Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн
Волго-Уральский НГВ-мегабассейн представляет собой сложно построенную область прогибания на востоке Русской платформы (рисунок ниже).
Карта пьезометрической поверхности подземных вод средне-верхнедевонского гидрогеологического комплекса отложений Волго-Уральского мегабассейна
На южной окраине мегабассейна расположен наложенный Прикаспийский бассейн мезо-кайнозойских водоносных комплексов (рисунок ниже).
Схематическая гидрогеологическая карта подсолевых отложений Прикаспийской впадины
В основании водонапорной системы мегабассейна залегает складчатый кристаллический фундамент, представленный метаморфизованными и магматическими породами архейского и нижнепротерозойского возраста. Глубина погружения фундамента 1,5—2,0 км на вершинах платформенных сводов и до 20—22 км — в центральных районах Прикаспийской впадины. Характерной особенностью мегабассейна является наличие мощной толщи солей в Прикаспийской впадине, разделяющих осадочный чехол на надсолевой, солевой и подсолевой водонефтегазоносные (гидрогеологические) этажи.
Выделяетя до 12 водоносно-водоупорных комплексов: нижневерхнебавлинский водоносный, верхнебавлинский водоносно-водоупорный терригенный, среднедевонский водоносный терригенный, среднедевонский водоносно-водоупорный терригенно-карбонатный, средневерхнедевонскийводоносный терригенный, верхнедевонский водоносно-водоупорный терригенный, верхнедевонско-нижнекаменноугольный водоносный карбонатный, нижнекаменноугольный водоносно-водоупорный терригенный, нижне-среднекаменноугольный водоносный карбонатный, среднекаменноугольный водоносно-водоупорный карбонатный, средне-верхнекаменноугольнонижнепермский карбонатный водоносный, нижнепермский водоупорный комплекс — кунгурская соленосная толща.
Кунгурская соленосная толща является региональным флюидоупором для подсолевых залежей нефти и газа.
Надсолевой верхнепермско-четвертичный комплекс представлен преимущественно терригенными породами, за исключением верх-немелового и верхнеюрского отделов. В разрезе надсолевого гидрогеологического этажа выделяются пять водоносных и относительно водоупорных комплексов: пермско-триасовый, нижнесреднеюрский, верхнеюрский, нижнемеловой, верхнемеловой и в покровном гидрогеологическом этаже — неогеновый. Водоупором служит палеогеновая глинистая толща.
Водообильность и минерализация указанных водоносных комплексов изменяются в широких пределах по площади бассейна — от первых десятков до 2,0 тыс. м 3 /сутки (Пермский свод).
Пьезометрические уровни вод подсолевого этажа изменяются от 400 до 10 м и ниже, скорость движения вод — от 2 см/год (Мелекесская впадина) до 327 см/год, минерализация 10—320 г/дм . Преобладают хлоридно-кальциевые, реже хлоридно-магниевые рассолы, застойный элизионный режим. Воды содержат много микроэлементов. Водорастворенные газы представлены азотом и метаном, воды сильно газонасыщены, нередко обладают АВПД. По составу водорастворенных газов в подсолевом комплексе можно выделить три геохимические провинции: азотных газов (северные районы мегабассейна), метановых газов (Предуральский прогиб) и провинцию кислых газов. Основные залежи нефти и газа приурочены к девонско-каменноугольному комплексу.
Для надсолевого гидрогеологического этажа характерно движение вод со скоростью 1 —2 м/год, направленное в сторону прибортовых частей впадин (Камско-Кинельская, Мелекесская). Типы вод меняются с гидрокарбонатно-натриевого на хлоридно-кальциевый при одновременном увеличении содержания йода и брома. По составу водорастворенных газов здесь также можно выделить ряд геохимических зон, объединенных в две геохимические провинции — восточную (азотную) и западную (метановую).
В соленосном гидрогеологическом этаже воды содержатся в межсолевых пропластках сульфатно-терригенного состава. Это, как правило, высокоминерализованные (320—570 г/дм 3 ) рассолы хлоридно-кальциевого типа с АВПД с невысокой газонасышенностью, представляющие собой маточные рассолы бассейна седиментации.
Источник
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. км 2 — 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:
· 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.
· Глины, аргиллиты, часто известковистые и мергели эйфельского , кыновского реже живетского возраста. Сорг 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. Сорг до 14%, тип ОВ — преимущественно сапропелевый.
· Карбонатно-глинистые породы турнейского возраста пределах КК системы прогибов. Сорг до 2,7%, максимум 10%, сапропелевое ОВ.
· Терригенные угленосные породы нижнего визе преимущественно в пределах КК системы прогибов. Сорг 1,7-3,8%, максимально — до 11%. ОВ — гумусовое. Это в основном газ.
· Известковистые глины тульского и верейского горизонта. Сорг до 4,5%, сапропелево-гумусовое ОВ, источник газообразных УВ. В основном для южных и ЮВ частей бассейна.
· Карбонатные породы нижней перми (Сорг до 5% и более, гумусово-сапропелевое ОВ, газообразные УВ) источник преимущественно газа.
· Возможно рифейские и вендские отложения (единичные глинистые прослои и содержанием Сорг 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/см 3 , 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/см 3 , 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 см 3 с 1 м 3 газа).
· Нижнекаменноугольные карбонаты (турне) — небольшая нефтяная залежь.
· Карбонаты башкирско-верейского возраста — газовая залежь.
Дата добавления: 2015-02-16 ; просмотров: 37 | Нарушение авторских прав
Источник