Терригенно-карбонатный комплекс

Объединяет толщи башкирского и московского возраста. На территории Волго-Уральской провинции в среднекаменноугольном комплексе содержится до 15 продуктивных пластов.

Продуктивный пласт А₄, имеющий региональное распространение, приурочен к нижней части башкирского яруса и сложен пористыми известняками, реже доломитами. .Местами он разобщается непроницаемыми породами на ряд прослоев мощностью до 8 м каждый. В некоторых случаях вместилищем нефти служит вся толща пород башкирского яруса, иногда вместе с верхней частью серпуховского яруса (Кулешовское месторождение, где мощность нефтенасыщенной части составляет 100 м) или даже вся толща серпуховско-башкирских отложений (Осинское месторождение). Общая мощность проницаемой части продуктивного пласта изменяется от 10 до 49 м. Его фильтрационно-емкостные свойства весьма изменчивы: пористость от 5 до 33 %, проницаемость от нуля до 2,05 мкм². Нефть плотностью от 0,854 до 0,924 г/см³ содержит 3,18 - 3,6 % серы и от 33 до 54 % легких фракций. Залежи нефти главным образом массивного типа, расслоенные невыдержанными по площади плотными разностями пород, что во многих случаях создает впечатление наличия разобщенных пластовых залежей.

В отложениях верейского горизонта в центральных н юго-западных районах провинции выявлено три продуктивных пласта (A₁ - А₃). Продуктивный пласт А₃ приурочен к нижней части верейского горизонта. В южных районах провинции он

- 71 –

сложен песчаниками с тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов. Мощность коллекторов колеблется от 0 до 31 м. Пористость пород изменяется от 6 до 26 %., проницаемость от 0,04 до 0,18 мкм². В юго-западных и центральных районах провинции пласт представлен известняками и доломитами пористостью 6 - 15%, проницаемостью до 2 мкм². Продуктивные пласты А₂ и А₁, приуроченные к средней и верхней частям верейского горизонта, выделены в юго-западных районах. Они сложены преимущественно песчаниками и алевролитами. Суммарная мощность их меняется от 3 до 35 м, пористость в среднем составляет 15 - 17%, проницаемость 0,02 - 0,16 мкм².

В северных районах провинции (Пермская область) в верейском горизонте выделяется пять проницаемых пластов (B₁ – B₅). Основной продуктивный пласт – В₃. Мощность его изменяется от 5 до 9 м. Коллекторские свойства пластов В₃ и В₄ в южных районах Пермского края лучше, чем в северных. Пласт В₅ выделяется лишь на площадях Краснокамско-Полазнинского вала.

Карбонатные коллекторы верейского горизонта представлены пористыми и трещиноватыми известняками, разделенными плотными их разностями на отдельные прослои общей мощностью 6 - 15 м. Пористость пород-коллекторов изменяется от 5 до 17,5 - 28 %, проницаемость достигает 0,03 мкм². Нефть плотностью 0,844 - 0,893 г/см³ содержит 0,77 - 2,6% серы и от 38 до 51% легких фракций. Газ углеводородно-азотный с содержанием азота до 25 %.

Продуктивный пласт А₀ находится в основании каширского горизонта и широко распространен на территории Волго-Уральской провинции. Представлен он известняками и доломитами и лишь в юго-западных районах провинции сложен песчаниками и алевролитами. В его составе выделяется от 7 до 10 проницаемых прослоев, мощность которых изменяется от 5 до 29 м. Максимальные мощности наблюдаются на юге провинции. Плотность нефтей, приуроченных к этому горизонту, колеблется от 0,806 до 0,902 г/см³, содержание серы в них - от 0,61 до 3%, выход легких фракции достигает 66%.

В карбонатных отложениях подольского и мячковского горизонтов залежи нефти и газа имеют значительно меньшее распространение.

- 72 –

Продуктивный пласт Pd, выделяющийся в основании подольского горизонта, развит главным образом в центральных и северных районах Волго-Уральской провинции (Верхнекамская впадина, Бирская седловина). Мощность пласта обычно 8 - 9 м. Коллекторские свойства пород изучены слабо.

Продуктивный пласт Пд приурочен к верхней части подольского горизонта. Нефтеносность его установлена в Саратовско-Абдулинской впадине, в северной части Бирской седловины. Пласт обычно маломощный. Наилучшими коллекторскими свойствами характеризуется в южных районах. На севере провинции качество коллекторов и притоки нефти из них невысокие.

Продуктивный пласт мячковского горизонта (Мг) представлен пористыми и кавернозными известняками, разделенными глинистыми доломитами на несколько прослоев, количество которых изменяется от 1 до 5, а общая мощность от 4 до 25 м. Пористость пород 7 - 10%, проницаемость 0,008 - 0,01 мкм². Залежи нефти в нем установлены только в районе Кинельско-Самаркинских дислокаций. Перекрывается продуктивный пласт глинистыми доломитами, залегающими в подошве верхнего карбона.

В среднекаменноугольном терригенно-карбонатном комплексе выявлены структурно-массивные залежи, особенно широко распространенные в башкирских отложениях (Ярино-Каменноложское и другие месторождения), пластовые сводовые (Орлянское и др.), большинство из которых обнаружено в верейских отложениях, и пластовые сводовые, литологически ограниченные (Вятское и др.).

Ареал распространения залежей в целом повторяет ареал нижнекаменноугольных залежей и несколько расширен за счет северной части Верхнекамской впадины, южной половины Предуральского краевого прогиба, Рязано-Саратовского прогиба и юго-восточного склона Воронежского массива. На большей части территории провинции известны нефтяные залежи, а на крайнем востоке платформы и в Нижнем Поволжье - нефтегазовые и газовые залежи.

 

6.6 Верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный комплекс

Распространен практически на всей территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Однако его промышленная нефтегазоносность

- 73 –

установлена только на юго-востоке провинции. По запасам свободного газа этот комплекс - основной в провинции.

Продуктивные пласты верхнего карбона имеют ограниченное распространение: в Бузулукской впадине (на Кулешовском и Лебяжинском месторождениях), в прибортовой зоне Прикаспийской впадины, а также на Кордонском, Волостновском и Араслановском месторождениях Предуральского прогиба. В южной платформенной части Урало-Поволжья выделяются три продуктивных пласта: С₃-Ia, C₃-I, С₃-II, приуроченных к гжельскому ярусу. Сложены они органогенно-обломочными и микрокристаллическими известняками и доломитами, мощность 6 - 11 м. Коллекторские свойства пород низкие - пористость от 5 до 14%, проницаемость до 0,015 мкм², в редких случаях достигает 0,2 мкм² (Лебяжннское месторождение). Ареал нефтегазоносности верхнекаменноугольных продуктивных пластов контролируется развитием плотных ангидритовых пачек мощностью до 25 м, служащих покрышкой для пластов-коллекторов. В Предуральском краевом прогибе роль покрышки выполняют породы депресспонного облика сакмарско-ассельского возраста.

Нижнепермские отложения содержат скопления углеводородов главным образом на восточном погружении Жигулевско-Пугачевского свода, в Бузулукской впадине и Предуральском краевом прогибе (на всем его протяжении), где имеются хорошие покрышки в виде мощной толщи (более 1000 м на юге территории) галогенных осадков иреньской свиты кунгурского яруса. Мощность нижнепермских карбонатных отложений возрастает от нескольких десятков метров на севере до 200 м и более на юге. Продуктивные пласты сложены доломитами, реже известняками и мергелями.

В общей своей массе выявленные залежи небольшие по размерам, за исключением Оренбургского газоконденсатного месторождения, массивная залежь которого приурочена к единому резервуару среднего карбона - нижней перми.

Нижнепермские отложения на юге провинции содержат следующие карбонатные пласты-коллекторы: Art₁ в артинском ярусе (в Куйбышевской области индексируются как пласт IV); K-I, К-II и К-III в филипповском горизонте кунгурского яруса. В Предуральском прогибе нефтяные и газовые залежи

- 74 –

приурочены к нерасчлененным сакмарско-артинским отложениям рифовых фаций, в которых развиты коллекторы двух типов: пористо-кавернозные и трещиноватые.

Продуктивный пласт Art₁, сложенный доломитами и известняками с включениями и топкими прослоями ангидрида, приурочен к нижней половине артинского яруса, захватывает иногда верхнюю часть сакмарского яруса. Распространен главным образом на Жигулевско-Пугачевском своде и в Бузулукской впадине. Мощность пласта изменяется от 12 до 32 м. Коллекторскпе свойства пород неоднородны: средняя пористость 7 - 21 %, проницаемость в большинстве случаев низкая и колеблется от 0,0001 до 0,042 мкм². Нефти в пласте тяжелые, высокосернистые (1,2 - 3,8%) с выходом легких фракций 43 - 60 %. Средняя плотность их 0,884 - 0,924 г/см³, а в единичных случаях достигает 0,970 г/см³ (Бугурусланское месторождение). Покрышкой продуктивного пласта служат плотные ангидриты мощностью 10 - 15 м, залегающие в кровле артинского яруса. На Бугурусланском, Красноярском и Султангуловском месторождениях ангидриты заменяются плотными сульфатизированными доломитами небольшой мощности.

Продуктивный пласт К-III находится в нижней части филипповского горизонта. Он прослеживается в восточной части Куйбышевской и в западной части Оренбургской областей. Представлен доломитами, реже известняками и мергелями. Мощность пласта изменяется от 3 м (Заглядинское месторождение) до 11 м (Делметское месторождение). Пласт неоднороден, поэтому коллекторские свойства значительно изменяются как по разрезу, так и по площади. Средняя пористость пород колеблется от 12,5 % (Комсомольское месторождение) до 29,3 % (Городецкое месторождение). Проницаемость в основном низкая - от 0,0001 до 0,012 мкм², на Городецком и Жуковском месторождениях она увеличивается соответственно до 0,16 и 0,28 мкм².

Продуктивный пласт К-II выделяется в средней части филипповского горизонта. Представлен пористыми доломитами местами кавернозными, с пропластками и прослоями ангидрита и плотных доломитизированных мергелей. Средняя пористость пород меняется от 14 % (Кирюшинское месторождение) до 22 % (Ивановское месторождение), проницаемость - обычно низкая, от 0,0001 до 0,16 мкм².

- 75 –

 

Продуктивный пласт K-I, расположенный в верхней части фи-липповского горизонта, имеет аналогичные литологический состав и физические свойства с пластом К-II.

В Предуральском краевом прогибе залежи нефти н газа связаны с нерасчленсиными сакмарско-артинскими отложениями, среди которых выделяются коллекторы двух типов: пористо-кавернозные и трещиноватые. Первый тип коллектора представляют рифовые массивы. Второй тип характерен только для складок кинзебулатовского типа - это трещиноватые мергели, известняки и доломиты пористостью 6 - 16%, проницаемостью 0,001 - 0,03 мкм², лишь в единичных случаях до 0,06 мкм². Покрышка представлена преимущественно галогенными породами и ангидритами.

В распределении залежей пермских отложений наблюдается четкая связь с качеством экранирующих толщ: отсутствие кунгурской соленосной толщи в центральных районах Урало-Поволжья, по-видимому, определило отсутствие и залежей в нижнепермскпх отложениях.

На всей территории распространения нижнепермскпх нефтегазоносных отложений встречаются залежи структурного типа. В платформенной части провинции широко развиты как пластовые сводовые (Осиновское, Новогородское, Яблоновское, Городецкое и другие месторождения), так и массивные залежи (Бугурусланское, Красноярское, Покровское и др.). Пластовые сводовые залежи, осложненные дизъюнктивными нарушениями, выявлены в Предуральском краевом прогибе. Наиболее широко они распространены в Бельской впадине, где надвигами осложнено около 90% выявленных локальных поднятий.

Нефти нижнепермских отложений как правило легкие (0,826 - 0,870.г/см³) сернистые и высокосмолистые. Свободные газы метановые (CH₄ до 92%), часто содержат значительное количество азота и сероводорода (5% и более).