Cтраница 4
Месторождение относится к классу крупных. Контролируется четырьмя локальными поднятиями ( Се-рафимовским, Леонидовским, Константиновским, Балтаевским), осложняющими Серафимовско-Балтаевский вал на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода. Выявлено 9 залежей нефти в терригенныхвизейских ( бобриковский горизонт) пластах, карбонатных породах верхнего ( фаменский ярус) и терригенных верхнего и среднего ( кыновский, пашийский, старооскольский горизонты) девона. Основные залежи нефти открыты в визейском ярусе нижнего карбона и нижнефранского подъя-руса верхнего девона. Залежи нефти пластовые сводовые. [46]
Основная часть добычи нефти приходится на долю девонских залежей. В последние годы основной прирост запасов получен в результате открытия залежей нефти в отложениях нижнего карбона. По мере ввода в разработку новых площадей возрастает доля нефти, добываемой из каменноугольных отложений девонских месторождений, которые дают 75 % добычи нефти объединения Башнефть. Основные залежи нефти девона разрабатываются с поддержанием пластового давления путем заводнения пластов. [47]
В строении Южно-Татарского свода принимают участие два структурно-геологических яруса: докембрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и тер-ригенным отложениям девона не имеет принципиальных отличий. Терригенная толща девона сложена песчано-алевро-литовыми породами с прослоями аргиллитов. Именно с терригенными породами на юго-востоке Татарии связаны основные залежи нефти. [48]
Верхнеплиоценовые отложения ( апшерон, акчагыл) продуктивны на месторождениях восточной части Прибалханской зоны поднятий. Они залегают на глубинах 400 - 2500 м и преимущественно нефтеносны. Отложения верхнего красноцвета, отличающиеся наибольшим развитием песчанистости и высокими коллекторскими свойствами ( проницаемость достигает 1 - 2 Д), содержат основные залежи нефти этой территории, иногда с обширными газовыми шапками. Дебиты нефти достигали 500 - 800 т / сут, дебиты газа 300 - 600 тыс. м3 / сут. [49]
Верхнеплиоценовые отложения ( апшерон, акчагыл) продуктивны на месторождениях восточной части Прибалханской зоны поднятий. Эти отложения, залегающие на глубинах 400 - 2500 м, преимущественно нефтеносны. Начальные дебиты нефтей 25 - 150 т / сутки. Отложения верхнего красноцвета, отличающиеся наибольшим развитием песча-нистости и высокими коллекторскими свойствами ( проницаемость достигает 1 - 2 д), содержат основные залежи нефти этой территории, иногда с обширными газовыми шапками. Дебиты нефти достигали 500 - 800 т / сутки, дебиты газа 300 - 600 тыс. м3 / сутки. [50]
Маймина и многими другими показано, что в настоящее время нефтесодержащие отложения являются и нефтепроизводящими. Для девонских отложений нефтепро-изводящей свитой является толща преимущественно алевритово-песчани-стых пород живетского яруса и нижнефранского подъяруса. Основными источниками битумов являлись глинистые разности внутри терригенной толщи и в меньшей степени прослои известняков, часть из которых биту-минозна. Области наибольшего прогибания отвечает зона повышенных мощностей живетско-нижнефранских отложений, расположенная между Токмовским и Татарским сводами, с одной стороны, и Жигулевско-Пуга - чевским и Татарским, с другой. Рассматривая положение основных залежей нефти в девонских терригенных отложениях, можно видеть, что наиболее крупные из них располагаются на обрамлении зон повышенных мощностей этих отложений и что в центральных частях прогибов промышленные скопления нефти редко встречаются. [51]
Маймина и многими другими показано, что в настоящее время пефтесодержащие отложения являются и нефтепроизводящими. Для девонских отложений нефтепро-изводящей свитой является толща преимущественно алевритово-песчани-стых пород живетского яруса и нижнефранского подъяруса. Основными источниками битумов являлись глинистые разности внутри терригепной толщи и в меньшей степени прослои известняков, часть из которых биту-мииозна. Области наибольшего прогибания отвечает зона повышенных мощностей живетско-нижнефранских отложений, расположенная между Токмовским и Татарским сводами, с одной стороны, и Жигулевско-Пуга - чепсшш и Татарским, с другой. Рассматривая положение основных залежей нефти в девонских терригенных отложениях, можно видеть, что наиболее крупные из них располагаются на обрамлении зон повышенных мощностей этих отложений и что в центральных частях прогибов промышленные скопления нефти редко встречаются. [52]
Региональное перемещение нефти и газа из геосинклиналей на платформу в течение первых двух стадий ( по В. Е. Хаину) развития геосинклинали маловероятно из-за резких фациально-литологических изменений осадочных толщ при переходе от геосинклинали к платформе. В более позднее время, в момент общей инверсии движений, при появлении разрывов как путей вертикальной миграции широкая миграция из геосинклинали в область платформы также маловероятна, так как в этом случае пришлось бы предполагать основное направление движения нефти и газа гипсометрически сверху вниз. Условия для формирования залежей, их сохранения и разрушения в платформенной и гео-синклиналъноп обстановке резко отличаются друг от друга. В геосинклинальных частях вследствие метаморфизма осадочных толщ, образования горной страны и ее глубокого размыва условия для сохранения залежей нефти и газа оказываются крайне неблагоприятными. Действие упомянутых факторов в значительной степени ослабляется в краевой части геосинклинали в месте сочленения ее с платформой. Именно поэтому становится возможным появление залежей нефти и газа на геосинклинальном борту предгорного прогиба ( как исключение) и в его центральных частях ( как правило), расположенных уже в пределах платформы. Так как основные залежи нефти и газа на геосинклинальном борту и в центральной части предгорного прогиба приурочены к осадкам, отложившимся уже в платформенных условиях, приходится признать, что в описываемых областях наиболее благоприятная обстановка для формирования залежей и их сохранения характерна для платформ. [53]