Волго-Уральская НГП

Волго-Уральская НГП расположена в восточной части ВЕП, занимает территорию республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртской, Марий-Эл, Мордовии, Чувашской, а также областей Пермской, Свердловской, Оренбургской, Самарской, Ульяновской, Саратовской, Волгоградской, Кировской, Пензенской и Нижегородской. Общая площадь НГП 670 тыс.км².

История открытия. Первое открытое месторождение – 1929 г. Верхнечусовские Городки (Приуралье). В 1932 г. – Ишимбай (рифы нижней перми). 1934-44 г. – месторождения, связанные с каменноугольными и менее с пермскими отложениями. В 1944 г. – впервые получена нефть из девона (Туймазы) на южной вершине Татарского свода. В 50-60-х гг. основная нефть добывалась из девона. Открытие первой промышленной нефти в 1929 г. и крупных нефтяных месторождений в 40-х годах обусловило создание в регионе крупнейшей сырьевой и добывающей нефтегазовой базы страны.

НГП преимущественно нефтеносна. В общем объеме начальных суммарных ресурсов углеводородов нефть составляет 74 %, свободный газ -20 %, растворенный газ - 5 % и конденсат - 1 %.

Тектоника. В тектоническом отношении НГП находится в краевой части ВЕП.

Границы: на севере и востоке складчатые сооружения Урала и Тимана, на юге – Прикаспийская синеклиза, на западе – Воронежская антеклиза, Токмовский, Котельнический, Сыктывкарский своды.

Кристаллический фундамент архейско-раннепротерозойского возраста залегает на глубине от 1-2 км (Татарский свод) до 5 и более км в районе Бирской седловины. Разрез осадочного чехла представлен терригенными, карбонатными и галогенными образованиями возраста от рифея до мезозоя.

Комплексы осадочного чехла:

- Рифей-нижневендские отложения, заполняющие преимущественно отрицательные формы рельефа фундамента, имеет песчано-глинистый преимущественно крупнообломочный состав, сильно дислоцирован, иногда относится к так называемому переходному комплексу. До 1500 м.

- Ордовик-нижний девон – песчано-глинистый ордовик, известняково-доломитовый силур, красноцветный терригенный нижний девон. Развит в краевых частях НГП. До 2900 м.

- Средний девон-триас – терригенно-карбонатный. Наиболее широко распространен и наименее дислоцирован.3-4 км.

- Кунгурские соли (верхняя часть нижней перми).

- Мезозойско-кайнозойский песчано-глинистый комплекс распространен локально. Его структура существенно отличается от структуры палеозоя.

Чехол расчленен на систему сводов, впадин, прогибов, которые лишь частично наследуют структурный план фундамента.

Структура. Ведущие элементы платформенного чехла – своды, занимающие преобладающую часть НГП: Камский, Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулевско-Пугачевский, Соль-Илецкий, Восточно-Оренбургский. Они четко прослеживаются в девонских и каменноугольных горизонтах, в перми существенно выполаживаются. Своды разделены крупными впадинами унаследованного строения – Верхне-Камской, Мелекесской, Бузулукской и более мелкими впадинами (Висимская) и седловинами (Сокская, Бирская, Сарайлинская). Своды часто имеют по несколько вершин, осложнены валами, поднятиями и выступами. Самый крупный – Татарский свод (600х250 км). В его пределах выделяется несколько вершин, выраженных в осадочном чехле – Кукморская, Белебеевско-Шкаповская, Альметьевская (с ней связано Ромашкинское месторождение).

Пермский свод (200х90 км, амплитуда 100 м) СВ простирания, имеет коробчатую форму, наклонен на СВ, где уступом отделен от Косьвинско-Чусовской седловины Предуральского прогиба.

Башкирский свод (170х130 км) имеет СЗ простирание и резко асимметричное строение, вершина смещена к ЮВ. Распространены группы локальных поднятий, ядра которых сложены фаменскими биогермами, образующими изометричные купола.

Соль-Илецкий свод (150х90 км, амплитуда более 500 м) имеет форму треугольника, характеризуется горстовидным строением, осложнен в центральной части надавлакогенным Оренбургским валом.

Жигулевско-Пугачевский свод (350х200 км, амплитуда 400 м) резко ассиметричен.

Вятская система линейных дислокаций – по поверхности фундамента и докыновским слоям (верхний девон, франский ярус) представляет собой Казанско-Кажимский авлакоген, по более молодым – Вятскую систему валов.

Бузулукская впадина (260х240 км) разделяет Ж-П, Южно-Татарский своды и Восточно-Оренбургский выступ. Внутренняя структура сложная – выделяются приподнятые и опущенные зоны, валы. На южном борту впадины в области сочленения её с Прикаспийской синеклизы развиты линейные системы органогенных построек среднедевонского возраста, связанные с поднятиями, расположенными на бортах додевонских микрограбенов.

Верхнекамская впадина (350х150 км) северо-западного простирания сопряжена со склонами Камского, Пермского, Башкирского и Северо-Татарского сводов. На востоке среднедевонские известняки образуют рифовые постройки высотой до 60 м.

Мелекесская впадина (280х140 км) отделена от Бузулукской впадины Сокской седловиной, на ЮЗ переходит в Ставропольский прогиб. В её пределах установлен ряд валообразных зон.

Помимо этих структурных элементов в узких стратиграфических интервалах прослеживаются системы некомпенсированных прогибов и системы микрограбенов. Для них характерно несоответствие структурных планов с вышележащими образованиями. Например, Камско-Кинельская система некомпенсированных прогибов (ККС), сформировавшаяся в позднедевонско-раннекаменноугольное время. ККС протягивается на 1000 км от Бузулукской впадины до Вычегодского прогиба. Предполагается, что на юге она раскрывается в Прикаспийскую впадину. ККС состоит из 12 некомпенсированных узких прогибов протяженностью до 250 км, глубиной до 400 м, выполненных глинисто-кремнисто-карбонатными битуминозными образованиями. В перекрывающих их терригенных отложениях (С₁визе-верхняя пермь) эти прогибы почти не отражаются.

В еще более узком стратиграфическом интервале прослеживаются системы микрограбенов – специфические дизъюнктивные структуры растяжения, узкие (до 1.5 км) и неглубокие (100-400 м), протягиваются на расстояние до 200-250 км. Выделены на Татарском и Башкирском сводах, Мелекесской и Бузулукской впадинах, в Предуральском краевом прогибе. Ограничены парными сбросами, заполнены плотными глинами и аргиллитами преимущественно кыновского возраста (Д₃fr) мощность 300-400 м. Микрограбены имеют наложенный характер, пересекают разные структуры. Ориентированы в меридиональном или северо-восточном направлении, с некоторыми из них связаны залежи нефти структурно-литологического типа (например, Сергеевское).

Нефтегазоносность. К настоящему времени в НГП открыто около более 2000 месторождений, из которых разрабатываются 650 нефтяных и 115 газовых и ГК.

Существует глобальная закономерность неравномерного распределения скоплений углеводородов в земной коре: основная часть запасов концентрируется в небольшом числе крупных месторождений, а меньшая их часть - в большом числе мелких залежей. Наиболее крупные – Ромашкинское, Туймазинское, Оренбургское, Арлан, Шкаповское, Мухановское, Коробковское, Бавлинское, Кулешовское и др. Месторождения распространены в стратиграфическом диапазоне от венда до юры с преобладающей концентрацией ресурсов в палеозое (девон, карбон, в меньшей степени пермь). Кроме того, нефтегазопроявления установлены в рифейских отложениях Верхнекамской впадины, что указывает на возможность наращивания продуктивной части разреза снизу.

Нефтегазоносные комплексы. В осадочном чехле Волго-Уральской НГП выделяется более 70 продуктивных пластов, которые объединяются в 9 основных НГК.

1. Рифейско-вендский терригенный, до 1000 м, распространен локально, залежи нефти установлены в Верхнекамской впадине (Сивинская, Ларионовская и др.), их роль в запасах нефти Волго-Уральской НГП незначительная. Изучен слабо, рассматривается преимущественно как перспективный.

2. Первый основной НГК. Среднедевонско-нижнефранский (средне-верхнедевонский) (Д₂ef-Д₃fr₁) преимущественно терригенный, мощность 30-530 м, продуктивны пласты песчаников, разделенные пачками аргиллитов. Т.н. «терригенный девон». Преимущественно нефтеносен на большей части территории. С ним связаны 34% начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ всей провинции и 41% нефти, в том числе ряд крупнейших на Ромашкинском, Мухановском, Туймазинском, Шкаповском, Бавлинском месторождениях

3. Верхнефранско-турнейский (верхнедевонско-каменноугольный) (D₃fr₂-C₁t) карбонатный, т.н. «рифовый». Мощность 275-1850 м, распространен почти повсеместно. Коллектора – трещинные и пористые органогенные и органогенно-обломочные известняки. Преобладают нефтяные УВ. Залежи нефти выявлены в НГО, связанных с крупными сводами (Татарская НГО, Пермско-Башкирская, Жигулевско-Пугачевская НГО), в том числе крупные – Мухановское, Киенгопское, Ярино-Каменоложское, Батырбайское, Кудиновское месторождения.

4. Второй основной НГК. Нижнекаменноугольный (нижне-средневизейский) терригенный. Максимальная мощность (более 400 м) и стратиграфическая полнота разреза – в осевой зоне ККС прогибов. Коллектора – песчаники, алевролиты, региональная покрышка – глины и аргиллиты тульского горизонта. С ним связан 21% ресурсов УВ провинции и 27% НСР нефти при резком преобладании нефтей над газом. Крупные залежи – Арлан, Нурлат.

5. Нижне-среднекаменноугольный (средневизейско-башкирский) карбонатный. Мощность от 200 до 1200 м. Коллектора – органогенно-обломочные и оолитовые известняки, региональная покрышка – аргиллиты верейского горизонта. Преобладают залежи нефти, на юго-западе НГП появляются газовые скопления.

6. Средний карбон (верхнебашкирско-нижнемосковский) терригенный, на северо-востоке – карбонатный, до 180, на ЮВ – до 750 м, продуктивные горизонты – мячковский, подольский, верейский, башкирский ярус. Преобладают нефтяные залежи, в Нижнем Поволжье – НГ и Г. Многочисленные залежи выявлены в пределах ККС прогибов.

7. Среднекаменноугольный-нижнепермский (каширско-кунгурский) терригенно-карбонатно-сульфатный, до 1300 м, промышленно нефтегазоносен в ЮВ части НГП, где развита кунгурская соль, являющая надежной покрышкой. Единственный, в котором преобладают газовые и ГК залежи. С ним связана крупнейшая залежь Оренбургского месторождения.

8. Верхнепермский (уфимско-казанский) (Р₂uf-kz) карбонатно-терригенный, 10-560 м, коллектора – песчаники, известняки, покрышка – соленосная толща казанского яруса. Небольшие залежи в Бузулукской впадине, на Соль-Илецком своде, Вост-Оренбургском поднятии (юг провинции).

9. Средне-верхнеюрский терригенный, имеет ограниченное распространение в ЮЗ части НГП, единичные залежи газа (Коробковское, Старицкое, Фурмановское месторождения).

Основные запасы нефти содержатся в девонских и каменноугольных отложениях, запасы газа – в пермских.

Нефтегазогеологическое районирование. Территориальная зональность УВ в Волго-Уральской НГП сложная, контролируется как тектоническими, так и литофациальными условиями распространения продуктивных толщ. По комплексу этих факторов на основании геофизических данных и данных бурения было выделено 11 НГО: Северо-Татарская, Южно-Татарская, Пермско-Башкирская, Прикамская, Верхнекамская, Мелекесская, Уфимская, Оренбургская (Соль-Илецкая), Средневолжская (Жигулевско-Пугачевская), Бузулукская, Нижневолжская.

Верхнекамская НО. Занимает одноименную впадину, Площадь НГО 74 тыс.км². Залежи связаны с отложениями среднего девона-нижней перми (со 2 по 7 НГК), основная часть запасов и ресурсов (около 90%) сосредоточена в каменноугольных отложениях. Открыты крупные месторождения Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и др. Розовая полоса – Верещагинско-Киенгопская валообразная зона.

Ч у т ы р с к о-К и е н г о п с к о е газонефтяное месторождение. В 58 км к северу от Ижевска. Открыто в 1962 г., разрабатывается с 1971 г. Приурочено к валообразной зоне, осложняющей Верхнекамскую впадину. Контролируется структурами облекания рифогенных верхнедевонских построек. 10 нефтяных и 3 ГН залежи пластово-сводового и массивного типов. Нефтеносны терригенные отложения визейского и карбонатные турнейского ярусов нижнего карбона.

Прикамская НО. Приурочена к Висимской впадине и Пермскому своду, площадь 22 тыс.км². Промышленная нефтегазоносность связана в основном с верхнедевонско-среднекаменноугольными НГК (3-6 НГК). Крупные месторождения – Осинское, Баклановское.

Северо- и Южно-Татарские НГО приурочены к Татарскому своду, отделяются друг от друга Сарайлинской седловиной.

Северо-Татарская НО. Приурочена к северной части Татарского свода (Кукморская вершина), площадь 55 тыс. км². Залежи нефти связаны с девонскими и нижнекаменноугольными отложениями. Месторождения мелкие, наиболее значительные – Первомайское, Решетниковское (в южной части).

Южно-Татарская НО отвечает южной части Татарского свода (Альметьевская и Белебеевско-Шкаповская вершины, площадь 57 тыс.км². Это важнейшая область нефтенакопления, содержащая 35% ресурсов нефти Волго-Уральской провинции. Нефтеносность приурочена к отложениям от эйфельского до московского ярусов (средний девон-средний карбон, НГК 2-6). Основной продуктивный комплекс – терригенный средний-верхний девон. Основные месторождения:

– Ромашкинское (уникальное),

Р о м а ш к и н с к о е нефтяное уникальное по запасам месторождениие, входит в первую десятку крупнейших месторождений мира. 70% нефти ВУ НГП добывается из I-ого пласта месторождения Ромашково. Открыто в 1948 г., разрабатывается с 1952 г. Приурочено к Альметьевской вершине Тат.свода. Основная пром. нефтеносность связана с терригенными толщами среднего-верхнего девона (Д1, Д0) и среднего карбона, всего 22 нефтеносных горизонта. Выявлено около 400 залежей нефти, основная залежь высотой 50 м в пашийском горизонте (верхний девон), размеры залежи 65х75 км. Залежи в терригенных отложениях пластово-сводовые, в карбонатах массивные и пластово-массивные. На Р. месторождении впервые в мировой практике было применено внутриконтурное заводнение, позволившее ускорить извлечение запасов и повысить нефтеотдачу. В настоящее время выработано более чем на 80%.

– Новоелховское,

Н о в о – Е л х о в с к о е нефтяное месторождение крупное по запасам. Открыто в 1951 г., разрабатывается с 1958 г. Приурочено к валу на западном склоне Альметьевской вершины Тат.свода. Продуктивны песчаники и алевролиты верхнего девона (пашийский, кыновский горизонты), нижнего карбона (бобриковский тульский горизонты) и карбонатные отложения нижнего и среднего карбона (турне, башкирский, московский ярусы). Залежи пластово-сводовые, структурно-литологические и массивные. Основные запасы нефти промышленных категорий (70%) содержатся в терригенном девоне.

– Бавлинское,

– Туймазинское,

Т у й м а з и н с к о е нефтяное крупное месторождение. Открыто в 1937 г., разрабатывается с 1939 г. Приурочено к поднятиям, осложняющим Альметьевскую вершину Тат.свода. Промышленно нефтеносны терригенный девон, известняки верхнего девона и нижний карбон. Выявлено 122 залежи, глубина залегания продуктивных горизонтов от 1100 до 1680 м. Основная нефтеносность связана с терригенным девоном (54 залежи). Залежи пластово-сводовые, преимущественно литологически экранированные.

– Серафимовское,

– Шкаповское.

Мелекесская НО расположена в одноимённой впадине, площадь 39 тыс.км². Пром. нефтеносность связана с НГК среднего девона-среднего карбона, основные ресурсы – в карбоне. Самые значительные месторождения – Радаевское, Боровское, Якушкинское.

Уфимская НО охватывает Бирскую седловину и Благовещенскую впадину, площадь 19 тыс.км². Промышленная нефтеносность связана с отложениями девона и карбона. Здесь расположено уникальное нефтяное месторождение Арлан, крупные Манчаровское, Чекмагушевское, Сергеевское.

А р л а н с к о е нефтяное уникальное по запасам месторождение. Открыто в 1954 г., разрабатывается с 1958 г. Приурочено к барьерному рифу протяженностью 120 км при ширине 30 км, осложняющему Бирскую седловину. Контролируется структурами облекания рифогенных построек франско-фаменского возраста высотой до 70 м. 16 залежей пластово-сводового, массивного типов. Продуктивны карбонаты московского и визейского ярусов (нижний карбон) и терригенные отложения визейского яруса (основные запасы нефти).

Пермско-Башкирская НГО находится в пределах Пермского и Башкирского сводов и разделяющей их Вымско-Кунгурской впадины. 36 тыс.км². Продуктивны отложения среднего девона-среднего карбона, основные ресурсы – в карбоне. Крупные месторождения – Бабырбайское, Кокуйское, Павловское, Югомашевское и др.

Жигулёвско-Пугачёвская (Средневолжская) НО приурочена к Жигулевско-Пугачевскому своду. 45 тыс.км². Залежи выявлены в отложениях верхнего девона-среднего карбона, основные запасы нефти – в карбоне. Крупные месторождения –Кулешовское, Покровское.

Бузулукская НГО охватывает одноимённую впадину. 58 тыс.км². Продуктивны отложения от среднего девона до нижней перми. Открыты месторождения Мухановское, Дмитриевское, Михаловско-Кохановское, Бобровское ГН, Давыдовское.

М у х а н о в с к о е месторождение. К СВ от Самары. Открыто в 1945 г., в разработке с 1947 г. Приурочено к зоне Камско-Кинельских дислокаций, осложняющих вершину Ж-П свода. Узкая вытянутая в широтном направлении складка 28х2,5 км. Продуктивен терригенный девон, нижний карбон, известняки и доломиты кунгурского и уфимского ярусов перми. Основные запасы нефти – нижний карбон. 18 залежей нефти, 1 ГН (нижняя пермь) и 1 Г (верхняя пермь).

Оренбургская (Соль-Илецкая) ГНО отвечает Соль-Илецкому валу. 30 тыс.км². Промышленная нефтеносность связана с отложениями девона и карбона, газоносность – среднего карбона и нижней перми. Здесь сконцентрировано около половины газовых ресурсов Волго-Уральской НГП и открыто

О р е н б у р г с к о е уникальное по запасам свободного газа НГК месторождение. Открыто в 1966 г., разрабатывается с 1971 г. Приурочено к асимметричному валообразному поднятию широтного простирания 100х22 км. Выявлено 3 залежи (2 с нефтяными оторочками) в карбонатных артинско-каменноугольных (основная), подошве кунгурского яруса и среднем карбоне. Характерно присутствие в газе сероводорода.

Нижневолжская НГО расположена в пределах юго-восточной части Пачелмского прогиба и юго-восточного склона Воронежской антеклизы. 83 тыс.км². Нефтегазоносность связана с отложениями среднего девона-перми. На Коробковском месторождении залежь газа приурочена к байосским отложениям юры. Крупные месторождения – Кудиновское НГК, Коробковское НГК.

Для Волго-Уральской провинции характерно наличие большой группы крупнейших нефтяных месторождений на сводах. Природный газ локализуется преимущественно на южной и восточной окраинах провинции, около 75% газа сосредоточено в Оренбургском месторождении. Начиная с 40-х гг. эти 23 крупные и крупнейшие месторождения интенсивно разрабатываются с высокой эффективностью. В последнее время ГРР обеспечивают открытие лишь мелких реже средних месторождений.

Наращивание в течение 50 лет объемов работ по освоению месторождений, применение с самого начала разработки интенсивных систем заводнения позволили ежегодно повышать добычу нефти по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции вплоть до 1975 г., когда был достигнут пик в добыче нефти - 226,2 млн т. Далее в связи с тем, что пик добычи миновал, для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в целом наступил продолжительный этап постепенного медленного падения добычи нефти.

Тем не менее, несмотря на высокую степень разведанности начальных суммарных запасов углеводородов (63 %) и высокую выработанность запасов (извлечено 75 % нефти и 65% газа), Волго-Уральская нефтегазоносная провинция обладает значительным нефтегазовым потенциалом за счет:

1) возможного открытия большого числа новых небольших размеров залежей нефти и газа;

2) ввода в эксплуатацию залежей и месторождений, еще не начатых разработкой (из 3345 залежей углеводородов на 1459 добыча нефти и газа не ведется по различным причинам);

3) расконсервации объектов, эксплуатация которых, временно, по разным причинам приостановлена;

4) реализации методов увеличения нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях;

Малоизученными остаются преимущественно краевые зоны провинции и нижние горизонты чехла (рифей, венд). Имеются также потенциальные возможности наращивания промышленных запасов нефти и газа – за счет каменноугольных отложений Южно-Татарского НО, девонско-каменноугольных отложений на склонах Башкирского свода, палеозоя Оренбургской области, терригенного девона Бузулукской впадины и т.д.

Прогноз нефте- и газодобычи на длительную перспективу, основанный на анализе текущего состояния разработки нефтяных и газовых месторождений и изучении остаточного нефтегазового потенциала региона, позволил сделать вывод, что еще длительный период Волго-Уральская нефтегазоносная провинция будет оставаться надежной сырьевой базой нефте- и газодобычи России.