Cтраница 3
К настоящему времени на территории этого крупнейшего нефтедобывающего района страны выявлено более 100 залежей битумов в пермских отложениях на глубине от 5 - 10 до 500м с геологическими запасами до десятков млн. т каждая и содержанием битума до 10 вес. Наиболее перспективные залежи выявлены в Мелекесской впадине, на западном и восточном склонах южного купола Татарского свода. [31]
С севера в Куйбышевскую область входит небольшая юго-западная часть Татарского свода. Татарский и Пугачевско-Жигулевский своды разделяются Ставропольской депрессией Мелекесской впадины. [32]
Третий регионально нефтегазоносный комплекс - это верей-башкирские отложения. Залежи нефти в этих отложениях распространены в Мелекесской впадине, на Западном склоне Южно-Татарского свода, реже - в его сводовой части и на Северо-Татарском своде. [33]
Залежи и месторождения природных битумов обнаружены почти на всей территории республики. Высокоперспективной зоной, к которой приурочены почти все выявленные залежи битумов, является западный склон Южно-Татарского свода и восточный борт Мелекесской впадины. [34]
Различают следующие крупные поднятия и разделяющие их впадины и прогибы: на западе - Казанско-Кажимский прогиб; в центральной части - Татарский, а на востоке - Пермско-Башкирский своды, разделенные Верхнекамской впадиной и Бирской седловиной; в сев. Коми-Пермяцкий и Камский своды, отделенные от Татарского и Перм-ско - Башкирского Чепецкой и Чермоз-ской седловинами; в юж. Жигулевско-Оренбургской свод, ограниченный с севера Мелекесской впадиной и Серноводско-Абдулинским прогибом, а на юго-востоке - Бузу-лукской впадиной; в юго-вост. [35]
Согласно рассмотренным выше методам, были выполнены комплексные исследования по определению газовых факторов нефтей всех разрабатываемых месторождений ТАССР. На основании этих исследований было установлено, что для девонских нефтей величина газового фактора изменяется от 18 0 м3 / т для мелких месторождений Прикамья и восточной части Татарии до 58 4 м3 / т на Бавлинском месторождении. Для нефтей верхних горизонтов рабочий газовый фактор изменяется в пределах от 1 3 м / т для высоковязких нефтей Мелекесской впадины Татарского свода до 12 0 м3 / т для залежей нефтей турнейских и бобриковских отложений Ромашкинского месторождения. Как для маловязких нефтей девона, так и для высоковязких нефтей верхних горизонтов карбона основное количество газа выделяется на I ступени сепарации. Количество растворенного газа после II ( концевой) ступени сепарации было определено путем отбора пробы нефти в специальный пробоотборник. [36]
По данным И. П. Мясниковой, в Волго-Уральском мегабассейне отчетливо проявляется зональность в распределении водораство-ренного ОВ в пластовых водах средневерхнедевонского и нижнекаменноугольного терригенных комплексов. Содержание Сорг и летучих жирных кислот в водах увеличивается с севера и северо-запада на юг и юго-восток. Наиболее низкое количество Сорг ( не менее 45 мг / л), летучих жирных кислот ( до 0 1 мг-экв / л) и аквабитумоидов ( до 0 5 мг / л) характерно для северных и западных частей Верхнекамской впадины, Пермского свода, Казанской седловины, северо-западной части Мелекесской впадины. Воды со средними значениями Сорг ( 45 - 55 мг / л) распространены на Альметьевской и Кукморской вершинах Татарского свода, в прилегающих районах Верхнекамской впадины. [37]
Нижний продуктивный пласт верхнеказанского подъяруса сложен оолитовыми, кавернозными и зернистыми доломитами и известняками. Породы коллектора обычно глинистые, плотные, часто слоистые, трещиноватые. Диаметр трещим и межзерновых пор не превышает 0 01 - 0 02 мм, иногда диаметр пор выщелачивания достигает 1 мм. На востоке Мелекесской впадины наряду с карбонатными породами коллектор сложен песчано - апевролитовыми попиминеральными, плохо отсортированными породами. В целом же нижний пласт верхнеказанского подъяруса носит характер единого многопластового гидродинамически связанного резервуара. [38]
В тектоническом отношении территория Куйбышевской области ограничена с севера и юга сводовыми поднятиями. С северо-запада территория области ограничена юго-восточным склоном Ток-мовского свода, а на северо-востоке - юго-западным склоном Татарского свода. В южной части области расположен Средневолж-ский ( Балаковский) свод. Между склонами Токмовского и Татарского сводов расположена Мелекесская впадина, переходящая к югу в Ставропольскую и Радаевскую впадины. [39]
Третий вариант сопоставления пластов применяется, если имеет место ярко выраженная ритмичность разреза, а также частые размывы или перерывы в осадконакоплении, приводящие к выпадению из разреза части осадочной толщи. В зависимости от генезиса отложений и закономерностей изменения толщины пласта и ФЕС в направлении от подошвы к кровле пласта могут быть выделены трансгрессивные или регрессивные ритмы осадконакоп-ления. Они помогают установить наличие несогласий, выделить объемы гидродинамически связанных пластов-коллекторов. На рис. 5 в качестве примера показаны геологические профили, построенные через некоторые участки, расположенные в пределах восточного борта Мелекесской впадины, представляющие регрессивные ритмы нижнекаменноугольных отложений аллювиального генезиса. [40]
Температура пород осадочного разреза мегабассейна изменяется в широких пределах. Исследования Аралсорской ( СГ-1) и Биик-жальской ( СГ-2) сверхглубоких скважин показывают, что температура по разрезу осадочного чехла в пределах глубин от 100 до 6500 м изменяется от 10 до 163 С. Для палеозойских отложений в общем случае прогретость пород увеличивается в южном и юго-восточном направлениях. Так, на срезе - 2000 м наблюдается рост температуры с северо-запада на юго-восток от 30 - 40 до 50 - 60 С. Этот рост происходит, однако, неравномерно и на региональном температурном поле выделяется ряд положительных и отрицательных отклонений от фона: например, повышенной температурой характеризуются породы внутренних частей депрессий Предуральского прогиба, района Жигулевских дислокаций, Краснокамско-Полазненского вала, пониженной - центральные районы ( Татарский свод, Мелекесская впадина), юго-восточный склон платформы, а также восточный борт Предуральского прогиба, тяготеющий к западному склону Урала. [41]
Пермско-Башкирская нефтеносная область - приурочена к Камскому и Пермско-Башкирскому сводам и Чермозской седловине. Характеризуется большим стратиграфическим диапазоном промышленной нефтеносности; основные запасы - в отложениях карбона. Мелекесско-Абдулинская НГО - Мелекесская впадина, Абду-линский прогиб. [42]
История изучения и разработки недр в республике Татарстан насчитывает более 60 лет. По результатам целенаправленных геолого-съемочных работ составлены геологические и структурные карты по основным горизонтам. Регионально-профильная сейсморазведка выполнена в 1980 - 1990 годах. Протяженные сейсмопрофили пересекают практически все основные тектонические элементы РТ. Вдоль сейсмических профилей выполнены гравиметрические наблюдения. В 1960 - 1970 гг. выполнены на отдельных участках территорий Северо-Татарского свода и Мелекесской впадины радиогеохимические и геохимические исследования с целью проверки перспективности пермских структур. Дистанционные аэрокосмогеологические исследования охватывают практически всю территорию РТ. С 1941 года проводятся детальные поисковые работы структурным бурением. Детальные электроразведочные работы методом зондирования становления поля в ближней зоне выполнены в пределах Мелекесской впадины, на площадях Северного и северо-восточного склонов ЮТС. [43]
Пермско-Башкнрская нефтеносная область - приурочена к Камскому и Пермско-Башкирскому сводам и Чермозской седловине. Характеризуется большим стратиграфическим диапазоном промышленной нефтеносности; основные запасы - в отложениях карбона. Запасы пефтн - в основном в карбоновых отложениях северных районов области, газа - в нижнепермских породах юж. Мелекесско-Абдулинская НГО - Мелекесская впадина, Абду-линский прогиб. Диапазон нефтегазоносное от эйфельского яруса среднего девона до казанского яруса верхней перми; основные запасы - в карбоновых отложениях. Запасы нефти несколько преобладают в карбоновых отложениях по сравнению с девонскими; запасы газа связаны с отложениями нижней перми и верхнего карбона Соль-Илецкого газоносного района. Средневолжская НГО - Жигулевско-Оренбургский - свод и Бузулукская впадина. Наиболее широкий для провинции установленный диапазон нефтегазоносности - 25 горизонтов в интервале средний девон - верхняя пермь; основные запасы - в карбоновых и девонских ( более 25 %) отложениях. [44]
Платформенный чехол состоит из трех крупных структурных этажей, разделенных региональными перерывами. Нижнепалеозойский ( кембрий, ордовик, силур) этаж - терригенные и карбонатные преимущественно морские породы в западных, центральных и северо-восточных частях платформы и в основном песчано-глини-стые образования бавлинской свиты в восточных. Средне-верхнепалеозойский ( девон, карбон, пермь) этаж - терригенные и терригенно-карбонат-ные отложения среднего девона; карбонатные образования большей части фра некого и фаменского ярусов верхнего девона, карбона и нижней перми с подчиненным развитием тер-ригенных пород в разрезах визей-ского и московского ярусов карбона, карбонатно-сульфатных отложений нижней и верхней перми и континентальных песчано-глинистых образований верхней перми. Мезозойско-кай-нозойский ( триас, юра, мел, палеоген) этаж - в основном песчано-гли-нистые отложения средней, верхней юры, мела, писчий мел и карбонатные породы верхнего мела, песчаио-глинистые образования палеогена. Различают следующие крупные поднятия и разделяющие их впадины и прогибы: на западе - Кдзанско-Кажимский прогиб; в центральной части - Татарский, а на востоке - Пермско-Башкирский своды, разделенные Верхнекамской впадиной и Бирской седловиной; в сев. Коми-Пермяцкий и Камский своды, отделенные от Татарского и Перм-ско - Башкирского Чепецкой и Чермоз-ской седловинами; в юж. Жигулевско-Оренбургской свод, ограниченный с севера Мелекесской впадиной и Серноводско-Абдулинским прогибом, а на юго-востоке - Бузу-лукской впадиной; в юго-вост. [45]