23. Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн.

На севере ограничен Тимано-Печорский бассейном, на юге - Прикаспийским. На геологической карте - выходы в основном пермских отложений. Территория охватывает восточную часть Русской плиты и частично Предуральский краевой прогиб. ВУ НГБ приурочен к республикам Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Пермская, Самарская, Оренбургская, Саратовская, Волгоградская области, частично Свердловская. По запасам УВ сырья ВУ бассейн находится на втором месте после ЗС - 14% запасов. Общая площадь около 700 тыс. км² - 1465 месторождений. Ромашкинское нефтяное месторождение, Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождения - "крупнейшие в мире". Запасы более 100 млн. т - Тумазинское, Ново-Елховское.

Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных породах среднего девона, но высокопродуктивны карбонатные отложения каменноугольного возраста и карбонатные отложения пермского возраста. Газ и газоконденсат: карбонаты C₃-P₁.

История изученности ВУ НГБ.

Признаки нефтеносности на дневной поверхности (пермские породы) были известны более 200 лет назад. Первая нефть - 1929 год (из артинских рифогенных известняков). Первое крупное месторождения (Ишимбайское) - 1932 г. (в артинско-сакмарских известняках). В 1944 г. Была обнаружена нефть в Самарской области (в отложениях среднего девона), а чуть позже - Туймазинское в Башкортостане.

1946 г. - Ромашнкинское. В 1960 г. 87% нефти добывалось в Волго-Уральском НГБ. В середине 70-х годов начинается снижение объемов добычи. В настоящее время - выработанность более 80%. Коэффициент извлечения по крупнейшим месторождениям 0,48-0,51 (сколько в % от подсчитанных запасов было добыто).

Тектоническое строение ВУ бассейна:

• Волго-Камская антеклиза.

• Предуральский краевой прогиб.

• Восточная часть Воронежской антеклизы.

• На востоке - Урал.

• На западе - склоны Токмовского свода и Воронежской антеклизы.

• На юго-западе - Миллеровский выступ - отделяет от Донецкого НГБ.

• На севере - южные склоны Тимана.

• На юге - Прикаспийская синеклиза (по Московско-Артинскому уступу - условная граница, разделяет резкую смену фаций и мощностей C₃-P₁ отложений, по девонскому комплексу эта граница не очень ощутима).

Фундамент бассейна сложен архейско-раннепротерозойскими отложениями. Вышележащий комплекс отложений представлен карбонатными (преобладают), терригенными, местами эвапоритовыми отложениями R, V, D, C, P и фрагментарно MZ возраста. Максимальная мощность осадочного чехла в пределах бассейнов отмечается в Предуральском КП - более 10 км. На остальной территории она варьирует в зависимости от рельефа поверхности фундамента от 4-6 км во впадинах до 1,5-2 км на сводах.

Камско-Кинельская система впадин - плоскодонные впадины с крутыми бортами, выражены во франских отложениях, заполнены породами верхнедевонского возраста (400-600 м), аналог доманикового горизонта в Тимано-Печорском НГБ.

Стратиграфия:

• Глины, аргиллиты, часто известковистые и мергели эйфельского , кыновского реже живетского возраста. С_орг может достигать 1,4-2%, местами до 2,8%, тип ОВ - преимущественно гумусово-сапропелевый. Считаются основными источником нефти для залежей в терригенном девоне.

• Битуминозные известково-глинисто-кремнистые породы доманиковой фации. Максимальное распространение они получили в отложениях одноименного горизонта верхнего девона (нижний фран), но в пределах Камско-Кинельской системы впадин встречаются во всем верхнефранском-фаменском разрезе. С_орг до 14%, тип ОВ - преимущественно сапропелевый.

• Карбонатно-глинистые породы турнейского возраста пределах КК системы прогибов. С_орг до 2,7%, максимум 10%, сапропелевое ОВ.

• Терригенные угленосные породы нижнего визе преимущественно в пределах КК системы прогибов. С_орг 1,7-3,8%, максимально - до 11%. ОВ - гумусовое. Это в основном газ.

• Известковистые глины тульского и верейского горизонта. С_орг до 4,5%, сапропелево-гумусовое ОВ, источник газообразных УВ. В основном для южных и ЮВ частей бассейна.

• Карбонатные породы нижней перми (С_орг до 5% и более, гумусово-сапропелевое ОВ, газообразные УВ) источник преимущественно газа.

• Возможно рифейские и вендские отложения (единичные глинистые прослои и содержанием С_орг превышающим 1 %).

Девонское и нижнекаменногольное ОВ преобразовано преимущественно до стадий ПК₃-МК₁, реже МК₂.

По сути в бассейне работают 6 нефтегазоносных комплексов:

1. D₂-D₂fr₁ - карбонатно-терригенный, залежи обнаружены в 7 НГО из 8.

2. D₃fr₂-C₁t₁ - карбонатный, открыта залежи в Предуральской и Уфимско-Оренбургской области.

3. С₁v₁ - терригенный, продуктивен почти на всей территории ВУ.

4. С₂ - терригенно-карбонатный, продуктивен везде, кроме Предуральского прогиба.

5. С₃-Р₁ - карбонатный, с этого периода появляются газовые и газоконденсатные залежи.

6. Р₂ - карбонатно-терригенный.

Нефтегазоносные области ВУ НГБ:

• Татарская. 90% запасов нефти в терригенной толще D (Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Туймазинское).

• Верхнекамская. Более 90% запасов в С (Арлан).

• Пермско-Башкирская. Свыше 90% запасов в С.

• Предуральская. Нефть в С (север), газ в Р₁ (юг).

• Мелекесско-Абдуллинская. Более 90% запасов нефти в С, газ - в Р.

• Уфимско-Оренбургская. Запасы нефти - поровну между D и С, газ - в Р₁ и С₃ (Оренбургское газоконденсатное месторождение).

• Средневолжская. Жигулевско-Пугачевский свод и Бузулукская впадина. 70% запасов в С, более 25% в D.

• Нижневолжская. Юго-восточные части склона Воронежской антеклизы и Пачелмского авлакогена. Нефть и газ - С (юг) или D (север)

Ромашкинское нефтяное месторождение.

Приурочено к центральной части Татарской НГО. Открыто в 1943 г., введено в эксплуатацию в 1952 г. Приурочено к сводовой части Татарского свода - платообразное поднятие изометричной формы (100х100 км). В основном в девонских отложениях содержатся нефтяные залежи - 18 продуктивных горизонтов. Крупнейшая залежь - Пашийская. Ловушка - пологая брахиантиклиналь. Коллектора - терригенные отложения девона. Иногда залежи формируются в местах, где песчаные залежи выклиниваются и замещаются глинистыми отложениями. Нефтеносные песчаники в основном кварцевые, мелкозернистые, эффективная мощность которых достигает 15 м. Суммарная мощность терригенных отложений девона - 100-200 м. Литологическая неоднородность присутствует, поэтому коллектор в целом неоднородный. Пористость коллектора от 15 до 25%. Плотность нефтей составляет 0,8-0,82 г/см³, содержание серы 1,5-2%. Качество нефти изменчиво по залежи (вверх по разрезу ухудшается), т.к. вверх по разрезу ухудшается и качество коллекторов. Кроме того, продуктивен карбонатный девон, есть притоки нефти из тульского и бобриковского горизонтов, из нижнекаменноугольных отложений (терригенный визе, мощность коллекторов 0-10 м, небольшие запасы).

Ново-Елховское нефтяное месторождение.

Находится западнее от Ромашкинского (в 2-3 км), приурочено к осложняющим флексурам на бортах Татарского свода. Запасы - больше 300 млн. тонн. Открыто в 1951 г., спустя 10 лет начата его разработка. На начало разработки запасы оценивались 580 млн. тонн нефти. В плане это вытянутая асимметричная складка с очень крутым восточным бортом и пологим западным. Ширина в среднем составляет 14-45 км, длина 80-85 км. 80% запасов нефти приурочено к нижнефранским терригенным отложениям (мелкозернистые хорошо сортированные кварцевые песчаники с цементацией не более 5%). Есть залежи в нижнекаменноугльных турнейских отложениях, коллектор - трещиноватые известняки с пористостью до 15%, но запасы трудно извлекаемы. Визейские песчаники содержат около 180 локальных залежей, суммарные запасы - 80% от общих запасов месторождения. Выработанность на сегодняшний день - 75%

Туймазинское нефтяное месторождение.

Также находится в Татарское НГО. Залежь в каменноугольных отложениях открыта в 1937 г., в 1944 г. - залежь в девонских отложениях. Разработка началась в 1939 и 1945 г. Соответственно - самое быстро месторождение по вводу в эксплуатацию. Это асимметричная складка размерами 40х20 км, с крутым юго-восточным бортом и достаточно пологим западным. Складка имеет ступенчатый замок.

В основании осадочного разреза залегает терригенная толща венда. Основной вклад в запасы:

• Терригенные отложения девона.

• Карбонатные отложения верхнефаменско-турнейского возраста. Это мелкие рифовые постройки, распространены локально, вклад этого интервала минимален.

• Терригенные отложения бобриковского горизонта.

В целом, терригенные коллектора достаточно хорошо отсортированы, представлены песчаникам, местами алевролитами, пористость 20-22%. Вверх по разрезу увеличивается литологическая неоднородность терригенных коллекторов, поэтому бобриковские залежи контролируются распространением хороших песчаников. Сейчас пробурен 1800 скважин - до верхнего девона. Выработанность достигает 94% при коэффициента извлечения 56%.

Бавлинское нефтяное месторождение.

Также находится в Татарское НГО. Открыто в 1946 г., разрабатывается с 1950 г. Это очень пологая антиклинальная складка изометричной формы, средний диаметр около 100 км, амплитуда небольшая. Основные продуктивные горизонты:

• Пашийский (верхний девон) - основной по запасам. В отложениях пашийского возраста представлен относительно однородными песчаниками. Вверх по разрезу доля алевритистой состоящей увеличивается, ухудшаются коллекторские свойства. Пористость в среднем 19%. Мощность коллектора 14-40 м, средняя эффективная мощность - 9 м. Коэффициент извлечения 56%

• Бобриковский. Общая мощность коллектора 10-20 м, эффективная - 4 м. Характеризуется изменчивостью литологического состава и площади распространения.

• Турнейский (карбон) - карбонатный. Мощность карбонатных отложений - 10 м, эффективная - 6 м. Пористость 12%, проницаемость 30 миллиДарси.

Арланское нефтяное месторождение.

Находится в Верхнекамской НГО. Открыто в 1955 г., разрабатывается с 1958 г. В разрезе это достаточно крупная антиклиналь, приурочено месторождение к Камско-Кинельской системе прогибов. Основной вклад:

• Нижний терригенный визе, яснополянский горизонт, сложенный песчаниками - 86% запасов. Выявлено около 8 нефтенасыщенных пластов, самые крупные - тульский и бобриковский горизонты. Коллекторские свойства хорошие, пористость до 17-24%, но имеется сильная изменчивость. Нефти высоковязкие, тяжелые, плотность 0,9 г/см³, сернистые, высокосмолистые.

• Средний карбон (башкриский и московский яруса), нефти значительно меньше - около 12%.

• Известняки турнейского возраста - 2% запасов.

В целом выделяется 15 залежей в интервале от среднего девона до нижнепермских сакмарских отложений.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение.

Находится в Уфимско-Оренбургской НГО. Открыто в 1945 г., разрабатывается с 1958 г. Приурочено Соль-Илецкому валу. Размеры 120х20 км, представляет собой классический вариант пассивной залежи, приуроченной к антиклинальной ловушке.

• Основная залежь - в кунгурских (P), сакмарско-артинских (P), верхнекаменноугольных доломитах. Природный резервуар представлено переслаиванием более ипроницаемых и менее проницаемых карбонатов. Проницаемая часть составляет около 40% - доломиты с пористостью 10-25%. В залежах - газ, на 80% - метановый, 8% - азот, 1-4% - сероводород, есть незначительная доля конденсата (125 см³ с 1 м³ газа).

• Нижнекаменноугольные карбонаты (турне) - небольшая нефтяная залежь.

• Карбонаты башкирско-верейского возраста - газовая залежь.