Сочленение Пильтунской и Чайвинской синклинальных зон.
. Чайво-море нефтегазоконденсатное. Открыто в 1979г.–8 залежей пластово-сводового типа в алевролитах, песчаниках окобыкайской и нутовской свит. ФЕС: 20-25%, 10-200мд. Дебиты нефти до 170 т/сут, газа – 300 .660 тыс. м3/сут.
Физико-химические свойства УВ. Нефти Сахалина характеризуются большим разнообразием. Плотность от 0,8 г/см3 до 0,813 г/см3 на месторождениях Паромайском, Некрасовском. Тяжёлые нефти - 0,92 – 0,95 г/см3 на месторождениях Катангли и Оха. Асфальтово-смолистых веществ от 2-3% до 20%. Нефти малосернистые. Отмечена закономерность в распределении нефти по разрезу: уменьшение плотности и смолистости, увеличение парафинистости с глубиной. Газ-метановый. – 90% (СН 4 более 90%), в газе отсутствует сероводород, азота-0,2%-4%. Газовые конденсаты имеют низкую плотность- от 0,69 до 0,79г/см3 . Большинство газовых конденсатов выкипают ло 300 градусов., их углеводородный состав метано-нафтеновый.
Заключение. Перспективы поисков месторождений нефти и газа связаны с юго-западной частью острова Сахалин, где выявлены многочисленные непромышленные притоки нефти и газа. Здесь перспективны отложения миоцена, палеоцена и верхнего мела. Традиционный район с развитой добывающей промышленностью на Северном Сахалине основательно разведан, там можно лишь рассчитывать на прирост запасов нефти в мало амплитудных нарушенных дизьюнктивами структурах, неструктурных объектах и более глубоких стратиграфических горизонтов, что связано со значительными материальными и ресурсными затратами. В то же время незаслуженно мало внимания уделяется юго-западному району Сахалина, перспективы которого достаточно велики.
Разработаны программы по освоению недр Сахалина. Всего 8 программ: «Сахалин-1»; Сахалин-2»; «Сахалин-3» и т.д..
Лицензионный блок «Сахалин-3» находится южнее Лунского залива. Проведены сейсморазведочные работы. В плане поисково-оценочное бурение. В 1993 г. приобрели программу компании Мобил и Тексако, Затем «Роснефть». Компания «КОО Пега-Стар».
«Сахалин-4». Это участок недр - Астрахановский блок шельфа северо-западного Сахалина, в Сахалинском заливе. Лицензия у «Сахалинморнефтегаз» (СМНГ). В 1999 году СМНГ пробурили на Астрахановской площади одну разведочную скважину-результат отрицательный.
«Сахалин»-5. Лицензионный блок находится на полуострове Шмидта, с его восточной стороны. Лицензию приобрёл «Бритиш Петролеум».
«Сахалин-6». – Проект включает пограничный блок на восточном шельфе Сахалина (Поронайский район, Смирныхинский район, до мыса Терпения).
«Сахалин-7» -в лицензионный блок входит юго-восточная часть Сахалина и залив Анива.
«Сахалин-8» - Участок недр находится на юго-западном берегу Сахалина- Мыс Крильон, мыс Тык.
VII. ТИМАНО- ПЕЧОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ
Тимано - Печорская НГП расположена на крайнем северо-востоке европейской части России и в административном отношении включает территорию Республики Коми, Ненецкого АО Архангельской области, небольшой части Пермской области, а также прилегающей акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс. км2. (в том числе акватории 123 тыс. км2).
Открыто свыше 200 месторождений. Общие запасы 1,3 млрд. т. нефти. Газа- 643,5 млрд. м3 .
Первые сведения о наличии нефти в провинции известны с давних времен. В 1595 г. ухтинская нефть была впервые привезена в Москву. Планомерное освоение нефтегазовых ресурсов провинции началось с 1929 г. Первое месторождение легкой нефти - Чибьюсское было открыто в 1930 г., тяжелой нефти - Ярегское – в 1932 г. На Ярегском месторождении в 1937 г. заложена первая в СССР нефтяная шахта. За период 1959-1964 гг. в Ижма-Печорской и Верхнепечорской впадинах и Печоро-Колвинском авлакогене было выявлено 12 месторождений, в том числе Усинское нефтяное и Вуктыльское газоконденсатное. В последующие годы поиски залежей УВ были связаны главным образом с поддоманиковыми терригенными отложениями западной части провинции. С начала 60-х годов поисково-разведочные работы переместились в северный и северо - восточный регионы. Активное освоение северных районов провинции привело к обнаружению ряда месторождений с залежами углеводородов в девонских, каменноугольных, пермских и триасовых отложениях. В 1982 г. на о. Колгуев открыто Песчаноозерское газонефтяное месторождение.
К 2000 г. в провинции выявлено свыше 200 месторождений, из них с запасами промышленного значения: 134 нефтяных, 28 газовых и газоконденсатных, 19 газоконденсатных и нефтегазовых. С начала освоения провинции на месторождениях добыто свыше 360 млн т нефти и свыше300 млрд м 3 газа. На основании данных геофизического исследования и бурения проведено нефтегазогеологическое районирование территории провинции, в составе которой было выделено семь НГО: Тиманская, Ижма-Печорская, Печоро-Кожвинская, Колвинская, Денисовская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская с доказанной промышленной нефтегазоносностью почти всего чехла, начиная от ордовикских отложений.
Границами рассматриваемой территории, имеющей в плане форму треугольника, являются Тиманский кряж на юго-западе и складчатые сооружения Северного и Полярного Урала на северо-востоке, вдоль которых узкой полосой протягивается северное окончание соседней Предуральской нефтегазоносной субпровинции.
В орогидрографическом отношении территория провинции принадлежит бассейну Печоры и представляет собой сильно заболоченную, занятую тайгой и тундрой, трудно проходимую и пересечённую местность с относительными отметками 50-150 м. Значительная часть провинции расположена за Северным полярным кругом, в зоне распространения мерзлых горных пород на глубину до 200 м. Благодаря широкому развитию поисково-разведочных работ на большей части региона Тимано-Печорская провинция в последние годы превратилась в одну из сырьевых баз страны для развития нефтегазодобывающей промышленности. Рост добычи нефти здесь связан с выявлением и разработкой месторождений, таких как Усинское и Возейское.
Открытие новых газовых и газоконденсатных -местоскоплений в северной части провинции (Лаявожское, Василковское и др.) позволяет обеспечить добычу газа в значительных масштабах. Освоение нефтяных и газовых богатств Тимано-Печорской провинции имеет также большое социальное значение поскольку в этом труднодоступном, климатически тяжелом регионе построены новые города, проложены железные дороги и нефте - газопроводы.
Геотектоническое строение Тимано-Печорской НГП.
Тимано- Печорская НГ провинция в геотектоническом отношении приурочена к северо-восточной окраине Русской древней докембрийской платформы. Отличительной особенностью этого региона является позднепротерозойский (рифейско-вендский) возраст фундамента, т.е. более молодой по сравнению с архейским фундаментом западных и южных районов платформы. Более молодой возраст фундамента провинции обусловил повышенную тектоническую мобильность ее территории в палеозойское и мезозойское время.
Кристаллические и метаморфические породы верхнепротерозойского фундамента выведены на поверхность в ряде участков Тиманского кряжа, а на остальной части провинции погружаются на глубину от 1 км до 10ки.
Из-за больших глубин залегания фундамент бурением вскрыт только в южной части провинции (Тиман, Ижма – Печорская впадина) и на единичных разведочных площадях в северо - восточной ее части (Возейская, Баганская и др.). Вследствие широкого развития глубинных разломов строение фундамента отличается блоковым характером, что выражается системой линейно вытянутых поднятий и блоков общего северо-западного (таманского) простирания, которые в целом определяют специфику размещения нефти и газа в залегающих над ними палеозойских отложениях.
Структурные этажи
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, территория которой на протяжении многих геологических периодов испытывала длительное и устойчивое погружение, характеризуется значительной стратиграфической полнотой разреза осадочных отложений суммарной мощностью до 8000-10000 м. Осадочный чехол провинции представлен стратиграфическими комплексами кембрия, перми, мезозоя и кайнозоя. Можно отметить следующие основные особенности разреза: широкое развитие палеозойских отложений; наличие мощной терригенно-карбонатной толщи нижнего палеозоя; очень большая мощность девонских (до 3000 м) и карбон - нижнепермских (до 3550 м) отложений, с которыми связана основная промышленная нефтегазоносность провинции; распространение мезо-кайнозойских отложений только в северных районах региона. Отложения осадочного чехла Тимано - Печорской провинции обычно разделяются региональными стратиграфическими и угловыми несогласиями на три крупных структурных :этажа, различающихся особенностями геологического строения (Кремс А. Я., Вассерман Б. Я., Матвиевская Н. Д., 1974).
Нижний структурный этаж включает отложения от нижнего палеозоя до среднего девона, для которых характерно резкое колебание мощности от 1000-1500 м на сводах поднятия до 3000-4000 м во впадинах. В нижней части этажа отложения наследуют тектонику фундамента. По ним выделяются крупные поднятия и впадины. Поднятия представляют собой обширные своды древнего (нижнепалеозойского) заложения (например, Большеземельский свод). В направлении вершин сводов отмечается резкое сокращение мощности нижнего структурного этажа вследствие регионального выклинивания отдельных стратиграфических комплексов. К кровле этажа большинство поднятий сглаживаются. Древние впадины вверх по разрезу также постепенно нивелируются и в вышележащих этажах им уже соответствуют крупно амплитудные мегавалы и валы, осложненные флексурно - разрывными зонами (Печоро-Кожвинский, Колвинский, Шапкино -Юрьяхинский и др.).
По условиям формирования и особенностям строения отложения нижнего структурного этажа сходны с образованиями промежуточного (переходного) комплекса, выделяемыми в пределах ряда древних и молодых платформ.
Средний структурный этаж объединяет отложения верхнего девона, карбона и пермо -триаса и отделяется от нижнего и верхнего этажей соответственно нижнефранским и нижнеюрским перерывами в осадконакоплении. Мощность отложений среднего этажа в целом выдержана (2500-3500 м). В рядерайонов провинции в этот этаж включаются породы среднего девона (Ижма-Печорская" впадина).
Верхний структурный этаж включает отложения юры, мела и кайнозоя, залегающие с угловым и стратиграфическим несогласием на подстилающих породах. Мезозойские породы практически не дислоцированы и образуют наложенные пологие депрессии, которые маскируют погребенную складчатость среднего этажа.
Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представляют нижний и средний структурные этажи.
Геотектоническое районирование
В современном структурном плане Тимано-Печорская провинция по отложениям среднего этажа, как наиболее изученного, выделяется ряд тектонических элементов.
Крупнейшими геотектоническими единицами провинции, во многом определявшими историю геологического развития всего региона, являются Тиманская антеклиза (гряда) и Печорская синеклиза.
Тиманская антеклиза (Тиман) находится в западной части провинции, протягиваясь в северо-западном направлении на расстоянии более 800 км при ширине 150км. Антеклиза представляет собой сложно построенное, интенсивно пенепленизированное, горно-складчатое сооружение глыбового строения, которое отчетливо выражено в рельефе Тиманским кряжем высотой до 250 м. Тиман характеризуется широким развитием глубинных разломов различного простирания и соответствующих им в осадочном чехле многочисленных флексурно - разрывных зон. Протяженным Западно -Тиманским глубинным разломом Тиман отделяется от Мезенско-Вычегодской впадины. На юго-восточной окраине антеклизы прослеживается; Ижемская флексурно – разрывная зона, по которой Тиман в виде ступенчатых блоков погружается в направлении Печорской синеклизы.
Сама Тиманская антеклиза представляет систему горстообразных поднятий и сопряженных с ними грабенообразных впадин, в пределах которых глубина залегания фундамента колеблется от нуля до 2,5 км. Строение маломощного палеозойского чехла имеет прямую связь с рельефом фундамента, повторяя его очертания. С точки зрения нефтегазоносности наиболее изученным является Ухта -Ижемское горстообразное поднятие в юго-восточной части Тимана. Это протяженный (до 280 км) высокоамплитудный (до 800 м) мегавал сложного геологического строения, состоящий из более мелких валов (Ухтинского и др.). К пологим (2-7о) и часто нарушенным дизъюнктивами палеозойским локальным складкам этих валов приурочены небольшие по размерам месторождения нефти и газа, открытые в начальный период освоения провинции (Чибьюское, Ярегское, Войвожское и др.).
Печорская синеклиза является крупнейшей отрицательной структурой северо-востока Русской платформы и располагается - между Тиманом на западе и Предуральским прогибом на востоке и северо-востоке. Южное окончание синеклизы образовано .сочленением юго- восточного погружения Тимана с поперечным – поднятием прогиба Полюдов Камень.
Другой характерной особенностью современного структурного плана Печорской синеклизы является значительное развитие протяженных и крупных чередующихся положительных и отрицательных тектонических элементов преимущественно северо-западного простирания, в целом повторяющих простирание Тимана и Полярного Урала Основными из этих тектонических элементов являются Ижма-Печорская впадина, Печоро-Кожвинский мегавал (Печорская гряда), Денисовская впадина (мегапрогиб), Колвинский, мегавал (гряда) и Хорейверская впадина. В крайней северо-восточной части синеклизы выделяются малоизученные валообразные поднятия – гряды Сорокина, Гамбурцева, Чернышова, Чернова, названные в честь русских геофизиков и rеологов.
Ижма - Печорская впадина находится в западной части провинции между Тиманом на юго – западе и Печоро-Кожвинским мегавалом на северо-востоке, отделяясь от них зонами глубинных разломов. На юго-востоке она граничит с Верхнепечорской впадиной Предуральского прогиба. Ижма-Печорская впадина характеризуется ступенчатым строением фундамента и осадочного чехла. B ее пределах можно выделить три основные структурные зоны: юго-западную, центральную и восточную. Юго-западная бортовая зона, соответствует северо-восточному продолжению Тиманской антеклизы и представляет обширную, пологую, осложненную флексурами моноклиналь, наклоненную на северо-восток в соответствии с погружением фундамента. Центральная зона впадины отличается наибольшим погружением фундамента (до 3,5-4,5 км) и соответственно наиболее полным разрезом палеозойских отложений.
Погруженные участки фундамента центральной зоны выполнены ижма -омринским комплексом пород, являющимся частью нижнего структурного этажа Печорской синеклизы. В целом для зоны устанавливается соответствие структурных планов палеозоя и фундамента. В южной части центральной зоны Ижма -Печорской впадины выделяется несколько структурных ступеней (террас), которые уступами последовательно погружаются в ceвepном направлении (Омра - Сойвинская, Тэбук - Савиноборская и др.). Например, Тэбук-Савиноборская ступень отделяется от Омра - Сойвинской крутой моноклиналью и погружена относительно последней на 1000 м. В свою очередь следующая ступень отделяется от Тэбук - Савиноборской крутозалегающей моноклиналью амплитудой до 500 м. В пределах указанных ступеней выявлено значительное количество локальных складок, часть которых осложнены рифами верхнедевонского возраста. Со многими складками названных ступеней связаны известные местоскопления нефти Тимано-Печорской провинции, в том числе Западно- Тэбукское и Джьерское.
Восточную бортовую зону Ижма-Печорской впадины можно рассматривать как узкую флексуру. Основным структурным элементом является протяженный (более 100 км) и узкий (6-8 км) Мичаю-Пашнинский мегавал, расположенный над выступом фундамента. Ко всем локальным структурам вала приурочены местоскопления нефти, включая Пашнинское, Северо-Савиноборское и Восточно-Савиноборское.
В целом для Ижма-Печорской впадины характерно развитие пликативных пологих дислокаций брахиантиклинального и куполовидного типов, при почти полном отсутствии. тектонических нарушений в осадочном чехле. Большинство структур небольшие по размерам (до 8-15 км в длину) и амплитуде (20-100 м). Как правило, они группируются в валы, протягивающиеся вдоль структурных уступов фундамента. Значительно развиты также структуры, осложненные рифами (седиментационно-тектонические).
Геологическая история развития Ижма - Печорской впадиньr включает несколько основных этапов. В ордовикское время здесь существовала глубокая палеовпадина, которая в силурийско-пермский период потеряла свою струкурную обособленность и стала составной частью Печорской синеклизы. При этом в франско - турнейское время по окраинам мелководного бассейна (особенно на юго-востоке) происходило формирование рифов барьерного типа, группирующихся в несколько полосами (Джьер-Западно-Тэбукская; Исаково-Пашнинская и др.), в которых впоследствии образовались верхнедевонские залежи нефти и газа. Современный структурный план Ижма-Печорской впадины образовался в после пермское время, в течение которого изменившийся с восточного на ceвepo-западный региональный наклон территории определил нынешнее ступенчатое строение впадины. Печоро- Кожвинский мегавал (Печорская тектоническая гряда) расположен в центральной части провинции, протягиваясь в северо - западном направлении узкой полосой 30-80 км на расстоянии около 400 км от низовьев Печоры до передовых складок Западного Урала. Мегавал разделяет Ижма-Печорскую и Денисовскую впадины, ограничиваясь от них системой глубинных разломов амплитудой 0,5-1 км. Мегавал представляет собой инверсионную структуру, возникшую над глубинным грабенообразным прогибом (авлакогеном), выполненную мощной толщей палеозойских пород (не менее 7000 м). Особенно характерна большая мощность отложений девона 4500-5000 м, из которых около 3000 м приходится на песчано - глинистые отложения среднего девона. В современном структурном плане Печоро-Кожвинский. мегавал, резко возвышающийся над Ижма-Печорской впадиной (до 2 км), объединяет систему более мелких, кулисообразно расположенныx валообразных поднятий, осложненных локальными структурами крупных размеров (до 40 км) и больших амплитуд (до 0,5-1 км). На ряде структур, расположенных в крайней юго -восточной части мегавала, открыты местоскопления нефти и газа. Печоро - Кожвинский мегавал отличается глубоким залеганием фундамента, который ступенчато погружается на восток, в направлении Денисовской впадины. Мегавал характеризуется также резким несоответствием структурных планов разновозрастных отложений, обусловленным сложной историей его геотектонического развития. В нижнем палеозое и девоне в районе Печоро-Кожвинского мегавала существовал узкий и глубокий желоб (авлакоген), в котором происходило накопление терригенных и терригенно - карбонатных отложений мощностью до 7000 м. Длительное прогибание территории, происходившее по разломам и сопровождавшееся вулканической деятельностью, со среднего карбона начало замедляться, а в позднем карбоне изменилось кратковременным подъемом. Резкая смена направленности тектонических движений (инверсия), начавшаяся в ранней перми, превратила осадочную толщу в современную систему валообразных поднятий Печоро-Кожвинского мегавала. Денисовская впадина располагается между Печоро-Кожвинским и Колвинским мегавалами, на юго-востоке она переходит в Большесыньинскую впадину Предуральского прогиба. Денисовская впадина протягивается в длину на 400 км, расширяясь от 40-50 км на юге до 150 км на севере.
Денисовская впадина - пологая отрицательная структура, которая выделяется только по отложениям мезозоя и частично палеозоя и поэтому является наложенной. До верхнедевонские породы в центральной' части впадины образуют крупное погребенное Лайское поднятие (палеосвод). Наиболее погруженной и менее дислоцированной является южная часть впадины. Северная часть (Лайская впадина), наоборот, характеризуется значительно более сложным строением. Здесь выделяется ряд валов и прогибов северо-западного простирания. Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представляют два крупных протяженных (до 150-250 км) и. Высоко амплитудных (300-700 м) вала - Шапкино-Юрьяхинский и Лайский. К асимметричным складкам этих валов приурочены многие местоскопления газа и нефти, открытые в северной части Тимано-Печорской провинции (Лаявожское, Верхнегрубешорское, Шапкинское, Василковское и др.).
На территории Денисовской впадины в нижнем палеозое - верхнем девоне существовало крупное палеоподнятие, которое в каменноугольно-раннетриасовое время было вовлечено в прогибание с образованием мощных осадочных комплексов. Однако в пермо - триасе на фоне регионального погружения произошло резкое усиление восходящих тектонических движений, которые в основном обусловили формирование наиболее крупных элементов впадины, включая Шапкино-Юрьяхинский и Лайский валы. В мезозойский этап развития рассматриваемая территория вновь испытала интенсивное прогибание с накоплением мощных терригенных толщ и оформилась наложенная Денисовская впадина примерно coвременных очертаний.
Колвинский мегавал - крупное горст - антиклинальное сооружение, разделяющее Денисовскую и Хорейверскую впадины. Размеры мегавала 350х50 км, амплитуда 1000-1200 м. Его борта осложнены дизъюнктивами и внедрениями изверженных пород. По своей природе мегавал близок к авлакогену, претерпевшему инверсию, о чем свидетельствует мощная толща выполняющих его отложений .(5-8км). Поэтому по фундаменту и нижнему структурному этажу мегавал соответствует грабену. Однако отдельные структуры мегавала наследуют тектонику фундамента. Для Колвинского мегавала характерно развитие крупных кулисообразно расположенных структур. Это высоко амплитудные складки с более крутыми восточными крыльями, осложненными флексурами, переходящими вниз по разрезу в тектонические нарушения.
Наиболее крупные структуры мегавала - Усинская и Возейская, к которым приурочены основные в провинции нефтяные местоскопления, располагаются в южной его части и имеют различное строение.
Промышленная нефтегазоносность приурочена к ордовикско-нижнедевонским, среднедевонско-нижнефранским, верхнедевонско-турнейским, верхневизейско-артинским, кунгурско- верхнепермским и триасовым комплексам. Месторождения связаны с антиклинальными или брахиантиклинальными складками, часто нарушенными дизьюнктивами.
В пределах Тимано-Печорской НГП выделяются следующие НГО.
Тиманская НГО. (восточная часть Тиманской гряды)
Ярегское нефтяное (Д 2-3 )
Чибьюское нефтяное (Д 3 )
Вой-Вожское газонефтяное (Д 2-3 )
Ижма-Печорская НГО (Восточно-Тиманский мегавал, Ижма-Печорская впадина)
Западно-Тэбукское нефтяное (риф Д2-3 S 2 )
Нибельское нефтегазовое (Д2-3 )
Верхнеомринское газонефтяное (Д2-3 )
Нижнеомринское газонефтяное (Д2-3 S 2 )
Печоро-Кожвинская НГО(авлакоген, Колвинский мегавал
Усинское нефтяное (Д 2 С 1-2-3 Р1 )
Возейское нефтяное (Д 2 С 1-2-3 Р1)
Лаявожское нефтегазоконденсатное (Р 1 Т 1 )
Северо-Кожвинское газоконденсатное (Д2-3 )
Колвинская НГО (Колвинский мегавал )
Усинское нефтяное (Д 2 С 1-2-3 Р1 )
Харьягинское нефтяное (Д 2-3 Р 1-2 )
Возейское нефтяное (С 2-3 Р 1-2 ))
Южно-Хыльчуюское газонефтяное (Р 1-2 )
Поморское газоконденсатное (Р 1-2 ) шельф.
Песчаноозёрское нефтегазоконденсатное (Т 1 ) шельф.
Хорейверская НГО
(Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона)
Верхневозейское (S1 )
Варкнавтское (им. Романа Требса) (Д1 )
Оленье (им. Титова) (Д1 )
Ардалинское (риф-Д3 )
Приразломное нефтяное (С-2-3 Р1 ) шельф.
Варандей - Адзьвинская НГО.
Варандейское нефтяное (Р 1 Т 1-2 )
Торавейское нефтяное (Р 1-2 Т 1-2 )
Восточно-Харьягинское нефтяное (риф-Д3 )
Баганское нефтяное (риф Д 3 S1 )
Тобойское нефтяное (Д1 )
Северо-Предуральская ГНО (Верхнепечорская впадина)
Вуктыльское газоконденсатное (С 1-2 3 Р1 )
Рассохинское газоконденсатное (С-2-3 Р1 )
Денисовская НГО
Шапкинское газовое (Т1 Р1 )
Василковское газоконденсатное (С 1-2 Р 1-2 Т 1 )
Лаявожское нефтегазоконденсатное (С -3 Р 1 Т 1 )
Усинское нефтяное месторождение приурочено к одноимённой антиклинали размерами 33х 12 км с амплитудой более 400 м по отложениям от среднего девона до перми является самой приподнятой структурой Колвинского мегавала. На Усинском месторождении выявлено три залежи: в среднедевонских терригенных коллекторах на глубине 2900-3100м; в каменноугольных и пермских карбонатных коллекторах. Залежи массивного, литолого-стратиграфического и пластово -сводового типов. Дебиты нефти из девонских песчаников составляли 50 – 230 т/сут. В разрезе нерасчленённой толщи средний карбон – нижняя пермь на глубине 1100-1400м выявлена залежь тяжелой нефти(0,954-0,968г/см3 ) высокосмолистой, сернистой (1,8-2,1%). Коллекторами являются пористые и кавернозные известняки и доломиты. Залежь сводового типа с массивным характером резервуара, что определяет большую её высоту (до 302 м). Дебиты нефти из карбонатных пород не превышали 35-40 т/сут. Интересно отметить, что покрышкой для этой залежи служат терригенные отложения верхней перми, причём нижние пласты песчаников вследствие пропитывания их загустевшей нефтью оказались практически непроницаемыми.
Расположенная севернее Возейская структура представляет собой более крупную складку (68х 17км), в основании которой располагается выступ фундамента , вскрытый скважинами на глубине около 4,5км. Почти все нефтяные и газовые месторождения Тимано-Печорской провинции приурочены к антиклинальным структурам или куполовидным поднятиям. Для некоторых из них характерно совпадение структурных планов, а в пределах других наблюдается смещение сводов по различным стратиграфическим комплексам.
Залежи в основном сводовые. В ряде случаев встречаются стратигра - фически экранированные (Нибельское, Нижнеомринское, Верхнеомринское и др.), а также литологически - экранированные (Войвожское, Северо-Джебольское и др.).
Некоторые залежи в девоне и карбоне напоминают установленный впервые И. М. Губкиным в Майкопском районе рукавообразный тип залежи, приуроченный к древнему руслу реки (Войвожское и Северо-Джебольское - в нижнем карбоне). Встречаются и такие типы залежей, формирование которых обусловлено сочетанием ряда факторов: структурно - стратиграфи - ческого или структурно-литологического (смешанный тип залежей). Резервуары, как правило, пластовые, хотя встречаются иногда и массивные (Западно- Тэбукское - силур).
Ярегское (Ухтинское) нефтяное месторождение. Относится к нефтегазовосной области северо-восточных склонов Тиманского кряжа и приурочено к крупной, сильно нарушенной антиклинальной структуре, в ядре которой имеется выступ фундамента, перекрытого осадками девона. Структура имеет юго-восточное простирание с относительно крутым (3-50о) юго-западным и пологим (1-20о) северо-восточным крыльями. Основная сводовая залежь приурочена к базальным песчаникам III горизонта эйфельского яруса мощностью около 30 м.. Этаж нефтеносности этого горизонта около 40-45 м. Глубина залегания залежи на своде 120-160 м и увеличивается на северо-восточном крыле до 200-220 м. Дебиты нефти из скважин не превышали 1,5 т/суткиввиду большой вязкости нефти (плотность 0,935-0,940 г/см3) и дегазированности залежи. Поэтому для увеличения отдачи пласта здесь с 1944 году впервые в СССР была применена методика разработки нефтяной залежи шахтным способом.
В подземных скважинах в зонах повышенной трещиноватости дебиты увеличиваются до 25-30 т/сутки, а при отсутствии трещин и плохой проницаемости пласта составляют около 1,5-2 т/сутки. Кроме подземных скважин добыча нефти ведется с помощью дренажных выработок (штреков), что значительно увеличивает коэффициент нефтеотдачи пласта.
3ападно-Тэбукское нефтяное месторождение. Приурочено к антиклинальной структуре почти широтного простирания. Нефтеносны здесь в основном отложения среднего и верхнего девона. В последнее время появились представления о рифовой природе девонских известняков. Основные запасы нефти приурочены к III горизонту эйфельского яруса, который представлен хорошо проницаемыми песчаниками мощностью 10-20 м. Выше III горизонта прослеживается толща терригенно-карбонатного состава, содержащая песчаные горизонты (II и II-б), которые в пределах 3ападно-Тэбукского месторождения имеют суммарную мощность 12-15 м и содержат промышленные залежи нефти.
Наиболее рельефна структура по кровле карбонатных верхнедевонских отложений, что обусловлено наличием верхнефранского рифового массива. Месторождение многопластовое. Залежи, выявленные по всему разрезу девона в интервале глубин 1300-2000 м, объединены в два этажа нефтеносности.
Нижний этаж включает основные залежи нефти, открытые в песчаных пластах cpeднего и верхнего девона (ПI, П б, Па и I в), а также нефтенасыщенные доломиты нижележащих образований силура. Наибольшей продуктивностью (250-400 т/ сут.) характеризуются пласты ПI и Пб эйфельского яруса, что обусловлено их большой эффективной мощность (15-23 м), высокой пористостью и проницаемостью пород. Залежи сводового типа, на западе стратиграфически экранированные.
Залежи карбонатных пород верхнего девона образуют второй этаж нефтеносности. Залежь в кавернозных и выщелоченных органогенных верхнефранскиx известняках связана с рифовым массивом. Дебиты нефти из этой залежи достигали 1000 т/сут. Плотность нефти 850 кг/м3, содержание серы 0,71, парафина 4,9 % .
ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает восточную часть Русской платформы. Восточной границей этой провинции является Предуральский прогиб, выделяемый в качестве самостоятельной нефтегазоносной провинции. На юге Волго-Уральская провинция граничит с нефтегазоносной провинцией Прикаспийской мегасинеклизы, которую следует рассматривать как погруженную часть Русской платформы. На западе и севере расположены центральные и северные районы Русской платформы, нефтегазоносность которых еще не установлена, поэтому границы рассматриваемой провинции здесь можно провести пока условно: На юго-западе ее ограничением являются восточные склоны Воронежского массива.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию: Башкирской, Татарской и Удмуртской автономных республик, западные части Пермской и Оренбургской областей, Куйбышевской, и частично Ульяновской области, а также большие части Саратовской и Волгоградской областей. Общая площадь нефтегазоносных и перспективных земель составляет около 650 тыс. км2.
Нефтяные и газовые ресурсы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции играют важную роль в народном хозяйстве страны. Всего с начала разработки в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции было добыто свыше 3 млрд. т нефти и большое количество газа. По добыче нефти в пределах провинции первое место занимает Татарская АССР, второе - Башкирская АССР и третье районы Куйбышевского Поволжья.
Геолого-Геофизическая изученность. Выявленные на территории Волго-Уральской провинции местоскопления нефти и газа сосредоточены в 60 продуктивных пластах палеозойской группы. Основные местоскопления нефти и газа расположены: Ромашкинское и Новоелховско-Домосейкинское в Татарской АССР, Арланское, Туймазинское и Шкаповское в Башкирской АССР, Ярино-Каменноложское и Осинское в Пермской области, Мухановское и Кулешовское – в Куйбышевской области, Покровское и Оренбургское в Оренбургской области, Коробковское-в Волгоградской области и др.
В 1932 г. на Ишимбайской площади был получен фонтан нефти из рифогенных артинско-сакмарских известняков, вскрытых скважиной, заложенной по данным геолога А. А. Блохина. Открытие Ишимбайского нефтяного месторождения явилось мощным толчком для дальнейшего широкого развертывания поисково-разведочных работ в провинции. К началу 1941 г. было открыто 14 месторождений нефти: Ишимбайская группа, Краснокамское, Северо - Камское, Полазненское, Бугурусланское,
Новостепановское, Сызранское, Яблоновый Овраг, Туймазинское и др. В Ишимбайском и Бугурусланском районах залежи нефти были выявлены в пермских отложениях, а в остальных районах - в средне- и нижне - каменноугольных.
В 1941-1945 гг. в Волго-Уральской провинции выявлено около 20 месторождений нефти и газа. Наиболее значительными являются открытия залежей нефти в терригенных отложениях девона на Самарской Луке в районе с. Яблоневый Овраг и на Туймазинской площади в Башкирской АССР.
Послевоенный период (1946-1965 гг.) характеризовался широким развитием поисково-разведочных работ, особенно в Башкирской и Татарской АССР, Куйбышевской, Пермской и Оренбургской областях. Большим достижением последних лет является открытие залежей нефти и газа в Удмуртской АССР, Пермской и Оренбургской областях.
В результате поисково-разведочных работ в Волго-Уральской НГП создана сырьевая база нефтедобывающей промышленности.
Характерной чертой развития нефтедобывающей промышленности Волго-Уральской провинции является ее устойчивый рост. Особенно резко добыча нефти начала увеличиваться с 1946 г. в основном за счет Татарской АССР, Башкирской АССР и Куйбышевской области. В 1945 г. в провинции было добыто 2,8 млн. т. нефти, т. е. в 2 с лишним раза больше, чем в 1938г. Добыча нефти с конденсатом (в млн. т.) составила: в 1955 г. - 41, в 1960 г.105, в 1965г.- 173, в 1970 г. -208, в 1976 г. -216, в 1979г.- 193.
Первое, относительно крупное по тому времени Елшано-Курдюмское месторождение газа выявлено в 1941 г. в Саратовской области. С момента его открытия началось развитие газодобывающей промышленности в Волго-Уральской провинции. Добыча газа развивалась значительно медленнее, чем добыча нефти. Только с открытием Оренбургского газоконденсатного месторождения темп добычи газа ускорился. Добыча газа (в млрд. м3) составила: в 1960 г. - 9,3, в 1965 г. - 22,4, в 1970г.- 17,5, в 1976 г. - 33,7, а в 1980 г. - 48,6.
Всего с начала разработки, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 1980 г. добыто 4266 млн. т. нефти и конденсата и 352,3 млрд. м3 свободного газа.
На территории Волго-Уральской провинции с начала развития поисково-разведочных работ (1930 г.) выполнен большой комплекс геолого-геофизических исследований, включающий региональные и детальные геофизические исследования, геолого-поисковые и поисково-разведочные работы.
Почти вся территория провинции покрыта геологической съемкой различного масштаба, гравиметрическими, магнитометрическими и электроразведочными исследованиями. Глубокими скважинами вскрыт весь разрез осадочного чехла от мезозойско-кайнозойских до рифейско - вендских отложений включительно. Большим числом скважин вскрыты породы кристаллического фундамента. Начиная с 1930г., в провинции пробурено 18748 опорных, параметрических и поисково-разведочных скважин общим объемом 36,1 млн. м. Средняя плотность бурения в провинции - 59 м/км2.
Однако территория Волго-Уральской провинции исследована неравномерно. Наиболее изучены земли Татарской АССР, Башкирской АССР, Куйбышевской области, правобережной части Саратовской и Волгоградской областей. Плотность бурения здесь превышает 100 м/км2. Северные и юго-восточные районы провинции изучены значительно слабее. Плотность бурен