Месторождения нефти и газа

Большинство месторождений Волго-Уральской провинции при­урочены к антиклинальным и куполовидным структурам. Суще­ствует прямая зависимость размеров месторождений от размеров локальных структур. Для восточных районов собственно платфор­менной части Волго-Уральской провинции характерно развитие в основном пологих структур, с углами падения пород от несколь­ких минут до 1—2°. Более крутые складки характерны для районов Рязано-Саратовского прогиба и восточного склона Воронежской антеклизы.

В пределах Предуральского прогиба месторождения приурочены к рифовым ловушкам и вытянутым крутым складкам кинзебулатов- ского типа.

По числу продуктивных горизонтов в разрезе имеются как мно­гозалежные, так и однозалежные месторождения. Однако последних немного. В общем — это провинция преимущественного развития многозалежных месторождений. Число залежей достигает 15—20.

Залежи нефти и газа отличаются большим разнообразием форм и размеров. Большая часть залежей относится к группе пластовых. Имеются также залежи массивного типа. Первый тип залежей — ха­рактерен для терригенной части продуктивного разреза, второй — для карбонатной. Залежи, относящиеся к пластовому типу, вслед­ствие литологической изменчивости коллекторов часто имеют ха­рактер литологически ограниченных. Имеются также залежи текто­нически экранированные.

Ромашкинское гигантское нефтяное месторождение (рис. 60) приурочено к пологой куполовидной структуре, расположенной на южной вершине Татарского свода.

Разведка проводилась с 1933 г. в основном на пермские отложе­ния. Промышленная нефть из нижнесредних каменноугольных от­ложений получена в 1942 г. В 1948 г. скважина 3, заложенная в сво­де структуры, дала мощный фонтан нефти из отложений франского яруса девона. С этого времени начата разведка девонских отложений месторождения. Основные залежи нефти на Ромашкинском место-

 

 

- 170 -

 

рождении связаны с терригенной толщей девона и, в меньшей сте­пени, нижнего карбона. Установлена также промышленная нефте­носность карбонатных коллекторов девона и карбона.

Основная нефтяная залежь Ромашкинского месторождения при­урочена к пласту Д1, залегающему на глубине 1100 м и стратигра­фически приуроченному к пашийскому горизонту франского яруса

 

- 171 -

 

 

- 172 -

 

верхнего девона. Ее размеры 75x90 км. Пласт Д1 представлен квар­цевыми песчаниками и алевролитами и характеризуется чрезвычай­но сложным строением. На небольшом расстоянии отдельные гори­зонты выклиниваются или значительно увеличиваются в мощности, сливаясь в единый пласт. Всего в разрезе пласта Д1 выделяют пять нефтенасыщенных горизонтов (я, б, е, г, д). Суммарная мощность коллекторов горизонтов пласта Д1 колеблется отединицдо 30—50 м. Эффективная мощность равна 15 м. Пористость песчаников изме­няется от 15 до 26%, проницаемость — от 4 до 200 • 10~^м м². Началь­ное пластовое давление составляет 17,5 МПа. Некоторые скважины дают из пласта Д1 до 400 т/сут. нефти.

Месторождение введено в разработку в 1949 г. Максимальный уровень добычи (82 млн. тонн в год) достигнут в 1970 г. В 1992 г. до­быча нефти упала до 19,4 млн. т.

Оренбургское газоконденсатное месторождение расположено в 10 км к югу от г. Оренбурга. Месторождение приурочено к круп­ному поднятию верхнепалеозойских пород Соль-Илецкого выступа докембрийского фундамента. Длина Оренбургского вала, имеющего широтное простирание, 130 км при ширине 20 км. Амплитуда подня­тия превышает 600 м (рис. 61). Промышленно-газоносными на ме­сторождении являются известняки артинско-ассельского комплекса нижней перми, а также среднего и верхнего карбона. Залежь единая, массивного типа. Покрышкой газоносных пород является соленос­ная толща кунгура мощностью от нескольких сот до 1000 м. Коллек-

Рис. 61. Оренбургское месторождение: а — структурная карта по кровле продуктивной толщи артинского яруса; б — геологический разрез; ! — контур газоносности; 2 — каменная соль; 3— известняки;

4 — газ; 5— изогипсы, м

 

 

- 172 -

торская толща Оренбургского месторождения характеризуется слож­ным строением, связанным с неравномерным распространением трещиноватости и пористости в массиве известняков. Оренбургское газоконденсатное месторождение отличается аномальным составом газа, в котором отмечается высокое содержание сероводорода и кон­денсата. В центральной части и в основном на востоке месторожде­ния выделяется нефтяная оторочка.

 

4.3.4. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на севере европейской части России и охватывает территории Респу­блики Коми и Архангельской области (рис. 62).

Первые сведения о нефти региона относятся к X в. В 1745 г. куп­цом Федором Прядуновым был построен первый в мире примитив­ный перегонный завод на ухтинской нефти производительностью в несколько десятков тонн. Первые промышленные месторождения нефти и газа в Республике Коми были открыты в начале 30-х годов нашего столетия в юго-восточной части Тиманского кряжа (Чибью- ское, Ярегское, Седьиольское и др.).

Новый этап в освоении Тимано-Печорской провинции начался в 60-х годах, когда фронт поисково-разведочных работ стал переме­щаться в неизученные районы к северо-востоку от известных площа­дей. Значительное число месторождений нефти и газа в отложениях силура, девона и перми было открыто в Ижма-Печорской впадине, в том числе Западно-Тэбукское и Пашнинское. В 1964 г. в отложе­ниях пермо-карбона было выявлено Вуктыльское газоконденсатное месторождение, расположенное в пределах Верхнепечорской впади­ны Предуральского прогиба, а затем были открыты месторождения Усинское и Возейское на Колвинском мегавалу, Печорогородское, Печоро-Кожвинское и Кыртаельское на Печоро-Кожвинском мега- валу, ряд месторождений на Шапкино-Юрьяхинском валу, а также отдельные месторождения в других геотектонических зонах. Эти от­крытия подтвердили перспективы нефтегазоносное™ всей Тимано- Печорской провинции.

Целенаправленные работы на рифовые комплексы в конце 70-х и в 80-х годах привели к открытию многих месторождений, приу­роченных к рифогенным постройкам верхнедевонского возраста и структурам их облекания на Колвинском мегавале (Харьягинское), в Ижма-Печорской (Аресско-Сотчемыоская группа и др.) и Хорей- верской (Дюсушевское, Западно-Сандивейское, Южно-Баганское и др.) впадинах, а также подтвердили промышленную нефтегазонос- ность нижнедевонско-ордовикского карбонатного комплекса Хо- рейверской впадины (Среднемакарихинское, Верхневозейское, им. А. Титова и др.), Варандей-Адьзвинской структурной зоны (Хосол-

 

- 174 -

 

тинское, Хасырейское, Северо-Сарембойское и др.). Эти направле­ния работ и сейчас являются одними из наиболее перспективных.

Месторождения нефти и газа. Почти все месторождения Тимано- Печорской провинции многозалежные. Они, как правило, связаны с куполовидными брахиантиклинальными складками. Некоторые из них осложнены разрывными нарушениями. Известны месторож­дения, связанные со структурными выступами (Нижнеомринское) и с заливообразными зонами выклинивания продуктивных отло­жений (Западно-Изкосыоринское). Установленные залежи нефти и газа различны по типу. Многие из них пластовые сводовые (ме­сторождения Тиманского кряжа), а также массивные (Вуктыльское, Усинское) и структурно-стратиграфические (Западпо-Тэбукское). Для терригенных отложений среднего и верхнего девона, отличаю­щихся литологической и фациальной изменчивостью песчаных кол­лекторов по площади и разрезу, характерны стратиграфически и ли­тологически экранированные залежи (Нибель, Нижняя и Верхняя Омра и др.), в том числе рукавообразные (Войвожское) (рис. 63).

Усинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Колвинского мегавала и приурочено к крупной брахиантикли- нальной складке северо-западного простирания (рис. 64). Размеры структуры по замкнутой изогипсе — 3300 м около 33x12 км, амплиту­да примерно 500 м. Восточное крыло складки более крутое (20—25 °) по сравнению с западным, наклон которого не превышает 5—7°. Раз­рез месторождения, вскрытый скважинами до глубины 5005 м, слагают отложения от силурийских до четвертичных. Основная его часть пред­ставлена породами палеозоя, с которыми и связана нефтеносность ме­сторождения. Большая часть запасов нефти приурочена к песчаникам среднего девона и карбонатным отложениям пермо-карбона. Кроме того, притоки нефти получены из карбонатных отложений доманико- вого горизонта франского яруса и из фаменских известняков верхне­го девона.

Залежь легкой нефти, установленная в отложениях среднего де­вона, контролируется линией выклинивания толщи девонских пес­чаников, которая проходит по западному крылу Усинской структу­ры вблизи ее сводовой части. Залежь пластовая сводовая, ослож­ненная стратиграфическим срезом. Этаж нефтеносности достигает 488 м. Песчаные коллекторы характеризуются высокими емкост­ными свойствами, что находит отражение в больших дебитах неф­ти (100—800 м³/сут).

Верхняя залежь тяжелой нефти связана с карбонатными пористы­ми и кавернозными коллекторами нерасчлененной толщи известня­ков пермо-карбона и является массивной. Высота ее более 300 м, глу­бины залегания 1350—3200 м. Нефть тяжелая, плотностью при 20 °С от 0,954 до 0,968 г/см³, высокосмолистая (17—21%), сернистая (1,89— 2,11%), беспарафинистая (0,08—0,6%).

 

- 176 -

 

Рис. 64. Усинское месторождение (по Б.Я. Вассерману): а — структурная карта по подошве проницаемых песчаников среднего девона; 6 — геологический разрез по линии I—J. 1 — граница распространения продуктивных песчаников среднего девона; 2 — нефтяные залежи; 3 — контур нефтеносности; 4 — поверхность фундамента; 5— изогипсы, м

 

Вуктьиьское газоконденсатное месторождение приурочено к линейной антиклинами Верхнепечорской впадины Предуральско- го предгорного прогиба (рис. 65). Длина антиклинали в пределах установленного контура газоносности достигает 80 км при ширине 5—7 км и амплитуде 1400 м. Складка, протягивающаяся параллельно горным сооружением Урала, характеризуется резко асимметричным строением. Западное крыло ее крутое (60—80°) и осложнено надви­гом, восточное — более пологое (10—25°).

На месторождении установлена газоконденсатная залежь в отло­жениях нижней Перми и среднего карбона. Коллекторами газа явля­ются трещиноватые известняки, перекрытые гинсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса нижней перми. Глубина залегания про­дуктивной толщи вменяется от 2200 до 3100 мм. Залежь массивная. Этаж газоносности залежи достигает 1320 м. Среднее пластовое дав-

 

- 178 -

 

ление 35,5 МПа, пластовая температура 50°С. Средний начальный дебит газа эксплуатационных скважин 500 тыс. м³/сут.

Отличительной особенностью Вуктыльского месторождения является аномально высокое содержание конденсата в газе (более 300 г/см ).

Приразломное нефтяное месторождение (рис. 66) приурочено к структуре размерами 18,3x5,1 км, площадью по предельно замкну­той изогипсе 62,3 км², осложненной системой разрывных наруше­ний различной протяженности и амплитуды (до 1000 м и более). По­крышкой Пермо-карбонового резервуара, содержащего нефть, слу­жат глины кунгурского яруса. Резервуар разобщен на два пласта (I и II), в верхнем из которых выделены пропластки (1^а, I⁶, I^е). Про- пласток 11 развит в центральной и юго-восточной частях структуры, остальные развиты повсеместно. Общая толщина пласта I составля­ет 43—85 м, эффективная — 42—85 м, пласта II соответственно49,5—63 и 11,1—26,2 м. Пористость пласта 1 менее 10%, проницаемость пластов 0,05—0,4 мкм². Дебиты скважин верхнего пласта после кислотных об­работок достигают 390—675 м-’/сут, нижнего — до 20 м³/сут без обра­боток. Нефть пласта I тяжелая, плотностью 0,908—0,914 г/см³, содер­жит 2,3% серы. Газовый фактор 34—47 м³/сут. газ содержит до 0,4% H,S. Нефть пласта II еще тяжелей — 0,928 г/см⁵, газовый фактор — 253 м³/сут.

4.3.5. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция соответствует эпипалеозойской платформе, занимает значительную часть терри-

 

- 179 -

Рис. 66. Приразломное месторождение. Структурная карта кровли продуктивного пласта I: 1 — разведочные скважины; 2 — разломы; 3 — изогипсы, м; 4 — абсолютная отметка кровли продуктивного пласта 1

 

тории громадной Западно-Сибирской низменности, имеющей пло­щадь около 3,5 млн. км². Она ограничена на западе горными соору­жениями Урала, на востоке — древними отложениями Енисейско­го кряжа и Восточно-Сибирской платформы, на юге — структурами Северного Казахстана, Салаира, Кузнецкого Алатау, Алтая и др.

Планомерные нефтегазоноисковые работы начаты в 1948 г. Пер­вое месторождение в Западной Сибири — Березовское — открыто в сентябре 1953 г. Промышленные притоки газа были получены вод­ноименной опорной скважине из верхнеюрских отложений. В ко­роткий срок на этой территории был выявлен и подготовлен к бу­рению ряд перспективных для поисков залежей нефти и газа струк­тур. В 1960 г. была получена первая промышленная нефть из юрских отложений на Трехозерной площади Тюменской области, а в 1961 г. в Широтном Приобье открыто Усть-Балыкское нефтяное месторож­дение. В 1962 г. Было

 

- 180 -

на севере Западной Сибири. С этого времени внимание геологов- разведчиков сосредоточилось на двух главных направлениях — по­исках месторождений в Широтном Приобье и на севере Тюменской области. На севере Тюменской области были открыты гигантские газовые месторождения — Уренгойское, Заполярное, Медвежье, Ям- бургское и другие, а в Широтном Приобье — Самотлорское, Мамон- товское, Федоровское, Правдинское и другие месторождения неф­ти. В 1964 г. на Усть-Балыкском месторождении была начата добы­ча нефти, а в 1963 г. на Березовском месторождении — добыча газа.

На огромной территории Западной Сибири выросли новые крупные города — Нижневартовск, Сургут, Новый Уренгой и другие, строится система мощных и протяженных трубопроводов. Благода­ря проведению комплексных научно обоснованных работ за 30-лет- ний период геологическое строение региона было изучено достаточ­но полно. Здесь открыто около 600 месторождений нефти и газа.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция имеет срав­нительно простое строение осадочного чехла. Соответствую­щая низменности крупная депрессия по поверхности палеозой­ского фундамента выполнена песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, мощность которых возрастает от 3000 м в центральных частях до 10 000 м и более в северных райо­нах депрессии.

В тектоническом отношении в Западно-Сибирской депрессии выделяются три крупных тектонических элемента — Внешний пояс, Центральная и Северная тектонические области (рис. 67).

В пределах Внешнего пояса глубина до фундамента, как правило, не превышает 2000 м. Здесь преобладают унаследованные от струк­тур фундамента положительные структурные элементы — выступы, моноклинали и структурные носы, разомкнутые главным образом в сторону горного обрамления. Общая площадь впадины в пределах этого крупного тектонического элемента не превышает 25% от об­шей площади тектонического пояса.

В пределах Центральной тектонической области площадь поло­жительных структур, представленных сводами, валами, куполовид­ными поднятиями, составляет 40% от территории области, значи­тельная часть которой представлена отрицательными структурами типа впадин и прогибов.

Своды и валы по поверхности фундамента имеют амплитуду до 600 м, последовательно снижаясь вверх по разрезу и нередко дости­гая по отложениям палеогена 60 м. Размеры их значительны. Так, Сургутский и Нижневартовский своды имеют плошадь около 20 тыс. км² каждый.

Глубинное строение Северной тектонической области изуче­но пока слабо. Для этой территории характерно преимущественное развитие крупных линейно вытянутых замкнутых валов и прогибов

 

- 181 -

 

 

- 182 -

Рис. 67. Карта нефтегазоносности Западно-Сибирской провинции (поданным И. И. Нестерова, Ф. К. Салманова и др.).

Месторождения: 1 — нефтяные. 2 — газовые, 3 — газоконденсатные; границы: 4 — Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции,

5 — нефтегазоносных областей, 6 — между Внешним поясом и Центральной тектонической областью; 7 — Северной тектонической области. Структурные элементы: /— Верхнекодинскиймегапрогиб, II — Березовская моноклиналь; /// — Ярсомовский мегапрогиб; IV— Колтогорский мегапрогиб;

V — Пурпейский мегапрогиб, VI — Сосьвинский свод, VI/ — Красноленинский свод, VIII — Сургутский свод, IX — Нижневартовский свод, X — Пойкинский вал, XI — Салымское краевое поднятие, XII— Верхнесалымское краевое поднятие, XIII — Александровский мегавал, XIV— Верхнедемьянский мегавал,

XV — Каймысовский свод, XVI — Уренгойский свод, XVII — Медвежий вал, XVIII — Новопортовскии вал.

Месторождения: / - Харасавейское, 2— Бованенковское, 3— Нейтинское,

4 — Арктическое, 5 — Среднеямальское, б — Нурминское, 7 — Новопортовское, 8 — Ямбургс кое, 9 — Семаковское, 10—Сузу некое, 11 — Тазовское,

12— Заполярное, 13 — Русское, 14 — Южно-Русское, 15 — Северо-Уренгойское, 16— Уренгойское, 17— Песцовое, 18 —Медвежье, 19— Надымское,

20— Юбилейное, 21 — Ямсовейское, 22— Севера-Комсомольское,

23 - Комсомольское, 24 — Губкинское, 25 - Западно- Таркосалинское,

26 — Восточно-Таркосалинское, 27 — Айваседопурское, 28— Етыпурское,

29 — Вэнгапурское, 30 — Ярайнерское, 31 — Холмогорское,

32 — Большекотухтинское, 33 — Северо-Варьеганское, 34 — Варьеганское,

35 — Тюменское, 36 — Ванеганское, 37 — Гунеганское, 38— Повховское,

39 — Ватьеганское, 40— Коголымское, 41 — Тевлинское, 42 — Лобатюганское, 43 — Нижнесартымское, 44 - Конитлорское, 45 - Декабрьское,

46 — Верхнеляминское, 47 — Айпимское, 48— Тайбинское, 49 — Лянторское, 50— Западно-Минчимкинское, 51 — Яунлорское, 52-Быстринское,

53 — Покачевское, 54 — Самотлорское, 55— Вартовско-Соснинское,

56 — Среднебалыкское, 57— Мамонтовское, 58— Правдинское,

59 — Салымское, 60— Верхнесалымское, 61 — Южно-Мыльджинское,

62 — Лугинетское, 63 — Останкинское, 64 — Путинское,

65 — Лемьинское, 66 — Даниловское, 67 — Березовское,

 

 

- 183 -

субмеридионального и северо-восточного простирания. Поверх­ность резко дифференцированного фундамента здесь установлена на больших глубинах, достигающих в Пурском прогибе 11 км. Ам­плитуда валов и сводов по поверхности фундамента достигает 1500 м. Суммарная площадь положительных структурных элементов со­ставляет около 20% от всей площади области.

Локальные структуры Северной, Центральной областей и Внеш­него пояса развивались главным образом в процессе осадконакопле- ния. Для них характерно преимущественное замедление роста вверх по разрезу от 800 до 10 м. Размеры структур колеблются от 2x3 до 30x50 км. Отдельные структуры достигают размеров ] 50x50 км. Углы наклона по нижним отложениям осадочного чехла не превышают 2—5°, а по палеогеновым отложениям — 20—30'.

В мощном осадочном чехле Западно-Сибирской провинции, представленном песчано-глинистыми отложениями, промышленно продуктивные горизонты выявлены в отложениях от среднеюрского до туронского возраста.

В разрезе выделяется ряд нефтегазоносных горизонтов, од­нако основные потенциальные запасы нефти и конденса­та сосредоточены в валанжинско-готеривском нефтегазоносном горизонте и частично в аптских и юрских отложениях, а газа — в аптско-сеноманском нефтегазоносном комплексе. Валанжинско- готеривский нефтегазоносный горизонт представлен в основ­ном морскими и прибрежно-морскими песчано-глинистыми алевролито-глинистыми отложениями. Глубина залегания горизон­та — от 400 до 1200 м, мощность — 300—1000 м.

В пределах Западно-Сибирской провинции выделяются 10 не- фтегаэоносных областей: Приуральская, Фроловекая, Каймысовская, Васюганская, Пайдугинская, Среднеобская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Южно-Ямальская и Гыданская. С целью более пол­ного освещения основных типов месторождений нефти и газа при­водится описание главных и наиболее типичных областей, содержа­щих значительное число месторождений.