Глава II

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ ДРЕВНИХ ПЛАТФОРМ

На территории нашей страны располагаются крупнейшие древ­ние платформы земного шара - Русская и Сибирская, фундаментом которых являются кристаллические породы докембрийского воз­раста, а осадочный чехол представлен преимущественно палеозойс­кими осадочными отложениями. В пределах этих платформ в соответст­вии с возрастом основных нефтегазоносных комплексов выделяются нефтегазоносные провинции палеозойского и частично мезозойского нефтегазонакопления.

На Русской платформе выделяются Волго-Уральская, Тимано- Печорская, Прикаспийская, Днепровско-Припятская и Прибалтийская нефтегазоносные провинции.

§ 1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

В геотектоническом отношении провинция занимает юго-вос­точную краевую часть Русской платформы общей площадью около 700 тыс. км², ограниченную на юге и юго-востоке Прикаспийской впа­диной, на востоке — Предуральским прогибом (рис. 91). К настоя-

153

Рис. 91. Волго-Уральская нефтегазонос­ная провинция.

Нефтегазоносные области (тектоничес­кие элементы) : А - Татарская (свод), Б - Пермско-Башкирская (свод), В - Жигулевско-Пугачевс'кая (свод), Г - Оренбургская (свод), Д - Саратов­ская (Саратовские дислокации), Е - Доно-Медведицкая (Доно-Медведиц- кие дислокации), Ж - Верхнекамс­кая (впадина), 3 - Бирская (седло­вина) , И — Мелекес-Абдулинская (впа­дина) ; местоскопления: 1 - Ромаш- кинское, 2 - Оренбургское; текто­нические элементы за пределами про­винции: / - Тиманский кряж, // - Предуральский прогиб, III — Прикас­пийская впадина, IV - Воронежская антеклиэа. Границы: а — провинции, б — нефтегазоносных областей; мес­тоскопления: в — нефтяные; г - га- эонефтяные, нефтегазовые, д — газо­вые и газоконденсатные

щему времени из недр Волго-Уральской провинции извлечено около 4 млрд. т нефти.

Первые попытки поисков нефти в Поволжье относятся к 1864 г. В 1918 г. И.М. Губкин по указанию В.И. Ленина возглавил работы по восстановлению нефтяной промышленности в стране, а также по организации поисково-разведочных работ, в частности в районах По­волжья и Ухты.

Первая промышленная нефть в Поволжье была получена в 1929 г. из пермских отложений в районе Чусовских Городков, в северной час­ти Предуральского прогиба. В 1932 г. в этих же отложениях были открыты залежи в рифах Ишимбайской площади. К 1936-1940 гг. относится открытие нефти в отложениях нижнего и среднего карбона на Самарской Луке и на западе Башкирии (Туймазинская площадь). Открытие знаменитой девонской нефти относится к 1944-1948 гг. (Туймазинское и Ромашкинское местоскопления).

В настоящее время в Волго-Уральской провинции известно несколь­ко сот местоскоплений, главным образом нефти. Крупнейшим успе­хом является открытие газового гиганта - Оренбургского место- скопления.

На кристаллическом фундаменте архейского, а в ряде случаев протерозойского возраста залегает осадочный чехол мощностью от 1,4 до 6 км и более. Фундамент наиболее полно изучен бурением в цент­ральной и юго-западной частях провинции. Параметрические скважины на Туймазинском и Ромашкинском местоскоплениях прошли по фундаменту около 2 км.

Платформенный чехол сложен терригенными и, главным образом, карбонатными отложениями палеозоя и отчасти мезозоя - кайнозоя. 154

В пределах сводов он залегает на кристаллическом фундаменте архейс­кого, реже нижнепротерозойского возраста, во впадинах и прогибах — на отложениях промежуточного комплекса, представленных мощной (до 1—2 км) "немой" толщей преимущественно терригенных отложе­ний додевонского возраста.

Основными положительными структурными элементами являются выступы фундамента, которым в осадочном чехле соответствуют крупные своды: Татарский, Жигулевско-Пугачевский, Токмовский и Коми-Пермяцкий. Оренбургский и Пермско-Башкирский своды выражены только в осадочном чехле. Своды разделены Верхнекам­ской, Мелекес-Абдулинской, Бузулукской впадинами, Камско-Ки- нельской системой прогибов, Бирской седловиной. Некоторые из них имеют грабенообразное строение. В пределах сводов фундамент залегает на глубинах 1,4—2 км, в депрессионных зонах — 4,5—6 км.

В Волго-Уральской провинции широко развиты узкие линейные дислокации, соответствующие разломам фундамента. К ним приуроче­ны валы асимметричного строения или структурные уступы (флек­суры). Валы осложнены локальными структурами куполовидного или брахиантиклинального строения.

Промышленные скопления нефти и газа на территории провинции связаны, главным образом, с палеозойскими отложениями. Основными по запасам нефти являются отложения терригенного девона, содер­жащие от одного до восьми продуктивных горизонтов. Залежи нефти и газа установлены также в нижне-, средне- и верхнекаменноугольных, нижне- и верхнепермских терригенно-карбонатных комплексах. Наи­большие запасы нефти и газа в провинции находятся на глубинах от 1 до 2 км. Ресурсы нефти и газа по местоскоплениям распределены крайне неравномерно.

Большинство местоскоплений нефти и газа провинции приурочены к антиклинальным и куполовидным поднятиям с соответствием струк­турных форм, усиливающихся с глубиной в отложениях карбона и девона, а также к поднятиям с несоответствием структурных планов. Местоскопления обычно многопластовые, в отдельных случаях число залежей достигает 15—20. Этаж нефтегазоносности девонских отложе­ний достигает 150 м. Помимо сводовых в девоне встречены залежи структурно-литологические, в карбоне — литологические, линзовид- ные и шнурковые.

В пределах Волго-Уральской провинции выделяется девять нефте­газоносных областей, связанных с крупными геотектоническими элементами: Татарским сводом, Бирской седловиной, Пермско-Баш- кирским сводом, Верхнекамской впадиной, Мелекес-Абдулинской впадиной, Оренбургским сводом, Жигулевско-Пугачевским сводом, Саратовскими, Доно-Медведицкими дислокациями.

В нефтегазоносной области Татарского свода вьивленная неф- тегазоносность связана в основном с девонскими отложениями, на террритории Бирской седловины — с отложениями девона и карбона, Жигулевско-Пугачевского свода и Саратовских дислокаций — с отло­жениями девона и карбона, Оренбургского свода — с отложениями перми и карбона.

Ромашкинское нефтяное местоскопаение (рис. 92) расположено на южной

Рис. 92. Ромашкинское нефтяное местоскопление (по П.И. Лан- гуеву и /ц>.).

а — структурная карта по кров­ле пласта Д| верхнего девона; б — геологический разрез тер- ригенной толщи девона по линии I—I. 1 — изогипсы, м; 2 — контур нефтеносности; 3 — нефть; 4 — поверхность несогласия; 5 — кристаллический фундамент

вершине Татарского свода в пределах крупного пологого куполовидного под­нятия. Его высота по отложениям девона 60 м, общая мощность осадочного чех­ла около 2 км.

Первый мощный фонтан был получен в 1948 г. (скв. 3) из отложений франс- кого яруса верхнего девона. Залежи выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Промышленная нефтеносность установлена ^акже в карбо­натных отложениях девона и карбона.

Наиболее богатая нефтяная залежь связана с терригенным пластом Д1 пашийского горизонта фрайского яруса верхнего девона. В составе пласта Д1 выделяется пять нефтенасыщенных прослоев с общей мощностью коллекторов 30-50 м. Пористость песчаников колеблется от 15 до 26 %, проницаемость до 2 мкм². Дебиты отдельных скважин из пласта Д j достигают 400 т/сут.

Оренбургское газоконденсатное местоскопление расположено вблизи Орен­бурга. В разрезе местоскопления выделяются каменноугольные, пермские, триа­совые, юрские, меловые, неогеновые и четвертичные образования, залегающие на породах нижнего палеозоя (ордовик - силур). Вскрытая мощность отложе­ний 3928 м.

Местоскопление приурочено к Оренбургскому валу широтного простира­ния с размерами 107 х 23 км и амплитудой 550 м (рис. 93).

Основные запасы газа приурочены к толще карбонатных пород среднекамен- ноугольно-нижнепермского возраста (от каширского горизонта до кровли ар- тинского яруса). Небольшая залежь установлена в Филипповском горизонте перми. Залежи расположены на глубине 1330-1830 м. Обе газовые залежи содер­жат нефтяные оторочки. В составе газа отмечается значительное количество сероводорода (до 4,93 %). Газ содержит конденсат.

EZ3^J

Рис. 93. Оренбургское газоконденсатное местоскопление.

а — структурная карта по кровле продуктивной толщи нижнепермского (артин- ского) — среднекаменноугольного возраста (по материалам ОТГУ); 6 — схема сопоставления контуров газоносности продуктивных толщ; в — геологический профиль по линии 1—1. 1 — иэогипсы, м; контуры газоносности продуктивных отложений: 2 - филипповского горизонта, 3 - нижнепермских (артинских) — среднекаменноугольных; 4 - контур нефтеносности нижнепермской (артин- ской) — среднекаменноугольной толщи