-

 

^ сааьтек

 

Оказана

 

mtonmS*' t>

 

ПЕНЗА

1РКИЛН/ ' S.I*; ■

 

ft \ Рязани- т < » s. V

пугдчсз

% \ ДСаратовекая впади us

 

f~ Сбиедт

 

⁷ пзги ЕЗН«

Рис. 59. Схема размещения нефтяных и газовых месторождений

Волго-Уральской провинции (тектоническую схему составили В.А. Клубов, С.К. Нечитайло, В.В. Петропавловский, В.В. Поповин): Месторождения: 1 — нефтяные; 2 — газо-нефтяные; 3 — газовые; 4 — газоконденсатные

рождении связаны с терригенной толщей девона и, в меньшей сте­пени, нижнего карбона. Установлена также промышленная нефте­носность карбонатных коллекторов девона и карбона.

ВОЛГОГРАД

Основная нефтяная залежь Ромашкинского месторождения при­урочена к пласту Д1, залегающему на глубине 1100 м и стратигра­фически приуроченному к пашийскому горизонту франского яруса

верхнего девона. Ее размеры 75x90 км. Пласт Д1 представлен квар­цевыми песчаниками и алевролитами и характеризуется чрезвычай­но сложным строением. На небольшом расстоянии отдельные гори­зонты выклиниваются или значительно увеличиваются в мощности, сливаясь в единый пласт. Всего в разрезе пласта Д1 выделяют пять нефтенасыщенных горизонтов (я, б, е, г, д). Суммарная мощность коллекторов горизонтов пласта Д1 колеблется от единиц до 30—50 м. Эффективная мощность равна 15 м. Пористость песчаников изме­няется от 15 до 26%, проницаемость — от 4 до 200 • Ю^-14 м². Началь­ное пластовое давление составляет 17, 5 МПа. Некоторые скважины дают из пласта Д1 до 400 т/сут. нефти.

Месторождение введено в разработку в 1949 г. Максимальный уровень добычи (82 млн. тонн в год) достигнут в 1970 г. В 1992 г. до­быча нефти упала до 19, 4 млн. т.

Оренбургское газоконденсатное месторождение расположено в 10 км к югу от г. Оренбурга. Месторождение приурочено к круп­ному поднятию верхнепалеозойских пород Соль-Илецкого выступа докембрийского фундамента. Длина Оренбургского вала, имеющего широтное простирание, 130 км при ширине 20 км. Амплитуда подня­тия превышает 600 м (рис. 61). Промышленно-газоносными на ме­сторождении являются известняки артинско-ассельского комплекса нижней перми, а также среднего и верхнего карбона. Залежь единая, массивного типа. Покрышкой газоносных пород является соленос- ная толща кунгура мощностью от нескольких сот до 1000 м. Коллек-

Рис. 61. Оренбургское месторождение: а - структурная карта по кровле продуктивной толщи артинского яруса; б — геологический разрез; 1 — контур газоносности; 2 — каменная соль; 3— известняки; 4 — газ; 5— изогипсы, м

 

торская толща Оренбургского месторождения характеризуется слож­ным строением, связанным с неравномерным распространением трещиноватости и пористости в массиве известняков. Оренбургское газоконденсатное месторождение отличается аномальным составом газа, в котором отмечается высокое содержание сероводорода и кон­денсата. В центральной части и в основном на востоке месторожде­ния выделяется нефтяная оторочка.

4.3.4. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на севере европейской части России и охватывает территории Респу­блики Коми и Архангельской области (рис. 62).

Первые сведения о нефти региона относятся к X в. В 1745 г. куп­цом Федором Прядуновым был построен первый в мире примитив­ный перегонный завод на ухтинской нефти производительностью в несколько десятков тонн. Первые промышленные месторождения нефти и газа в Республике Коми были открыты в начале 30-х годов нашего столетия в юго-восточной части Тиманского кряжа (Чибью- ское, Ярегское, Седьиольское и др.).

Новый этап в освоении Тимано-Печорской провинции начался в 60-х годах, когда фронт поисково-разведочных работ стал переме­щаться в неизученные районы к северо-востоку от известных площа­дей. Значительное число месторождений нефти и газа в отложениях силура, девона и перми было открыто в Ижма-Печорской впадине, в том числе Западно-Тэбукское и Пашнинское. В 1964 г. в отложе­ниях пермо-карбона было выявлено Вуктыльское газоконденсатное месторождение, расположенное в пределах Верхнепечорской впади­ны Предуральского прогиба, а затем были открыты месторождения Усинское и Возейское на Колвинском мегавалу, Печорогородское, Печоро-Кожвинское и Кыртаельское на Печоро-Кожвинском мега­валу, ряд месторождений на Шапкино-Юрьяхинском валу, а также отдельные месторождения в других геотектонических зонах. Эти от­крытия подтвердили перспективы нефтегазоносности всей Тимано- Печорской провинции.

Целенаправленные работы на рифовые комплексы в конце 70-х и в 80-х годах привели к открытию многих месторождений, приу­роченных к рифогенным постройкам верхнедевонского возраста и структурам их облекания на Колвинском мегавале (Харьягинское), в Ижма-Печорской (Аресско-Сотчемыоская группа и др.) и Хорей- верской (Дюсушевское, Западно-Сандивейское, Южно-Баганское и др.) впадинах, а также подтвердили промышленную нефтегазонос- ность нижнедевонско-ордовикского карбонатного комплекса Хо- рейверской впадины (Среднемакарихинское, Верхневозейское, им. А. Титова и др.), Варандей-Адьзвинской структурной зоны (Хосол-

О. Вайгач

 

HJ

Паи-Хои

Колгуев

 

? 0 №\Коротаи*м«сиая.Вавачдзй впадина

 

— КОлгуевская^ тшшпчФЩ,

»Ле Г т

Нарьян-

Воркута ^ / Роговская «папина

 

Jiporas'

П вчорсквя

Верхне- Печор-

кдина

EEEfE] ^

Рис. 62. Обзорная карта основных месторождений нефти и газа

Инга

Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Месторождения: а — нефтяные, б— газоконденсатнонефтяные, в — газовые и газоконденсатные; г — нефтепроводы; д — газопровод «Сияние Севера». Месторождения: 1 — Йижне-Омринское, 2 — Вои-Вожское, 3 — Джьерское, 4 — Ярегское, 5 — Западно-Тэбукское, 6 — Пашнинское, 7— Восточно-Савиноборское, 8 — Северо-Савиноборское, 9 — Мичаюское, 10— Вуктыльское, 11 — Западно-Соилесское, 12 — Кыртаельское, 13 — Печорогородское, 14— Печоро-Кожвинское, 15 — Южно- Тереховейское, 16 — Кожимское, 17 — Интинское, 18 — Хасырейское, 19 - Северо-Сарембойское, 20 - Наульское, 21 — Торавейское, 22 — Варандейское, 23 — им. Р. Требса, 24 — им. А. Титова, 25 — Северо-Хоседаюское, 26 — Салюкинское, 27 — Сандивейское, 28 — Среднемакарихинское, 29 — Баганское, 30 — Усинское, 31 — Возейское, 32 — Харьягинское, 33 — Инзырейское, 34 — Ярейюское, 35 — Хыльчуюское, 36 — Лаявожское, 37 — Верхнегрубешорское, 38 — Южно-Шапкинское, 39 — Ванейвисское, 40 — Василковское, 41 — Кумжинское, 42 — Коровинское, 43 — Песчаноозерское, 44 — Таркское, 45 — Колвинское, 46 — Ардалинское, 47— Приразломное

тинское, Хасырейское, Северо-Сарембойское и др.). Эти направле­ния работ и сейчас являются одними из наиболее перспективных.

Месторождения нефти и газа. Почти все месторождения Тимано- Печорской провинции многозалежные. Они, как правило, связаны с куполовидными брахиантиклинальными складками. Некоторые из них осложнены разрывными нарушениями. Известны месторож­дения, связанные со структурными выступами (Нижнеомринское) и с заливообразными зонами выклинивания продуктивных отло­жений (Западно-Изкосьгоринское). Установленные залежи нефти и газа различны по типу. Многие из них пластовые сводовые (ме­сторождения Тиманского кряжа), а также массивные (Вуктыльское, Усинское) и структурно-стратиграфические (Западно-Тэбукское). Для терригенных отложений среднего и верхнего девона, отличаю­щихся литологической и фациальной изменчивостью песчаных кол­лекторов по площади и разрезу, характерны стратиграфически и ли- тологически экранированные залежи (Нибель, Нижняя и Верхняя Омра и др.), в том числе рукавообразные (Войвожское) (рис. 63).

Усинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части КолвиIIс кого м е гавага и приурочено к крупной брахиантикли- нальной складке северо-западного простирания (рис.; 64). Размеры структуры по замкнутой изогипсе — 3300 м около 33x12 км, амплиту­да примерно 500 м. Восточное крыло складки более крутое (20—25 °) по сравнению с западным, наклон которого не превышает 5—7 Раз­рез месторождения, вскрытый скважинами до глубины 5005 м, слагают отложения от силурийских до четвертичных. Основная его часть пред­ставлена породами палеозоя, с которыми и связана нефтеносность ме­сторождения. Большая часть запасов нефти приурочена к песчаникам среднего девона и карбонатным отложениям пермо-карбона. Кроме того, притоки нефти получены из карбонатных отложений доманико- вого горизонта франского яруса и из фаменских известняков верхне­го девона.

Залежь легкой нефти, установленная в отложениях среднего де­вона, контролируется линией выклинивания толщи девонских пес­чаников, которая проходит по западному крылу Усинской структу­ры вблизи ее сводовой части. Залежь пластовая сводовая, ослож­ненная стратиграфическим срезом. Этаж нефтеносности достигает 488 м. Песчаные коллекторы характеризуются высокими, емкост­ными свойствами, что находит отражение в больших дебитах неф­ти (100-800 мУсут).

Верхняя залежь тяжелой нефти связана с карбонатными пористы­ми и кавернозными коллекторами нерасчлененной толщи известня­ков пермо-карбона и является массивной. Высота ее более 300 м, глу­бины залегания 1350—3200 м. Нефть тяжелая, плотностью при 20 °С 'от 0, 954 до 0, 968 г/см³, высокосмолистая (17—21%), сернистая (1, 89- 2, 11%), беспарафинистая (0, 08-0, 6%).

 

Рис. 63. Типы залежей УВ Тимано-Печорской провинции (по Г.В. Важенину, А.А. Гобанову и др.). Залежи: 1 — пластовая и массивная сводовые (Южно-Шапкинское месторождение); 2 — тектонически экранированная (Западно-Соплесское месторождение); 3, 4— пластовая сводовая литологически экранированная (Западно-Изкосьгоринское месторождение); 5 — пластовая литологическая (Джобольское месторождение); 6 — массивная литологически экранированная (Сандивейское месторождение); 7—рукавообразная (Войвожское месторождение, пласт 1а); 8 — массивная сводовая в рифовом массиве (Пашшорское месторождение, отложения среднефранского подъяруса верхнего девона); 9 — массивная сводовая в структуре облекания рифового массива (Мусюршорское месторождение); 10 — пластовая литологически экранированная (Печорогородское месторождение); 11 — пластовая стратиграфически экранированная (Западно- Тэбукское месторождение); 12 — тектонически экранированная в структуре облекания рифового массива (Восточно-Харьягинское месторождение); 13 — массивная стратиграфически и тектонически экранированная (Верхневозейское месторождение)

- ill-

Вуктыльское газоконденсатное месторождение приурочено к линейной антиклинами Верхнепечорской впадины Предуральско- го предгорного прогиба (рис. 65). Длина антиклинали в пределах установленного контура газоносности достигает 80 км при ширине 5—7 км и амплитуде 1400 м. Складка, протягивающаяся параллельно горным сооружением Урала, характеризуется резко асимметричным строением. Западное крыло ее крутое (60—80°) и осложнено надви­гом, восточное — более пологое (10—25°).

a f

а — структурная карта по подошве проницаемых песчаников среднего девона; б — геологический разрез по линии I—J. 1 — граница распространения продуктивных песчаников среднего девона; 2 — нефтяные залежи; 3 — контур нефтеносности; 4 — поверхность фундамента; 5— изогипсы, м

На месторождении установлена газоконденсатная залежь в отло­жениях нижней Перми и среднего карбона. Коллекторами газа явля­ются трещиноватые известняки, перекрытые гинсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса нижней перми. Глубина залегания про­дуктивной толщи вменяется от 2200 до 3100 мм. Залежь массивная. Этаж газоносности залежи достигает 1320 м. Среднее пластовое дав-

Рис. 65. Вуктыльское месторождение:

а — структурная карта по кровле продуктивной толщи пермотриаса;

6 — геологический разрез; 1 — разрывное нарушение; 2 — газовые залежи;

3 — контур газоносности; 4 — поверхность стратиграфического несогласия

ление 35, 5 МПа, пластовая температура 50 °С. Средний начальный дебит газа эксплуатационных скважин 500 тыс. м³/сут.

Отличительной особенностью Вуктыльского месторождения является аномально высокое содержание конденсата в газе (более 300 г/см).

Приразломное нефтяное месторождение (рис. 66) приурочено к структуре размерами 18, 3x5, 1 км, площадью по предельно замкну­той изогипсе 62, 3 км², осложненной системой разрывных наруше­ний различной протяженности и амплитуды (до 1000 м и более). По­крышкой Пермо-карбонового резервуара, содержащего нефть, слу­жат глины кунгурского яруса. Резервуар разобщен на два пласта (I и II), в верхнем из которых выделены пропластки (1^а, Р, I^е)- Про- пласток II развит в центральной и юго-восточной частях структуры, остальные развиты повсеместно. Общая толщина пласта I составля­ет 43-85 м, эффективная - 42—85 м, пласта II соответственно 49, 5-63 и 11, 1—26, 2м. Пористость пласта I менее 10%, проницаемость пластов 0, 05—0, 4 мкм². Дебиты скважин верхнего пласта после кислотных об­работок достигают 390—675 м³/сут, нижнего — до 20 м³/сут без обра­боток. Нефть пласта I тяжелая, плотностью 0, 908—0, 914 г/см³, содер­жит 2, 3% серы. Газовый фактор 34—47 м³/сут, газ содержит до 0, 4% H₂S. Нефть пласта II еще тяжелей — 0, 928 г/см³, газовый фактор — 253 м³/сут.

⇐ Предыдущая3456789101112Следующая ⇒

Поделиться: