Среднедевонско-нижнефранский комплекс

Среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный комплекс сложен породами эйфельского и живетского ярусов, пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса. В этом комплексе выделено несколько продуктивных пластов.

Продуктивный пласт Д-V не имеет четкой стратиграфической привязки: в Башкирской АССР и центральной части Пермской области он выделяется в объеме такатинского горизонта, на северо-западе и юге Пермской области - койвинского и бийского горизонтов, в Саратовской и Волгоградской областях – воробьевского горизонта. В Нижнем Поволжье в воробьевском горизонте кроме того выделяется продуктивный пласт Д-VI, отделенный от пласта Д-V прослоем аргиллитов. В целом пласт Д-V распространен ограниченно. Помимо указанных регионов он выделяется на востоке и северо-востоке Самарской и северо-западе Оренбургской областей, в Татарии - на Ромашкинской, Новоелховской, Туймазинской и других площадях. Мощность пласта изменяется от 0 до 26 м, пористость песчаных коллекторов от 2 до 20 %, проницаемость от 0 до 1,84 мкм².

Продуктивный пласт Д-V' бийского горизонта распространен ограниченно:

- 60 –

на севере Бузулукской впадины и на Жигулевско-Пугачевском своде. Его мощность достигает 19 м (Беклюдовское и Могутовское месторождения). Пористость пород меняется от 12 до 19 %, проницаемость от 0,02 до 0,05 мкм².

В пределах Оренбургской области выявлены карбонатно-рифогенные образования бийско-афонинского возраста, промышленная нефтегазоносность которых установлена на четырех площадях: Зайкинской, Ольховской, Колганской и Донецкой. Карбонатные отложения представлены чередованием биогермных известняков и вторичных доломитов. Известняки строматопоровые и органогенно-строматопоровые, реже криноидные, кавернозно-пористые. Мощность бийско-афонинских отложений в зонах развития органогенных построек изменяется от 95 до 220 м.

В разрезе бийско-афонинской карбонатной толщи на Зайкинском месторождении выделяется три продуктивных горизонта, на Колгановском - два.

Пористость продуктивных пластов на Зайкинском газоконденсатном месторождении колеблется от 2,5 до 30 %, а проницаемость от 0,02 до 0,1 мкм². Газ характеризуется высоким содержанием гомологов метана и незначительной примесью кислых компонентов. Содержание серы в конденсате не превышает 0,13 %.

На остальных месторождениях выявлены залежи нефти плотностью от 0,793 г/см³ (Ольховское месторождение) до 0,866 г/см³ (Колганское).

Продуктивный пласт Д-IV воробьевского горизонта развит более широко, преимущественно в центральных и южных районах Урало-Поволжья. Мощность пласта на большей части территории 11 - 18 м, увеличивается до 25 - 48 м на юге Татарского свода и в Казанско-Кажимском прогибе. На Уфимской моноклинали мощность его составляет 1 - 3 м, на Шкаповском месторождении увеличивается до 8 - 10 м. Пористость песчаников изменяется от 4 до 27%, проницаемость обычно не превышает 0,52 мкм², но местами увеличивается до 1,5 мкм². Промышленные скопления нефти выявлены на Альметьевской и Белебеевской вершинах Татарского свода и на севере Жигулевско-Пугачевского свода. Плотность нефти 0,801 - 0,852 г/см³, содержание серы 0,32 - 1,35 %.

- 61 –

Продуктивный пласт Д-III ардатовского горизонта развит практически повсеместно, за исключением районов полного отсутствия терригенных девонских

отложений в юго-восточной части Уфимской моноклинали, где он замещается глинисто-карбонатными породами. Его особенности - линзовидный характер залегания и резкая диалогическая изменчивость. Мощность пласта изменяется от нуля до 47 м (наибольшие величины - в Казанско-Кажимском прогибе, Мелекесской впадине и на Альметьевской вершине). Промышленно нефтеносен пласт в основном в пределах Татарского свода. Пористость пород изменяется от 1,2 до 27 %, проницаемость от 0,01 до 2,0 и даже 3,2 мкм². В углеводородных залежах преобладают легкие нефти (0,823—0,858 г/см³) с содержанием серы до 1,2%.

Продуктивный пласт Д-II муллинских слоев также широко распространен. Суммарная мощность коллекторов обычно составляет 10 - 20 м и лишь в Казанско-Кажимском прогибе возрастает до 60 м и более. На севере она уменьшается до 2 - 4 м. В районе южных крыльев Мелекесской и Серноводско-Абдулинской впадин пласт регионально замещается глинистыми и карбонатными породами. Локальное замещение пласта Д-II непроницаемыми породами отмечается на многих площадях Урало-Поволжья. Пористость пород изменяется от 5 до 28%, проницаемость - от нуля до 0,8 мкм², иногда достигая 3,5 мкм². Промышленная нефтеносность установлена на Жигулевско-Пугачевском, Татарском, Пермском и Башкирском сводах, в Бирской седловине и на Уфимской моноклинали. На некоторых месторождениях пласт Д-II сливается с пластом Д-I пашийского горизонта и содержит единую с ним залежь нефти. Нефть на большинстве месторождений легкая и малосернистая плотностью 0,809—0,870 г/см³.

С продуктивным пластом Д-I пашийского горизонта связаны основные запасы девонской нефти. Он распространен почти на всей территории провинции, за исключением зон размыва на западе Татарского и востоке Башкирского сводов. В целом пашийский горизонт характеризуется фациальной изменчивостью. Пористость пласта Д-I обычно изменяется от 2,4 до 24 %, иногда достигает 30 %, проницаемость изменяется от 0,05 до 4,5 мкм². Мощность пласта на большей части территории 10 - 20 м. На юге Татарского свода, востоке Мелекесской впадины и на северном склоне Жигулевско-Пугачевского свода она возрастает до 40 - 60 м, а на

- 62 –

севере Ка-занско-Кажимского прогиба - превышает 100 м. Нефтяные залежи в этом пласте выявлены почти на всех крупных тектонических элементах Волго-Уральской провинции, но наибольшее их количество концентрируется на Татарском, Жигулевско-Пугачевском и Башкирском сводах. Плотность нефти 0,790 - 0,897 г/см³, содержание серы от 0,88 до 2,5 %.

Продуктивный пласт Д-0 приурочен к средней части кыновского горизонта и обычно имеет мощность 3 - 10 м. Наибольшие мощности наблюдаются на Жигулевско-Пугачевском своде (17 - 45 м) и на севере Казанско-Кажимского прогиба (50 - 88 м). Пористость пород изменяется от 3 до 26%, проницаемость достигает 2,3 мкм² и более.

Нефтяные залежи в этом пласте установлены почти на всех крупных тектонических элементах провинции.

На территории Куйбышевской области в нижней части кыновского горизонта выделяется продуктивный пласт Дк. Он встречается также в прилегающих районах Оренбургской области и в юго-западной части Башкирской АССР. Мощность пласта 2 - 11 м.

В продуктивных пластах среднедевонско-нижнефранского комплекса Волго-Уральской провинции обнаружены преимущественно нефтяные залежи, приуроченные к ловушкам структурного и структурно-литологического (стратиграфического) типа. Характерная черта основных месторождений нефти - приуроченность их к крупным, но малоамплитудным (25 - 50 м) структурам.

Нефти среднедевонских залежей легкие (0,815 - 0,850 г/см³), малосернистые (0,62 - 1,4%). В нижнефранских отложениях наиболее легкие нефти плотностью 0,83 - 0,85 г/см³ и с содержанием серы до 1 % встречены в южных районах провинции и в пределах Башкирского свода. Утяжеление нефтей и обогащение серой в целом наблюдаются с юга на север.

Месторождения в центре провинции как правило многопластовые, в северной и северо-восточной частях региона - в основном однопластовые, приуроченные к верхним частям разреза терригенной толщи.

Газовые и газонефтяные залежи выявлены на территории НижнегоПоволжья. Основные запасы газа связаны с отложениями живетского яруса

- 63 –

(пласты Д-VI, Д-V, Д-IVб, Д-IVa и Д-IV), пашийского и кыновского горизонтов (пласты: Д-II, Д-I, Д-Iа).

Залежи газа и нефти приурочены к небольшим по размерам локальным структурам у границы Арчединско-Донской системы уступов и Кудиновско-Романовской зоны погребенных поднятии, северной части Уметовско-Линевской депрессии, Саратовско-Степновской поднятой зоны. Несколько небольших залежей газа открыто у западной границы Арчединско-Донской системы уступов.