|
|
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 500—600 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 30—50 м. Пористость песчаников 15—26 %, 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 20—25 %, 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 150—200 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 (83—93 %). 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 75—80 км, ширина 5—7 км, амплитуда 1400 м. Складка имеет асимметричное строение, западное крыло ее крутое (60—80°), восточное — пологое (10—25°). Газоконденсатная залежь приурочена к нижнепермским и среднекаменноугольным отложениям. Коллекторами служат пористо-трещиноватые известняки, перекрытые гипс-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Глубина залегания кровли продуктивной толщи 2200—3100 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 150—200 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 15—20 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 (86—94 %), 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 1450—3500 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 0,760—0,979 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 96—100 %, 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
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 1800—2200 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 96—100 %. Начиная с эоценовых отложений, вниз по разрезу значительно возрастает количество тяжелых углеводородов, а содержание метана снижается до 77—86 %; содержание конденсата достигает 120—150 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 140—200 до 40—70 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 70—150 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 70—80° 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 15—20°, которые возрастают в направлении ее крыльев до 50—70°. 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 3000—4000 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 (0,870—0,820 г/см3), смолистые (4,5—19,4 %), 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 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 газов («священные 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 (90—98 %) с содержанием значительного количества конденсата (215—280 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 (6—12 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 (150—500 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 25—150 т/сут. Отложения верхней части красно-цветной толщи содержат основные залежи нефти иногда с обширными газовыми шапками. Коллекторские свойства песчаников высокие. Дебиты нефти 500—800 т/сут, газа — 300—600 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 (92—96 %), с незначительным содержанием углекислоты и азота. В газе присутствует большое количество конденсата (500—600 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 (15—30°) и более пологим южным (5—10°) крыльями, разбита множеством сбросов с амплитудами от 15—20 до 500—600 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 600—1000 м относительно друг друга погружаются в восточном направлении. Залежи нефти и газа выявлены в апшеронских, акчагыльских, верхне- и нижне-красноцветных отложениях на глубине 1450—3500 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 120—150 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 300—450 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 800—1200 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 (6—10 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 1—2°.
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 40—45 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 300—450 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 0,854—0,901 г/см3. Содержание серы 0,8—1,9 %. Наибольшее содержание серы в неф-тях месторождений Сургутского района. Все нефти малопарафи-нистые (1,9—5,3 %). 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 1700—2200 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 250—450 м3/сут. Ямальская, Надым-Пурская, Пур-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 220—445 м. Отложения верхней юры мощностью до 100—150 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 26—34 %, 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 (98—99,6 %). 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 (700—1300 м).
Уренгойское месторождение
содержание .. 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 ..
|
|
|