Основные нефтегазоносные провинции СССР

  Главная      Учебники - Геология     Общая, нефтяная и нефтепромысловая геология 2-е изд. (Абрикосов И.X., Гутман И.С.) - 1982 год

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  ..

 

§ 2. Основные нефтегазоносные провинции СССР

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция охватывает огромную территорию между Волгой и Уралом и включает Татар­скую, Верхнекамскую, Пермско-Башкирскую, Мелекесскую, Южно-Предуральскую, Средневолжскую, Нижневолжскую неф­тегазоносные и Уфимско-Оренбургскую газонефтеносную области. В ее пределах открыто много нефтяных месторождений, обеспе­чивших основной прирост добычи нефти в СССР в период 1950 1970 гг. В последние годы значительно расширена сырьевая база газовой промышленности за счет открытия Оренбургского газо-конденсатного месторождения.

Первые промышленные притоки нефти на территории рас­сматриваемой провинции получены в 1929 г. из пермских отложе-

 

ний на месторождении Чусовские Городки, расположенном в Пред-уральском прогибе. В последующие годы между Волгой и Уралом были обнаружены промышленные залежи нефти в отложениях средне- и нижнекаменноугольных. В 1944 г. была установлена промышленная нефтеносность девонских отложений на место­рождениях Яблоновый Овраг в Куйбышевской области и Туйма-зинском в Башкирии.

Основные черты геологического стро­ения. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция находится на восточном склоне Восточно-Европейской древней платформы. Возраст фундамента определяется как архейский, а в ряде рай­онов как нижнепротерозойский.

Поверхность фундамента имеет сложный, глубоко расчленен­ный рельеф, образованный системой погребенных впадин и вы­ступов. Структура поверхности фундамента блоковая. Наиболее глубокие погребенные впадины заполнены преимущественно тер-ригенными отложениями бавлинской свиты, имеющей возраст от верхнего протерозоя (рифея) до нижнего девона включительно. Выше залегают породы средне- и верхнедевонские, каменноуголь­ные, пермские и мезозойско-кайнозойские.

Образования среднего девона, а также низов франского яруса верхнего девона повсеместно представлены терригенными отложе­ниями с прослоями карбонатных пород, большая же часть верх-'него девона имеет карбонатный состав. Терригенная толща девона состоит из отложений прибрежно-морского и лагунно-озерного происхождения. В каменноугольных отложениях выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний. Они сложены преимуще­ственно карбонатными породами. Мощность терригенных отло­жений нижней части визейского яруса резко колеблется от 50 до 450 м. Нижняя пермь представлена в основном карбонатными породами. В верхней части нижней пер»ш развиты галогенные и сульфатные породы: гипсы, ангидриты, каменная соль. Мощ­ность их изменяется от нескольких десятков до 500600 м, максимальной величины она достигает в Предуральском прогибе. Верхнепермские породы значительной мощности выражены крас-ноцветными континентальными осадками. Мезозойские и кай­нозойские отложения наиболее распространены в пределах Ниж­него Поволжья.- Юрские и нижнемеловые породы в основном состоят из глин с прослоями песчаников и алевролитов. В верхнем мелу развиты известняки и мергели.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция включает два разнородных тектонических элемента: Предуральский передовой прогиб и восточную часть Русской платформы. В Предуральском прогибе с севера на юг выделяются Соликамская и Юрюзано-Сылвенская депрессии (Среднее Предуралье), далее на юг Бельская, Мелеузская и Оренбургская депрессии (Южное Пред­уралье). Тектоническое строение Предуральского прогиба харак­теризуется развитием четких линий дислокаций субмеридиональ-

 


ного направления. В соответствии с этим находятся распределение фаций осадочного чехла и глубина погружения ложа.

На обширной территории восточной части Русской платформы располагаются крупные тектонические элементы: Волго-Ураль-ская антеклиза, Рязано-Саратовский прогиб и восточный склон Воронежской антеклизы. Каждый из этих тектонических элемен­тов включает крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы.

На территории Волго-Уральской антеклизы, в западной ее части, выделяют Токмовский и Котельнический своды. В цен­тральной части антеклизы находится обширный Татарский свод, осложненный несколькими вершинами. Он отделяется от Токмов-ского и Котельнического сводов линейным Казанско-Кировским прогибом. На востоке Волго-Уральской антеклизы расположен обширный Пермско-Башкирский свод, отделенный от Татарского Верхнекамской впадиной и Бирской седловиной. Восточный склон Пермско-Башкирского свода погружается в Предуральский про­гиб. В южной части антеклизы выделяется крупная широтно вытянутая структура Жигулевско-Оренбургского свода. На севере она ограничена Ставропольской, Мелекесской и Серно-водско-Абдулинской впадинами, отделяющими ее от Токмовского и Татарского сводов, а на юге граничит с Бузулукской впадиной и Прикаспийской синеклизой. В северной части Волго-Уральской антеклизы находится еще ряд крупных положительных структур таких, как Сысольский и Камский своды.

Волго-Уральская антеклиза отделена от другой региональной положительной структуры Воронежской антеклизы глубо­ким Рязано-Саратовским прогибом древнего заложения. Юго-восточную часть восточного склона Воронежской антеклизы обычно называют Приволжской моноклиналью.

Важной особенностью строения Волго-Уральской провинции является широкое развитие линейных унаследованных дислока­ций, соответствующих разломам фундамента. С зонами линейных дислокаций связано развитие очень пологих, относительно узких, сильно вытянутых валов асимметричного строения или структур­ных уступов (флексур). Валы, в свою очередь, осложнены локаль­ными положительными структурами куполами, антиклина­лями, брахиантиклиналями. Второй особенностью строения Волго-Уральской провинции является наличие межформацион-ной системы Камско-Кинельских прогибов. Последние формиро­вались в верхнедевонское и турнейское время как глубоководные впадины, на бортах которых развивались фаменские и турнейские рифогенные сооружения. В нижневизейское время эти впадины были снивелированы мощным накоплением терригенных толщ.

Нефтегазоносность промышленные залежи нефти и газа приурочены к девонским, каменноугольным и пермским отложениям. Основные продуктивные толщи терригенные отло­жения девонские и нижнекаменноугольные, следующие по значе-126

нию Карбонатно-террйгеиные толщи среднекамбйноугольных и нижнепермских отложений. Ряд промышленных скоплений нефти и газа обнаружен в карбонатных породах девона и нижнего карбона.

В отложениях терригенного девона установлено шесть про-мышленно нефтегазоносных горизонтов, представленных песча­никами и алевролитами и разделенных пачками глин и аргиллитов. Они являются главными объектами разработки в Татарии, Баш­кирии, Куйбышевской и Оренбургской областях. К терригенному продуктивному комплексу нижнекаменноугольных отложений от­носятся песчано-глинистые образования нижней части визей-ского яруса (малиновский и яснополянский надгоризонты). Эта толща имеет региональное распространение в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Наибольшей мощности она достигает в Камско-Кинельской системе прогибов (до 300 400 м). В терригенных каменноугольных отложениях установлено несколько продуктивных горизонтов. В ряде районов важное промышленное значение имеют карбонатные отложения намюр-ского и башкирского ярусов.

Продуктивный комплекс верхнего отдела каменноугольной системы и нижнего отдела пермской системы нефтегазоносен. в основном в юго-восточной и восточной частях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. До последнего времени нефтегазо-носкость этих отложений связывали главным образом с погре­бенными рифовыми массивами сакмаро-артинского возраста, ши­роко развитыми в Предуральском прогибе. После открытия Орен­бургского газоконденсатного месторождения возросло значение этого комплекса в платформенной части Волго-Уральской про­винции.

Месторождения нефти и газа в основном при­урочены к локальным структурам. Локальные структуры, как правило, группируются в валы или валообразные поднятия. Для районов платформенной части провинции характерно развитие в основном пологих структур с углами падения пород от несколь­ких минут до 5°. Более крутые углы крыльев характерны для структур облекания биогерм фаменского и турнейского возраста, расположенных по бортам Камско-Кинельской системы прогибов, и для структур, расположенных вдоль флексур тектонического происхождения. В пределах Предуральского прогиба месторожде­ния приурочены к рифовым массивам, объединенным в связки или вытянутым в цепочки (барьерные рифы). Кроме того, место­рождения нефти связаны с вытянутыми крутыми складками.

Большая часть залежей нефти и газа пластового сводового типа. Имеются также залежи массивные. Первые характерны главным образом для терригенной части продуктивного разреза, вторые для карбонатной. Литологическая изменчивость кол­лекторов обусловливает наличие залежей литолого-структурного типа, встречаются также залежи тектонически экранированные.

 


Ромашкинское нефтяное месторождение (рис. 50) открыто в 1948 г. Оно приурочено к крупной пологой куполовидной струк­туре на южной вершине Татарского свода. На западе эта струк­тура отделяется узким и крутым прогибом меридионального простирания от Акташско-Новоелховского вала, в пределах которо­го находится Акташско-Новоелховское нефтяное месторождение.

Основная нефтяная залежь Ромашкинского месторождение приурочена к горизонту Дх пашийского времени на глубине 1700 м. Горизонт Дх, представленный переслаиванием песчаников, алев­ролитов и аргиллитов, характеризуется сложным строением. На небольшом расстоянии отдельные пласты выклиниваются или значительно увеличиваются по мощности, сливаясь в единый горизонт. Всего в разрезе горизонта Дт выделяют пять нефте-насыщенных пластов (а, б, в, г, д). Суммарная мощность коллек-

 

торов горизонта Дх 3050 м. Пористость песчаников 1526 %, проницаемость (4 ч-200) 10~14 м2. Дебиты нефти в начальный период разработки достигали 100 т/сут и более. Неповсеместно, лишь на некоторых участках северо-западной части Ромашкин­ского месторождения над горизонтом Дх залегает нефтяной пласт До кыновского горизонта (франский ярус), сложенный песчани­ками и алевролитами. Ниже горизонта Д$ залегают нефтяные горизонты Да и Дш (живетский ярус). Они также представлены песчано-алевролитовыми породами, замещающимися непрони­цаемыми разностями. Еще глубже расположен пласт Дху воробьев-ского горизонта (живетский ярус). Нефтяные горизонты Д1Г, Дш и дгу имеют ограниченное распространение и небольшие запасы нефти.

На Ромашкинском месторождении установлена нефтенос­ность карбонатных коллекторов фаменского и турнейского яру­сов, песчаников и алевролитов яснополянского надгоризонта и известняков башкирского и верейского горизонтов. Многие из этих залежей уже введены в разработку.

 

 

Туймазинское нефтяное месторождение (рис. 51) расположено на южном склоне Альметьевской вершины Татарского свода,


приурочено к восточной части Туймазинского вала и охватывает два поднятия Туймазинское и Александровское. Туймазинское поднятие представляет собой крупную пологую асимметричную антиклиналь с более крутым юго-восточным и пологими северным и северо-западным крыльями. Основные промышленные гори­зонты пласты Дп и Дг девона. Кроме того, установлены залежи нефти в песчаниках пластов Дш и Д1У старооскольского и во-робьевского горизонтов. Мощности продуктивных горизонтов 2 30 м. Залежи нефти выявлены также в карбонатных отложениях фаменского и турнейского ярусов и в терригенных отложениях нижнего карбона.

Оренбургское газовое месторождение (рис. 52) в тектоническом отношении приурочено к Оренбургскому валу, осложняющему северную часть Соль-Илецкого выступа. Оренбургский вал имеет широтное простирание, длина его 130 км при ширине 20 км, амплитуда превышает 600 м. Газоносны карбонатные отложения средне- и нижнекаменноугольные и нижнепермские. Залежь единая, массивного типа. Покрышкой газоносных пород служит соленосная толща куигура мощностью от нескольких сот до ты-

сяч метров. Для карбонатных пород-коллекторов характерно неравномерное распространение трещи нов атости и пористости. Газ с высоким содержанием конденсата и сероводорода.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на севере европейской части страны на территории Коми АССР и Архангельской области. В ее пределах выделяют Ижма-Печор-скую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую нефтегазо-носные и Северо-Предуральскую газоносную области.

Первые сведения о нефти региона относятся к XV в. В 1745 г. купец Федор Прядунов построил здесь первый в мире примитивный нефтеперегонный завод производительностью не­сколько десятков тонн нефти. Долгое время в провинции были известны только месторождения Ухтинского и Омринского рай­онов с девонскими залежами нефти (Чибьюское, Ярегское, Седь-иольское). В конце 50-х гг. был открыт ряд месторождений нефти и газа в Печорской впадине. В 1964 г. в пределах Предуральского прогиба выявлено Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Разведочными работами последних лет в северной провинции на Колвинском и Юрьяхино-Шапкинском валах открыт ряд новых нефтяных и газовых месторождений (Усинское, Возейское и др.).

Основные черты геологического стро­ения. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция ограни­чена Тиманским кряжем на юго-западе и горными сооружениями Полярного Урала на востоке. Возраст ее фундамента рифейский. Выше залегают породы силурийские, девонские, каменноугольные и пермские. В пределах провинции выделяется ряд крупных тектонических элементов преимущественно северо-восточного простирания.

Тиманский кряж представляет собой горстообразное поднятие глыбового строения, отчетливо выраженное в рельефе. Длина его 900 км, ширина 150 км. Он осложнен многочисленными глубин­ными разломами, которые в осадочном чехле отражаются в виде валообразных поднятий и флексур. Наиболее хорошо изученные валы (Ухтинский, Ижма-Омринский и др.) располагаются в юго-восточной части кряжа, где с ними связано много небольших по размерам месторождений нефти и газа (Ярегское, Нижнеомрин-ское, Войвожское и др.).

Северо-восточнее Тиманского кряжа располагается обшир­ная Печорская платформенная впадина, фундамент которой за­легает на глубине более 6000 м. Выполняющие ее палеозойские отложения полого погружаются в северном и восточном направле­ниях. В юго-восточной части впадины открыты нефтяные место­рождения Западно-Тэбукское и Пашнинское. На северо-востоке Печорская впадина по глубинным разломам сочленяется с Печор­ской тектонической грядой. Характернейшей чертой строения

 


впадины является очень большая мощность средне- и верхне­девонских отложений (более 3 км). В юго-восточной части гряды в отложениях перми и нижнекаменноугольных открыты пока только небольшие месторождения нефти и газа. К северо-востоку от Печорской гряды располагается глубокий Денисовский прогиб, в свою очередь ограниченный на северо-востоке Колвинской тек­тонической грядой. К ее крайней юго-восточной части приурочено Усинское нефтяное месторождение. Вдоль западного склона Урала протягивается Предуральский прогиб, в пределах которого в юж­ной части рассматриваемой территории расположена Верхне­печорская впадина, где открыто Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Развитые здесь поднятия характеризуются кру­тыми западными крыльями и наличием нарушений.

Нефтегазоносность залежи нефти и газа уста­новлены в широком стратиграфическом интервале палеозойских отложений силурийских, девонских, каменноугольных и пермских. Нефтегазоносность силурийских карбонатных отложе­ний выявлена в последнее время. Основная промышленная нефте-газоносность связана с терригенными отложениями среднего и верхнего девона. В разрезе эйфельского яруса среднего девона выделяют два продуктивных пласта (II и III), представленные в основном песчаниками, мощность которых уменьшается с запада на восток. К живетскому ярусу приурочен пласт 1в. Пласты 1а и 16 выделяются в разрезе пашийских отложений. Особенностью пашийских отложений является значительная фациальная измен­чивость, вследствие чего продуктивные песчаные пласты имеют сложный характер. Терригенные продуктивные отложения девона отличаются высокими коллекторскими свойствами: пористость их 2025 %, проницаемость более (1 -t-3)-10 13 м2. Это обусловливает значительные дебиты нефти. Глубина залегания этих отложений увеличивается в направлении Предуральского прогиба и изме­няется от 150200 м (Ярегское месторождение) до 3300 м (Паш-нинское). Небольшие глубины залегания нефтеносных отложений позволили осуществить разработку Ярегского нефтяного место­рождения шахтным способом.

Нефтегазоносна также наддоманиковая часть верхнедевонских, каменноугольные и нижнепермские отложения, представленные карбонатными породами. К этим отложениям приурочены залежи нефти на Усинском, Западно-Тэбукском, Пашнинском месторож­дениях и др. и газа на Вуктыльское, Курьинском месторожде­ниях и др. Самой верхней продуктивной толщей являются тер-ригенные отложения верхней перми.

Нефти месторождений Тимано-Печорской провинции, мало-парафинистые, преимущественно легкие, более легкие (0,850 0,890 г/см3), связаны с фаменскими залежами Пашнинского и не­которых других месторождений, а более тяжелые (0,991 0,945 г/см3) с залежами Ярегского и Войвожского месторожде­ний, а также с залежами пермских отложений на Усинском место-132

рождении. Газы метановые (8393 %). Наибольшее содержание тяжелых углеводородов в газе отмечено на Вуктыльском газо-конденсатном месторождении (до 10 %). Газ этого месторождения содержит конденсат до 882 см3 на 1 м3.

Месторождения нефти и газа связаны с куполо­видными брахиантиклинальными складками. Некоторые из них осложнены разрывными нарушениями. Лишь Вуктыльское место­рождение приурочено к узкой линейной антиклинали большой протяженности. Залежи нефти и газа пластовые сводовые, реже массивные (Вуктыльское). Почти все месторождения многопла­стовые, большинство открытых залежей нефти и газа связаны с де­вонскими отложениями.

Усинское нефтяное месторождение (рис. 53) расположено в юго-восточной части Колвинского вала и приурочено к крупной брахиантиклинальной складке северо-восточного простирания. Амплитуда структуры около 500 м. Юго-западное крыло складки более крутое. Залежи нефти выявлены в песчаниках силура, живетского яруса девона и в карбонатной нерасчлененной толще

 


нижнепермских каменноугольных отложений. Наибольшее промышленное значение имеет залежь легкой нефти в живетских песчаниках. Продуктивный пласт характеризуется неоднород­ностью, местами в юго-западной части песчаники полностью гыклишшаются. В карбонатных нижнепермских каменноуголь­ных отложениях залежь нефти массивная, нефть тяжелая, вязкая. В1ктылъское газоконденсатное месторождение приурочено к антиклинальной структуре, расположенной в Верхнепечорской впадине. Длина ее 7580 км, ширина 57 км, амплитуда 1400 м. Складка имеет асимметричное строение, западное крыло ее крутое (6080°), восточное пологое (1025°). Газоконденсатная за­лежь приурочена к нижнепермским и среднекаменноугольным отложениям. Коллекторами служат пористо-трещиноватые изве­стняки, перекрытые гипс-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Глубина залегания кровли продуктивной толщи 22003100 м. Залежь массивная. Этаж газоносности достигает 1320 м. Средний дебит газа эксплуатационных скважин около 500 тыс. м3/сут.

Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция

Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция вклю­чает Днепровско-Донецкую газонефтеносную и Припятскую неф­теносную области.

В Днепровско-Донецкой газонефтеносной области (Украин­ская ССР) нефть начали добывать в 1951 г., газ в 1956 г. В Припятской нефтеносной области (Белорусская ССР) добыча нефти начата в 1964 г.

Основные черты геологического стро­ения. В строении осадочного чехла участвуют отложения па­леозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов. Основную часть разреза составляют пермские, каменноугольные и девонские отложения. Отличительная особенность разреза наличие в от­ложениях девона мощных соленосных толщ. Мощность осадочного чехла Днепровско-Донецкой впадины достигает 10 км, в Припят-ском прогибе 5 км.

Днепровско-Донецкая газонефтеносная область находится в пределах Днепровско-Донецкой впадины, расположенной между Украинским и Воронежским кристаллическими массивами. Основ­ным тектоническим элементом впадины является Центральный грабен. Он протягивается на 800 км при ширине 150200 км. Поперечными нарушениями грабен расчленяется на ряд блоков, которые ступенеобразно погружаются в юго-восточном направле­нии. Особенностью тектоники Центрального грабена является широкое распространение соляных куполов, связанных с соленос-ными толщами девона. Центральный грабен окаймляется зонами развития многочисленных нарушений, которые вызваны интен­сивным погружением фундамента в направлении осевой части грабена.

 

Припятская нефтеносная область располагается в пределах Припятского прогиба, осложняющего Белорусский массив кри­сталлического фундамента. Длина прогиба 300 км, ширина 100 120 км. Припятский прогиб осложнен рядом более мелких депрес­сий и выступов, в пределах которых выделяется несколько десят­ков локальных поднятий. Характерной особенностью тектоники региона является широкое развитие солянокупольных структур. От Днепровско-Донецкой впадины Припятский прогиб отде­ляется Черниговским выступом фундамента.

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впа­дины связана с отложениями девонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми и юрскими. В нижнекаменноугольных породах выделяется до 1520 продуктивных горизонтов различ­ной мощности (от 1 до 20 м). В среднекаменноугольных отложениях также выявлено значительное число залежей газа и в меньшей степени нефти.' Нижнепермско-верхнекаменноугольные отложе­ния основная продуктивная толща восточных районов Укра­ины. В северо-западной части впадины обнаружены в основном нефтяные залежи, в юго-восточной только газовые. Газы мета-новые (8694 %), бессернистые. Нефти преимущественно легкие, как правило, малосернистые (не более 0,5 %) и малопарафинистые. Их плотность редко превышает 0,850 г/см3.

Основная промышленная нефтеносность Припятской нефте­носной области связана с семилукско-петинским и задонско-елецким горизонтами (девон), представленными карбонатными породами. Первый горизонт подсолевой, второй залегает между соленосными толщами девона. Плотность нефти 0,840 0,877 г/см3, в основных горизонтах нефть малосернистая

(0,5 %).

Месторождения нефти и газа в пределах Днеп­ровско-Донецкой нефтегазоносной области в основном приуро­чены к солянокупольным структурам, обычно имеют сложную систему многочисленных разновозрастных разрывных нарушений и угловых несогласий. С глубиной, как правило, число дизъюнк-тивов уменьшается. Месторождения, связанные с брахиантикли-налями, не осложненными соляной тектоникой, немногочисленны. Это в основном значительные по размерам и сравнительно пологие поднятия (Гнединцевское, Леляковское), расположенные в северо­западной части впадины. Наибольшее число залежей нефти и газа пластовые сводовые или пластовые тектонические, стратиграфи­чески и литологически экранированные. Развиты также массив­ные залежи.

В Припятской нефтеносной области открытые нефтяные место­рождения (Речицкое, Осташковичское, Тешковское, Вишансхое, Давыдовское) расположены в одной тектонической зоне в се­верной части Припятского прогиба, и приурочены к Осташко-вичско-Речицкому выступу фундамента. Залежи нефти пластовые, тектонически и стратиграфически экранированные.

 


 

Шебелинское газоконденсатное мес­торождение (рис. 54) расположено в юго-восточной части Днепровско-До-нецкой впадины. Оно приурочено к крупной складке длиной 40 км, шириной 15 км, с более крутым юго-западным крылом (до 30°). В присводовой части структура осложнена многочисленными разрывными нарушениями. Основные залежи газа открыты в отложениях нижней перми и верхнекаменноуголь­ных. Наибольшая тектоническая экра­нированная газовая залежь выявлена в триасе. В нижней перми и верхне­каменноугольных отложениях установ­лено 13 газонасыщенных горизонтов. Наибольшие запасы газа содержат нижнеангидритовый горизонт, свита медистых песчаников (нижняя пермь) и араукаритовая свита (верхний кар­бон). Все газоносные пласты нижнеан­гидритового горизонта, свиты медистых песчаников и араукаритовой свиты представляют собой единую крупную массивную залежь с общим контуром газ вода высотой до 1100 м.

Качановское нефтегазовое месторож­дение приурочено к пологой куполовид­ной складке, в ядре которой на глубине более 4000 м установлен соляной шток. Складка разбита на ряд блоков. За­лежи нефти и газа связаны с отложе­ниями триаса, перми и карбона. Всего насчитывается 25 продуктивных гори­зонтов, которые группируются в четыре нефтегазоносных этажа: триас-нижне­пермский, нижнепермский верхне­каменноугольный, среднекаменноуголь-ный, нижнекаменноугольный. Залежи нефти и газа располагаются на глубине 14503500 м.

Севера- Кавказско- Мангышлакская    неф-тегазоносная   провинция

Эта провинция расположена в пре­делах Крымского полуострова, Север­ного Кавказа и Мангышлакского по­луострова. Она включает Индоло-Ку­банскую, Восточно-Предкавказскую,

Терско-Каспийскую и Южно-Мангышлакскую нефтегазоносные и Причерноморско-Крымскую, Азово-Березанскую, Восточно-Кубанскую и Ставропольскую газоносные области.

Индоло-Кубанская нефтегазоносная, Азово-Березанская и Восточно-Кубанская газоносные области (Краснодарский край)

Кубань является старейшим нефтедобывающим районом. Здесь в 1864 г. был получен первый промышленный фонтан нефти в на­шей стране.

Основные черты геологического стро­ения. В пределах данной территории расположены Азово-Кубанская платформенная впадина и Западно-Кубанский пред­горный прогиб. В их строении участвуют триасовые, юрские, меловые палеогеновые и неоген-четвертичные породы, залега­ющие в основном на палеозойском фундаменте, а в крайней северо­западной части региона на докембрийском. В пределах Азово-Кубанской впадины выделяются более мелкие структурные эле­менты: Ейско-Березанская зона поднятий, Тимашевская ступень, Восточно-Кубанский прогиб. Последний Адыгейским выступом отделяется от Западно-Кубанского предгорного прогиба. Ейско-Березанская зона поднятий включает несколько антиклинальных линий, из которых основной является Каневско-Березанский вал. К многочисленным пологим локальным складкам этой зоны при­урочена большая часть газоконденсатных месторождений Красно­дарского края (Березанское, Ленинградское, Некрасовское и др.). Южный узкий, более крутой борт Западно-Кубанского прогиба осложнен многочисленными складками, группирующимися в не­сколько антиклинальных линий и характеризующимися сложным геологическим строением. К складкам южного борта прогиба и его осевой части приурочены почти все нефтяные месторождения Индоло-Кубанской нефтегазоносной области.

Нефтегазоносность Западно-Кубанского прогиба связана почти со всеми ярусами и горизонтами неогена, палео­гена и частично мела и юры. В платформенной части территории, как правило, продуктивны отложения нижнего мела и юры, а нефтегазоносность вышележащего комплекса пород крайне ограниченна. На ряде месторождений Ейско-Березанской зоны поднятий газонасыщены также пористо-трещиноватые породы триаса (месторождения Челбасское, Староминское).

Нефти рассматриваемой области различны по составу. Плот­ность их 0,7600,979 г/см3. Наиболее тяжелые нефти характерны для миоценовых отложений. Они практически беспарафинистые и в основном малосернистые (до 0,5 %). Газы метановые, бессер­нистые. Содержание метана в залежах неогена и палеогена дости­гает 96100 %, в мезозойских залежах редко превышает 90 %. В этих газах присутствует конденсат (не более 80 см3/м3). Макси­мальное его содержание отмечено на Староминском (150 см3/м8) и Южно-Советском (300 см3/м*) месторождениях.

 


Месторождения нефти и газа платформенной части рассматриваемой территории приурочены к пологим не­нарушенным брахиантиклинальным складкам относительно про­стого строения. Залежи нефти пластовые сводрвые. Характерным для этого района является Березанское месторождение (рис. 55).

В пределах Западно-Кубанского прогиба месторождения нефти и газа различаются по геологическому строению. В осевой части прогиба и на его северном склоне преобладают пластовые сводовые залежи, на южном склоне распространены пластовые тектонически, стратиграфически и литологически экранированные залежи.

Хадыженское нефтяное месторождение (рис. 56) находится в восточной части южного склона Западно-Кубанского прогиба, где широко распространены залежи нефти литологического типа, связанные с зоной выклинивания песчаников в моноклинально залегающей толще майкопских глин. Изменение мощности песча­ных горизонтов происходит закономерно по восстанию оси и в обе 138

стороны от нее к бортам. Линия выклинивания песков оконтури-вает залежь с трех сторон, образуя характерную форму залива.

Ахтырско-Бугундырское нефтяное месторождение (рис. 57) характерно для Ильско-Абинского района, который объединяет многочисленные, преимущественно нефтяные месторождения Азовской антиклинальной линии основной в пределах южного склона Западно-Кубанского прогиба (Зыбза Глубокий Яр, Северо-Ахтырское, Абино-Украинское и др.). Все месторождения многопластовые; залежи небольшие по размерам. Отложения мела и неогена образуют складки, осложненные нарушениями, которые срезаются моноклинально залегающими майкопскими и вышележащими породами. В миоцене нефти тяжелые (0,900 0,970 г/см3), в Майкопе, эоцене и палеоцене легкие (0,815 0,860 г/см3).

Анастасиевско- Троицкое газонефтяное        месторождение
(рис. 58) расположено в осевой части Западно-Кубанского прогиба
и приурочено к Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной
зоне. Месторождение многопластовое. Залежи нефти и газа пла­
стовые сводовые и связаны с отложениями понта и мэотиса. Уни­
кальна газонефтяная залежь горизонта IV мэотиса: она имеет
огромную по размерам газовую шапку (около 62 млрд. м3) с эта­
жом газоносности более 100 м при этаже нефтеносности 2025 м.

 


Ставропольская газоносная область

Эта область расположена в Центральном Предкавказье в пре­делах западной части Ставропольского края. Газ начали добывать с 1956 г., когда в разработку было введено Северо-Ставропольско-Пелагиадинское газовое месторождение.

Основные черты геологического стро­ения. Территория Ставропольской газоносной области нахо­дится в пределах эпигерцинской платформы. В строении осадоч­ного чехла участвуют породы мезозоя-кайнозоя, залегающие на палеозойском складчатом фундаменте. Мощность меловых, палео­геновых и неогеновых отложений 18002200 м. Юрские, отчасти пермо-триасовые образования появляются на погружениях Став­ропольского свода и в прилегающих к нему впадинах и прогибах.

Основным тектоническим элементом области является Ставро­польский свод, в пределах которого в осадочном .чехле выделяются две валоподобные структуры Севере- и Южно-Ставропольский валы, # локальным складкам которых приурочено большинство газовых месторождений.

Газоносность связана с караган-чокракскими, майкоп­скими, хадумскими, эоценовыми, нижнемеловыми и пермо-триасо-выми образованиями. Наибольшее число залежей газа-устано­влено в разрезе палеогена, в частности в отложениях хадумского горизонта. В неогеновых и мезозойских породах газовые залежи единичны. Газоносность отложений нижнего мела установлена в последние годы на Расшеватском, Мирненском и Веселовском месторождениях, пермо-триаса только на Расшеватском ме­сторождении, расположенном на далеком западном погружении Ставропольского свода в направлении Восточно-Кубанского про­гиба, в зоне значительного увеличения мощности осадков.

Газы Ставропольской газоносной области метановые, бес­сернистые. В газах залежей неогена и палеогена метан составляет 96100 %. Начиная с эоценовых отложений, вниз по разрезу значительно возрастает количество тяжелых углеводородов, а содержание метана снижается до 7786 %; содержание кон­денсата достигает 120150 см3/м3.

Месторождения газа располагаются в основном в пределах Северо-Ставропольского вала и связаны с брахианти-клинальными складками. Небольшие по запасам Северо-Ставро-польско-Пелагиадинское, Мирненское, Тахта-Кугультинское и Расшеватское месторождения приурочены к крупным подня­тиям и почти все содержат в разрезе по несколько газовых за­лежей.

Северо-Ставропольско-Пелагиадинское. месторождение (рис. 59) связано с одноименными поднятиями, в пределах которых в отло­жениях хадума установлена залежь газа с единым контуром газо­носности. На большей части площади залежь подстилается по­дошвенной водой. Газоводяной контакт наклонный. В связи

 


с этим этаж газоносности уменьшается с северо-запада на восток от 140200 до 4070 м. Залежь газа в зеленой свите развита только на Северо-Ставропольском поднятии и является водо­плавающей.

Восточно-Предкавказская и Тереке-Каспийская нефтегазоносные области

Данные нефтегазоносные области находятся на территории Ставропольского края, Чечено-Ингушской АССР, Дагестанской АССР и Калмыцкой АССР. Естественные выходы нефти и газа и добыча из них известны в Грозненском районе с давних времен. На протяжении многих лет Грозненский район занимал второе место в стране по добыче нефти, уступая лишь Азербайджану. Однако затем известные в то время залежи нефти в караган-чокракских отложениях были выработаны. Второе рождение неф­тедобывающая промышленность в Грозненском районе получила 142

в 1965 г., когда на площади Карабулак был получен мощный фон­тан нефти из верхнемеловых отложений.

Основные черты геологического стро­ения. В строении осадочного чехла рассматриваемых нефте-газоносных областей принимают участия отложения юры, мела, палеогена и неогена, залегающие на палеозойском складчатом фун­даменте, а местами на слабометаморфизованных породах триаса.

К основным тектоническим элементам относятся передовые складки Терско-Сунженской зоны, Предгорный Дагестан и Тер-ско-Кумекая платформенная впадина. Терско-Сунженская зона соответствует полосе передовой складчатости Большого Кавказа. Здесь выделяются две сложно построенные крупные структуры Терский и Сунженский антиклинории, выраженные в рельефе одноименными хребтами. Эти антиклинории осложнены рядом поднятий, с которыми связаны почти все известные месторождения нефти Чечено-Ингушской АССР. Складки Терско-Сунженской зоны по отложениям неогена и палеогена характеризуются слож­ным геологическим строением, имеют крутые углы падения и многочисленные дизъюнктивные нарушения. По мезозойским отложениям они становятся более крупными и менее нарушен­ными.

В Предгорном Дагестане выделяются Восточная и Западная антиклинальные зоны. Эти зоны отличаются относительно простым строением входящих в их состав локальных складок. Более про­тяженная Восточная зона с коробчатыми складками, с ней свя­заны почти все выявленные месторождения нефти и газа Южного Дагестана.

Тереке-Кумекая платформенная впадина занимает большую территорию рассматриваемых нефтегазоносных областей. В цен­тральной части ее выделяется Прикумско-Тюленевский вал суб­широтного простирания, состоящий из нескольких групп струк­тур, к которым приурочены все нефтяные месторождения Ставро­полья и большинство газовых месторождений Дагестана.

Нефтегазоносность в песчано-глинистых отложе­ниях караганского и чокракского горизонтов (миоцен) Терско-Сунженской зоны и Предгорного Дагестана выделяется более двух десятков продуктивных пластов песчаников значительной мощ­ности. В настоящее время большинство известных залежей вы­работано. Верхнемеловые отложения дают большую часть добычи нефти на месторождениях этой зоны. Коллекторами являются трещиноватые известняки и мергели. На месторождениях Пред­горного Дагестана в известняках верхнего мела выявлены газо-конденсатные залежи. В разрезе нижнемеловых и юрских отло­жений наибольшее число залежей нефти и газа открыто на плат­форменной части территории в пределах Тереке-Кумской впа­дины. В Терско-Сунженской зоне нефтеносность нижнемеловых пород установлена на нескольких месторождениях, а юрских только на одном месторождении. Дебиты скважин 70150 т/сут.

 


В последние годы в Терско-Кумской впадине установлена про­мышленная нефтеносность карбонатных отложений пермо-триаса.

Месторождения нефти и газа Предгорного Кавказа отличаются сложным строением. Большинство из них много пластовые, с двумя этажами нефтегазоносности: мезозойским и неоген-палеогеновым. Залежи нефти преимущественно пласто­вые сводовые и тектонически экранированные. В платформенной части территории наибольшее число месторождений, в основном нефтяных, выявлено в пределах Прикумско-Тюленевского вала. Месторождения здесь также многопластовые, связанные с поло­гими брахиантиклинальными складками простого строения.

Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское нефтяное месторождение приурочено к западной части Терского антиклинория, который многочисленными нарушениями большой амплитуды (до 700 м) разбит на тектонические блоки. Углы падения пород на крыльях достигают 7080° и нередко даже поставлены «на голову». Стро­ение месторождения по мезозойским отложениям значительно проще. Так, по отложениям верхнего мела прослеживается единая антиклиналь, протягивающаяся на 42 км при ширине 3 км. Свод складки широкий с углами падения 1520°, которые возрастают в направлении ее крыльев до 5070°. В пределах складки отме­чены нарушения небольшой амплитуды. Наибольшее число за­лежей нефти установлено в разрезе караган-чокракских отложе­ний. К трещиноватым известнякам верхнего мела приурочена высокопродуктивная залежь массивного типа. Залежь занимает всю сводовую часть структуры. Начальные дебиты скважин дости­гали 30004000 т/сут. На месторождении открыты небольшие залежи нефти также в отложениях нижнего мела и юры.

Озек-Суатское месторождение (рис. 60) связано с брахианти-клинальной складкой. Залежи нефти открыты в хадумских, ниж­немеловых и среднеюрских отложениях. Наиболее продуктивны 144

песчаники горизонтов IX и XIII нижнего мела, к которым при­урочены пластовые сводовые залежи. Характерной особенностью среднеюрских продуктивных горизонтов является их выклинива­ние или размыв, в результате чего они оказались трансгрессивно перекрыты отложениями нижнего мела, что обусловило [образова­ние стратиграфически и литологически экранированных залежей нефти.

 

 

Южно-Мангышлакская нефтегазоносная область

Первые промышленные притоки нефти здесь получены в 1961 г. К настоящему времени в области открыто и разведано несколько нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений, в том числе месторождения Узень и Жетыбай.

Основные черты геологического стро­ения. Осадочный чехол сложен мощными образованиями от верхнепермского до современного возраста. Наиболее древние отложения представлены толщами пород верхней перми и триаса. На них с резким угловым несогласием залегают отложения юр­ского возраста. К средней юре относят песчано-глинистую пестро-цветную свиту, к верхней глинисто-мергелистые породы с под­чиненными прослоями песчаников и алевролитов. Песчано-гли-нистые отложения нижнего мела с размывом и угловым несогла­сием залегают на породах различных горизонтов юры. Верхне­меловые отложения расчленяются на две толщи: терригенную (сеноман и нижний турон) и карбонатную (верхний турон дат). На размытой поверхности верхнемеловых образований залегает терригенная толща палеогенового возраста. Разрез неогеновых отложений также представлен в основном глинами и мергелями.

В тектоническом отношении Южно-Мангышлакская нефте­газоносная область приурочена к Южно-Мангышлакско-Ассакеа-уданской зоне прогибов, осевая часть которой осложнена линейно вытянутой цепочкой ваннообразных впадин и мульд, разведанных структурными седловинами. Крупнейшие из них Жазгурлин-ский прогиб, Учкудукская мульда и Ассакеауданский прогиб. Северный борт Южно-Мангышлакско-Ассакеауданской зоны про­гибов ступенями погружается к ее осевой части. К этим линейно вытянутым ступеням приурочены цепочки локальных поднятий антиклинального типа, служащих ловушками нефти .и газа. Анти­клинали асимметричные с крутыми южными и более пологими северными крыльями, нарушены дизъюнктивными дислока­циями.

Нефтегазоносность приурочена в основном к сред-неюрским терригенным отложениям. Нефтегазоносные горизонты с незначительными по запасам залежами выявлены в отложениях верхней и нижней юры. В последнее время получены данные, свидетельствующие о промышленной нефтеносности триасовых отложений. К меловым отложениям приурочены газоносные горизонты.

 


Нефти всех горизонтов лег­кие (0,8700,820 г/см3), смо­листые (4,519,4 %), практиче­ски бессернистые, с высоким содержанием парафина (12 30 %}. Газы в основном мета-новые (свыше 90 %), с незна­чительным содержанием тяже­лых углеводородов (1 2 %).

Месторождения нефти и газа северной части Южно-Мангышлакского прогиба (Жетыбай, Узень) преи­мущественно нефтяные. Южнее расположены газовые месторож­дения (Тенге, Тасбулат). В Ассакеауданском районе выяв­лено Шахпахтинское газокон-денсатное месторождение. За­лежи месторождений в основном пластовые сводовые, реже ли-тологически экранированные. В разрезе некоторых месторож­дений установлено до 20 про-мышленно нефтегазоносных го­ризонтов.

Месторождение        Узень
(рис. 61) приурочено к антикли­
нальному поднятию крупных
размеров, расположенному на
Жетыбай-Узеньской ступени.
Северное крыло складки более
пологое, южное более кру­
тое. Нефтегазоносны юрские и
меловые отложения, причем к
меловым приурочены чисто
газовые залежи, а к юрским
нефтяные и нефтяные с газовы­
ми шапками. В меловых отло­
жениях выделяется до 11 газо­
носных горизонтов. Дебиты
скважин низкие, не превышают
2025 тыс. м3/сут. В отложе­
ниях юры выделено 13 гори­
зонтов, составляющих нижний
преимущественно нефтеносный
этаж. От верхнего газоносного

этажа юрский нефтегазоносный комплекс отделен толщей гли­нисто-мергелистых отложений верхней юры мощностью до 100 200 м.

Закавказская нефтегазоносная провинция

В пределах этой провинции выделяют Черноморскую, Курин-скую, Кобыстано-Нижнекуринскую, Апшероно-Прибалханскую нефтегазоносные и Западно-Туркменскую газонефтеносную области.

Кобыстано-Нижнекуринская и Апшероно-Прибалханская нефтегазоносные области

Рассматриваемые нефтегазоносные области расположены на территории Азербайджана. Это один из старейших нефтедобыва­ющих районов страны. Выходы горючих газовсвященные огни») были известны здесь еще в древние времена. Промышленная раз­работка месторождений Балаханы, Биби-Эйбат и др. начата во второй половине XIX в. Долгое время (вплоть до 1950 г.) Азер­байджан занимал по добыче нефти первое место в стране. Впервые в Советском Союзе здесь началась разработка морских месторо­ждений в акватории Каспия. Добыча природного газа в промыш­ленных масштабах стала осуществляться в последние десятилетия, когда был открыт ряд глубокопогруженных газоконденсатных месторождений и залежей (Карадаг, Зыря, Южное, Бахор).

Основные черты геологического стро­ения. В строении осадочного чехла принимают участие мезо-кайнозойские отложения громадной мощности. Наибольшим рас­пространением характеризуются преимущественно терригенные отложения палеогена и неогена. С последними связано большин­ство выявленных месторождений нефти и газа. Основной нефте­газоносный комплекс продуктивная толща среднего плио­цена, сложенная исключительно песчано-глинистыми породами. Мощность ее достигает 3500 м. В направлении к западным районам республики отложения продуктивной толщи выклиниваются. В этом же направлении уменьшается песчанистость толщи и ухуд­шаются ее коллекторские свойства.

Основными тектоническими элементами данной территории являются антиклинории Большого и Малого Кавказа и разделя­ющая их Куринская межгорная впадина. Указанные структуры к юго-востоку погружаются в сторону Южно-Каспийской внутри-геосинклинальной впадины. К северо-востоку от антиклинория Большого Кавказа располагается Среднекаспийская внутриплат-форменная впадина, которая от Южно-Каспийской отделяется Апшеронским порогом.

Нефтегазоносность связана в основном с продук­тивной толщей. Обычно она разделяется на три отдела. Нижний отдел включает свиты (снизу вверх): калинскую (КаС), подкирма-кинскую (ПК), кирмакинскую (КС), надкирмакинскую песчани-


ние на три участка, различных по условиям нефтегазонасыщения. На юго-западном поле нефтегазоносны все свиты нижнего отдела продуктивной толщи, на северо-восточном свиты от сурахан­ской до калинской, на своде только калинская свита.

Балаханы-Сабунчи-Раманинское месторождение (рис. 63) свя­зано с крупной антиклинальной складкой. Наиболее приподнятая ее часть поражена грязевым вулканом, вокруг которого обна­жаются породы кирмакинской свиты. Вдоль свода складки про­тягивается основной сброс, разделяющий месторождение на два изолированных участка. В разрезе отложений от апшеронских до кирмакинских выделяется до 30 нефтеносных горизонтов. Основными по запасам являются залежь горизонта V балаханской свиты и залежь подкирмакинской свиты.


стую (НКП), надкирмакинскую глинистую (НКГ). Средний отдел соответствует свите перерыва, а верхний балаханской, сабун-чинской и сураханской свитам. Наибольшее число залежей нефти и газа установлено в разрезе подкирмакинской и кирмакинской свит.

Нефти бессернистые или малосернистые (до 0,5 % серы), смо­листые или высокосмолистые, беспарафинистые или слабопара-финистые. Газы метановые (9098 %) с содержанием значитель­ного количества конденсата (215280 г/м3).

Месторождения нефти и газа наибольшее их число (около 50 %) открыто в Апшеронском районе и связано с брахиантиклинальными и куполовидными складками, в стро­ении которых принимают участие в основном отложения продук­тивной толщи. Для месторождений характерны сильная нарушен-ность дизъюнктивами, часто диапировое строение и осложнение грязевыми вулканами. Система нарушений делит месторождения на отдельные тектонические блоки. Наибольшее значение в рас­пределении нефтегазоносности по разрезу имеет продольная си­стема нарушений, распространенная, как правило, в нижнем отделе продуктивной толщи.

Месторождение Нефтяные Камни (рис. 62) приурочено к бра-хиантиклинальной складке. Продуктивная толща на своде складки размыта до кирмакинской свиты. В ее разрезе выделяется до 23 нефтегазоносных горизонтов. Нарушения разбивают месторожде-148

[Западно-Туркменская газонефтеносная область

Промышленная газоносность Западной Туркмении установлена в 1952 г., когда было открыто первое газоконденсатное место­рождение Кызылкум.

Основные черты геологического стро­ения. Западно-Туркменская газонефтеносная область в текто­ническом отношении соответствует одноименной межгорной впа­дине. На севере впадину обрамляют горные сооружения Большого и Малого Балхана, на востоке Копет-Дага и на юге Эль­бруса. Мезозойские и частично палеогеновые образования обна­жаются в обрамляющих впадину горных сооружениях, а в самой впадине погружаются на значительную глубину (612 км). Неоген представлен отложениями красноцветной толщи (средний плиоцен), акчагыльского и апшеронского ярусов (верхний плио­цен) и постплиоцена. Отложения красноцветной толщи выражены, монотонным и частым чередованием песчано-алевролитовых и глинистых отложений, резко изменчивых по площади. Общая мощность толщи около 2500 м. В направлении обрамления впадины отложения красноцветной толщи выклиниваются.

В пределах впадины выделяются две основные зоны подня­тий Прибалханская и Гограньдаг-Окаремская, разделенные глубоким Кызылкумским прогибом. К указанным зонам при­урочены все известные месторождения нефти и газа. Прибалхан-

 


екая зона поднятии протягивается в северной части впадины. Она включает серию кулисообразно сочленяющихся субширотных брахиантиклинальных складок, сильно нарушенных, особенно в присводовой части, сбросами. Наиболее крупные складки при­урочены к западной части зоны (Котур-Тепе и др.). Складки Гог-раньдаг-Окаремской зоны поднятий преимущественно пологие, с широкими сводами, сравнительно небольшие по амплитуде (150500 м), значительно менее осложнены разрывными наруше­ниями. Широко развиты грязевые вулканы, связанные с разло­мами преимущественно меридионального простирания.

Нефтегазо косность апшеронские и акчагыль-ские отложения в основном продуктивны на месторождениях восточной части Прибалханской зоны поднятий. Дебиты нефти в скважинах 25150 т/сут. Отложения верхней части красно-цветной толщи содержат основные залежи нефти иногда с обшир­ными газовыми шапками. Коллекторские свойства песчаников высо­кие. Дебиты нефти 500800 т/сут, газа 300600 тыс. м3/сут. Нижняя часть красноцветных отложений представлена более гли­нистыми, с худшими коллекторскими свойствами, преимущественно газоносными породами. Из этих горизонтов также получены про­мышленные притоки нефти дебитами до 200 т/сут.

Нефти практически бессернистые, в основном парафинистые или высокопарафинистые, смолистые, легкие. Плотность нефтей, изменяясь в довольно широких пределах, уменьшается с глуби­ной. Свободные газы метановые (9296 %), с незначительным содержанием углекислоты и азота. В газе присутствует большое количество конденсата (500600 см3/м3).

Месторождения нефти и газа расположены главным образом в Прибалханской зоне поднятий. Все месторо­ждения многопластовые; залежи нефти и газа в основном пласто­вые тектонически экранированные и пластовые сводовые, раз­битые на мелкие блоки. Меньше развиты литологически ограни­ченные залежи.

Месторождение Котур-Тепе (рис. 64) приурочено к крупной брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Складка асимметричная, с крутым северным (1530°) и более пологим южным (510°) крыльями, разбита множеством сбросов с амплитудами от 1520 до 500600 м на большое число тектони­ческих блоков и полей. Наиболее значительными поперечными сбросами складка расчленяется на несколько крупных тектони­ческих блоков, образующих три самостоятельных, гидродинами­чески изолированных участка: западный, центральный и восточ­ный. Эти участки ступенеобразно на 6001000 м относительно друг друга погружаются в восточном направлении. Залежи нефти и газа выявлены в апшеронских, акчагыльских, верхне- и нижне-красноцветных отложениях на глубине 14503500 м. Основные залежи нефти связаны с горизонтами III, Ilia и IV верхней части красноцветной толщи. Песчаники этих горизонтов высокойро-

 

ницаемые (до 2'10~~13 м2). Дебиты нефти в эксплуатационных сква­жинах 120150 т/сут. Залежи нефти обычно имеют газовые шапки. Наименее продуктивны апшеронские залежи (дебиты нефти 15 28 т/сут). В разрезе нижней части красноцветной толщи открыты газоконденсатные залежи. Дебиты газа высокие до 600 1000 тыс. м3/сут. Содержание конденсата 300450 см3/м3.

Амударьинская нефтегазоносная провинция

В пределах этой провинции выделяются Предкопетдагская нефтегазоносная и Центральнокаракумская, Беурдешик-Хивин-ская, Заунгузская, Чарджоуская, Бухарская, Мары-Шатлык-ская, Мургабская и Бадхыз-Карабильская газоносные области. Рассматриваемая провинция в основном является газоносной. Месторождения газа выявлены главным образом в Западном Узбекистане и Восточной Туркмении,

 


Чарджоуская, Мары-Шатлыкская и Мургабская газоносные области (Восточная Туркмения)

Основные черты геологического стро­ения. Осадочный чехол рассматриваемой территории сложен образованиями мезо-кайнозоя. Они залегают либо на палеозой­ском фундаменте, либо на отложениях пермо-триаса. В верхней юре широко развиты хемогенные породы (мощностью 8001200 м): каменная соль, ангидриты и гипсы. Эта толща служит региональ­ной покрышкой и контролирует распределение по разрезу залежей газа. Она выклинивается в северной части Восточной Туркмении.

В тектоническом отношении данная территория соответствует западной части Амударьинской синеклизы. В ее пределах рас­положены Заунгузский прогиб и Мургабская впадина с наиболее погруженным палеозойским фундаментом (610 км). На северо­восточном борту Амударьинской синеклизы выделяется Чарджо­уская ступень приподнятого положения палеозойского фунда­мента, на западном предполагаемая Беурдешикская ступень.

Газоносность связана с отложениями дата, Маастрихта, турона, альба, апта, неокома, верхней и средней юры и даже с по­родами коры выветривания палеозойского фундамента и зависит от наличия и литолого-фациальной характеристики соленосной толщи верхней юры. В зоне полного отсутствия в разрезе толщи солей газоносен значительный диапазон мезозойских отложений (Ачакский и Кушкинский районы). При развитии непластичных и фациально неоднородных толщ солей залежи газа установлены и в надсолевых отложениях (Байрам-Алийский район). На уча­стках развития однородной пластичной толщи солей промышленно газоносны только подсолевые отложения (Чарджоуский район).

Газы рассматриваемой области метановые, преимущественно сухие. Газы, связанные с терригенными отложениями, бессер­нистые, а приуроченные к подсолевым известнякам с повышен­ным содержанием сероводорода. Количество конденсата в газах до 40 см3/м3.

Месторождения газа и газоконденсата связаны с типичными платформенными складками преимуще­ственно брахиантиклинального типа. Большинство из них нена­рушенные. Подавляющая часть газовых залежей пластовые сво-довые. Лишь залежи подсолевых отложений Чарджоуского рай­она сводовые массивные. Месторождения Ачакского и Куш-кинского районов, где толща солей верхней юры отсутствует, многопластовые. На Ачакском месторождении установлено 13 за­лежей газа. Месторождения Байрам-Алийского и Чарджоуского районов однопластовые.

Шатлыкское газовое месторождение (рис. 65) одно из круп­нейших в стране открыто в 1968 г. Оно приурочено к крупному поднятию субширотного простирания, осложненному двумя струк­турами: западной—Джуджуклинской и восточной—Шехитлинской. Размеры поднятия 60x20 км. Углы падения крыльев 12°.

 

Залежь газа установлена в песчаниках карабильской свиты ниж­него мела. Мощность газоносного пласта 55 м, высота залежи более 100 м. Дебиты газа в скважинах до 1 млн. м3/сут. В газе более 95 % метана, сероводород отсутствует. Содержание конден­сата незначительно.

Западно-Сибирская нефтегазоносная^ провинция

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает территорию Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторождение в Западной Сибири Березовское открыто в 1953 г.

В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются Среднеобская, Каймысовская, Васюганская, Пай-дугинская, Фроловская, Гыданская, Приуральская нефте-газоносные и Ямальская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Усть-Енисейская, Гыданская газонефтеносные области.

Среднеобская нефтегазоносная область

Рассматриваемая область находится в центральной части Западно-Сибирской низменности, по обе стороны от субширотного течения Оби. Первое месторождение Мегионское открыто

в 1961 г.

Основные черты геологического стро­ения. В основании осадочного чехла залегает тюменская свита

 


(нижняя средняя юра). Она выражена переслаиванием песча­ников, алевролитов и глин. Верхняя юра представлена васюган-ской и георгиевской свитами, состоящими из чередующихся пес­чаников и аргиллитов. Мегионская и вартовская свиты (валан-жин и готерив баррем) сложены выдержанными пластами пес­чаников, разделенных аргиллитами. Мегионская свита более гли­нистая, чем вартовская. В разрезе вартовской свиты преобладают хорошо выдержанные пласты и пачки песчаников мощностью от нескольких до 4045 м.

Среднеобская нефтегазоносная область в тектоническом отно­шении соответствует центральным наиболее погруженным уча­сткам Западно-Сибирской платформы. В пределах области вы­деляются два крупных свода Сургутский и Нижневартовский, разделенные неглубоким и узким Ярсомовским прогибом. Сургут­ский свод представляет собой удлиненную структуру, ориенти­рованную почти в меридиональном направлении. Размеры его 325x125 км. Амплитуда свода по отношению к депрессионным участкам 350 м. Размеры Нижневартовского свода 230 X 200 км, амплитуда 300450 м. Своды осложнены валами, состоящими из серии многочисленных локальных складок, к которым приурочены все известные нефтяные месторождения. Локальные складки, как правило, асимметричны, углы падения пород на крыльях не превышают 2°.

Нефтегазоносность установлена в тюменской, ва-сюганской, мегионской и вартовской свитах. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовской и верхов мегионской свит. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых 20 с доказанной промышленной нефтегазо-носностыо.

Плотность нефтей Среднеобской области 0,8540,901 г/см3. Содержание серы 0,81,9 %. Наибольшее содержание серы в неф-тях месторождений Сургутского района. Все нефти малопарафи-нистые (1,95,3 %).

Месторождения нефти и газа связаны с поло­гими платформенными поднятиями, часто осложненными более мелкими брахиантиклинальными складками. Большинство за­лежей нефти и газа пластового сводового типа. Развиты литологи-чески экранированные залежи нефти, обусловленные фациальной изменчивостью коллекторов нижнемеловых отложений.

Самотлорское нефтяное месторождение (рис. 66) расположено в центральной части Нижневартовского свода и приурочено к об­ширному поднятию, осложненному тремя пологими брахианти­клинальными складками Самотлорской, Белоозерной, Мар­товской. Продуктивны здесь отложения готерива баррема и валанжина на глубине 17002200 м. Готерив-барремская про­дуктивная толща, заключающая основные запасы нефти, пред­ставлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргил­литов, характеризующихся значительной литологической измен-

 

чивостью как по площади, так и по разрезу. В толще выделяется до пяти песчаных пластов (ABZ ABV), из которых наиболее выдержаны пласты ABIt ABIV и ABV. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и образуют залежь массивного типа. Высота залежи более 100 м. Залежь имеет газовую шапку высотой до 40 м. Дебиты нефти 250 400 м3/сут. В разрезе валанжинских отложений также выделяется ряд песчаных пластов, из которых основными по запасам нефти являются пласты БВущ и БВХ. Небольшие залежи связаны также с пластами BBv_vi- Пласты сложены песчаниками. Залежи нефти пластовые сводовые. Дебиты нефти 250450 м3/сут.

Ямальская, Надым-ПурскаяПур-Тазовская, Гыданская газонефтеносные области

Эти газонефтеносные области расположены в северных районах Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторожде­ние Тазовское открыто в 1962 г. Промышленные скопления

 


167

нефти   установлены   на   Русском,   Новопортовском,   Губкинском и некоторых других месторождениях.

Основные черты геологического стро­ения. Мощность осадочного чехла более 400 м. Нижне-средне-юрские отложения представлены чередованием песчаников, алев­ролитов и аргиллитов мощностью 220445 м. Отложения верхней юры мощностью до 100150 м сложены монотонной толщей ар­гиллитов. Неокомские отложения так же, как и апт-альб-сено-манские (покурская свита), выражены чередованием глинистых и песчано-алевролитовых пород. Верхнюю часть покурской свиты слагают продуктивные отложения сеномана однообразная толща серых, часто глинистых песков. Покрышкой служит вышележащая толща глинистых и опоковидных пород турон-палеогенового воз­раста. Мощность этих отложений до 1000 м.

В тектоническом отношении выделяются Ненецкий, Северный (Пуровский), Тазовский своды, Уренгойский мегавал, Пурпей-ский желоб и др. В пределах этих элементов развиты валы, ку­половидные поднятия и другие, более мелкие структурные ослож­нения.

Газонефтеносность основной продуктивный ком­плекс : валанжин-сеноманский содержит значительные за­пасы газа непосредственно под региональной турон-палеогеновой покрышкой. Хорошие коллекторские свойства песчаников этого комплекса (пористость 2634 %, проницаемость нередко (З-г-б)х X 10~12 м2, в среднем (1 -ь1,5)-10~12 ма) обусловливают высокие дебиты газа до нескольких миллионов кубометров в сутки. На Русском месторождении в этих отложениях установлена нефтя­ная залежь с обширной газовой шапкой. На Новопортовском месторождении нефтегазоносны отложения валанжина. Другой газонефтеносный комплекс нижне-среднеюрский перекрыт глинами верхнеюрского возраста. Из этих отложений на Ново­портовском и Тазовском месторождениях наблюдались промыш­ленные притоки газа, а также притоки нефти. Легкая нефть полу­чена из отложений юры на Губкинском месторождении.

Газы сеноманских залежей почти нацело состоят из метана (9899,6 %). На большинстве месторождений конденсат практи­чески отсутствует. Газы валанжинской залежи Новопортовского месторождения характеризуются значительным количеством тя­желых углеводородов (до 9,5 %) и содержанием метана до 88,5 %. Нефть Губкинского месторождения легкая (0,808 г/см3) с содер­жанием серы 0,11 %, парафина 4,41 %.

Месторождения газа и нефти приурочены к по­логим брахиантиклинальным складкам платформенного типа. Залежи газа массивного типа и на всей площади подстилаются подошвенной водой. На Новопортовском месторождении залежи газа в юре и валанжине пластовые сводовые. Газоносные сено-манские отложения залегают на сравнительно небольшой глубине (7001300 м).

 

Уренгойское        месторождение
(рис. 67) по запасам газа является
крупнейшим. Оно приурочено к по­
логой брахиантиклинальной склад­
ке меридионального простирания.
Складка осложнена рядом куполов.
Размеры ее по кровле сеноманских
отложений 95 X 25 км, амплитуда
180 м, углы падения пород на
крыльях не более Г. Газовая залежь
связана с отложениями сеномана,
перекрытыми мощной глинистой тол­
щей турона (570630 м). Кровля
продуктивных отложений сеномана
вскрывается на глубине 11001250 м.
Они сложены переслаивающимися
песчаниками, алевролитами, глина­
ми. Глинистые прослои не выдержа­
ны по площади, поэтому все пласты
песчано-алевролитовых коллекторов
гидродинамически взаимосвязаны.
Пористость их 2035 %, проница­
емость (6-j-10)-10~13 м2. Суммарная
мощность газонасыщенных коллек­
торов в сводовой части структуры
80100 м. Газовая залежь отличает­
ся высокой продуктивностью. Залежь
массивная, высота ее 170 м, по всей
площади она подстилается подошвен­
ной водой. Ряд залежей газа приу­
рочен к мегионской свите нижнего
мела. Принципиальное значение име­
ет открытие в нижнемеловых отло­
жениях залежей нефти.

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  ..