Месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтяная и газовая отрасли являются ведущими в топливно-энергетическом комплексе многих стран, определяют их экономический потенциал и экономическую стабильность. Доля горючих полезных ископаемых составляет не менее 80% в мировом энергетическом балансе.

Россия - крупнейший в мире производитель и экспортер нефти и газа.

Основными приоритетными нефтегазодобывающими регионами России на ближайшую перспективу считаются Западно-Сибирская, Тимано-Печорская, Волго-Уральская, Лено-Тунгусская, Охотская, Прикаспийская нефтегазоносные провинции, а также акватории Каспийского, Охотского, Баренцева и Карского морей.

По оценкам специалистов (Садовник, 2002) Волго-Уральская НГП является одной из наиболее важных нефтеносных провинций России. На нее приходится 14% начальных суммарных ресурсов нефти России, 42% накопленной добычи нефти и по этим показателям она занимает 2-е место в России после Западно-Сибирской провинции. На нее приходится 17,4% запасов категории А+В+С1, 5% запасов категории С2 и 6,6% перспективных и прогнозных ресурсов России. Более 90% запасов категории А+В+С1 в Волго-Уральской провинции разрабатывается, а 30% запасов предварительно оцененных приурочено к неразрабатываемым залежам разрабатываемых месторождений.

Цель настоящей работы - рассмотреть особенности Южно-Татарской нефтегазоносной области относящейся к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинции

Нефтегазогеологическое районирование

В соответствии с одной из последних схем нефтегазогеологического районирования в Волго-Уральской НГП выделяется 11 нефтегазоносных областей и одна перспективная область: Северо-Татарская, Южно-Татарская, Мелекесская (Мелекесско-Абдулинская), Средневолжская, Пермско-Башкирская, Арланская, Верхнекамская, Уфимская, Оренбургская, Нижневолжская, Бузулукская НГО и Токмовско-Кажимская перспективная НГО.

2. Южно-Татарская нефтегазоносная область

Границы Южно-Татарской нефтегазоносной области

Эта нефтегазоносная область является одной из важнейших нефтеносных областей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и приурочена к Южно-Татарскому своду, границы которого на различных схемах нефтегазогеологического районирования обозначены в разных пределах.

На юго-западе НГО ограничена Сокской седловиной, на западе Мелекесской впадиной (граница проводится по Ульяновскому валу или по Баганинскому грабенообразному прогибу). На севере граница НГО совпадает с Прикамским разломом или Сарайлинской седловиной, которая отделяет Южно-Татарскую НГО от Северо-Татарской. На северо-востоке НГО ограничена Бирской седловиной и Благовещенской впадиной.

Большее число разногласий возникает касательно восточной границы НГО. Некоторые исследователи продолжают НГО на юго-восток до Предуральского прогиба, рассматривая юго-восточным ее ограничением Шиханско-Ишимбайскую седловину. На схемах районирования других авторов юго-восточная граница проведена по Башкирской моноклинали. Южная граница НГО с Бузулукской впадиной проводится по Большекинельскому валу. (рис.1).

Рис. 1. Южно-Татарская НГО. Месторождения: 4 - Ромашкинское, 5 - Новоелховское, 6 - Туймазинское, 7 - Бавлинское, 8 - Сабанчинское, 9 - Шкаповское, 10 - Серафимовское, 11 - Сосновское, Дерюжевское, 12 - Султангулово-Заглядинское, 13 - Красноярское, 14 - Самодуровское, 15 - Серноводское, 16 - Черемшанское.

По современным представлениям в центральной части Южно-Татарского свода по поверхности фундамента выделяется несколько блоков, которые имеют форму линейных гряд субмеридионального простирания и отделяются друг от друга грабенообразными прогибами (Алтунино-Шунакским и др.) Ограничены блоки субмеридиональными разломами. По кровле терригенного девона на месте гряд фундамента в центральной части свода выделяется крупное Ромашкинское поднятие изометричной формы (Южный или Ромашкинский купол). Западнее от него выделяется Акташско- Новоелховский вал. Ромашкинский купол имеет размер 80х90 км, осложнен более мелкими и пологими структурами изометричной формы.

Начиная с кровли фаменского яруса, а также по тульскому, верейскому горизонтам карбона и реперам нижней перми структура Южно-Татарского свода существенно изменяется. Значительное влияние на формирование локальных поднятий в верхнедевонско-каменноугольном комплексе оказала Камско-Кинельская система прогибов. На фоне изометричных девонских форм появляются многочисленные купола рифогенной природы.

Над центральной и юго-западной частями Ромашкинского купола они образуют несколько валообразных зон (Миннибаевская, Куак-Башская и др.), формируя северные ветви расположенных южнее Сокско-Шешминских дислокаций, локальные структуры этих зон выполаживаются в девоне. На юге они продолжаются в пределы Сокской седловины.

К центральной (присводовой) части Южно-Татарского свода относится и Акташско-Новоелховский вал. В фундаменте он представлен протяженной грядой, состоящей из ряда пологих выступов, над ними в девоне выделяются морфологически выраженные поднятия. В центре вала выделяется крупное Новоелховское поднятие, от которого опорные горизонты погружаются на юг и север. По каменноугольным отложениям вал включает несколько структурных ветвей, объединяющих свыше 30 поднятий, большинство из них не отражаются в девоне.

Структуру склонов Южно-Татарского свода в палеозойском чехле определяют валы, террасы, валообразные зоны и валообразные структуры субмеридионального, северо-восточного и северо-западного простираний. Степень структурного расчленения склонов и ориентировка линейных тектонических элементов неодинаковы.

На фоне пологого юго-восточного погружения Южно-Татарского свода четко выделяется Бавлинско-Туймазинский вал, в пределах которого установлено совпадение структурных планов по палеозойским опорным горизонтам. По фундаменту здесь выделяется узкий грабен (Бавлинский), заполненный рифейско-вендскими отложениями. К северу от вала расположено Сабанчинское валообразное поднятие, объединяющее ряд локальных структур в каменноугольных и пермских горизонтах. К юго- востоку от Бавлинского грабена отмечается погружение фундамента, на фоне которого выделяется Фоминовско-Кандызский выступ, ограниченный разломами, сопряженными с бортами грабенов, заполненных рифейскими отложениями.

На месте погребенного выступа фундамента по девонским и каменноугольным отложениям выделяется Фоминовско-Кандызская моноклиналь [2] по данным других авторов - Раевско-Фоминовская ступень (Трофимов и др., 2012). Ранее к юго-востоку от Бавлинского грабена по девонским отложениям выделялась Шкаповско-Белебеевская вершина, осложненная на севере и северо-востоке несколькими валами (Серафимовско-Балтаевским, Кандринским, Копей-Кубовским и др.) и многочисленными локальными поднятиями, иногда образующими цепочки различного направления на основной части вершины.

На юго-восточном склоне Южно-Татарского свода большинство локальных структур в каменноугольном структурном плане, который более дифференцирован по сравнению с девонским, отличаются очень пологими формами. При сохранении общих черт строения моноклинали по всем горизонтам палеозоя среди локальных структур имеет место частичное несоответствие структурных планов. Среди структур II порядка на юго-восточном и южном склонах Южно-Татарского свода доминирующим развитием пользуются пологие террасы северо-восточного простирания: Фоминовская, Кандызская и др. к юго-востоку от Бавлинско-Туймазинского вала, Крым-Сарайская, Ефановская, Сугушлинская на южном склоне свода. Здесь же к западу от последней выделяется Куак-Башская валообразная зона. На юго-западе южного склона развиты валы Сокско-Шешминских дислокаций северо-восточного простирания (северо-восточная часть Елховско-Боровского вала, Смагинский, Шугуровский, Серноводско-Шунгутский, Каргалинский, Байтуганский валы). На юго-востоке южного склона расположена система валов субширотного простирания (Большекинельский, Сосновско-Дерюжевский). К северу от Большекинельского вала выделяется Северо-Кинельская моноклиналь.

Северный и северо-восточный склоны Южно-Татарского свода по нижним опорным горизонтам расчленены слабо и имеют пологое строение. В пределах северо-восточного склона наблюдается моноклинально-ступенчатое погружение фундамента и терригенного девона в сторону Бирской седловины. В каменноугольных и пермских отложениях распространены малоамплитудные поднятия, выполаживающиеся с глубиной. По материалам бурения и сейсморазведки здесь выделяется группа валообразных структур северо-западного простирания (Актанышская, Дружбинская, Муслюмовская и др.). На крайнем юго-западе склона ближе к Ромашкинскому куполу прогнозируются структуры с совпадением планов девона, карбона и перми .

Северный склон отличается более сложным строением, которое определяют тектонические линии субмеридионального и северо-восточного направления, и наложенные рифогенные структуры Нижнекамского прогиба. В пределах склона в девонских и каменноугольных отложениях выделяются валообразные зоны (Бастрыкско-Суксинская и др.) и структурные террасы (Нуркеевская и др.). Все они имеют меридиональное простирание и пологое погружение в северном направлении. Наиболее контрастную форму в каменноугольных отложениях имеют те зоны, которые включают рифогенные структуры (Бастрыкская и др.). Большинство структур, наиболее выраженных в карбоне, в девонских отложениях выполаживаются. В зоне сочленения северного склона с Сарайлинской седловиной наблюдаются линейные структуры северо-восточного простирания (Сарайлинская и др.).

Западный склон Южно-Татарского свода в структуре фундамента и терригенного девона представляет собой ступенчато погружающуюся моноклиналь. В каменноугольных и пермских отложениях здесь прослеживаются сложные структурные системы, объединяющие локальные поднятия биогермной природы, связанные с Камско-Кинельскими прогибами. В общем плане каменноугольные структуры имеют единое простирание с девонскими террасами, поэтому структура западного склона отличается большой линейностью размещения структурных форм. С востока на запад здесь выделяются три субмеридиональные структуры II порядка.

Онбийско-Ерсубайкинская валообразная зона как единый элемент выражена лишь в каменноугольных отложениях и объединяет более 40 локальных структур, большинство из которых образовалось в результате облекания верхнедевонских биогермов.

Уратьминско-Черемшанский вал отличается наличием двух структурных ярусов. Ядром нижнего яруса является линейный блок фундамента (гряда) длиной более 100 км при ширине 15 км. По тиманским отложениям над выступами фундамента выделяются пологие малоамплитудные поднятия - Ямашинское и др. с амплитудой 10-15 м. По каменноугольным отложениям структурный план вала становится более резко выраженным. Выделяются 4 валообразные структуры (Уратьминская, Ашальтинская и др.), которые осложнены более мелкими локальными поднятиями. Бурением установлено более 70 локальных структур с амплитудой от 10 до 70 м. Большая их часть седиментационного типа. Встречаются структуры погребенные и сквозные.

Ульяновский вал характеризуется аналогичным строением, его протяженность 80 км, ширина 15-20 км. Над грядой фундамента в девонских отложениях выделяется пологая терраса, на фоне которой картируется ряд поднятий (Ульяновское, Сотниковское и др.). По каменноугольным отложениям структурный план более расчленен: выделяются три валообразные структуры - Архангельская, Ново-Шешминская, Ивашинско-Ульяновская. Они объединяют более 35 локальных поднятий размером 2,0х3,0 км и амплитудой 20-60 м. На северном участке западного склона Южно-Татарского свода выделяются три валообразные структуры, имеющие субширотную ориентировку. Осложняющие их поднятия не отражены в терригенном девоне.

Таким образом, локальные поднятия на западном склоне Южно-Татарского свода характеризуются различной природой. Небольшая группа поднятий имеет тектонический и седиментационно-тектонический генезис. Однако, большая часть локальных поднятий не прослеживается ниже подошвы верхнефранских биогермов. В верхних горизонтах карбона и в перми структурные формы выполаживаются.

В Южно-Татарской НГО промышленные залежи углеводородов установлены в широком стратиграфическом диапазоне от среднего девона до казанского яруса перми, как в терригенных, так и карбонатных отложениях. Наиболее важным нефтеносным комплексом является среднедевонско-нижнефранский терригенный, с которым связаны наиболее крупные залежи. Регионально нефтеносен терригенный комплекс нижнего карбона. Многочисленные залежи связаны с карбонатными отложениям верхнего девона и нижнего-среднего карбона. Пермские продуктивные отложения содержат промышленные залежи на юге и юго-востоке области. Месторождения чаще всего связаны с антиклинальными структурами тектонического, седиментационного и тектоно-седиментационного генезиса. Залежи разнообразные: пластовые, массивные, литологические; по флюидам преобладают нефтяные, нефтегазовые и газовые известны на юге НГО в пермских отложениях.

3. Районы Южно-Татарской нефтегазоносной области

К 2009 г. в Южно-Татарской НГО выявлено более 170 месторождений [3] на территории Татарстана, Башкортостана, Оренбургской и Самарской областей.

По одной из последних схем здесь выделяют

· Ромашкинский нефтеносный район,

· Шкаповский нефтегазоносный район

· Черемшано-Байтуганский нефтегазоносный район.

Ромашкинский нефтеносный район

Самым важным из нефтегазоносных районов является Ромашкинский НР, который занимает центральную часть Южно-Татарского свода, а также западный, южный, северный, северо-восточный, юго-восточный склоны Ромашкинского купола. Основные крупные залежи здесь известны в терригенном девоне, особенно в пласте Д₁ пашийского горизонта, много залежей в терригенном нижнем карбоне. Эти два комплекса являются основными по запасам и добыче. В Ромашкинском НР известны такие крупные месторождения как Ромашкинское, Новоелховское, Туймазинское, Бавлинское, Сабанчинское

Ромашкинское нефтяное месторождение

Ромашкинское нефтяное месторождение является самым крупным нефтяным месторождением Волго-Уральской НГП (рис.2).

Рис. 2. Ромашкинское нефтяное месторождение.

а - структурная карта кровли тиманского горизонта, б - геологический профиль по линии I-Iґ, в-г - разрезы основной части продуктивных отложений девона; 1 - контур нефтеносности основной залежи; 2 - нефть

Первая нефть была получена здесь в 1943 г. из среднего карбона. В 1948 г. открыта залежь в пашийском горизонте. Месторождение введено в разработку в 1952 г., позже залежи были открыты и в других отложениях. Приурочено месторождение к Ромашкинскому куполу (ранее Альметьевская вершина) Южно-Татарского свода. По фундаменту по современным данным оно представляет асимметричное платообразное поднятие размером 100х100 км, разбитое на ряд крупных блоков меридионального направления. В структуре терригенного девона выделяется огромное поднятие (60х70 км), осложненное рядом крупных структур (Миннибаевская, Абдрахмановская и др.) Поднятие пологое, амплитудой 60 м. Гораздо более сложным строением и наличием большого количества более мелких поднятий характеризуется структурный план каменноугольных отложений. В некоторых частях месторождения встречаются в карбоне и крупные структуры (на юго-западе в серпуховско-верейских отложениях выделяется Щугуровско-Куакбашский вал). В разрезе месторождения нефтеносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона, промышленные залежи выявлены в 18 горизонтах. Всего выявлено более 420 залежей [3]. Наиболее крупными по запасам являются залежи пашийского и тиманского горизонтов, на их долю приходится около 80% запасов месторождения, в терригенных отложениях нижнего карбона содержится около 10%. В карбонатных отложениях наиболее промышленно важные залежи известны в верхнетурнейских и верейско-башкирских коллекторах. Остальные залежи характеризуются локальным распространением. Коллекторы пашийского (пласт Д₁) и тиманского (пласт Д₀) горизонтов образуют самую крупную многопластовую залежь сводового типа с площадью нефтеносности 4255 км². Залежи турнейских отложений связаны с отдельными куполами и являются массивными. Всего выявлено 170 залежей, которые объединены в 21 укрупненные залежи. В радаевских, бобриковских и тульских отложениях выявлено около 100 залежей, которые контролируются отдельными локальными поднятиями или их группами. Наряду с пластовыми сводовыми распространены и литологические залежи. Все залежи объединены в 12 укрупненных залежей. В среднекаменноугольных отложениях наиболее крупная залежь (1,5х20 км) открыта в юго-западной части месторождения.

Из локально нефтеносных к наиболее значимым могут быть отнесены терригенные отложения живетского яруса и карбонатные породы семилукского, петинского горизонтов франского яруса, елецкого горизонта, заволжского надгоризонта фаменского яруса, а также упинского, малевского и алексинского горизонтов нижнего карбона.

К 2006 г. из месторождения отобрано 85% извлекаемых запасов. Максимальная годовая добыча в 1970 г. составила почти 82 млн т. Начальные извлекаемые запасы оценивались около 3 млрд т (Кравченко, 2004). Остаточные запасы по категориям А+В+С₁+С₂ 355 млн т, добыча в 2009 г. - 15,2 млн т (Акимова, 2010).

Новоелховское нефтяное месторождение

Новоелховское нефтяное месторождение (рис.3) является вторым по запасам в Татарстане после Ромашкинского. Расположено оно западнее последнего и приурочено к Акташ-Новоелховскому валу. По кровле пашийского горизонта структура имеет размер 80х15 км, амплитуду 45 м, западное крыло более крутое. По нижнему и среднему карбону выделяется структурная терраса с большим числом локальных поднятий.

Рис. 3. Новоелховское нефтяное месторождение.

а - структурная карта кровли продуктивного горизонта D₀ верхнего девона, б - геологический профиль по линии I-Iґ, в - разрез продуктивной части отложений; 1 - контур нефтеносности; 2 - нефть.

Месторождение многопластовое, многозалежное (253 залежи). Залежи выявлены в пашийском, тиманском, бобриковском, тульском горизонтах, в турнейском, башкирском ярусах и верейском горизонте. Площади нефтеносности изменяются от 50 км² по тульскому горизонту до 670 км² по пашийскому горизонту. Основным объектом разработки являются залежи тиманского и пашийского горизонтов, сложенных терригенными породами.

Пласт Д₁ включает 9 пропластков и имеет мощность 20-30 м. Залежи пластовые сводовые. Карбонатные отложения турнейского яруса содержат залежи массивного типа, связанные с локальными структурами. Терригенные коллекторы бобриковского горизонта распространены в виде линз или полос различной направленности. Залежи пластовые сводовые и литологически экранированные. В тульском горизонте залежи литологического типа. В верейском горизонте залежи в карбонатных отложениях пластовые сводовые, в башкирском ярусе - массивные. Нефть в карбоне высокосернистая, в девоне сернистая.

Наибольшие извлекаемые запасы в пашийском горизонте (67,2%), в тиманском горизонте (12,7%), в бобриковском (9,5%), в турнейском ярусе (9,4%). Максимальная годовая добыча 12,2 млн т приходится на 1974 г., в 2002 г. 1,27 млн т. С начала разработки к 2006 г. добыто 253 млн т.

Туймазинское нефтяное месторождение

Туймазинское нефтяное месторождение (рис.4) расположено в Башкортостане, недалеко от с. Туймазы и приурочено к восточной части Бавлинско-Туймазинского вала, осложняющего юго-восточный склон Южно-Татарского свода.

Рис. 4. Туймазинское нефтяное месторождение.

а-б - структурные карты: а - кровли продуктивного горизонта Д-I верхнего девона, б - подошвы горизонта С-IV нижнего карбона, в - сопоставление контуров нефтеносности основных продуктивных горизонтов, г - геологический профиль по линии I-Iґ, д - разрез продуктивной части отложений; 1-2 - контур нефтеносности: 1 - горизонта D₁, 2 - горизонта C-IV; 3 - зона замещения пород-коллекторов горизонта C-IV; 4 - нефть.

Структура месторождения северо-восточного простирания сохраняется по всем основным горизонтам осадочного чехла, имеет размер по терригенному девону 40х20 км и включает Туймазинское и Александровское поднятия амплитудой 40-60 м. Разрез Туймазинского месторождения начинается с вендских отложений, развитых ограниченно. Палеозойский комплекс начинается с эйфельского яруса. Промышленно нефтеносны на месторождении терригенные отложения верхнего и среднего девона (Д₁, Д_П, Д_Ш, Д_IV), бобриковского и радаевского горизонтов, а также известняки фаменского и турнейского ярусов.

На месторождении выявлены 122 залежи [4]. Больше всего - 55 залежей было выявлено в бобриковско-радаевских отложениях и 31 в пашийском горизонте. Основная нефтеносность связана с терригенным девоном, особенно с пластом Д₁ пашийского горизонта. Начальные дебиты 60-100 т/сут.

Бавлинское нефтяное месторождение

К Бавлинско-Туймазинскому валу приурочено крупное месторождение Татарстана - Бавлинское (рис.5). На его территории выделено несколько структурно - морфологически обособленных участков: Собственно Бавлинский, Жмакинский, Северо-Восточный, Новобавлинский и Крым-Сарайский.

Рис. 5. Бавлинское нефтяное месторождение.

а - структурная карта кровли продуктивного горизонта D-I (пашийского горизонта верхнего девона), б - геологический профиль по линии I-Iґ, в - разрез нефтепродуктивных отложений; 1 - контур нефтеносности; 2 - нефть.

Наиболее крупной является Бавлинская структура (24х11 км) с крутым юго-восточным крылом. Новобавлинская структура (9х2-2,5 км) расположена северо-западнее и отделяется от Бавлинской неглубоким прогибом. Эти поднятия четко выражены в разрезе всей осадочной толщи, но под Бавлинской структурой в фундаменте выделяется глубокий прогиб, заполненный верхнепротерозойскими отложениями. Бавлинское месторождение многопластовое, многозалежное (40 залежей). Промышленные залежи установлены в пластах Д_Ш, Д_IV живетского яруса, в пласте Д₁ пашийского горизонта, в бобриковском горизонте, а также в карбонатных отложениях турнейского и фаменского ярусов. Наибольшие запасы месторождения связаны с пашийским (48,3%), бобриковским (35%) и кизеловским (12%) горизонтами. В пашийском горизонте выявлено 6 залежей, наиболее крупная (10х15 км) из них собственно Бавлинская. К бобриковскому горизонту приурочена крупная залежь пластовая сводовая, участками литологически экранированная, занимающая площадь всего месторождения. В кизеловском и черепетском горизонтах выявлено 6 залежей, одна из них самая крупная по площади (350 км²). Залежи живетского яруса (пласты Д_Ш, Д_IV) в основном небольшие.

Основным участком по запасам является Бавлинский, на нем сосредоточено 84% запасов месторождения.

За время разработки месторождения из девонских залежей отобрано 75 млн т, из которых 97% приходится на пашийский горизонт, из залежей бобриковского горизонта к 2006 г. добыто 40 млн т.

Сабанчинское нефтяное месторождение

Сабанчинское месторождение является одним из крупных месторождений на юго-востоке Татарстана. Расположено оно в Бугульминской депрессии, отделяющей сводовую часть Ромашкинского купола от Бавлинско-Туймазинского вала. Структурно месторождение представлено небольшими куполовидными поднятиями, осложняющими склон, погружающийся в северо-восточном направлении. Структурные планы палеозойских отложений характеризуются различной степенью унаследованности от рельефа фундамента. На месторождении нефтеносность установлена в пашийском горизонте, в карбонатных породах среднефаменского подъяруса и бобриковском горизонте, выявлено 19 залежей. Залежи (7) в бобриковском горизонте, основном объекте месторождения, связаны с локальными структурами, по типу пластовые сводовые и литологически экранированные. Наиболее крупная залежь (20х9,5 км) приурочена к обширной складке, осложненной локальными поднятиями и прогибами. В пашийском горизонте наиболее крупная залежь выявлена в западной части месторождения, а в фаменском ярусе - на юге. Максимальная годовая добыча в 1982 г. - 1,6 млн т. С начала разработки (1972 г.) основная часть добытой нефти (28,7 млн т) приходится на бобриковский горизонт. Залежи девонских отложений являются второстепенными и разрабатываются единичными скважинами.

На западном склоне Южно-Татарского свода зоны нефтегазонакопления контролируются валами (валообразными зонами), в разрезе которых залежи выявлены в интервале от пашийского горизонта верхнего девона до каширского горизонта среднего карбона.

Кроме этого встречаются единичные залежи сверхвязкой окисленной нефти (природных битумов) в шешминском горизонте уфимского яруса нижней перми. К 2009 г. здесь выявлено 40 нефтяных месторождений, связанных с локальными поднятиями. В качестве примера наиболее многозалежных месторождений можно привести такие как Тавельское (85 залежей от пашийского до каширского горизонта, наибольшее количество залежей в кизеловско-черепетских - 17, тульских - 15, башкирских - 11, верейских - 11 отложениях), Архангельское (48 залежей от пашийского до шешминского горизонта, основные залежи в нижнем карбоне), Бекет-Ключевское (44 залежи от пашийского до каширского горизонта, наибольшее количество залежей в пашийско-тиманских отложениях - 11, турнейских - 11, бобриковских - 10), Новошешминское (36 залежей от турнейского яруса до каширского горизонта), Красногорское (32 залежи от турнейского яруса до шешминского горизонта), Ямашинское (20 залежей от пашийского горизонта до каширского, наибольшее количество залежей в пашийско-тиманских отложениях).

На северо-восточном склоне Южно-Татарского свода выявлены немногочисленные месторождения, связанные с локальными поднятиями, на которых залежи выявлены в девонских и каменноугольных отложениях, при этом наиболее часто продуктивны нижнекаменноугольные отложения. Девонские терригенные (тиманский и пашийский горизонты) продуктивны на Муслюмовском и Мустафинском месторождениях.

Мустафинское месторождение находится в Башкортостане и включает 26 залежей (10 залежей в тиманско-пашийских отложениях, 8 залежей в радаевском и бобриковском горизонтах, остальные залежи выявлены в тульском горизонте, турнейских и фаменских отложениях). На Дружбинском месторождении нефтеносны только терригенные отложения нижнего карбона.

На северном склоне Южно-Татарского свода выделяются зоны нефтенакопления, связанные с валами меридионального и северо-восточного направлений. Залежи и месторождения приурочены к локальным поднятиям тектонического и седиментационного генезиса. Нефтеносны терригенные отложения верхнего девона и нижнего карбона, а также карбонатные породы верхнего девона и турнейского яруса. К 2009 г. здесь выявлено около 30 месторождений. Одним из них является Бахчисарайское месторождение (основные залежи в тульском и бобриковском горизонтах, небольшие в тиманском горизонте). На Бастрыкском месторождении основные залежи связаны с карбонатными отложениями турнейского яруса и верхнего девона, продуктивны также бобриковский и тульский горизонты. На Елгинском месторождении основные залежи в тиманско-пашийских отложениях, продуктивен также тульский горизонт.

Шкаповский нефтегазоносный район

На юго-востоке Южно-Татарской НГО выделяется Шкаповский НГР, который по прежним схемам объединял месторождения Шкаповско-Белебеевской вершины (по современным схемам Фоминовско-Кандызская моноклиналь), где выявлено более 60 преимущественно нефтяных месторождений. По последним схемам нефтегеологического районирования к Шкаповскому НГР отнесены также месторождения Северо-Кинельской моноклинали и Большекинельской системы дислокаций (30 месторождений). Административно Шкаповский НГР занимает территорию Башкортостана, Оренбургской, Самарской областей и Татарстана. Большая часть месторождений района в пределах Шкаповско-Белебеевской вершины (Фоминовско-Кандызская моноклиналь) связана с отдельными локальными поднятиями, которые иногда объединяются в группы (цепочки) различного простирания. И лишь на северо-востоке выделяется более четко выраженная Серафимовско-Балтаевская валообразная зона. Четко выраженные зоны поднятий выделяются также на юго-западе района, где они имеют субширотное простирание (Сосновско-Дерюжевская зона и Большекинельский вал). Преобладают в Шкаповском НГР нефтяные месторождения, в пределах Большекинельского вала, Сосновско-Дерюжевской зоны появляются нефтегазовые месторождения (Дерюжевское, Новоаманакское, Бугурусланское и др.). На отдельных месторождениях Шкаповско-Белебеевской вершины также выявлены газовые залежи (Абдуловское, Знаменское). Газовые и газонефтяные залежи в Шкаповском НГР выявлены в артинских, кунгурских, нижнеказанских карбонатных отложениях и уфимских терригенных на юго-западе и в нижнепермских карбонатных породах на северо-востоке.

На большинстве месторождений Шкаповско-Белебеевской вершины в основном продуктивны средне-верхнедевонские и нижнекаменноугольные отложения. На месторождениях Большекинельского вала продуктивны отложения от среднего девона до казанского яруса, на Сосновско-Дерюжевском валу (зоне) - от верхнего девона до казанского яруса. В целом в южной части Шкаповского НГР наиболее часто залежи связаны с нижнекаменноугольными и верхнедевонскими отложениями. Единичные залежи выявлены в среднекаменноугольных и среднедевонских продуктивных пластах. Пермские отложения продуктивны на 12 месторождениях.

Шкаповское нефтяное месторождение

Одним из наиболее крупных по запасам месторождений Шкаповского НГР является одноименное нефтяное месторождение, на котором выявлено 98 залежей (рис.6). Нефтеносность установлена в интервале разреза от воробьевского горизонта среднего девона до бобриковского горизонта нижнего карбона. Шкаповское месторождение приурочено к крупному поднятию (20х30 км с амплитудой 20-25 м), осложняющему южную часть Шкаповско-Белебеевской вершины. Структура прослеживается по всем горизонтам палеозойских отложений. Основные по запасам залежи сосредоточены в среднедевонских (пласт Д_IV) и верхнедевонских (пласт Д₁) терригенных коллекторах. С ними связано 98,2% начальных извлекаемых запасов нефти месторождения. Залежи пластовые сводовые с литологическим экраном. Начальные дебиты составляли 165-215 т/сут. Кроме этого, на месторождении продуктивны тиманский горизонт (пласт Д₀), среднефаменские, кизеловские карбонатные отложения и терригенные пласты радаевского и бобриковского горизонтов.

Рис. 6. Шкаповское месторождение.

а - структурная карта по кровле пласта Д₁ пашийского горизонта девона; б, в - геологические профили продуктивной части разреза нижнего карбона и верхнего девона.

На севере Шкаповского НГР известны Серафимовское, Стахановское, Абдуловское, Белебеевское, Троицкое и др. месторождения. Наибольшее количество залежей (178) выявлено на Абдуловском месторождении, из них 56 залежей в терригенном среднем и верхнем девоне, большая часть которых в среднем девоне, 92 залежи установлены в карбонатных отложениях фаменского яруса, 12 залежей в кизеловском горизонте, 15 залежей в радаевско-бобриковских отложениях и 3 залежи в карбонатных коллекторах артинского и кунгурского ярусов.

Серафимовское нефтяное месторождение

Крупным является Серафимовское месторождение (рис.7), которое контролируется 3 локальными поднятиями (Серафимовским, Леонидовским, Константиновским), осложняющими Серафимовско-Балтаевский вал. Площадь месторождения 115 км². Размеры поднятий от 3х12 км до 3х7-8 км, амплитуда 20-25 м. Поднятия прослеживаются в девонских, каменноугольных и пермских отложениях. На месторождении выявлено 55 залежей в интервале разреза от среднего девона до бобриковского горизонта. Наибольшее количество (26) залежей в живетском ярусе. Наиболее крупная залежь по площади в пласте Д₁ пашийского горизонта, средние дебиты из которой в начале разработки составляли 130 т/сут. Продуктивны на месторождении также карбонатные отложения фаменского яруса, кизеловского горизонта и терригенные коллекторы радаевско-бобриковских отложений (15 залежей).

Юго-западнее Cерафимовского месторождения расположено Стахановское месторождение, на котором выявлены 53 залежи в средне-верхнедевонских терригенных, фаменских, кизеловских карбонатных и радаевско-бобриковских терригенных отложениях. Наибольшее количество залежей (33) установлено в фаменском ярусе.

Южнее Серафимовского расположено Троицкое месторождение, объединяющее 95 залежей. Наибольшее количество залежей связано с пашийскими и фаменскими отложениями. Продуктивны на месторождении отложения от живетских до нижнекаменноугольных.

К северо-западу от Шкаповского месторождения расположено Знаменское месторождение, которое включает ранее выделявшиеся самостоятельные месторождения: Ереминское, Тарасовское, Городецкое, Яновское. Всего на территории Знаменского месторождения выделяется 80 залежей. Продуктивны отложения от среднедевонских до кунгурских. Наибольшее количество (27) залежей связано с радаевско-бобриковскими терригенными отложениями.

Рис. 7. Серафимовское месторождение.

а - структурная карта по кровле пашийского горизонта девона; б - геологические профили терригенных отложений среднего-верхнего девона Площади: I - Леонидовская; II - Серафимовская, III - Константиновская.

Сосновско-Дерюжевское газонефтяное месторождение

На юго-западе Шкаповского НГР в пределах Сосновско-Дерюжевского вала (зоны поднятий) расположены Сосновское и Дерюжевское месторождения (Сосновско-Дерюжеское) (рис.8). На Сосновском газонефтяном месторождении выявлено 13 залежей: в пашийском, бобриковском горизонтах, где пласты-коллекторы сложены терригенными породами, в кизеловском горизонте, башкирском ярусе, верейском, подольском горизонтах и калиновской свите казанского яруса, где породы-коллекторы известняки и доломиты.

Рис. 8. Сосновско-Дерюжевское газонефтяное месторождение .а - структурная карта по кровле пласта Д-I пашийского горизонта; б - геологический профиль.

На Дерюжевском месторождении выявлено 14 залежей. Кроме пашийского горизонта в верхнем девоне продуктивен тиманский горизонт, а в пермских отложениях продуктивен кунгурский ярус. Основные залежи на Сосновском и Дерюжевском месторождениях в девонских и каменноугольных отложениях нефтяные, в пластах калиновской свиты и кунгурского яруса газовые.

Султангулово-Заглядинское газонефтяное месторождение

На Большекинельском валу известно одно из старейших месторождений Оренбургской области Султангулово-Заглядинское газонефтяное месторождение, приуроченное к двум структурам, которые осложнены второстепенными куполами (рис.9). Структуры прослеживаются по всему разрезу и имеют более крутые южные крылья. Общий размер 30х5 км, амплитуда в девонских отложениях южного крыла достигает 300 м, северного и структуры в целом 50 м. На месторождении выявлено 20 залежей. В терригенных коллекторах уфимского яруса залежи газовые с нефтяными оторочками. В доломитах сакмарского яруса залежь газовая. В бобриковских, турнейских, пашийских отложениях залежи нефтяные. Основная нефтяная залежь в пласте Д₁ пластовая сводовая, высотой 36 м. Дебиты на начальном этапе разработки достигали 100 т/сут. Рядом на Нижнезаглядинской структуре выявлены газовые залежи в уфимском и кунгурском ярусах. На Южно-Султангуловском месторождении нефтяные залежи выявлены в бобриковских отложениях.

Рис. 9. Султангулово-Заглядинское газонефтяное месторождение.

Поднятия: I - Султангуловское, II - Заглядинское; а - структурная карта по кровле турнейского яруса; б, в - геологические профили; г - разрезы отложений среднего-верхнего девона и нижнего карбона.

Западнее, в центральной части Большекинельского вала расположено Красноярское месторождение, приуроченное к многокупольной структуре, которая прослеживается в девонских, каменноугольных и пермских отложениях, имеет размер 12х5,6 км и амплитуду 20 м. Залежи нефти выявлены в уфимском, сакмарском ярусах, подольском, бобриковском горизонтах, турнейском ярусе и пашийском горизонте. Основные залежи связаны с бобриковским горизонтом, турнейским ярусом и пашийским горизонтом.

В восточной части Большекинельского вала расположено одно из важных по добыче нефти в Оренбургской области Самодуровское месторождение, на котором выявлено 10 залежей в верхнедевонских и нижнекаменноугольных карбонатных и терригенных породах. Основные запасы в бобриковских и турнейских отложениях (74% от общих запасов месторождения). В середине 90-х годов оно занимало 7 место по уровню годовой добычи нефти среди месторождений Оренбургской области.

Черемшано-Байтуганский нефтегазоносный район

В пределах юго-западной части Южно-Татарской НГО по современной схеме нефтегеологического районирования выделяется Черемшано-Байтуганский НГР.

В южной части этого района, в основном на территории Самарской области и на юге Татарстана, выявлено около 30 месторождений. Основная их часть расположена в пределах Сокско-Шешминских дислокаций (Елховско-Боровской, Смагинский, Серноводско-Шунгутский, Байтуганский валы). На месторождениях этого участка Черемшано-Байтуганского НГР продуктивны отложения от верхнедевонских до среднекаменноугольных. Регионально продуктивны терригенные пласты бобриковского горизонта, карбонатные пласты турнейского и башкирского ярусов, карбонатные и терригенные пласты верейского горизонта. Реже залежи связаны с девонскими отложениями. Из месторождений можно выделить Обошинское и Серноводское, которые иногда объединяются в Серноводско-Обошинское. На Обошинском участке установлено 10 залежей в пашийском, кизеловском, бобриковском, тульском горизонтах, башкирском ярусе и верейском горизонте. На Серноводском участке (3 залежи) продуктивны бобриковско - тульские и башкирские отложения.

Севернее на Шунгутском месторождении выявлено 6 залежей. Здесь кроме залежей в нижнем-среднем карбоне установлена нефтеносность пласта Д₁ пашийского горизонта.

На юго-востоке Черемшано-Байтуганского НГР выявлено Боголюбовское месторождение, расположенное в южной части Байтуганского вала. На месторождении известно 9 залежей. Продуктивны терригенные пласты пашийского, тиманского горизонтов верхнего девона и верейского горизонта. На Восточно-Боголюбовском месторождении залежи (4) выявлены в кизеловском, бобриковском и верейском горизонтах нижнего и среднего карбона.

На севере НГР выявлены Черемшанское, Полянское, Урмышлинское и другие месторождения, на которых основные залежи установлены в нижне-среднекаменноугольных отложениях. Реже встречаются залежи в верхнем девоне. Наиболее многозалежным из названных месторождений является Урмышлинское, на котором выявлено 48 залежей. Наибольшее количество залежей (21) в терригенном бобриковском горизонте, 16 залежей в карбонатных турнейских отложениях. Кроме этого здесь продуктивны карбонатные башкирские и верейские отложения, 2 залежи сверхвязкой нефти выявлены в песчаниках шешминского горизонта уфимского яруса.

На Черемшанском месторождении (Татарстан) в пашийских и тиманских отложениях выявлено 6 залежей, в турнейских карбонатных пластах 5 залежей, в бобриковском горизонте 4 залежи и в шешминском горизонте 2 залежи сверхвязкой окисленной нефти.

В 2010-2012 гг. в Южно-Татарской НГО открыто около 20 новых нефтяных месторождений на юге на границе с Бузулукской НГО, на западном, северном, юго-восточном склонах Южно-Татарского свода. Месторождение им. В.С.Афанасьева открыто на севере НГО. Продуктивны радаевско-бобриковские и тульские отложения. Геологические запасы по категориям А+В+С₁ 1,3 млн т, по С₂ 6,5 млн т. На западном склоне свода выявлено Восточно-Гаринское месторождение. Продуктивен шешминский горизонт. Геологические запасы по категориям А+В+С₁ 3,0 млн т, по С₂ более 1,0 млн т. На северо-востоке НГО открыто Барсуковское месторождение с залежами в фаменском и турнейском ярусах. Геологические запасы по категориям А+В+С₁ 1,1 млн т, по С₂ более 0,43 млн т.

Заключение

В последние годы сырьевая база Волго-Уральской НГП, как и других основных провинций, характеризуется ухудшением качества запасов, что связано с опережением отбора запасов нефти из высокопродуктивных залежей. Добыча нефти и газа в провинции находится на стадии естественного падения. Однако, в последние (2000-е) годы за счет применения различных методов увеличения нефтеотдачи, ввода в активную разработку ТИЗ и других мер наблюдается тенденция некоторого увеличения добычи и роста запасов (в основном за счет переоценки запасов).

Основным резервом для поддержания добычи нефти в ближайшие годы могут служить запасы категории С₁ неразрабатываемых залежей (они известны на 523 разрабатываемых месторождениях), что составляет около 10% разведанных запасов провинции и запасы категории С₂ разрабатываемых месторождений, составляющие более 80% всех предварительно оцененных запасов

По мнению многих специалистов одним из главных направлений геологоразведочных работ остается Южно-Татарский свод.

Кроме девонских и каменноугольных отложений, потенциальными источниками запасов УВ могут быть породы рифея-венда и кристаллического фундамента (Грунис, Байрак, 2005).

Также, альтернативным источником углеводородов в Волго-Уральской провинции могут быть и природные битумы, встречающиеся в интервале разреза от верхнего карбона до казанского яруса. Только в нижнепермских отложениях Южно-Татарского свода суммарные ресурсы природных битумов по оценке ТатНИПИнефть составляют 5684 млн т (Успенский, 2005)

Несмотря на значительную разведанность ресурсов и наибольшую вероятность обнаружения небольших по запасам новых месторождений со сложным строением ловушек и коллекторов, в ближайшие годы Волго-Уральская НГП останется надежной базой нефтедобывающей промышленности России.

Список литературы

нефтегазоносный волжский уральский месторождение

1. Колотухин А.Т., Логинова М.П. Волго-Уральская и Предуральская нефтегазоносные провинции: Учебное пособие. -Саратов: ООО Издательский Центр «Наука», 2017-132 с.

2. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений: в 2-х томах. - Казань: Изд-во «ФЭН Академии наук РТ», 2007, - 316 с, 523 с.

3. Клещев К.А., Шеин В.С. Нефтяные и газовые месторождения России: Справочник в 2-х книгах. Книга 1 - европейская часть России - М.: ВНИГНИ, 2010 - 832 с.

4. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран. - М.: «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. Губкина, 2003 - 555 с.

Размещено на Allbest.ru