7. Полезные ископаемые

На площади учебного полигона распространено несколько видов полезных ископаемых, из которых наиболее важное народнохозяйственное значение имеют месторождения строи­тельных материалов — гипса, песчано-гравийной смеси и кир­пичной глины (рис. 2, вкл.).

7.1 Горючие ископаемые Нефть и горючие газы

Промышленная нефть в Пермской области была открыта в 1929 г. на Верхне-Чусовском месторождении. Нефти боль­шинства месторождений отличаются повышенной сернистостью и парафинистостью, по плотности являются в основном тяжелыми. В нефтяных месторождениях содержится раство­ренный газ, некоторые залежи имеют газовые шапки. Все скопления нефти и газа приурочены к различным литолого- фациальным комплексам, каждый из которых обладает специ­фическими чертами нефтегазонакопления, типами залежей и литолого-фациальными особенностями; они изолированы друг от друга непроницаемыми покрышками. 3 настоящее время на территориях Пермской области в палеозойских отложениях геологи-нефтяники выделяют пять нефтегазоносных комплексов: эйфельско-тиманский, верхнедевонско-турнейский, нижне- визейский, среднекаменноугольный и верхнекаменноугольно­нижнепермский. \

Эйфельско-тиманский нефтегазоносный комплекс пред-ij ставлен терригенными породами: алевролитами и песчаниками. Общая нефтенасыщенная мощность — 5,2—5,6 м, эф-¹ фективная — 1,2—2,5 м. Покрышка комплекса сложена гли­нистыми известняками верхней пачки тиманского горизонта.

Верхнедевонско-турнейский нефтегазоносный комплекс представлен карбонатными породами. Как правило, франские, а иногда и фаменские структуры являются рифами, турнейские же — структурами облекания рифовых массивов. Кол­лекторами служат проницаемые разности рифогенных и сло­истых известняков и доломитов. Покрышкой являются глини­стые породы визейского яруса.

Нижневизейский нефтегазоносный комплекс — наиболее продуктивный, объединяющий отложения от подошвы визей­ского яруса до кровли терригенной пачки тульского горизонта. Коллекторами являются терригенные породы, покрышкой слу­жат глинистые и доломитизированные известняки верхней пачки тульского горизонта. Большинство месторождений при­урочено к структурам облекания бортовых и внутренних рифо­генных массивов Камско-Кинельской системы прогибов.

Среднекаменноугольный нефтегазоносный комплекс выде­ляется в объеме башкирского и московского ярусов. Коллек­торами являются пористые и мелкокавернозные органогенно- детритовые известняки и доломиты общей мощностью 5,0— 53,7 м, эффективная мощность залежей изменяется от 2,2 до 28,0 м. Покрышка — глинистые плотные разности известняков и доломитов вышележащих горизонтов.

Верхнекаменноугольно - пижнепермский нефтегазоносный комплекс приурочен к верхнекаменноугольным, ассельским, сакмарским и артинским отложениям. Коллекторами могут быть проницаемые разности слоистых и рифогенных извест­няков и доломитов. Региональной покрышкой служат карбо­натные и сульфатно-карбонатные толщи кунгурского яруса.

Северокамское месторождение расположено в 18 км за­паднее г. Перми в среднем течении рек Ласьвы и Гайвы, при­урочено к Северокамской антиклинальной структуре. Место­рождение было открыто в 1938 году. Промышленная нефте­носность установлена на восточном и Кизимском куполах в среднекаменноугольном и нижневизейском нефтегазоносных комплексах, на западном куполе — в среднекаменноугольном и эйфельско-тиманском. Коллекторами в среднекаменноугольном комплексе являются карбонатные породы (известняку, частично доломиты) московского (верейский горизонт) и башкирского ярусов, коллекторы в нижневизейском и эйфельско-тиманском комплексах — песчаники и алевролиты соот­ветственно тульского и тиманского горизонтов. Начальные дебиты скважин достигали 120 т/сутки, текущие не превышают ! 3—5 т/сутки, Газовый фактор в начальный период разработки составлял 40—50 м³/т, сейчас более 200 м³/т. Попутный газ жирный, азота в нем 32—52%, метана 22—29%.

Лобановское месторождение находится восточнее г. Перми на водоразделе рек Камы и Сылвы. Оно приурочено к Лобановской брахиантиклинали, открыто в 1950 г.* Промышленная нефтеносность развита в среднекаменноугольном (башкир­ский ярус) и нижневизейском (тульский горизонт) нефтегазо­носных комплексах. Коллекторами в башкирском ярусе явля­ются пористые разности, известняков, в тульском горизонте — песчаники и алевролиты с прослоями аргиллитов. В началь­ный период разработки месторождения скважины фонтаниро­вали с дебитом до 40 т/сут., текущие дебиты — до 10 т/сут. Газовый фактор составляет 42 м³/т. Газ имеет азотно-угле­водородный состав: азота 30—36%, метана до 34%.

Основные характеристики коллекторов и нефтей приведены в таблице. Нефти обоих месторождений являются легкими, малосернистыми. Залежи нефти на месторождениях преиму­щественно пластовые сводовые, иногда массивные; режимы залежей — упруговодонапорные, растворенного газа или сме­шанные. По месторождениям наряду с запасами нефти были подсчитаны запасы попутного газа. Добыча нефти осущест­вляется механизированным способом.