Тиманская нефтегазоносная область
Ярегское титано-нефтяное месторождениерасположено на территории Республики Коми, вблизи г. Ухта. Открыто в 1932 г., с 1932 г. разрабатывается шахтным способом . Приурочено к брахиантиклинальной складке, входящей в состав Ухто-Ижемского вала Тиманской гряды.
Брахиантиклиналь по поверхности среднедевонских отложений достигает площади около 80 км2, имеет северо-западное простирание, асимметричная - северо-восточное крыло круче (до 30) юго-западного (1 – 20). Осложнена несколькими куполовидными поднятиями. Брахиантиклиналь расположена над одним из опущенных блоков рифейского фундамента. В разрезе месторождения установлены рифейские, девонские и антропогеновые отложения. Рифейские породы представлены интенсивно дислоцированными сланцами с корой выветривания, на которой трансгрессивно залегают среднедевонские отложения. Их базальная часть – основной продуктивный горизонт – представлена чередованием кварцевых песчаников, аргиллитов, алевролитов, конгломератов с преобладанием песчаников с размером зерен 0,25 – 0,05 мм. Аргиллиты залегают в виде линз и прослоев мощностью от долей миллиметра до 10 м и более, конгломератовидные разности – в кровле и подошве горизонта. Песчаники характеризуются открытой пористостью до 14 – 18%. Глубина залегания кровли продуктивных песчаников среднего девона 150 - 200 м, мощность достигает 90 м. Локальной покрышкой являются перекрывающая продуктивную часть среднего девона глинистая пачка с тонкими прослойками тонкозернистых битуминозных песчаников и алевролитов общей мощностью 6 – 12 м и туффито-диабазовая толща мощносью около 40 м, относимые к раннефранскому возрасту. Основная залежь нефти – пластовая сводовая с элементами литологического ограничения. Нефть тяжелая (ρ = 0,94 г/см3), вязкая (5,2 Па с), нафтеново-ароматическая, сернистая (S = 1,41%), с содержанием парафина до 2,7% .
Волго-Уральская НГП
Южно-Татарская нефтеносная область
Ромашкинское нефтяное месторождение-гигант является самым крупным по запасам нефти месторождением России и одним из крупнейших нефтяных месторождений мира. Оно приурочено к крупной пологой куполовидной структуре, расположенной на южной вершине Татарского свода. На западе структура месторождения отделяется узким и крутым прогибом меридионального простирания от Акташско-Новоелоховского вала, с которым связано Акташско-Поповско-Новоелоховское месторождение-гигант. Площадь Ромашкинского месторождения значительная, размеры 65 х 70 км, амплитуда по фундаменту и девонским отложениям составляет 50 м. Мощность отложений чехла 1700 м. Разведка Ромашкинского месторождения проводилась с 1933 г. и велась в основном на пермские отложения. 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, показавшая, что контур нефтеносности по девону выходит далеко за пределы структур, закартированных по отложениям перми и карбона, Основные залежи нефти на Ромашкинском месторождении связаны с терригенной толщей девона и в меньшей степени нижнего карбона. Установлена также промышленная нефтеносность карбонатных коллекторов девона и карбона. Основная нефтяная залежь месторождения приурочена к пласту ДI, залегающему на глубине 1100 м и стратиграфически приуроченному к пашийскому горизонту франского яруса верхнего девона. Пласт ДI 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 ДI выделяют пять нефтенасыщенных горизонтов (а, б, в, г, д). Суммарная мощность коллекторских горизонтов пласта ДI колеблется от нескольких метров до 30 – 50 м. Пористость песчаников изменяется от 15 до 26%, проницаемость от 40 до 2000 µD. Начальное пластовое давление составляет 175 кГ/см2. Некоторые скважины дают из пласта ДI до 400 т/сут. нефти. На отдельных участках северо-западной части месторождения залежи пласта ДI сливаются с залежами пласта Д0 кыновского горизонта верхнего девона. Кыновский горизонт представлен песчаниками и алевролитами и распространен в основном в северо-западной части структуры на Миннибаевской, Северо-Альметьевской, Березовской и, отчасти, Чишминской промысловых площадях.
Нередко нижние прослои основного горизонта ДI сливаются с нижележащим промышленно нефтеносным песчаным пластом ДII старооскольского горизонта живетского яруса верхнего девона. Для пласта ДII характерно замещение по простиранию глинистыми разностями. Ниже пласта ДII выявлен промышленно нефтеносный пласт ДIII старооскольского горизонта живетского яруса. Он также представлен песчано-алевролитовыми породами, замещающимися по простиранию непроницаемыми разностями.
Самыми древними породами месторождения, содержащими нефть, являются алевролиты воробьёвского горизонта живетского яруса, выделенные в пласт ДIV. Нефтегазоносность этого пласта доказана, но изучена недостаточно.
В терригенном девоне преобладают пластовые сводовые, реже встречаются антиклинальные литологически ограниченные залежи. Начальный режим залежей упруго-газонапорный. Плотность нефти колеблется от 0,796 до 0,865 г/см3. Содержание серы 0,84 – 0,95%, парафина 3,6 – 5%. В растворенном газосодержание метана 30 – 40%, тяжелых УВ 25 – 50%. В терригенной толще карбона преобладают антиклинально-литологические залежи. Плотность нефтей 0,891 – 0,924 г/см3; содержание серы 0,95 – 4,12%, парафина до 3,3 %. В пределах карбонатных толщ девона и карбона развиты залежи, связанные с локальными участками повышенной пористости известняков. Газовый фактор в пределах месторождения колеблется от 40 до 70 м3/т.
Продолжено изучение карбонатных отложений девона и карбона, а также терригенных горизонтов карбона. Установлена нефтеносность в карбонатных коллекторах фаменского и турнейского ярусов, в песчаниках и алевролитах яснополянского надгоризонта и известняках башкирского и верейского горизонтов.
Оренбургское газоконденсатное месторождение, открытое в 1968 г., расположено в 10 км к югу от г. Оренбурга Оно приурочено к одноименному валу, выявленному сейсмическими исследованиями по опорному горизонту, отождествляемому с кровлей продуктивной толщи и подтвержденному глубоким бурением. Локальные поднятия, осложняющие вал, подтверждены бурением.
Доказана продуктивность нижнепермских карбонатных отложений, а также карбонатных пород верхнего и среднего карбона.
Газ находится в нижнепермских отложениях – нижней части кунгура (Р1kg) – филипповском горизонте, сакмарско-артинской толще, каменноугольных отложениях, представленных главным образом карбонатными породами (известняками, плойчатыми доломитами и др.), в составе которых выделяются прослои пористых и трещиноватых известняков, чередующихся с более плотными разностями. Глубина залегания продуктивной толщи 1200-1900 м.
Покрышкой залежи являются каменная соль и ангидриты кунгурского яруса мощностью 480-1290 м. Залежь массивная, высотой 528 м, с нефтяной оторочкой. Наиболее высокое возможное положение границы раздела газ-нефть принято на отметке -1750 м, а границы нефть-вода на отметке -1770 м. Залежь характеризуется аномально высоким пластовым давлением и сравнительно низкой температурой в сводовой части залежи: на отметке -1226 м пластовое давление 19,84 МПа, температура +270С.
Абсолютно свободные дебиты газа в скважинах варьируют от 100 до 835 тыс. м3/сут. Газ содержит 81,5-83% метана. Содержание газоконденсата около 125 см3/м3. Установлено наличие сероводорода от 1,3 до 4,5%, азота 2,4-7,6%, углекислого газа 1,0-3,2%.
Наряду с газоносностью на Оренбургском валу отмечены многочисленные признаки нефтеносности, указывающие на возможность открытия здесь залежей нефти в карбоне и девоне. Перспективы газоносности связываются нефтегазоносным комплексом пермских отложений, главным образом с его нижним отделом.
Астраханское газоконденсатное месторождениенаходится в юго-западной части Прикаспийской впадины, в 70 км к северу от г. Астрахань. Приурочено к крупной локальной структуре (Астраханское поднятие), которая осложняет Астраханский выступ(175х150 км при амплитуде 4 км) в юго-западной части Астраханско-Актюбинской зоны поднятий докембрийского (?) фундамента.
Месторождение связано в основном с известняками башкирского яруса среднего карбона. Сверху подсолевой разрез начинается с изолирующей сульфатно-терригенной толщи кунгурского и кремнистых аргиллитов артинского возраста. Ниже залегают органогенные известняки (коллекторы) мелекесского, прикамского, северо-кельтменского и краснополянского горизонтов. Под ними находится непроницаемая толща плотных известняков основания краснополянского и Михайловского горизонтов, которые подстилаются коллекторами – известняками и доломитами алексинского горизонта нижнего карбона. Наилучшими коллекторами являются известняки северо-кельтменского горизонта. Суммарная мощность коллекторов 50-90 м.
Выше подсолевых отложений наблюдается обычный для Прикаспийской впадины разрез кунгурской соленосной толщи, достигающей в ядрах соляных куполов мощности до 3300 м. Межкупольные прогибы выполняет преимущественно терригенная верхняя пермь мощностью 2800 м, на которой с несогласием отложились осадки мезозоя и кайнозоя.
Астраханское поднятие имеет площадь 2760 км2, амплитуду 300 м. Его плоская вершина (2050 км2) на уровне глубин 3900 м осложнена мелкими локальными эрозионно-тектоническими поднятиями протяженностью до 10 км.
Залежь сводовая пластовая; пористо-кавернозные породы с высокой проницаемостью образуют линзы и занимают сравнительно небольшой объем; распространены системы вертикальных и горизонтальных трещин. Дебиты скважин от 80 до 800 тыс.м3/сут. Состав газа (%): УВ 50-55, сероводород 20-24, углекислый газ 20-22, азот до 3. ГВК установлен на глубине примерно 4100 м.
Шельф Каспийского моря
По состоянию на 01.01.2004 г. Государственным балансом запасов полезных ископаемых учтены запасы нефти и газа на семи месторождениях, в том числе на пяти нефтегазоконденсатных (Инчхе – море, 170 км, Хвалынское, Им. Ю.Корчагина, Самарское), одно газоконденсатное (Ракушечное), одно нефтяное (Избербаш, подводная часть).
Им. Ю. Корчагина (море) нефтегазоконденсатное месторождение открыто в северной части Каспийского моря в 2000 г. поисковой скважиной, пробуренной в своде структуры Широтная. Поднятие осложнено двумя куполами – Западным и Восточным. Промышленная нефтегазоносность установлена в широком возрастном диапазоне – от палеогена до батского века средней юры. Верхние горизонты (палеоген-апт) преимущественно газоносны, неоком-волжские пласты – газоконденсатонефтяные залежи. Максимум продуктивности приходится на отложения неокома. По запасам извлекаемой нефти и газа месторождение относится категории крупных; учтены также извлекаемые запасы растворенного газа и конденсата.
Залежь газа в палеогеновых отложениях залегает на глубинах 700-730 м, площадь газонасыщения - 28262 тыс. м2, газонасыщенная мощность эффективная - 11,6 м, пористость открытая – 33%, коэффициент газонасыщения - 0,73. Пластовое давление 7,52 мПа.
Залежь газа в альбских отложениях залегает на глубинах 1274-1320 м, площадь газонасыщения - 23025 тыс. м2, газонасыщенная мощность эффективная – 5,2 м, пористость открытая – 27%, коэффициент газонасыщения - 0,62. Пластовое давление 13,5 мПа.
Залежь газа в аптских отложениях залегает на глубинах 1359-1397 м, площадь газонасыщения - 13197 тыс. м2, газонасыщенная мощность эффективная – 12,6м, пористость открытая – 27%, коэффициент газонасыщения - 0,62. Пластовые температура - 65,5 0С, давление 15,48 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,670, содержание ТУВ - 8,28%, азота – 1,92%, углекислого газа – 0,28%.
Залежи газа и нефти в неокомских отложениях характеризуются следующими параметрами:
Залежь газа – площадь газонасыщения - 44449 тыс. м2, газонасыщенная толщина - 29,7 м, пористость открытая - 24-26%, коэффициент газонасыщения - 0,74-0,79%, пластовая температура - 730С. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,666, содержание ТУВ - 7, 52%, азота – 1,41%, углекислого газа – 0,32%.
Залежь нефти – интервал глубин залегания – 1462-1501 м, площадь нефтенасыщения – 11474 тыс. м2, нефтенасыщенная толщина эффективная – 10,9 м, пористость открытая - 24-25%, проницаемость 0,432 мкм2, коэффициент нефтенасыщения - 0,65-0,79%, пластовая температура - 730С. Характеристика нефти: ρ=0,807 г/см3, содержание серы 0,08%, парафина 9%.
Газ растворенный в нефтях неокома идентифицируется следующими данными: пластовая температура – 710С. Характеристика газа: ρ=0,761 г/см3, содержание ТУВ - 6%, азота - 0,71%, углекислого газа – 0,39%.
Нефтяные и газовые залежи в волжских карбонатных отложениях верхней юры выделены в пределах Западного и Восточного куполов месторождения Им. Ю. Корчагина
Западный купол. Залежь нефти выявлена в интервале глубин 1544-1585 м, площадь нефтенасыщения – 8775 тыс. м2, нефтенасыщенная толщина эффективная – 9,5 м, пористость открытая - 19-22%, проницаемость 1,550 мкм2, коэффициент нефтенасыщения - 0,7-0,87%, пластовая температура - 780С. Характеристика нефти: ρ=0,819 г/см3, содержание серы - 0,07%, парафина - 6,8%.
Залежь газа Западного купола характеризуется следующими данными: площадь газонасыщения – 3325 тыс. м2 , газонасыщенная толщина – 7,1 м, пористость открытая - 19%, коэффициент газонасыщения - 0,87%, пластовые температура – 77,60С, давление -16,88 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,670, содержание азота – 1,34%, углекислого газа – 0,3%.
Восточный купол. Залежь нефти установлена на глубине 1550 м, площадь нефтенасыщения –1425 тыс. м2, нефтенасыщенная толщина эффективная – 6 м, пористость открытая - 19%, коэффициент нефтенасыщения - 0,7-0,87%. Плотность нефти - 0,819 г/см3.
Залежь газа Восточного купола установлена в интервале глубин 1588-1585 м, площадь газонасыщения –8662 тыс. м2 , газонасыщенная толщина – 17,8 м, пористость открытая - 21%, коэффициент газонасыщения - 0,81%, пластовые температура – 910С, давление – 20,1 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,694, содержание ТУВ – 10,69%, азота – 1,65%, углекислого газа – 0,77% .
Северо-Кавказкая НГП
Индоло-Кубанская нефтегазоносная область
Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение расположено в 125 км к западу от г. Краснодара. Нефтегазоносность установлена в 1953 г. на Анастасиевском, а позднее на Троицком участке. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения от олигоценовых до четвертичных. На Троицком участке по сравнению с Анастасиевским мощности отдельных стратиграфических подразделений увеличиваются ввиду погружения всего поднятия в юго-восточном направлении. Так, мощность четвертичных отложений меняется от 230 до 350 м, куяльницких -от 190 до 270 м, надрудных слоев – от 200 до 280 м, понтического яруса - от 360 до 680 м и так далее.
Анастасиевско-Троицкая брахиантиклинальная складка являющаяся частью Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны, характеризуется северо-западным простиранием и погружается в юго-восточном направлении, её размер 27,5 х 2,5 км и амплитуда около 400 м. Брахиантиклинальная структура осложнена двумя вершинами – Анастасиевской и Троицкой. Углы падения крыльев составляют 10 – 140. В сводовой её части устанавливается узкое ядро нагнетания, сложенное брекчиевидными породами майкопской толщи. Ядро доходит до верхнеплиоценовых отложений. Западная периклиналь структуры также осложнена диапиризмом. Здесь встречено почти изометричное жерло, сложенное брекчиевидными майкопскими породами. Однако над жерлом на образовалось самостоятельного поднятия. Оно оказалось центром, от которого радиально отходят отдельные сбросы, быстро затухающие по мере удаления от диапирового ядра.
По мэотическим (миоцен-N1m) и понтическим (плиоцен – N2p) отложениям в связи с резкими колебаниями в мощностях песчаных горизонтов значительно изменяется как число, так и местоположение отдельных вершин Анастасиевско-Троицкой складки. По самым верхам плиоцена сохраняется замкнутая складка со сводовой частью в районе Анастасиевского участка. Сейсморазведка не установила наличия здесь складки по мезозойским отложениям, но дала более сложную картину. На глубинах 5500 – 6500 м было установлено нарушение, разделяющее два блока: северный опущенный с более пологим залеганием пород и южный приподнятый с более сложными условиями залегания. Эти данные свидетельствуют о значительной дисгармонии в строении над- и подмайкопских комплексов.
На месторождении выявлено девять продуктивных горизонтов, из которых Ia, I, II и Ш газовые, IV и V – нефтегазовые и VI, VIa и VII – нефтяные. Первые четыре горизонта связаны с отложениями киммерийского и понтического ярусов, остальные – с мэотическими осадками.
Горизонт Ia содержит небольшую газовую залежь только в восточной части Троицкого участка. Основные запасы газа сосредоточены в газовой шапке IV горизонта. IV продуктивный горизонт является общим для обоих участков. Наибольшего значения (122 м) мощность горизонта достигает в северо-западной части Анастасиевской площади, постепенно уменьшаясь в юго-восточном направлении до 53 м. Горизонт залегает на глубинах 1350 – 1540 м и сложен в нижней части мощной пачков песков и песчаников мощностью 30 – 100 м и в верхней – песчаниками мощностью до 23 м. Величина эффективной мощности горизонта имеет среднее значение 10,2 м в верхней части и 41,7 м в основной песчаной части. Общая пористость колеблется от 8 до 43%, а эффективная составляет 29 – 32%. Проницаемость горизонта в газовой части меняется от 57 до 580 µD, а в нефтяной части достигает 1 D и более. Залежь IV горизонта характеризуется размерами 21 х 2,3 км. Особенность её строения – наличие огромной газовой шапки с этажом газоносности более 150 м при небольшом этаже нефтеносности. Газонасыщенность основной песчаной части 0,9, верхней песчано-глинистой части – 0,77, ГНК является единым и определен на глубине -1502 м. Газ – метановый, плотность его увеличивается с глубиной залегания горизонтов от 0,565 до 0,710. Содержание метана в в верхних горизонтах – от 95 до 99% и уменьшается до 81 – 95% в нижележащих IV и V горизонтах. В газовой шапке IV горизонта содержание конденсата 15,6 г/м3.
На Анастасиевском участке залежь протыкается двумя выступами диапирового ядра и нарушена сбросами, не влияющими на положение ВНК и ГНК. ВНК отбивается на отметке -1521 м на Анастасиевском и на отметке -1532 м на Троицком участках.
Западно-Сибирская НГП