Регионально нефтегазоносные комплексы волго-уральской провинции

 

2.2. История Волго-Уральской  нефтегазоносной области

   В 1932 г. на Ишимбайской площади был получен фонтан нефти из рифогенных артинско-сакмарских известняков, вскрытых скважиной, заложенной по данным геолога А. А. Блохина. Открытие Ишимбайского нефтяного месторождения явилось мощным толчком для дальнейшего широкого развертывания поисково-разведочных работ в провинции. К началу 1941 г. было открыто 14 месторождений нефти: Ишимбайская группа, Краснокамское, Северо - Камское, Полазненское, Бугурусланское, Новостепановское, Сызранское, Яблоновый Овраг, Туймазинское и др. В Ишимбайском и Бугурусланском районах залежи нефти были выявлены в пермских отложениях, а в остальных районах - в средне- и нижне - каменноугольных.

         В 1941-1945 гг. в Волго-Уральской провинции  выявлено около 20 месторождений  нефти и газа. Наиболее значительными  являются открытия залежей нефти в терригенных отложениях девона на Самарской Луке в районе с. Яблоневый Овраг и на Туймазинской площади в Башкирской АССР.

      Послевоенный период (1946-1965 гг.) характеризовался широким развитием поисково-разведочных работ, особенно в Башкирской и Татарской АССР, Куйбышевской, Пермской и Оренбургской областях. Большим достижением последних лет является открытие залежей нефти и газа в Удмуртской АССР, Пермской и Оренбургской областях.

         В результате поисково-разведочных  работ в Волго-Уральской НГП  создана сырьевая база нефтедобывающей  промышленности.

         Характерной чертой развития  нефтедобывающей промышленности  Волго-Уральской провинции является ее устойчивый рост. Особенно резко добыча нефти начала увеличиваться с 1946 г. в основном за счет Татарской АССР, Башкирской АССР и Куйбышевской области. В 1945 г. в провинции было добыто 2,8 млн. т. нефти, т. е. в 2 с лишним раза больше, чем в 1938г. Добыча нефти с конденсатом (в млн. т.) составила: в 1955 г. - 41, в 1960 г.105, в 1965г.- 173, в 1970 г. -208, в 1976 г. -216, в 1979г.- 193.

        Первое, относительно крупное по тому  времени Елшано-Курдюмское месторождение газа выявлено в 1941 г. в Саратовской области. С момента его открытия началось развитие газодобывающей промышленности в Волго-Уральской провинции. Добыча газа развивалась значительно медленнее, чем добыча нефти. С открытием Оренбургского газоконденсатного месторождения темп добычи газа ускорился. Добыча газа (в млрд. м3) составила: в 1960 г. - 9,3, в 1965 г. - 22,4, в 1970г.- 17,5, в 1976 г. - 33,7, а в 1980 г. - 48,6.

      Всего  с начала разработки, в Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции на 1/1 1980 г. добыто 4266 млн. т. нефти и конденсата и 352,3 млрд. м3 свободного газа.

     На территории  Волго-Уральской провинции с начала  развития поисково-разведочных работ (1930 г.) выполнен большой комплекс  геолого-геофизических исследований, включающий региональные и детальные геофизические исследования, геолого-поисковые и поисково-разведочные работы. 

В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной области известно свыше 400 нефтяных и 50 газовых месторождений, в том числе несколько уникальных по запасам нефти. Общая площадь нефтегазоносных и перспективных зон составляет около 650 тыс. км2.

Всего с начала разработки в Волго-Уральской нефтеносной провинции было добыто свыше 3 млрд.т. нефти и большое количество газа.

По добыче нефти в пределах провинции  первое место занимает Татарская область, второе – Башкирская область и третье – районы Поволжья.

Выявленные на территории Волго-Уральской провинции скопления нефти и газа сосредоточены в 60 продуктивных пластах палеозойской группы. Основные месторождения нефти и газа расположены: Ромашкинское и Новоелховско-Домосскинское в Татарской области, Арланское, Туймазинское в Башкирской области, Ярино-Каменноложское и Осинское в пермской области.

2.3. Основные черты  геотектонического и геологического строения.

  Геотектоническое строение. Преобладающие геодинамические обстановки: внутриконтинентальных рифтов (средний - поздний рифей -ранннй венд); надрифтовых депрессий (венд-кембрий); внутриконтинентальный рифтогенез (силур - девон); пассивная окраина Восточно-Европейского континента (девон - карбон - ранняя пермь); обдукция (поздний карбон - пермь); ороген столкновения пассивной окраины с девонской островной дугой (поздняя пермь - ранний мезозой); изостатического выравнивания и образования наложенных впадин в пределах орогена столкновения (мезозой - кайнозой).

     Геологическое строение. Осадочный чехол Волго-Уральской нефтегазоносной провинции состоит из двух структурных этажей: верхнепалеозойско-мезозойский, нижнепалеозойский, последний залегает на породах кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста, наиболее хорошо изученных в центральной и юго-западной частях провинции. В северном, южном и восточном районах фундамент вскрыт единичными скважинами. Вскрытая мощность его обычно не превышает 10-15 м, в редких случаях достигая 40-60 м. Лишь глубокие параметрические скважины на Туймазинской и Ромашкинской площадях прошли около 2000 м по породам фундамента.

    Общий структурный план поверхности фундамента характеризуется резким колебанием абсолютных отметок. В центральных районах провинции (Татарский свод) они составляют от -1,5 до -2,0 км, достигая в депрессионных зонах, окружающих своды, -4,5 км. Скважины, пробуренные на севере Бирской седловины (Орьебаш) и на Шкаповской площади, не вышли из осадочного чехла при абсолютных отметках соответственно -4,8 и -5,0 км. Таким образом, амплитуда глубин залегания поверхности фундамента по данным бурения превышает 5 км. Поверхность фундамента по данным геофизических исследований погружена на 7 км в районах городов Абдулино, Уфа и Сарапула и на 10-12 км в Башкирско-Оренбургском Приуралье (Предуральский прогиб). На небольших глубинах вскрыт фундамент в западной приграничной части провинции (2,5-3,0 км). В осадочном чехле, сложенном породами верхнего протерозоя и фанерозоя, бурением и геофизическими исследованиями выявлены крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы.

   

 

2.4.Нефтегазоносность

  Нефтегазоносность Волго-Уральской  НГП. На территории Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции промышленные залежи нефти и газа приурочены к додевонским, девонским, каменноугольным и пермским отложениям. В них выделяется до восьми основных, продуктивных комплексов: терригенный среднего и верхнего девона, карбонатный верхнего

 

 

девона и турнейского яруса нижнего карбона, терригенный нижнего карбона, карбонатный и терригенно-карбонатный нижнего и среднего карбона, карбонатный верхнего карбона и нижней перми, карбонатно-терригенный верхней перми. В девонских отложениях сосредоточено 30% разведанных запасов нефти и 2% газа. В каменноугольных - 58% нефти и 80% газа и в пермских нефти 40%, и 90% газа.

      В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 2000 г, выявлено 1050, в разработке находятся 784 месторождения нефти и газа, в том числе 632 нефтяных, 66 нефтегазовых, 24 газовых и 2 газоконденсатных. Среди этих месторождений крупные и крупнейшие такие как: Ромашкинское, Арланское, Ярино-Каменноложское, Новоелхоское, Бавлинское, Туймазинское, Шкаповское и Кулешовское нефтяные, Оренбургское газоконденсатное, Мухановское и Коробковское газонефтяные и др.

 

 

2.5.Карбонатные комплексы Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции

Карбонатный комплекс верхнего девона и нижнего карбона объединяет отложения от кровли кыновского горизонта до кровли турнейского яруса. Комплекс сложен карбонатными породами в различной степени пористыми, трещиноватыми, кавернозными. Пласты-коллекторы установлены в доманиковых (два пласта), мендымских (два), верхнефранских (три), фаменских (один) и турнейских (до четырех) отложениях. Коллекторские свойства их весьма изменчивы. Региональной покрышкой для этого продуктивного комплекса служат глины и аргиллиты нижней терригенной толщи визейского яруса, а местами глинисто-карбонатные породы верхней части турнейского яруса.

В карбонатных отложениях верхнего девона в последние годы залежи нефти выявлены в южной части Татарского свода, на Башкирском, Жигулевско - Пугачевском сводах и в Предуральском прогибе. Залежи преимущественно небольшие. Значительно больше их приурочено к карбонатным коллекторам турнейского яруса. Наиболее продуктивными являются пласты кизеловского и заволжского горизонтов. К этому комплексу приурочена примерно 1/10 часть запасов нефти провинции.

     

     Разрез карбонатного  и терригенно-карбонатного, продуктивного  комплекса среднего карбона в  разных частях рассматриваемой  провинции неодинаков. На юге  территории в нем значительную  роль играют терригенные породы, а на севере - карбонатные. К этому продуктивному комплексу приурочено 10-11 нефтегазовых пластов, в том числе два в башкирском ярусе, до шести в верейском горизонте и до трех в каширском и подольском горизонтах.

   

В карбонатных отложениях каширского и подольского горизонтов залежи нефти и газа сравнительно невелики и менее распространены, чем в верейском горизонте. В мячковском горизонте разведаны пока единичные небольшие залежи нефти. Запасы нефти и свободного газа комплекса в целом составляют около 1/5 запасов провинции.

 

Карбонатный комплекс верхнего карбона - нижней перми распространен на всей территории провинции, однако нефтегазоносность его, выявлена только в юго-восточной части и в Предуральском прогибе. Это связано с широким развитием здесь галогенной толщи пород кунгурского яруса, являющейся надежным экранирующим горизонтом. На остальной территории эта покрышка почти полностью отсутствует. В Предуральском прогибе коллекторские горизонты нижней перми представлены рифогенными образованиями. В этом комплексе выявлены новые залежи газа, в том числе Оренбургское газоконденсатное месторождение. Запасы нефти карбонатного комплекса незначительны, а запасы свободного газа составляют 90% от запасов провинции в целом.

 

Карбонатно - терригенный комплекс верхней перми выделен в объеме от подошвы уфимского яруса до кровли галогенной толщи казанского яруса. Промышленно нефтеносен он только в пределах Жигулевско-Пугачевского свода. В этом комплексе выделяется до четырех нефтяных и газовых пластов. Приуроченные к ним залежи небольшие и разведанные запасы нефти и газа незначительны.

 

Анализ материала по залежам нефти и газа показывает, что больше половины их (до 56 %) приурочено к двум основным наиболее широко распространенным продуктивным комплексам: терригенному, нижне-каменноугольному (26 %) и девонскому терригенному (до 30 %).

 

 

3. Карбонатные коллектора

Таблица 1

Классификация карбонатных коллекторов

Группа	Класс	Проницаемость, 10 Эффективная пористость, %	Литологические разности
Группа А (классы высшей емкости, эффективная пористость >15%	1	- >1000 >25	Известняки биоморфные, скелетные (рифовые), крупнокавернозные
	2	1000-500 25-20	Известняки биоморфные, кавернозные
	3	500-300   20-25	Известняки кавернозные и органогенно - обломочные
Группа Б (классы средней емкости, эффективная пористость от 15 до 5%)	4	300-100 15-10	Известняки крупнозернистые порово – кавернозные, крупноолитовые
	5	- 100-50 10-5	Известняки и доломиты средне- и мелкозернистые порово – кавернозные, мелкоолитовые
Группа В (классы малой емкости, эффективная пористость <5%	6	50-25 -	Известняки оолитовые, мелкодетритовые, биоморфные, инкрустированные
	7	25-10 -
	8	10-1

 

 

3.1 Классификация пород-коллекторов.

     Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы, так и  терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы). Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Выделяют три больших группы коллекторов: равномернопроницаемые, неравномернопроницаемые, трещиноватые.

Выделяются 5 классов коллекторов по величине открытой пористости:

• Класс A.   Пористость >20%
• Класс B.   Пористость 15-20%
• Класс C.   Пористость 10-15%
• Класс D.  Пористость 5-10%
• Класс E.   Пористость  <5%

Практическое значение имеют первые 4 класса (промышленный интерес).

По характеру и природе порового пространства коллекторы делятся на 2 большие группы:

1. группа      Коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами – пески, песчаники, алевролиты
2. группа      Коллекторы с межагрегатным поровым пространством – карбонатные породы (известняки и доломиты), в которых развиты трещиноватость или кавернозность.

Породы-коллекторы классифицируют по их распространенности, литологической выдержанности и мощности. По этим признакам выделяют:

• коллекторы региональные. Они развиты в пределах значительной площади областей генерации и аккумуляции углеводородов.
• коллекторы зональные. Имеют меньшую площадь распространения, охватывают зоны нефтегазонакопления или части нефтегазоносных областей.

 

 

• коллекторы локальные. Развиты в пределах локальных структур или в пределах группы нескольких смежных местоскоплений.

 

Вывод: Основными показателями коллекторских свойств горных пород является пористость, проницаемость и нефтегазонасыщенность.

 

4.Петрографические признаки карбонатных пород-коллекторов

     Карбонатные породы-коллекторы - это прежде всего известняки и доломиты. Данные породы характеризуются сложным характером пустотного пространства, формирование которого определяется как их структурно-текстурными особенностями, закладывающимися в стадию седиментации, так и постседиментационными преобразованиями. Спецификой карбонатных пород является широкий спектр структурных видов и меньшая по сравнению с алюмосиликатным веществом терригенных пород устойчивость породообразующих карбонатных минералов в условиях недр. Именно карбонатные породы наиболее часто представляют собой коллекторы сложного типа. В зависимости от стадий литогенеза выделяются поры седиментационного происхождения, обязанные своим появлением процессам осадконакопления, и постседиментационные, обусловленные диагенетическими и эпигенетическими преобразованиями осадка и породы.