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 Д_I, залегающему на глубине 1100 м и стратиграфически приуроченному к пашийскому горизонту франского яруса верхнего девона. Пласт Д_I 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 Д_I выделяют пять нефтенасыщенных горизонтов (а, б, в, г, д). Суммарная мощность коллекторских горизонтов пласта Д_I 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 Д_I до 400 т/сут. нефти. На отдельных участках северо-западной части месторождения залежи пласта Д_I 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 Д_I сливаются с нижележащим промышленно нефтеносным песчаным пластом Д_II старооскольского горизонта живетского яруса верхнего девона. Для пласта Д_II характерно замещение по простиранию глинистыми разностями. Ниже пласта Д_II выявлен промышленно нефтеносный пласт Д_III 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 Д_IV. 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.