/
Author: Ермаков В.И. Васильев В.Г. Жабрев И.П.
Tags: геология справочник газовая промышленность газовые месторождения
Year: 1983
Text
65№8(t
ГАЗОВЫЕ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ИЗДАНИЕ ВТОРОЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Под редакцией д-ра геол.-минер, наук
И. П. ЖАБРЕВА
Москва ’’НЕДРА” 1983
УДК [553.981.6 + 553.981.2] (03)
Газовые и газоконденсатные месторождения/В. Г. Васильев, В. И. Ермаков, И. П.*Жаб-
рев и др. Под ред. И. П. Жабрева. 2-е изд., перераб. и доп. М., Недра, 1983. 375 с.
В справочнике приведены основные сведения по газовым и газоконденсатным место-
рождениям СССР и зарубежных стран, материалы по сырьевой базе газовой промышленно-
сти мира, а также сводная характеристика наиболее крупных газовых месторождений.
Во втором издании (1-е изд.—1975 г.) материал переработан и дополнен с учетом откры-
тий новых месторождений в 1975—1980 гг., включены данные по закономерностям размещения
газовых месторождений.
Справочник предназначен для геологов производственных организаций. Может быть
полезен преподавателям и студентам геологических специальностей вузов нефтяного профиля.
Табл. 79, ил. 174.
Авторы: В. Г. Васильев, В. И. Ермаков, И. П. Жабрее, М. С. Львов,
Ю. П. Мирончев, В. Е. Орел, В. И. Старосельский, В. П. Ступаков.
Рецензент — д-р геол.-минер, наук Я. В. Высоцкий (МГУ)
Инн. №
Баблиотека
1904050000—015 _
Г 043 (01)—83
© Издательство «Недраэ, 198$
ПРЕДИСЛОВИЕ
Газовая промышленность в настоящее время является важнейшей отраслью народного
хозяйства СССР. Удельный вес газа в топливно-энергетическом балансе увеличился^ 2,4*%
в 1955 г. до 24,6 % в 1979 г. Добыча и производство газа в 1967 г. составляли 157,5 млрд, м8,
в 1976 г. возросли до 321 млрд, м8 и в 1980 г. достигли 435 млрд. м8. Среднегодовой прирост
добычи газа за 1976—1980 гг. составил 22,8 млрд. м8.
К началу 1981 г. в СССР открыто более 900 газовых, газоконденсатных, газонефтяных
месторождений, в том числе 93 с запасами газа свыше 30 млрд. м3. Среди них месторождения
Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Бованенковское и Оренбургское в сумме
содержат 57 % разведанных запасов газа страны, а вся группа крупных месторождений —
более 94 %.
На газовые и газоконденсатные месторождения и газовые залежи месторождений, состоя-
щих из чередующихся нефтяных и газовых залежей, приходится более 95,% разведанных запа-
сов газа СССР. Это свидетельствует о том, что основная часть ресурсов природного газа в недрах
пространственно отделена от нефти, и поиски и разведка новых газовых месторождений_могут
осуществляться самостоятельно, вне зависимости от распределения ресурсов нефти.
В результате направленных поисков газовых месторождений в нашей стране определены
зоны преимущественного газонакопления, среди них — север Тюменской области, где разве-
дано более 24 трлн, м3 газа. Зоны газонакопления выявлены также на востоке Коми АССР,
в Оренбургской области, в Днепровско-Донецкой впадине, на востоке и севере Туркмении,
в Западном Узбекистане, в Якутской АССР, на Северном Кавказе, в Прикаспии. Все основные
газовые месторождения связаны именно с этими районами. Такая концентрация запасов газа
исключительно выгодна с экономических позиций, поскольку позволяет использовать все
современные технические достижения при организации высокопроизводительных и высокорен-
табельных газовых промыслов и при комплексной разработке газовых и газоконденсатных
месторождений.
Размещение 87 % разведанных запасов газа в районах Сибири и Средней Азии, вдали от
потребителей, вызывает необходимость строительства мощных газовых магистралей протяжен-
ностью 2,5—4,0 тыс. км. С этими районами связаны основные перспективы расширения сырьевой
базы газовой промышленности и увеличения добычи газа.
В предлагаемом справочнике приведены сведения о геологическом строении районов и
составе газа, характеристика пород-коллекторов, геолого-промысловые показатели по боль-
шинству открытых газовых и газоконденсатных месторождений СССР. Описание месторождений
дано по административным и географическим подразделениям. В связи с тем, что по геологи-
ческому строению нефтегазоносных областей и районов имеется обширная литература, страти-
графия и тектоника освещены очень кратко.
В справочнике дано описание основных газовых и газоконденсатных месторождений,
месторождений со специфическими особенностями геологического строения, а также месторож-
дений, открытых в последние годы.
В таблицах, содержащих сводную характеристику газовых и газоконденсатных место-
рождений, в соответствующей графе использована следующая индексация залежей: Г — газо-
вые, ГН — газонефтяные (нефтегазовые), ГК — газоконденсатные, НГК (ГКН) — нефтегазо-
конденсатные (газоконденсатнонефтяные) и Н — нефтяные. В графах, в которых приводится
характеристика пласта и его свойств, прочерки означают отсутствие данных.
Для освещения современного состояния газовой промышленности в зарубежных странах
приводятся данные по ресурсам и добыче газа и краткие характеристики геологического строе-
ния и газоносности основных газодобывающих районов мира. При этом большое внимание
уделяется характеристике наиболее интересных газовых месторождений.
1
РАЗДЕЛ 1. РЕСУРСЫ
ПРИРОДНОГО
ГАЗА СССР
ГЛАВА 1
ПРИНЦИПЫ УЧЕТА И КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ ГАЗА
В нефтяной и газовой геологии под термином
«природный газ» понимаются горючие газы,
в составе которых ведущую роль играют угле-
водороды метанового ряда. Природный газ
может быть свободным, связанным и попут-
ным. Свободный газ — газ чисто газовых
залежей. Он составляет основную часть
в балансе запасов природного газа. Под
связанным газом понимается газ, находящий-
ся в пласте в контакте с нефтью в газовых
шапках газонефтяных залежей. В зависимости
от соотношения газа и нефти газонефтяные
залежи можно подразделить на три типа:
нефтяные залежи с газовой шапкой, газовые
залежи с нефтяной оторочкой промышленного
значения и газовые залежи с нефтяной отороч-
кой непромышленного значения. К попутным
газам относятся газы, растворенные в нефти.
Природные углеводородные газы содержат
метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан и
их изомеры. Углеводороды более высоких
гомологов метана присутствуют в небольших
количествах.
По составу углеводородов природные газы
подразделяются на сухие и жирные. Сухие
газы состоят преимущественно из метана,
отчасти из этана и содержат очень мало про-
пана и бутана.' Они характерны для чисто
газовых залежей, расположенных на неболь-
ших глубинах, например газы газовых зале-
жей сеноманских отложений северных райо-
нов Тюменской области, хадумского гори-
зонта Ставропольского края, Внешней зоны
Предкарпатского прогиба и др. Жирные газы
содержат углеводороды от метана до декана,
а также следы углеводородов от Сп до Сщ.
Жирные газы являются сырьем для получе-
ния моторного топлива. Они характерны для
газонефтяных, газоконденсатных и нефтегазо-
конденсатных залежей.
Кроме углеводородов в составе природных
газов могут присутствовать азот, углекислый
газ, сероводород, водород, инертные газы.
В последние годы в нашей стране в связи
с увеличением глубин разведочных скважин
и освоением новых перспективных территорий
открывается все больше газоконденсатных и
нефтегазоконденсатных залежей, конденсат
становится самостоятельным полезным иско-
паемым.
Газоконденсатными залежками являются
скопления в недрах газообразных углеводоро-
дов, из которых при снижении давления выде-
4
ляется жидкая углеводородная фаза — кон-
денсат (смесь углеводородов — пентана и
более высоких гомологов метана).
Конденсат подразделяется на сырой и ста-
бильный. Сырой конденсат представляет со-
бой жидкость, получаемую непосредственно
в промысловых сепараторах при данных
давлении и температуре. Он,содержит жидкие
при нормальных условиях углеводороды,
в которых растворено то или иное количество
газообразных углеводородов. Стабильный
конденсат состоит из жидких углеводородов,
т. е. из пентанов и более высоких, и йолуча-
ется из сырого путем его дегазации.
Содержание конденсата й газе различных
газоконденсатных залежей изменяется в ши-
роких пределах. На месторождениях СССР,
например, известны газоконденсатные залежи
с содержанием стабильного конденсата от
5—10 см3/м3 (Рудки, Пунгинское и др.)
до 300—550 см3/м3 (Русский Хутор, Вуктыл:
и др.) и даже до 1000 см3/м3 и более (Тала-
лаевское).
В зависимости от степени изученности за-
пасы газа в СССР делятся на четыре катего-
рии А, В, Ci и С2. Согласно Инструкции по-
применению классификации запасов к место-
рождениям нефти и горючих газов, утвержден-
ной ГКЗ СССР в 1971 г., эти категории опре-
деляются следующими условиями.
Категория А — запасы залежи (или ее
части) изучены с детальностью, обеспечиваю-
щей полное определение формы и размеров^
залежи, эффективной нефтегазонасыщенной,
мощности, характера изменения коллектор-
ских свойств и нефтегазонасыщенности про-
дуктивных пластов, качественного и количе-
ственного состава нефти, горючих газов и:
содержащихся в них сопутствующих компо-
нентов и других подсч’етных параметров,
а также основных особенностей залежи, от-
которых зависят условия ее ‘ разработки:
режим работы залежи, продуктивность сква-
жин, давление, проницаемость коллекторов,
гидро- и пьезопроводность и другие особен-
ности.
Запасы категории А подсчитываются в про-
цессе разработки залежи.
Категория В — запасы залежи (или ее
части), нефтегазоносность которой установ-
лена на основании получения промышленных
притоков нефти или горючих газов в скважи-
нах на различных гипсометрических отметках.
и наличия благоприятных промыслово-геофи-
зических данных и керна. Форма и размеры
залежи, эффективная нефтегазонасыщенная
мощность, характер изменения коллекторских
свойств, нефтегазонасыщенность продуктив-
ных пластов и другие параметры, а также
основные особенности, определяющие усло-
вия разработки залежи, изучены прибли-
женно, но в степени, достаточной для проекти-
рования разработки залежи; состав нефти,
горючих газов и содержащихся в них сопут-
ствующих компонентов в пластовых условиях
и условиях поверхности изучен детально. По
нефтяным залежам проведена пробная экс-
плуатация отдельных скважин. По газовым
залежам установлено отсутствие нефтяной
оторочки или определена ее промышленная
ценность.
Категория Сх — запасы залежей, нефтега-
зоносность которых установлена на основании
получения промышленных притоков нефти
или горючих газов в отдельных скважинах
(часть скважин может быть опробована испы-
тателем пластов) и благоприятных промыс-
лово-геофизических данных в ряде других
скважин, а также запасы части залежи
(тектонического блока), примыкающей к пло-
щадям с запасами более высоких категорий.
Условия залегания нефти или горючих
газов установлены проверенными для данного
района методами геологических и геофизиче-
ских исследований, коллекторские свойства
продуктивных пластов и другие параметры
изучены по отдельным скважинам или при-
няты по аналогии с более изученной частью
залежи и соседними разведанными место-
рождениями.
Категория С2 — запасы нефти и горючих
газов, наличие которых предполагается на
основании благоприятных геологических и
геофизических данных в отдельных неразве-
данных 'полях, тектонических блоках и
пластах изученных месторождений.
В СССР кроме категорий А, В, Cj и С2
для оценки потенциальных возможностей
развития газоврй промышленности отдельных
районов используется группа D — прогноз-
ные запасы, или количественная опенка
перспектив нефтегазоносности литолого-стра-
тиграфических комплексов либо отдельных
горизонтов, которая производится на основе
анализа геологических критериев нефтегазо-
носности.
Группа прогнозных запасов газа по степени
геолого-геофизической изученности прогноз-
ных территорий делится на две подгруппы —
Dj и D2.
В качестве главного критерия для подраз-
деления прогнозной оценки предлагается счи-
тать факт установления нефтегазоносности
данного литолого-стратиграфического комп-
лекса в пределах структуры I порядка. К та-
ким структурам относятся своды, крупные
валы, сложные валы, прогибы и малые авла-
когены, а также впадины краевых (передовых)
прогибов, межгорные и др.
На основании этого рекомендуются следую-
щие определения и критерии для подразделе-
ния прогнозной оценки на подгруппы Di и D2.
Подгруппа Dt — количественная оценка1
прогноза нефтегазоносности литолого-страти-
графических комплексов, нефтегазоносность
которых доказана в пределах структуры I
порядка. При наличии достаточной информа-
ции она охватывает:
1. Структурные ловушки:
а) подготовленные к глубокому бурению и
находящиеся в районах с установленной
нефтегазоносностью;
б) подготовленные к глубокому бурению и
находящиеся в районах с еще неустановлен-
ной нефтегазоносностью;
в) выявленные по данным геологических и
геофизических исследований;
г) предполагаемые на основании закономер-
ностей и зависимостей в распределении ло-
кальных поднятий на смежных, хорошо изу-
ченных (эталонных) территориях.
2. Литологические и стратиграфические ло-
вушки:
а) выделенные по данным геологических и
геофизических исследований, выполненных на
прогнозируемой территории;
б) предполагаемые на основании аналогии
геологического строения прогнозируемой тер-
ритории с хорошо изученной (эталонной))
территорией, в пределах которой установлена
нефтегазоносность ловушек такого типа.
Подгруппа D2 — количественная оценка
прогноза нефтегазоносности литолого-стра-
тиграфических комплексов, нефтегазонос-
ность которых установлена на сходных по
геологическому строению структурах Г по-
рядка, а также в отдельных неизученных
свитах в пределах территорий с доказанной
нефтегазоносностью.
К подгруппе D2 следует относить прогноз-
ную оценку нефти и газа, находящихся:
I. В структурных ловушках, подготовлен-
ных к глубокому бурению в пределах струк-
тур I порядка с неустановленной нефтегазо-
носностью.
2. В пределах структур I порядка с недо-
казанной нефтегазоносностью, но которая
предполагается на основании сходства геоло-
гического строения и развития этих структур
с геологическим строением и развитием хо-
рошо изученных аналогичных структур с до-
казанной нефтегазоносностью.
3. В пределах структур I порядка с дока-
занной нефтегазоносностью в том случае,
если:
а) в возможно нефтегазоносных литолого-
стратиграфических комплексах продуктив-
ность еще не установлена на дату подсчета;
б) регионально-продуктивные литолого-
стратиграфические комплексы погружены
значительно ниже глубин, освещенных буре-
нием;
в) предполагаются зоны регионального»
распространения литолого-стратиграфиче-
скпх ловушек.
Количественная оценка перспектив нефте-
газоносности используется при обосновании
поисково-разведочных работ, планировании
прироста запасов нефти и газа и при расчетах
развития нефтяной и газовой промышлен-
ности на перспективу. При этом следует
5
учитывать различную обоснованность про-
гнозны^ оценок нефтегазоносности по под-
группам Dj и D2, а также внутри подгруппы
Dj.
Оценки подгруппы D2 целесообразно ис-
пользовать при планировании региональных
работ и выборе направлений ранних этапов
поисков. Проектировать прирост запасов
нефти и газа при разработке планов пред-
стоящей пятилетки и добычу на перспективу
'(10—15 лет) по ним не рекомендуется.
Оценки подгруппы Dt используются для
•обоснования наиболее эффективных направле-
ний геологоразведочных работ и при планиро-
вании прироста запасов нефти и газа на пред-
стоящую пятилетку и на перспективу (10—
15 лет), а также для обоснования долго-
срочных схем развития добычи нефти и
газа.
Для сравнительного анализа оценок раз-
личных территорий применяется понятие
«потенциальные ресурсы», под которыми по-
нимается вся сумма первоначальных геологи-
ческих запасов газа или нефти.
Подготовленность запасов газа для обосно-
вания проектирования разработки месторож-
дений и капиталовложений в промысловое и
промышленное строительство определяется
соотношением балансовых запасов газа кате-
горий А, В, Cj и С2. При этом учитывается
сложность геологического строения место-
рождений и выделяются две их группы. К пер-
вой группе относятся месторождения простого
геологического строения, продуктивные
пласты которых отличаются выдержанностью
мощности и коллекторских свойств по пло-
щади и разрезу, ко второй — месторождения
сложного геологического строения, характе-
ризующиеся невыдержанностью мощности и
коллекторских свойств продуктивных пла-
стов. Проектные и изыскательские работы по
строительству промысловых объектов и про-
мышленных сооружений, а также составление
•проектов опытно-промышленной эксплуатации
и проектов разработки газовых месторожде-
ний или залежей, находящихся в новых
районах, производятся на базе оперативно
подсчитанных запасов категорий В + Ct и
50 % запасов категории С2.
Утверждение проектов разработки место-
рождений (залежей) и выделение капитало-
вложений на строительство промысловых
объектов и промышленных сооружений для
месторождений первой группы осуществля-
ется при наличии не менее 20 % запасов,
разведанных по категории В, и запасов по
категории С!, утвержденных ГКЗ, для место-
рождений второй группы — на базе запасов
категории Cv
Газовые месторождения, не имеющие про-
мышленных запасов нефги, расположенные
в районах действующих газопроводов, на базе
опёративно подсчитанных запасов могут быть
введены в разработку на срок до трех лет
с последующим подсчетом запасов и утвержде-
нием их в ГКЗ.
По газовым месторождениям, введенным
в разработку, перевод запасоз в более высо-
кие категории производится по данным буре-
«
ния и исследования скважин, а в случае
необходимости — по данным бурения допол-
нительных разведочных скважин.
В большой группе европейских стран с раз-
витой газовой промышленностью использу-
ется следующая упрощенная классификация
запасов по степени их изученности. Разведан-
ные запасы — запасы месторождений, кото-
рые уже находятся в эксплуатации или под-
готовлены к вводу в эксплуатацию.
Данную категорию запасов можно сопо-
ставлять с запасами газа категорий А, В и Ci
классификации, применяемой в СССР.
Вероятные запасы — запасы залежей,
выявленных геологическими или геофизи-
ческими работами. Пробурена, как правило,
одна скважина, из которой получен промыш-
ленный приток газа.
В СССР этой категории соответствует часть
запасов категории С2, относящаяся к отдель-
ным неразведанным тектоническим блокам
и пластам изученных месторождений.
Возможные запасы оцениваются на основе
следующих данных: структурные условия
(по данным геологических и геофизических
исследований) аналогичны тем, которые суще-
ствуют в соседнем газоносном районе или
в других хорошо известных районах; общие
условия осадконакопления и история разви-
тия района аналогичны условиям и истории
развития других хорошо изученных газонос-
ных районов.
Ресурсам этой категории в СССР соответ-
ствуют запасы подгруппы Di по перспектив-
ным структурам.
В США выделяются доказанные, вероятные,
возможные и теоретические запасы.
Доказанные запасы подсчитываются на
разбуренных участках, где проведено успеш-
ное опробование скважин, и на неразбурен-
ных в том случае, когда эти участки так
связаны с разбуренной площадью данного
месторождения, что их продуктивность не
вызывает никакого сомнения. Извлекаемыми
запасами природного газа считаются те
доказанные запасы, которые могут быть
извлечены из недр при соответствующих
экономических условиях. По отдельным ме-
сторождениям коэффициент извлечения газа
колеблется от 50—60 до 95 % и выше, сред-
ний по стране 80—85 %.. В оценку доказанных
извлекаемых запасов природных газов не
входит то сокращение объема газа, которое
произойдет при извлечении содержащихся
в нем жидких углеводородов — конденсата,
газового бензина и сжиженных газов. Запасы
жидких углеводородов подсчитываются
в США отдельно.
Вероятные запасы газа США включают
в открытых месторождениях: а) прирост
запасов в результате расширения контура
ранее открытых залежей; б) запасы в новых
залежах в пластах, продуктивных на других
участках этого же месторождения. Кроме
того, к вероятным запасам относятся запасы
новых залежей, которые будут открыты на
имеющихся месторождениях выше или ниже
установленных продуктивных . горизонтов
в формациях, продуктивных в пределах дан-
ной геологической провинции при сходных
или различных геологических условиях.
В категорию возможных входят запасы
новых месторождений, которые будут открыты
в формациях, продуктивных в другом месте
данной нефтегазоносной провинции при сход-
ных или различных геологических усло-
виях.
К категории теоретических запасов отно-
сятся запасы новых месторождений, открытие
которых в пределах нефтегазоносной провин-
ции предполагается в формациях, продуктив-
ность которых еще не установлена, а также
запасы новых месторождений в геологических
провинциях с неустановленной нефтегазонос-
ностью.
ГЛАВА 2
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕЕ РАСШИРЕНИЯ
Газовая промышленность СССР развивается
быстрыми темпами. Среднегодовой прирост
добычи природного газа за 1960—1965 гг.
составлял 16,5 млрд, м3, за 1966—1970 гг. —
10 млрд, м3, за 1971—1975 гг. — 14 млрд. м3.
В 1979 г. по сравнению с 1978 г. получен
самый большой прирост добычи газа —
34,7 млрд. м3.
Данные о добыче газа по стране в целом
приводятся ниже (в млрд, м3):
1960 г. 1965 г. 1970 г. 1975 г.
45,3 127,7 197,9 289,3
1980 г. 1985 г. (план)
435,0 600,0—640,0
Успехи газовой промышленности, достигну-
тые в последние десятилетия, обусловлены
открытием крупных газовых и газоконденсат-
ных месторождений, а также широким раз-
витием поисково-разведочных работ в различ-
ных районах страны. На начало 1980 г.
в СССР разведанные запасы природного газа
(категории А+ B-f-Cx) составляли 34,3 трлн.
м3, из них в европейской части сосредоточено
4,4 трлн, м3 или 12,8 %, в районах Сибири и
Дальнего Востока 26,5 трлн, м3, или 77,3 %,
в районах Средней Азии и Казахстана
3,4 трлн, м3, или 9,9 %. Прирост запасов газа
за 1971—1975 гг. составил 10,5 трлн. м*„
за 1976—1980 гг. — 13,1 трлн. м3. Основные
разведанные запасы газа приурочены к пре-
имущественно газоносным районам, т. е.
к территориям, где роль запасов нефти отно-
сительно невелика — это север Тюменской
области, восточная часть Туркмении и запад-
ная часть Узбекистана, Днепровско-Донецкая
впадина и др. Запасы газа здесь, как правило,
связаны с крупными газовыми месторожде-
ниями. Запасы газа в газовых шапках сосре-
доточены главным образом в преимущественна
нефтеносных районах — в западной части
Туркмении, центральной части Тюменской
области, в Краснодарском крае.
В настоящее время промышленная газонос-
ность на территории СССР установлена во всем
разрезе осадочных отложений от венда до
неогена (табл. 1). Основная часть запасов
газа приурочена к нескольким регионально,
газоносным комплексам, прослеживающимся
на больших расстояниях. В пределах древних
платформ выделяются два таких комплекса:
пермско-каменноугольный и нижнепалеозой-
ский, содержащие практически почти все-
запасы, выявленные на Русской и Восточно-
Сибирской платформах. В зонах мезозойско-
кайнозойского накопления большая часть,
ресурсов газа приурочена к верхнеюрско-
Таблица 1
Распределение запасов газа категорий А + В + Сг на 1/1 1980 г.
по стратиграфическим комплексам
Территория Кайнозой Мезозой Палеозой Докембрий Все го
млрд, м3 % млрд, м3 % млрд, м3 % млрд, м3 % млрд, м3
Западная Сибирь 25 183,9 100,0 — 25 183,9
Восточная Сибирь и Дальний Вос- ток 73,7 5,7 683,1 52,9 248,5 19,2 286,7 22,2 1 292,0
Средняя Азия и Казахстан 241,2 7,0 3 178,9 91,8 42,0 1.2 — — 3 4 62,1
Шельфы внутрен- них морей 182,2 90,4 19,4 9,6 — — — — 201,6
СССР в целом 806,7 2,4 29 266,3 85,2 3967,9 11,6 286,7 0,8 34 327,6
В том числе евро- пейская часть СССР 309,6 7,4 201,0 4,8 3677,4 87,8 — 4 188,0
7
Таблица 2
Распределение запасов газа категорий А + В + Ct на 1/1 1980 г. по глубинам
Территория До 1200 м 1201 —3000 м 3001—5000 м Ниже 5000 м Всего
млрд, м3 % млрд, м3 % млрд, м3 % млрд, м3 % млрд, м3
Западная Сибирь 18 339,2 72,8 6 517,0 25,9 327,7 1,3 25 183,9
Восточная Сибирь и Дальний Вос- ток 22,7 1,8 1 151,7 89,2 117,6 9,0 — — 1 292,0
Средняя Азия и Казахстан 317,7 9,2 2 708,5 78,2 435,7 12,6 0,2 — ' 3 462,1
Шельфы внутрен- них морей 17,4 8,6 40,1 19,9 100,5 49,9 43,6 21,6 201,6
СССР в целом 18 869,7 55,0 13 441,0 39,1 1964,3 5,8 52,6 0,1 34 327,6
В том числе евро- пейская часть СССР 172,7 4,1 3 023,7 72,2 982,8 23,5 8,8 0,2 4 188,0
Таблица 3
Размещение месторождений природного газа СССР на 1/1 1980 г.
Территория Число месторождений
всего газовых газокон- денсатн ых газонефтян ых и нефтегазо- конденсатных
СССР в целом 882 281 238 363
РСФСР 526 180 124 222
Архангельская область 8 — 4 4
Коми АССР 22 9 6 7
Пермская область 18 3 1 14
Свердловская область 2 2 — —
Башкирская АССР 28 11 2 15
Куйбышевская область 18 2 — 16
Оренбургская область 40 18 6 16
Саратовская область 54 10 9 35
Волгоградская область 30 17 2 11
Астраханская область 3 2 1 —
Калмыцкая АССР 17 9 4 4
Ростовская область 10 9 — 1
Краснодарский край 71 16 35 20
Ставропольский край 20 13 5 2
Дагестанская АССР 20 3 И 6
Чечено-Ингушская АССР 5 — — 5
Тюменская область 80 28 22 30
Томская область 12 — 7 5
Новосибирская область 1 — — 1
Красноярский край 10 7 3 —
Иркутская область 6 4 — 2
Якутская АССР 11 7 4
Сахалинская область 40 10 2 28
Украинская ССР 132 41 53 38
Азербайджанская ССР 30 1 1 28
Казахская ССР 42 15 3 24
Средняя Азия 152 44 57 51
Туркменская ССР 66Г 28 26 12
Узбекская ССР 69 9 31 29
Киргизская ССР 9 5 — 4
Таджикская ССР 8 2 — 6
меловому газоносному комплексу. В целом
по СССР распределение разведанных запасов
газа следующее (в %): неоген — 1,7; пале-
оген — 0,7; мел — 77,6 (в том числе сеноман
53,1); юра — 6,6; триас — 0,9; пермь —
1,8; пермо-карбон —5,6; карбон — 3,4;
девон — 0,3; кембрий — 0,5; докембрий
— 0,9.
Анализ распределения запасов газа по
глубинам показывает, что значительная часть
запасов газа сосредоточена на глубинах менее
1200 м — 18,9 трлн, м3, или 55,0% , и связана
в основном с сеноманскими отложениями
северных районов Тюменской области, на
глубинах 1200—3000 м заключено 13,4 трлн.
ма, или 39,1 % , и на глубинах ниже 3000 м —
2,0 трлн, м3, или 5,9 % (табл. 2). За последние
годы в результате разведки глубокозалегаю-
щих горизонтов на территории Северного
Кавказа, Украинской ССР, Прикаспия,
Туркменской ССР и Узбекской ССР суще-
ственно возросли запасы газа на глубинах
ниже 3000 м. Так, если на начало 1974 г.
доля запасов газа этих глубин в разведанных
запасах европейской части СССР составляла
12,8% , то к началу 1980 г. она увеличилась
до 23,6 %.
На начало 1980 г. в нашей стране была
открыто 882 газовых, газоконденсатных, газо-
нефтяных и нефтегазоконденсатных место-
рождения (табл. 3). Большая часй> их при-
урочена к платформам — Русской, Западно-
Сибирской, Сибирской, Среднеазиатской. Из-
территорий, приуроченных к межгорным
впадинам, наибольшее значение имеет Южно-
Каспийская впадина с ее западным (Азер-
байджан) и восточным (западная часть Турк-
мении) обрамлениями.
Распределение месторождений с различным
числом залежей (табл. 4) показывает, что из;
882 учтенных месторождений одну-две залежи
содержат 499 месторождений (или 56,6%),
три—пять залежей — 223 месторождения:
(25,3 %), шесть—десять— 117 месторожде-
ний (13,2 %), а более десяти — 43 место-
рождения (4,9%).
Распределение месторождений природного газа СССР по числу содержащихся
в них залежей
Таблица 4-
Ч и ело месторожден и й
содержащих залежи в количестве
Территория всех бо-
н ых 1 2 3 4 Г 6 7 8 9 10 лее
10
СССР в целом 882 339 160 101 67 55 35 26 21 13 22 43
РСФСР 526 223 91 68 32 28 21 13 13 7 7 23
Архангельская область 8 3 1 2 1 — — — 1 — — —
Коми АССР 22 8 6 4 4 — — — — — — —
Башкирская АССР 28 22 3 3 —
Пермская область 18 1 3 7 — 3 3 — 1 — — —
Свердловская область 2 — 1 1
Куйбышевская область 18 4 4 3 — — 4 1 1 1 — —
Оренбургская область 40 11 7 10 4 2 2 2 1 1 — —
Саратовская область 54 18 6 10 6 3 1 1 4 1 1 3
Волгоградская область 30 10 2 2 1 4 1 1 — — 3 6
Астраханская область 3 3
Калмыцкая АССР 17 10 4 2 1 — — — — — — —
Ростовская область 10 6 1 1 1 1 — — — — — —
Краснодарский край 71 31 16 6 6 5 2 — 2 — 1 2
Ставропольский край 20 14 1 2 1 — 1 — 1 — — —
Дагестанская АССР 20 10 4 1 — 1 2 1 1 — — —
Чечено-Ингушская АССР 5 — — 2 1 — 1 1 — — — —
Сахалинская область 40 12 5 2 3 2 1 2 — 2 2 9
Тюменская область 80 41 18 8 1 2 2 4 1 1 — 2
Красноярский край 10 6 2 — — 2 — — — — — —
Новосибирская область 1 1
Томская область 12 5 4 — 2 1 — — — — — —
Иркутская область 6 4 2
Якутская АССР 11 3 1 2 — 2 1 — — 1 — 1 '
Украинская ССР 132 40 25 12 15 15 5 3 2 2 4 9
Азербайджанская ССР 30 7 6 2 5 1 1 2 3 3 — —
Казахская ССР 42 11 10 1 2 2 1 3 — — 6 6
Средняя Азия 152 58 28 18 13 9 7 5 3 1 5 5
Туркменская ССР 66 25 11 8 6 2 3 2 2 1 2 4
Узбекская ССР 69 29 16 8 3 4 4 1 .1 — 3 —
Таджикская ССР 8 1 — 1 2 3 — 1 — — — —
Киргизская ССР 9 3 1 1 2 — — 1 — —‘ — 1
9
В газовых, газоконденсатных, газонефтя-
ных и нефтегазоконденсатных месторожде-
ниях СССР в настоящее время выявлено
2996 залежей, в том числе 1992 газовых и
газоконденсатных (66,5 %), 469 нефтяных
с газовой шапкой (15,6 %) и 535 нефтяных
(17,9 %). Газонефтяные и нефтяные залежи
в газонефтяных месторождениях приурочены
главным образом к преимущественно нефте-
носным и нефтегазоносным территориям
Урало-Поволжья, западной части Туркмении,
центральной части Западной Сибири и др.
(табл. 5).
Накопленный опыт разведки недр и данные
специальных исследовательских работ позво-
лили значительно расширить представления
о сущности процессов газообразования и их
месте в природных процессах, определить
пространственные и генетические закономер-
ности распределения нефти и газа, которые
могут составить теоретическую основу про-
гноза газоносности.
Таблица 5
газа СССР
Число залежей в месторождениях природного
Территория Число залежей
всех учтенных газовых и газокон- денсатн ых газонефтя - них и неф- тегазокон- денсатных нефтяных
СССР в целом 2996 1992 469 535
РСФСР 1591 997 286 ' 308
Архангельская область 23 19 4
Коми АССР 53 35 13 5
Башкирская АССР 39 16 16 7
Пермская область 76 9 25 42
Свердловская область 5 5 — —
Куйбышевская область 69 17 6 46
Оренбургская область 118 ьз 6 59
Саратовская область 216 119 66 31
Волгоградская область 144 98 23 23
Астраханская область 3 3 — —
Калмыцкая АССР 28 23 5 —
Ростовская область 18 17 1 —
Краснодарский край 204 136 34 34
Ставропольский край 50 37 4 9
Дагестанская АССР 73 44 7 22
Чечено-Ингушская АССР 15 2 3 10
Сахалинская область 187 133 37 17
Тюменская область 168 140 26 2
Красноярский край 20 20 — —
Новосибирская область 1 — 1 —
Томская область 24 19 5 —
Иркутская область 7 4 2 1
Якутская АССР 50 48 2 —
Украинская ССР 564 462 39 63
Восточная часть 420 336 36 48
Западная часть 120 102 3 15
Южная часть 24 24 — —
Азербайджанская ССР 96 18 31 47
Казахская ССР - 208 101 43 64
'Средняя Азия 537 414 70 5з
Узбекская ССР 191 146 29 16
Туркменская ССР 290 225 33 32
Таджикская ССР 27 19 6 2
Киргизская ССР 29 24 2 3
РАЗДЕЛ И.
ГАЗОВЫЕ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ СССР
Успехи газовой промышленности, достигну-
тые в последние десятилетия, стали возможны
благодаря открытию ряда крупных газовых и
газоконденсатных месторождений. До этого
поисково-разведочные работы приводили
к открытию месторождений с небольшими и
средними запасами, в результате чего темпы
пополнения разведанных ресурсов газа страны
были низкими. Эти месторождения на севере
Дагестана, на юге Украины, в Поволжье и
в других районах обеспечивали незначитель-
ную добычу природного газа, в основном
удовлетворяющую потребности местной про-
мышленности. В 1940 г. добыча газа в СССР
составляла 3219 млн. м3.
Сырьевая база газовой промышленности по
существу начала создаваться в годы Великой
Отечественной войны. В этот период были
открыты небольшие по запасам газовые
месторождения в Саратовском Поволжье.
В 50-х годах основной прирост запасов газа
был получен за счет месторождений Украины,
Северного Кавказа и западной части Узбеки-
стана. Были открыты такие крупные место-
рождения, как Шебелинское на Украине,
Северо-Ставропольское в Ставропольском
крае, Газлинское в Узбекистане и другие, что
позволило довести запасы газа на начало
1960 г. до 2,2 трлн, м3, в том числе в европей-
ской части страны до 1,6 трлн. м3. К этому же
времени относится открытие первых газовых
месторождений в Западной Сибири и в Яку-
тии.
Однако в первой половине 60-х годов темпы
прироста запасов газа замедлились, и только
к 1970 г. после широкого вовлечения в раз-
ведку новых территорий резко возросла
эффективность поисково-разведочных работ
на газ. Были открыты Вуктыльское и Орен-
бургское газоконденсатные месторождения
в европейской части страны, а также Урен-
гойское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное,
Губкинское в Западной Сибири, Ачакское,
Наипское и Шатлыкское в восточной части
Туркмении.
В 70-х годах продолжалось увеличение
газовых ресурсов страны за счет как дораз-
ведки старых месторождений, так и открытия
новых. Были подтверждены высокие перспек-
тивы газоносности п-ова Ямал, северной части
Тимано-Печорской провинции, западной части
Узбекистана и других территорий. В этот
период были открыты такие крупные место-
рождения, как Западно-Крестищенское на
Украине, Лаявожское и Ванейвисское
в Архангельской области, Харасавэйское,
Бованенковское и Южно-Русское в Тюмен-
ской области, Шуртанское в Узбекистане,.
Соболох-Неджелинское в Якутской АССР1
и другие. В последние годы интенсивная
разработка месторождений и относительна
небольшие приросты запасов газа в ряде
районов европейской части страны привели
к значительному сокращению запасов газа,
в этих районах (Северный Кавказ, Саратов-
ско-Волгоградское Поволжье, западная часть.
Украины). В итоге существенно изменилось,
географическое размещение ресурсов газа.
Если в середине 60-х годов основные разве-
данные запасы природного газа были скон-
центрированы в европейской части СССР'
(Северный Кавказ, Украина, Поволжье), та
в 1981 г. около 87 % общесоюзных запасов,
сосредоточено в азиатской части страны,,
причем из них свыше 72 % — на севере-
Тюменской области.
Газовые месторождения СССР связаны
в основном с платформами. Выделяются
молодые (Западно-Сибирская, Среднеазиат-
ская, Северо-Кавказская) и древние (Русская
и Сибирская) платформы. Меньшие по мас-
штабу зоны газонакопления тяготеют к про-
гибам, приуроченным к альпийской складча-
тости (Предкарпатский, Южно-Каспийский
и др.).
За последние годы существенно возросли
запасы газа на глубинах свыше 3000 м на
Северном Кавказе, в Украинской ССР, на
акватории южной части Каспия, на востоке
Туркменской ССР и западе Узбекской ССР,
что свидетельствует о возможности открытия
на этих глубинах новых месторождений.
Подавляющая часть разведанных запасов
газа приурочена к зонам преимущественного
газонакопления. Значительных скоплений
нефти в этих зонах не установлено.
Зоны преимущественного газонакопления
в зависимости от тектонического строения
территории характеризуются своими особен-
ностями. В пределах древних платформ они-
приурочены к глубоким прогибам ранне- или
позднепалеозойского развития, в геологиче-
ском разрезе осадочного чехла которых
имеются региональные соленосные толщи. Это
преимущественно окраинные участки плат-
форм, так называемые краевые прогибы ил»
внутриплатформенные авлакогены поздне-
палеозойского заложения.
В пределах молодых платформ зоны преиму-
щественного газонакопления сформировались,
в наиболее прогнутых участках,, как правило,,
соответствующих центральным частям этих
платформ. Прогибы, примыкающие к альпий-
ской структуре, характеризуются преиму-
11
щественной нефтеносностью. Также преиму-
щественно нефтеносны межгорные впадины
альпийского пояса складчатости.
Как уже отмечалось, промышленная газо-
носность установлена в разрезе осадочных
образований от венда до неогена включи-
тельно. Вендские отложения (продуктивные
ботуобинский, верхневилючанский и хары-
станский горизонты) газоносны на Сибирской
платформе, в пределах Непско-Ботуобинекой
антеклизы. Наиболее значительные запасы
газа в этих отложениях содержат Средне-
ботуобинское и Верхневилючанское место-
рождения.
Кембрийские отложения газоносны на Си-
бирской платформе, главным образом в ее
южной части. Основная газоносность приуро-
чена к терригенно-карбонатно-галогенным
•образованиям нижнего отдела (Марковское
месторождение и др.). В отложениях среднего
и верхнего кембрия известны лишь признаки
нефтегазоносности. На большей части Сибир-
ской платформы породы кембрия перспек-
тивны для поисков газа.
Отложения ордовика и силура еще мало
'изучены в отношении газоносности. Промыш-
ленные притоки газа из пород силура полу-
чены в Тимано-Печорской нефтегазоносной
•области. При бурении в районе кимберлито-
вой трубки Удачная (Якутия) в одной из
скважин получен мощный выброс газа.
Газоносность ордовикских и силурийских
отложений предполагается в ряде районов
Сибирской платформы.
К отложениям девонской системы приуро-
чены месторождения природного газа в Ти-
мано-Печорской нефтегазоносной области и
в Нижнем Поволжье. Отложения этой си-
стемы перспективны в Днепровско-Донецкой
впадине и в Тунгусской синеклизе.
Промышленная газоносность отложений
каменноугольной системы установлена в Ти-
мано-Печорской нефтегазоносной области,
в Пермском и Башкирском Приуралье,
Нижнем Поволжье и Днепровско-Донецкой
впадине. Значительные перспективы газонос-
ности связываются с каменноугольными отло-
жениями в бортовых зонах Прикаспийской
впадины, но здесь они погружены на глубину
более 3 км.
Образования пермской системы промыш-
ленно газоносны в Тимано-Печорской нефте-
газоносной области, в Оренбургском газонос-
ном районе, в Днепровско-Донецкой впадине
« Вилюйской синеклизе. К пермским и камен-
ноугольным отложениям, перекрытым соле-
носной толщей, приурочены такие газовые
месторождения, как Вуктыльское, Оренбург-
ское, Шебелинское, Крестищенское. Перспек-
тивы открытия новых месторождений газа
в пермских отложениях связываются с терри-
торией Прикаспийской впадины и ее борто-
вых зон, а также с Предверхоянским и Ана-
баро-Ленским прогибами и Хатангской впа-
диной.
Мезозойские отложения содержат большую
часть прогнозных и разведанных запасов
газа и являются главным резервом для
поисков газовых месторождений.
Газоносность триасовых пород установлена
в районах Днепровско-Донецкой впадины,
Большеземельской тундры и Вилюйской сине-
клизы (Средневилюйское месторождение).
Предполагается газоносность триасовых
образований в Прикаспийской впадине,
Предверхоянском прогибе и других райо-
нах.
В европейской части СССР юрские отложе-
ния газоносны на территории Предкавказья,
Прикарпатья, Днепровско-Донецкой впадины
и Нижнего Поволжья. Поиски газовых
месторождений в этих отложениях начаты
сравнительно недавно. Особенно большие
перспективы открываются на Северном Кав-
казе, где. залегающие на больших глубинах
юрские породы перекрыты мощными соленос-
ными и глинистыми экранирующими толщами.
Промышленные притоки газа из юрских отло-
жений получены на Кузнецовском и Коше-
хабльском месторождениях в Краснодарском
крае.
В Средней Азии на ряде месторождений
Амударьинской газоносной области (Саман-
тепе, Уртабулак, Учкыр и др.) доказана
промышленная газоносность образований
верхней юры. Газовые, газонефтяные и нефтя-
ные залежи открыты в юрских отложениях
на месторождениях Южного Мангыш-
лака.
В Сибири с породами юрской системы свя-
заны газовые месторождения Березовского и
Норильского газоносных районов, Васюган-
ской и Лено-Вилюйской нефтегазоносных
областей. Эти отложения возможно перспек-
тивны и в ряде районов Дальнего Востока и
Северо-Востока СССР.
С меловыми отложениями связаны основные
разведанные запасы природного газа в СССР.
Уренгойское, Ямбургское, Заполярное,
Медвежье и другие месторождения размещены
на севере Западной Сибири. Газовые место-
рождения в нижнем мелу выявлены в восточ-
ной части Туркмении, западной части Узбе-
кистана, в Предкавказье. Меловые отложения
перспективны на газ и в ряде районов Восточ-
ной Сибири, Дальнего Востока и Северо-
Востока СССР.
Газоносность кайнозойских отложений
установлена в Предкавказье (Ставропольский
газоносный район), Прикарпатье, в западной
части Туркмении, в Азербайджане. Неболь-
шие залежи и месторождения газа в этих
отложениях выявлены в Ферганской впадине,
Таджикистане и на о-ве Сахалин. В 1968 г. из
неогеновых отложений получен первый про-
мышленный приток газа в Анадырской впа-
дине. Кайнозойские отложения содержат
также богатые залежи газа в пределах
Южно-Каспийской впадины. Здесь в послед-
ние годы открыты месторождения Бахар,
банка Лам, банка Жданова, Булла-море и др.
Залежи характеризуются высокими дебитами
газа'.
12
ГЛАВА 3
КОМИ АССР И АРХАНГЕЛЬСКАЯ ОБЛАСТЬ (ТИМАНО-
ПЕЧОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ)
Территория Коми JACCP и Архангельской
области входит в состав Тимано-Печорской
нефтегазоносной области. Последняя соответ-
ствует крупной отрицательной структуре,
обрамленной с юго-запада Тиманским кря-
жем, а с востока герцинскими сооружениям^
Северного-Урала и Пай-Хоя (рис. 1).
РИС. 1. Обзорная карта Тимано-Печорской нефте-
газоносной области (по данным УТГУ и КФ
БНИИГаз).
Границы: а — основных тектонических эле-
ментов, б — Предуральского прогиба; место-
рождения: в — газовые и газоконденсатные,
г — газонефтяные и нефтегазоконденсатные,
д — нефтяные.
Тектонические элементы: I — Юго-ЗапаДное
Притиманье; II — Тиманский кряж; III —
Омра-Сойвинский выступ; IV — Джебольская
моноклиналь; V — Печорская впадина; VI —
Мичаю-Пашнинский вал; VII — Седуяхинский
выступ; VIII — Печорская гряда; АХ — Мало-
земельная моноклиналь; X — Шапкино-Юрь-
яхинский мегавал; XI — Денисовская впадина-,
XII — Колвинский мегавал; XIII — Хорей-
верская впадина; XIV — Соликамская впа-
дина; XV — Колвинско-Полюдовская перемыч-
ка; XVI — Верхнепечорская впадина; XVII —
Среднепечорское поднятие; XVIII — Больше-
сынинская впадина; XIX — гряда Чернышева;
XX — Косью-Роговская впадина; XXI — гряда
Сорокина; XXII — Хайпудырская впадина;
XXIII — гряда Гамбурцева; XXIV — Адзь-
Фундамент Тимано-Печорской области
верхнепротерозойско-вендского возраста,
представлен он сильно метаморфизованными
сланцами, кварцитами, кварцевыми песчани-
ками, известняками. На ряде участков Тиман-
ского кряжа породы фундамента выведены на
поверхность. С большим перерывом и угло-
вым несогласием на породах фундамента зале-
гают образования осадочного чехла, мощность
которых увеличивается с юга на север и с за-
пада на восток, достигая 6 км в пределах
платформы и 8—14 км во впадинах Предураль-
ского прогиба.
В основании осадочного чехла расположен
ордовикско-нижнедевонский преимуществен-
но карбонатный комплекс, представленный
породами ордовика, силура и нижнего девона.
Мощность комплекса 800—1000 м в Хорейвер-
ской впадине и более 2000 м в пределах
Колвинского мегавала. Девонские отложения
в нижней части (эйфельский, живетский,
франский ярусы) образованы преимуществен-
но терригенными породами, в верхней —
известняками и доломитами. Общая мощность
девонских отложений меняется от 400 до
2400 м. Породы турнейского яруса нижнего
карбона на севере провинции составлены
известняками и доломитами мощностью до
300 м, в Верхнепечорской впадине — мощной
(до 500—800 м) песчано-глинистой толщей,
в Хорейверской впадине и в южной части
Колвинского мегавала — отсутствуют. Ниж-
не- и средневизейские отложения образованы
в основном песчано-глинистыми породами
мощностью в западной части 24—170 м,
в восточной — до 400 м. Отложения верхнего
визея — нижней перми выделяются в составе
винская впадина; XXV — гряда Чернова;
XXV/ — Коротаихинская впадина; XXVII —
Пай-Хой; XXVIII — Урал.
Месторождения: / — Гежскос 2 — Курьин-
ское; 3 — Рассохинское; 4 — Пачгинское; 5 —
Тыбьюское; 6 — Северо-Мылвинское; 7 — Право-
бережное; 8 — Пальюское; 9 — Восточно-
Пальюское; 10 — Джебольское; II — Ягты-
динское; 12 — Троицко-Печорское; 13 — Пок-
чинское; 14 — Нижнеомринское; 15 — Верхне-
омринское; 16 — Нибельское; 17 — Вой-Вож-
ское; 18 — Западно-Изкосьгоринское; 19 —
Роздинское; 20 — Седьиольское; 21 — Северо-,
Седьиольское; 22 — Куш-Кодшское; 23 — Ня-
медьское; 24 — Ярегское; 25 — Чибьюское;
26 — Верхнецутинское; 27 — Порожское-, 28 —
Джьерское; 29 — Вельюское; 30 — Западно-
Тэбукское; 31 — Кыкаельское; 32 — Лемью-
ское; 33 — Лузское; 34 — Пашнинское; 35 —
Восточно-Савиноборское; 36 — Северо-Савино-
борсхое; 37 — Мичаюское; 38 — Исаковское;
39 — Вуктыльское; 40 — Аранеикое; 41 —
Кыртаельское-, 42 — Каменское-, 43 — Югид-
ское; 44 — Печорогородское; 45 — Печорокож-
винское; 46 — Южно-Сынинское; 47 — Средне-
макарихинское*, 48 — Салюкинское; 49 — Усин-
ское; 50 — Возейское*. 51 — Харьягннское-,
52 — Ярейюское; 53 — Верхнегрубешорское;
54 — Южно-Шапкинское; 55 — Шапкинское;
56 — Ванейвнсское; 57 — Васильковское; 58 —
Лаявожское-, 59 — Кумжинское-, 60 — Хыль -
чуюское
13
окского надгоризопта^визейского яруса и
серпуховского яруса нижнего карбона, сред-
него и верхнего карбона и ассельского, сак-
марского и артинского ярусов нижней перми.
Комплекс мощностью 400—1000 м сложен
в основном органогенными известняками.
В отложениях верхнего карбона и нижней
перми широко распространены рифы и био-
гермные постройки, особенно в пределах
Шапкино-Юрьяхинского и Колвинского мега-
валов. Пермский терригенный комплекс охва-
тывает образования верхней перми и кунгур-
ского яруса нижней перми, а во впадинах
Предуральского прогиба — также ассель-
ского, сакмарского и артинского ярусов ниж-
ней перми. Породы комплекса представлены
чередующимися разнозернистыми песчани-
ками и глинами мощностью 300—3500 м и
более. Мезозойские отложения триаса, юры и
мела представлены песчаниками, алевроли-
тами и глинами, наибольшая их мощность
отмечается на севере региона — до 4000 м.
Для современного структурного плана
Тимано-Печорской области характерно раз-
витие линейновытянутых крупных структур-
ных элементов, подчиненных простиранию
Тимана и Урала. Выделяются надпорядковые
структуры: Тиманская антеклиза, Печорская
синеклиза и Предуральский краевой прогиб.
Печорская синеклиза является крупной плат-
форменной впадиной, замыкающейся на се-
вере. В пределах синеклизы выделяются
Печорская впадина, Малоземельская моно-
клиналь, Печорокожвинский мегавал (Печор-
ская гряда), Денисовская впадина, Колвин-
ский мегавал, Хорейверская впадина и
Варандей-Адзьвинская тектоническая зона.
Ижма-Печорская впадина расположена в за-
падной части провинции между Тиманом на
юго-западе и Печорокожвинским мегавалом
на северо-востоке. Она характеризуется сту-
пенчатым строением фундамента и осадочного
чехла и сложена в основном девонскими отло-
жениями. В пределах впадины развиты
преимущественно нефтяные месторождения.
Малоземельская моноклиналь находится
в крайнем северо-западном углу провинции и
характеризуется резким погружением верх-
непалеозойских и мезозойских отложений
в северном направлении.
. Печорокожвинский мегавал (Печорская
тектоническая гряда) расположен в централь-
ной части провинции, протягиваясь в северо-
западном направлении на 350 км при ширине
25—60 км. Мегавал характеризуется сложным
строением, в его пределах резко увеличива-
ется мощность разреза девонских и додевон-
ских отложений. Общая мощность осадочного
чехла достигает 7000 м, из них на девонские
отложения приходится более 4000 м. Нефтя-
ные, газовые и газоконденсатные месторожде-
ния открыты на юго-восточном погружении
Печорокожвинского мегавала в палеозойских
отложениях (Печорогородское, Печорокож-
винское, Кыртаельское и др.).
Денисовская впадина простирается от по-
бережья Печорского моря на расстояние
более 400 км при ширине 50—100 км. На юге
впадина переходит в значительно более по-
14
груженную Большесынинскую впадину Пред-
уральского прогиба. В северо-западной части
Денисовской впадины выделяется Шапкино-
Юрьяхинский мегавал протяженностью более
300 км при ширине 5—15 км. В его пределах
установлена нефтегазоносность пермских и
каменноугольных отложений на Василков-
ской, Ванейвисской, Шапкинской площадях
и др. В центральной части впадины выделя-
ется Лайский вал, осложненный с юга на
север Мишвальской, Командиршорской, Се-
веро-Командиршорской, Лаявожской и дру-
гими брахиантиклинальными структурами.
С Лаявожской структурой связано крупное
нефтегазокондепсатное месторождение.
Колвинский мегавал разделяет Денисов-
скую и Хорейверскую впадины. Длина его
450 км, ширина 15—35 м, амплитуда от 1000 м
в южной части до 150—200 м в северной.
Мощность осадочного чехла в пределах мега-
вала увеличивается в северном направлении и
составляет 3,5—7 км. В пределах вала выяв-
лены Усинское и Возейское не фгяные, Ярей-
юское газонефтяное месторождения и др.
Хорейверская впадина' представляет собой
крупную отрицательную структуру* по отло-
жениям девона, карбона и перми. По фунда-
менту и ордовикско-силурийским образова-
ниям ей соответствует крупный Болыпезе-
мельский свод. Размеры впадины 180x350 км,
мощность осадочного чехла 4—4,5 км. В юж-
ной ее части открыты Среднемакарихинское
и Салюкинское месторождения.
Предуральский прогиб включает Верхне-
печорскую, Косью-Роговскую и Коротаихин-
скую впадины и ряд поднятий и гряд. Верхне-
печорская впадина шириной 50—80 км протя-
гивается в меридиональном направлении на
расстояние более 400 км и представляет собой
асимметричную структуру с пологим запад-
ным и крутым восточным бортами. На юге
она ограничена поднятием Полюдов Камень,
на севере — Среднепечорским поперечным
поднятием; сложена в южной части пермски-
ми, а в северной — пермско-мезозойскими
отложениями. В ее пределах открыты Вук-
тыльское газоконденсатное и Рассохинское и
Курьинское газовые месторождения.
Косью-Роговская впадина ориентирована
h северо-восточном направлении, глубина
залегания фундамента в наиболее прогнутой
части достигает 10—11 км. Внешняя зона
впадины характеризуется платформенным
строением. Здесь на Кочмёсской площади
в 1979 г. получен промышленный приток газа
дебитом 1 млн. м3/сут из подсолевых карбо-
натных отложений силура—ордовика. Во
внутренней зоне впадины развиты сложно-
построенные структуры, среди которых на
Интинской выявлены залежи сероводород-
содержащего газа в карбонатных отложениях
среднего карбона.
Коротаихинская впадина имеет северо-
западное простирание, длина ее 240 км, шири-
на 60—НО км. Выполнена она мощными оро-
генными образованиями перми и триаса и
платформенными отложениями ордовика—
карбона. В пределах впадины выявлен ряд
перспективных структур.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной про-
винции нефтегазоносность установлена в ши-
роком стратиграфическом диапазоне от силура
до триаса. В Ухтинском районе основные
запасы газа связаны с отложениями среднего
и верхнего девона, эйфельскими (пласты III
и II), живетскими (1в) и пашийскими (1а и
16). Пласт III представлен песчаниками, гра-
велитами и галечниками. Мощность его
изменяется от 20—30 м в восточной части
Притиманья до 60—100 м на западе Печор-
ской впадины. С этим пластом связаны зна-
чительные по начальным запасам газа залежи
на Вой-Вожском, Нибельском и Нижнеомрин-
ском месторождениях. Мощность продуктив-
ных песчаников пласта 1в 2—10 м на западе
и до 240 м на востоке. Продуктивные песча-
ники пластов 1а и 16 суммарной мощностью
40 м хорошо выдержаны по площади. По-
ристость коллекторов 20—25 %.
На Джебольском месторождении газоносны
терригенные отложения турнейского яруса,
в которых выделяется ряд продуктивных
песчаных пачек. На месторождениях Пред-
уральского прогиба газоносны карбонатные
каменноугольные и нижнепермские отложе-
ния. В пределах Денисовской впадины газо-
носны отложения верхнего карбона, артин-
ского, сакмарского и уфимского ярусов перми.
Залежи нефти и газа сводовые, тектонически
экранированные, литологические, массивно-
пластовые, структурно-стратиграфические и
др.
Газ месторождений преимущественно мета-
новый (табл. 6).' Месторождения Предураль-
ского прогиба содержат конденсат в коли-
честве 278—352,7 г/м3 (табл. 7). Плотность
конденсата 0,731—0,746 г/см3.
Вуктыльское газоконденсатное месторож-
дение расположено в 160 км от г. Ухта и
в 175 км от г. Печора. Промышленная газо-
носность установлена в 1964 г. при опробова-
нии нижнепермских карбонатов в скв. 2 и 3,
давших газовые притоки дебитом 35 тыс. и
507 тыс. м3/сут. Последующей разведкой
оконтурена и подготовлена к разработке газо-
вая залежь в карбонатных породах от артин-
ских до нижнекаменноугольных.
Месторождение контролируется крупной
антиклинальной складкой в пределах север-
ной части внутреннего борта Предуральского
прогиба. Длина антиклинали 85 км, ширина
3—-5 км, амплитуда 1500 м.
В своде антиклиналь осложнена тремя
куполовидными поднятиями. Западное крыло
более крутое (50—60°), чем восточное (20—
25°), и осложнено взбросом амплитудой около
600 м на севере и 800—1100 м на юге. Пло-
скость взброса наклонена к востоку под углом
75—80°. Свод поднятия с глубиной смещается
к востоку (рис. 2).
Газоносность связана с комплексом осадоч-
ных пород, вскрываемых под толщей глин
верхнеартинского подъяруса, перекрытых
гипсами и ангидритами кунгура. Мощность
экранирующей толщи в пределах месторожде-
ния изменяется от 200 до 700 м. Газ получен
из отложений артинского, сакмарского, ас-
сельского ярусов нижней перми и всех отде-
лов каменноугольной системы на глубине
2100—3500 м.
Карбонатный коллектор порово-трещин-
ного и трещинно-порового типов неоднороден
по физическим и фильтрационно-емкостным
свойствам, по разрезу выделяются отдельные
зоны. Пермская часть продуктивного комп-
лекса включает породы артинского (137 м),
сакмарского (129 м) и ассельского (99 м)
ярусов и представлена известняками, мерге-
лями и известковистыми аргиллитами. Карбо-
натность отложений 15—99%; общая
пористость 0,1—11,1 %; проницаемость
37-10 17м2, в отдельных образцах керна дости-
гает 10-15 м2, остаточная водонасыщенность
27,4—84,4 %.
Продуктивные отложения верхнего карбона
слагаются органогенными массивными из-
вестняками с карбонатностью от 82 до 98 %.
Пористость их 0,2—5,6 %, в среднем 1,55 %;
проницаемость (0,74-15) - Ю18 м2; средняя
остаточная водонасыщенность 45 %.
Продуктивные отложения среднекаменно-
угольного возраста в составе пород москов-
ского (145 м) и башкирского (29 м) ярусов
представлены чередованием известняков и
доломитов. Средняя мощность отдельных
пропластков 1,5 м. Карбонатность пород
74—99,6 %; пористость пород московского
яруса 0,2—27,3 %, башкирского яруса —
0,2—13%; проницаемость (34- 451)-10-18 м2;
остаточная водонасыщенность 22,5 %. К верх-
ней пористой части разреза московского яруса
мощностью 100 м приурочены 224 млрд, м3
газа, что составляет 43 % запасов месторож-
дения. В башкирском ярусе коллекторские
свойства известняков ухудшаются. Здесь,
по-видимому, развиты коллекторы смешан-
ного типа.
Продуктивные отложения нижнего карбона
представлены в основном известняками и до-
ломитами, встречаются прослои карбонатных
глин, мергелей и песчаников. Карбонатность
пород 56—99 %; Пористость 0,2—22,4 %;
проницаемость (0,0054-93) 10-15 м2.
Залежь Вуктыльского месторождения газо-
конденсатная массивная, высота ее 1440 м.
В подошве газоконденсатной залежи опробо-
ванием ряда скважин выявлена нефтяная
подушка; дебиты нефти до 4,4 м3/сут. Скопле-
ния нефти носят прерывистый характер.
В поднадвиговой части Вуктыльского место-
рождения на глубине 4,6—6,0 км скважинами
вскрыт литологически сложно построенный
разрез турнейско-девонско-силурских отло-
жений преимущественно карбонатного сос-
тава, характеризующихся низкими коллек-
торскими свойствами, наличием аномально
высоких пластовых давлений, притоками
нефти и газоконденсатного газа в отдельных
скважинах дебитом 300—500 тыс. м3/сут.
Печорогородское газоконденсатное место-
рождение расположено в центральной части
Печорогородского вала, приуроченного к се-
веро-восточному склону Печорской гряды.
Структура месторождения представляет собой
асимметричную складку северо-западного
простирания с размерами по кровле прони-
цаемых песчаников старооскольского гори-
15
Таблица 6
Характеристика газов месторождений Коми АССР и Архангельской области
Месторождение Продуктивн ый горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
СН4 с2н« С,на X С5Н1Й + + высшие со2 H2S N2
Коми АССР
Верхнеомрин- ское Вой-Вожское Пашийский, 1а+ 4- 16 Эйфельский, III 0,625 0,609 85,0 88,1 3,3 1,0 2,25 0,15 0,33 0,06 0,08 0,05 0,04 0,1 — 9,1 10,5
Вуктыльское Нижняя пермь, 0,813 75,1 8,9 3,6 1,5 6,4 0,1 — 4,4
Джебольское Западно- карбон Турнейский, III Эйфельский, III 0,835 0,586 75,18 92,40 7,1 1,0 9,31 0,2 5,36 0,1 2,91 0,1 0,1 — 0,13 6,2
Изкосьгорин-
ское Западно-Со- Старооскольский 0,801 79,78 7,77 3,01 1,50 5,87 1,0 1,04
плесское Зеленецкое Интинское Франский Среднекаменно- 0,597 0,709 91,28 86,1 3,0 4,3 0,16 1,7 0,10 0,9 0,08 3,5 0,6 0,21 5,72 2,69
Курьинское Кыртаельское Нибельское угольный Нижнепермский Пашийский Пашийский, 1а + 0,611 0,787 0,637 91,30 77,7 84,8 4,0 7,5 4,07 1,2 4,4 1,76 0,7 1,8 0,26 0,1 4,4 0,11 0,2 0,1 0,18 — 2,5 4,9 8,82
Нижнеомрин- + 16 Живетский, 1в 0,640 84,36 3,51 1,10 0,3 0,3 0,08 — 10,60
ское Пашнинское Печорогород- Эйфельский, III Старооскольский 0,773 0,669 81,70 85,80 4,4 5,7 4,2 3,1 3,9 1,9 4,9 0,6 0,2 0,4 — 4,6 2,5
ское Печорокожвин- » 0,906 77,75 3,61 0,43 0,76 6,64 — — 2,6
ское Прилукское Рассохинское Седьиольское Пашийский Верхнеартинский Эйфельский 0,627 0,683 0,603 88,25 80,70 88,9 8,40 5,8 1,2 2,11 1,9 0,4 0,45 0,8 0,06 0,04 1,1 0,04 0,10 0,1 0,21 0,58 9,7 9,2
Архангельская область
Ванейвисское Верхнекаменно- 0,630 89,59 2,42 0,70 0,27 1,16 1,68 0,25 3,98
Василковское угольный Нижнетр иасовый, 0,595 93,1 2,0 0,4 0,2 0,3 — — 4,0
11 Татарский + ка- 0,598 90,9 1.0 0,1 0,1 — — — 7,9
занский, Р1Х
Уфимский, Руп Кунгурский, Pvi Рщ 0,605 0,601 0,602 87,14 92,0 92,25 3,38 3,11 1,86 0,55 0,5 0,59 0,24 0,3 0,34 0,14 0,3 0,24 1,39 0,28 — 7,16- 4,8 4,44
Рп 0,604 92,7 1.8 0,6 0,4 0,5 0,2 0,2 3,8
Ассельский + 0,622 90,8 1.5 0,6 0,4 0,5 2,5 — 3,8
+ среднекамен-
Кумжинское ноугольный Верхнекаменно- угольный Нижнетриасовый Сакмарский Верхнекаменно- 0,618 91,15 1,49 0,51 0,44 0,74 0,3 0,1 5,27
Лаявожское 0,690 0,710 9,715 80,23 79,71 79,9 2,64 3,53 3,2 1,15 1.17 1,2 0,70 0,49 0,7 0,71 0,33 2,2 0,73 2,19 — 13,8 12,91! 12,8
Шапкинское Южно-Шап- угольный То же Артинский 0,611 0,616 91,0 91,7 2,4 1.9 1.4 0,6 0,3 0,3 0,1 0,5 0,2 — 4,1 4,8
кинское Ярейюское Артинский, II 0,593 93,8 1,38 0Д4 0,08 0,05 0,63 — 3,7t
16
б962б>
РИС. 2. Вуктыльское газоконденсатное
месторождение (по данным КФ
ВНИИгаз):
а — структурная карта по кровле
артинского яруса; б — поперечный
геологический разрез.
1 — региональный надвиг; 2 — мало-
амплитудные диагональные наруше-
ния; 3 — изогипсы в м; 4 — страти-
графические границы; 5 — подошва
гипсо-ангидритовой толщи кунгура;
6 — газоконденсат; 7 — размывы
Характеристика месторождений природного газа Коми АССР и Архангельской области
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залега- ния, м Коллектор Ха
Эффектив- ная мощ- ность, м
Коми
Вой-Вожское Нибельское Верхнеомринское Нижнеомринское Седьиольское Северо-Седьиольское Розьдинское Ня меде кое Куш-Кодшское Джебольское Печорогородское Печорокожвинское Вуктыльское Кыртаельское 1943 1945 1948 1951 1935 1951 1947 1947 1949 1956 1961 1962 1964 1970 1944 1947 1951 1955 1939 1951 1948 1959 1957 1965 1964 1968 ГК ГН Г Г Г ГН ГН Г ГН ГН ГН ГН ГН ГН Г Г г г г г г г г г гк гк гк гк гк ГН ГНК гк гк гк НГК Пашийский, 1а 16 Живетский, 1в Эйфельский, III Пашийский, 1а 16 Живетский, 1в Эйфельский, III Пашийский, 1а 16 Живетский, 1в Пашийский, 1а 16 Живетский, 1в Эйфельский, III Пашийский, 1а + 16 Эйфельский, Па + + Пб III Пашийский, 16 Эйфельский, Па Пб Пашийский 1а + 16 Пашийский, 16 Эйфельский, Па Турнейский, III Пашийский, 1а + 16 Эйфельский, II Старооскольский Верхнепермский Старооскольский Нижнепермский — ка- менноугольный Пашийский Старооскольский, верхняя часть Старооскольский, основная толща 710 730 740 745 810 910 930 890 900 920 960 675 805 810 1100 600 690 730 690 600 680 680 640 670 1400 1550 2000 2030 3100— 3500 550 3100— 3400 2100— 3500 2510 2550 2570 Песча- ник То же » » » » > » » » » Песча- ник То же » » » » » » » » » » » » Извест- няк Песча- ник То же » 2,2 1,4—3,5 4,3 10 2 3 4,7 10,4 3,1 2,7 2,1—3,6 1—4,5 6,1 2,4—6 10 2,8 1,8 5 2,8 7 3—12 5,4 5,5 4 4—8 4—8 9 18,6 30 170 12,9 36
.18
О Ю м О ООО oo | | | | <j5<j3 g (ООО ОДЩ to ел о о — oo о Q ° as58£ ъ- g gg v* '° 'сл Q Пористость, % рактер! коллек
о о 7* WC» —— О J? о г» to ? СЛ - T «О IIIIS ? ° 1 1 1 f 1 о» 3 O>M ^coooii— ООО 1 *111 1 Igg ggg gg-l ч1 1 1 2 ° 00 * /" otolgg gl g ggg 0 Проницае- мость, 10“1Б м2 •тстика тора
III III 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 II 1 1 1 1 1 1 Г 1 fO ND ND Co co СЛ Willi СЛ Сл СЛ Сл Ф*- СЛ СЛ Сл СЛ 00 *4 *4 О *4 *4 О *4 -4 *4 СЛ 1 | | Ф* СО СО СП Ф» 1 1 1 1 СОСО (0 С0 <0 СЛ СП СЛ СЛ <0 О ►— *- (ООО 05 ЬО О О Фк 1 1 СО СП о СЛ ОО О СОСО СО СО ел О сл СЛ Сл сл 0*4*4 bo СЛ СО ООЬОЬО СЛ ьо -4 *4 О О о Начальн ые гнк, внк, гвк, м
ьэ ЬО ЬО СО СО СО ЬО_ О СЛ ел 05 Ф»05 О О СО М СО 05 05 05 05 СЛ 05 05 05 05 О ^4j4*“4 O0j4*4*4 05 05 05 о <0 "й— Z— со оо ЬОСО —ЬОЬО *С0*С© Ф*оо7₽»о *^ОФ О СО СО*С© СО 00 со ООО ОСО 00 СО Начальное пла- стовое давление, МПа
сл сл СЛ о о*— О СЛ . СОЬО ЬО ЬО . ЬО КЭЬОКЭ СО СО СО ьоьо. ЬОЬОЬО ЬО ел ф.. ф. *- со to *4 со | ел *4 СЛ СЛ Ь0 СО ND ЬО || *4 ЬО •— О ООО *4 [ О О О О ел о елв • Температура ста, °C пла-
S g 8 ggl gllll II Mill II 1 Ml III Illi III 1 Содержание ста- бильного конден- сата, г/м3
00КЭ f-, У —— —cow q S oo о ел ел to 4^ . to to ooo ел У У У У t- oocoi i 1 1 У^мУРРуРслУ,,. — — t_ _ K>tp о о 1 1 II &r-— w Й № to to to — 7-OOtOtO I too0 ° СЛ 4^ OO ОЬЭЮ totoo^l to°cn 2 «22 2 о о сл сл — — о g а о о о о о ел о о сл СЛ-ft о О о О ООО о о Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм)
о | ЬО t ||*— •—‘|Ф*ОЬО|>—•СОО*-[ЬО^©СО|| 1^. 1 О*— ЬО > 1 ' '' со О 1 О СО *- 1 О4ФЮ 1 ЬО'Оо 1 1 Ф* со >—• ЬО СЛ СЛ *4 ЬО СО О СЛ Ф- <0 О 00 *— ^ р> 4*- СО *4 ЬО *4 *4 О Ф* ОФ О О ЬО ЬО WOO 0D ^-ЬОСОСЛ1 сл 1 1— . СП со 05 СО Со и-^ЬОСО о сл *4 0*4 ..J • Суммарная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3
ЬО A0S ел Д . >№ Ci> III ” 1 to 1 1 IIIII £ и» Л СЛ (л - А- 1 II 7? й? 1 ел W£ | СЛСЛ__ — 00 1 1 1 oo too -4 — — о ч(от<О| | w о<р ослео слслеле» о1— W СЛОО to W 00 (Oto—О| -4 1 <О W 4S. 0-4 О Ы О-4 o’0 ’c+a+v Запас на 1/1 мл
I w -“ X siо Si I I I I I I I I I I I I ii i i i i | i । । । i i i i iiiii *4 О -4 О СЛ ед СЛ *- *4 оо ф* ел ел оо О :ы газа 1980 г., и. м8
ex
bi
s
Л
С»
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залега- ния, м Коллектор Ха
Эффектив- ная мощ- ность, м
Пашнинское 1963 — гк Бийский 3120— 3140 Песча- ник —
НГК Койвенский 3120— 3240 » 6,86
Западно-Изкосьго- ринское 1956 1963 г Эйфельский, III 630 » 2,1
Курьинское 1960 — г Нижнепермский 420— 1660 » 5—10
Рассохинское 1968 — г Верхнеартинский ИЗО— 1380 » 45,5
г Нижнепермский— верхнекаменно- угольный 1800— 1950 Извест- няк 13,5
Интинское Чернореченский блок 1977 — гк Нижнепермский—ка- менноугольный 2599 То же —
гк Среднекаменноуголь- ный 2824— 2930 » 28
Интинский блок (Северный) гк Башкирский 3069— 3100 » 24,7
Прилукское 1978 — гк Пашийский 2100 Песча- ник 4,1
Западно-Соплесское 1974 — гк Пашийский 3980 То же —
гк Старооскольский 4080 » 29,9
Зеленецкое 1968 — г Франский 650 » 1—6,5
Южно-Шапкинское Среднесерчейюский купол 1970 г
Южно-Шапкинский F
купол ГН
Г
Шапкинское 1966 ГКН
Архангел ьс
Нижнетриасовый 1100 Песча- ник 5,6
Артинский 1570 Извест- няк 18
Сакмарский + артин- ский 1770 То же 12,4
Средний + верхний карбон, V 1890 —
Нижнепермский— верхнекарбоновый 1820 » 12,6
20
to
§ to — — to сл 1 4* СЛ о 1 -y, 1 bo — 1 о o> о Пористость, % рактеристика коллектора
Й “ L CO >— H .° I 1 £ £ 1 I 1 1 Illi II I s 3 1 -4 w Проницае- мость, 10~18 м2
1 , 1 1 1 ll~ II Illi СЮ 1 03 4* 00 О CD 1 1 О ОО 1 ^4 5) bO QO | | О 03 4* О О CD О 03 ЬО О> О СЛ О СП 4* — С*Э Оз СП О О Начальные ГВК> ГНК, внк, м
— . — — л 4* 4* ьо со ьо , — — — со . СО 1 J4 СП CD СЛ 4* to СО 00 О 00 СО СП ьо 4* >— 03 *03 СО — "^4 СО СО 4* О1 СО 03 СО СП Начальное пла- стовое давление, МПа
СО СО ЬО — 00 -4 СЛ 4* ЬО ЬО —4 СП 1 CD 4* СО СП со СО 1 1 1 1 ЬО 00 ЬО СО — 1 СП СП СП сл о Температура пла- ста, °C
278 278 • 150 415 22,6 22,6 40 Содержание ста- бильного конден- сата, г/ма
ьо — ш — 03 0о — -4 00 СИ X СО ю “ 1 ~ -О £ - “ То ~ 2 К I ° ° « - I 1 сЗ , "2? ° ьо со »— спел со О1 СП 1 ~ 5S i ~ "" '—' Начальный дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм)
1 1 ю 1 1 ю IIIIII 1 1 “ 1 to to СлЗ СО н- to 00 00 О О 00 4^ 4^ Суммарная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м4
to to СО to —01*4 — — to СП-4 К- ЬО ЬО СО О О1 ЬО о 4^ 4^ СО о со о | со — си со СО ОО оо to — СО 4^ СЛ ьо -4 СО 4^*4-44^4*00 О О> 0 03 О ЬО 03 ОО ЬО — 4* СП О СП 4* ЬОООО О О *4 “4 4* 04*. СЛ СО СО 00-4 'э+я+v Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
to ЬО СЛ СЛ 1 1 1 1 СЛ СЛ СОСО ЬОЬО „ 1 1 1 спел О1 со со | 1 03 0 1 ОО 03 со ЬО ЬО *4 03 оз со 0)0 оо оо СП ел -4 0 о ел спел оо спел о
Продолжение та
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки I Залежь Проду ктииный горизонт Глубина залега - НИЯ, м Коллектор Ха
Эффектив- ная мощ- ность, м
Кумжинское 1974 — гк Нижнетриасовый 1480 Песча- ник 7,1
гк Нижнепермский, Pvin- Pvib Piv 1700 То же 2—6
гк Верхнекаменноуголь- ный 2190 Извест- няк 18,4
Лаявожское 1971 — гк Нижнетриасовый 1500 Песча- ник 8,5
гк Сакмарский, I, II, III 2300 Извест- няк 1,4—5,5
НГК Нижнепермский + + верхнекаменно- угольный 2400 То же 4,8
Василковское 1970 — гк Нижнетриасовый, Тх 1460 Песча- ник 5,2
гк Татарский + казан- ский, Pix 1650 То же 5,9
гк Уфимский Руп 1730 » 3,6
гк Кунгурский, Pvi_v 1767 > 13
гк Piv 1787 > 4
гк Рш 1805 > 6,6
гк Рп 1832 > 4,5
гк Ассельский + средне- каменноугольный 2248 Извест- няк 21
Ванейвисское 1973 . — НГК Средне-верхнекамен- ноугольный 2120— 2375 То же 34
Ярейюское 1973 — гк Артинский, II 2000 > 10
Хыльчуюское 1977 — г Триасовый—перм- ский 1800 Песча- ник 35
г Н ижнепермский—ка- менноугольный 2000 Извест- няк 6,8
22
to w рактеристика коллектора
— н- — tObO — — *- ся G> tOOOCD<DOoo<©OOOOCDCn *4 1 JP •—‘ X 4. - co *4 1 о СЛ CO — о to — to *4 Пористость, %
1 До 67 0,1—149 7—222 2—56 2—203 2,5—2100 1—1240 До 5400 1631 Проницае- мость, 1O“1S m8
II 1 1 1 1 1 1 1 1 III 1,1 1— — ito — — — — — — — to to — to — |-4tolcocoCoGoQo*4 0 4^ co coco 4^ 1 СЛ -4 4^ -44^ — tO— ЮСпЮ ООО to — СП о О -4 — -4 -4 CO 4^ CO СЛ СЛ CO o to Начальные ГВК, гнк. BHK. м
to — to to to — — — — — — — to to — to — *4 — >— CDO4^CnQ0C000C0*4 О 4^ Ф» СП 5я -^’tO СЛ to СГ> си ДО "со ”00 ~tO — 4^ Ф- СО 00 0-4 *4 "tO | О Начальное пла- стовое давление, МПа
. СО (О О 4^ 4^ О СЛ о *4 СО I I I О tO 1 | I CD tO 1 I О СО g CO I °5 111 CO СЛ 00 4^ СЛ Температура пла- ста, °C
СЛСЛСОСОСОСОСОСОСО *4-4 СЛ CO CO I 1 I S71 J"4 -T4 Г4 >> — •— I ьэ j4 j-4 1 1 M 00 00 00 00 00 00 00 rfb 00 00 Содержание ста- бильного конден- сата, г/м8
g § 8 g 00 § S _g 1 s ~ s « 1 1 1 ° 1 % 1 s 1 gx 1 Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм)
1 1 £5 5 S 1 1 1 0 1 1 IS 1 3 1 2 8 1 18 Суммарная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м*
И— — 00 0 — Co — О — -4 *4 СД t£> 4^ СП Ю — Ю CO . О — СЛ g — CO — СЛ — О — CD to to CO — 0 0 1 О | o> О to 00 0 СП СЛ 0 -4 0*4 СИ О tO Ю CD — О CD tO CO СрОЮ *4 О tO С© COOCOCO*4tO*4tOOCO CO CO 00 О Qo *4 О 0*4 ’o+h+v Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
4* 03 . to 03 . . — . 0O . 4» 4» . U> СЛ OO — 1 CT> 1 1 1 1 p 1 -^сл 1 OO । 05 co w 0 o> Ч1 p “ 2 S to KO 00 О СЛ to 4^00 00 □□ О 00 р
Продолжение табл.
РИС. 3. Печорогородское газоконденсатное и Печорокожвннское нефтегазоконденсатное месторожде-
ния. Структурная карта по кровле старооскольского горизонта среднего девона.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности
зонта 10,3x3,3 км и амплитудой 250 м
(рис. 3). По нижним отражающим горизонтам
отмечается смещение свода на северо-восток.
Промышленные притоки газа, конденсата и
нефти получены при опробовании песчаников
пашийского горизонта, яснополянского над-
горизонта и казанского яруса верхней перми,
однако залежи в этих отложениях небольшие.
Основные запасы газа связаны с песчаниками
старооскольского горизонта живетского яру-
са. Покрышкой служат глины кыновского,
саргаевского и частично пашийского горизон-
тов. Залежь газоконденсатная, пластовая
сводовая, с размерами 8,9x3,6 км и высотой
306 м. Плотность конденсата 0,746 г/см3.
Печорокожвннское нефтегазоконденсатное
месторождение расположено в 8 км северо-
западнее г. Печора. Месторождение приуро-
чено к одноименной антиклинальной складке
почти широтного простирания, осложняющей
северо-восточный склон Печорогородского
24
вала (см. рис. 3). Структура асимметричного'
строения, с более крутым северо-восточным
крылом (угол падения 6—15°) и пологим
юго-западным (3—6°). Размеры ее в пределах
замкнутой изогипсы —3500 м, проведенной
по кровле газонасыщенных песчаников живет-
ского яруса, 6,2x6,0 км, амплитуда 150 м.
Промышленная газоносность установлена
в отложениях казанского яруса верхней
перми и живетского яруса среднего девона.
Залежь в последних отложениях газоконден-
сатная с нефтяной оторочкой. Залежь пласто-
вая сводовая. Продуктивные отложения пред-
ставлены чередованием песчаников, алевро-
литов и глин. Тип коллектора — поровый.
Общая мощность горизонта 254—343 м.
Размеры залежи 4,9x3,2 км, высота 334 м.
Коэффициент газонасыщенности 0,9. Плот-
ность стабильного конденсата 0,742 г/см3.
Курьииское газовое месторождение рас-
положено в 200 км к югу от Вуктыльского.
РИС. 4. Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение (по данным КФ ВНИИгаз):
а — структурная карта по кровле сакмарских 1 —изогипсы в м; 2 —северный контур рас-
отложений; б — геологический разрез. пространения коллекторов; 3 — нефть; 4 —
газоконденсат; 5 — вода
Приурочено к узкой антиклинальной складке
размерами по подошве кунгурского яруса
38,5x3,5 км и амплитудой 550 м. Газонос-
ность установлена в отложениях нижней
перми и карбона. Продуктивный разрез
представлен семью пачками относительно
плотных терригенно-карбонатных пород об-
щей мощностью до 500 м, коллекторские
свойства которых ухудшаются с глубиной.
.Дебиты газа при испытании 2—165,7 тыс.
м3/сут.
Рассохинское газовое месторождение при-
урочено к узкой антиклинальной складке,
кулисообразно примыкающей к северо-запад-
ному окончанию Курьинского поднятия.
Размеры складки 24x2,5 км, амплитуда
275 м. Газоносность установлена в карбонат-
шо-терригенных отложениях нижней перми
и в карбонатных породах карбона. Дебиты
газа при испытании 47,5—980 тыс. м3/сут.
Пачгинское газовое месторождение распо-
ложено в 10 км северо-восточнее Курьинского.
Газоносны нижнепермские и каменноуголь-
ные отложения. При испытании интервала
1398—1450 м из терригенно-карбонатных
пород нижней перми получен приток газа
с дебитом 20 тыс. м3/сут, после проведения
солянокислотной обработки дебит газа увели-
чился до 150 тыс. м3/сут. Запасы газа место-
рождения незначительны.
Интинское газоконденсатное месторожде-
ние находится в 20 км к юго-западу от г. Инта.
В тектоническом отношении оно приурочено
к юго-восточному борту южного замыкания
Косью-Роговской впадины. Месторождение
разбито на четыре блока: Усть-Кожимский
25
РИС. 5. Василковское газоконденсатное место-
рождение. Структурная карта по кровле прони-
цаемых карбонатов нижней перми (по данным
АТГУ).
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности.
РИС. 6. Ванейвисское нефтегазоконденсатное
месторождение. Структурная карта по кровле
карбонатных отложений нижней перми — кар-
бона (по данным АТГУ).
/ — изогипсы в м; контуры: 2 — газоносности».
3 — нефтеносности
Косьинский, Чернореченский и Интинский,
каждый из которых, кроме Косьинского,
имеет газовые залежи с самостоятельными
газоводяными контактами.
Хыльчуюское газовое месторождение, рас-
положенное в 120 км к северо-востоку от
г. Нарьян-Мар, приурочено к северному окон-
чанию Колвинского мегавала. В структурном
отношении представляет собой антиклиналь-
ную складку с размерами 23 х 10 км и ампли-
тудой 160 м. На месторождении установлена
газоносность пермо-триаса и нижней перми —
карбона. Содержание сероводорода в газе
0,23 %. Месторождение находится в раз-
ведке.
Западно-Соплесское газоконденсатное ме-
сторождение расположено в 200 км северо-
восточнее г. Ухта, в южной части Печоро-
Кожвинского мегавала. По кровле нижне-
франских отложений размеры структуры
11X6 км, амплитуда 600 м. Западное крыло
осложнено региональным нарушением. На
месторождении установлена газоносность от-
ложений верхнего и среднего девона.
Лаявожское нефтегазоконденсатное ме-
сторождение находится в 80 км к востоку от
г. Нарьян-Мар и приурочено к структуре,
осложняющей центральную часть Денисов-
ской впадины. Размеры Лаявожского подня-
тия по кровле сакмарских известняков
26
54x18 км, амплитуда 250 м (рис. 4). Оно-
прослеживается по всем горизонтам осадоч-
ного чехла до среднего девона включительно.
В нижнем девоне и в более глубоких горизон-
тах ему соответствует впадина, разделяющая
крупные выступы фундамента.
На месторождении газоносны базальные
песчаники нижнего триаса, карбонатные по-
роды верхнего карбона — нижней перми и
сакмарского яруса нижней перми. Резер-
вуарами нижнепермских отложений являются
биоморфные и детритусовые известняки, по-
ристость которых достигает 20,3%, прони-
цаемость 6,4 мкм2. Выделяются две резер-
вуарные толщи: нижняя — верхний карбон —
низы ассельского яруса и верхняя — сакмар-
ский ярус. Нижняя имеет максимальную-
мощность в контуре газонефтеносности 80 м-
и содержит 8—10 высокопористых и прони-
цаемых прослоев, верхняя характеризуется
значительной литологической неоднород-
ностью. Общая мощность последней дости-
гает максимальных значений 65—75 м на юге-
и юго-западе. В этом же направлении увели-
чиваются и количество высокопористых про-
слоев — до 9 и их общая эффективная мощ-
ность — до 22 м. Залежь верхней и нижней
резервуарных толщ представляется единой,,
сводово-массивной, с нефтяной оторочкой
высотой 20—25 м в нижней толще.
Василковское газоконденсатное месторож-
дение, расположенное в 60 км северо-восточ-
нее г. Нарьян-Мар в пределах Денисовской
впадины, приурочено к вытянутой в северо-
западном направлении брахиантиклинальной
складке с размерами 19x6 км и амплитудой
150 м (рис. 5). В разрезе месторождения
выявлены восемь газоконденсатных залежей,
приуроченных к терригенным отложениям
нижнего триаса, татарского, казанского,
уфимского и кунгурского ярусов нижней
перми, а также к карбонатным отложениям
нижней перми — карбона. Основные запасы
газа приурочены к известнякам нижней
перми — карбона. В них заключена массив-
ная залежь размерами 16x6 км, высотой
162 м. Конденсат состоит в основном из
метановых и нафтеновых углеводородов.
Ванейвисское нефтегазоконденсатное ме-
сторождение находится в 50 км северо-восточ-
нее г. Нарьян-Мар. В тектоническом отноше-
нии оно приурочено к северной части Шап-
кино-Юрьяхинского вала, структура его пред-
ставляет собой брахиантиклинальную складку
с размерами 22,5х(4,54-5) км и амплитудой
250 м (рис. 6). Угол падения восточного крыла
3—5° и до 18° западного. Продуктивная за-
лежь выявлена в карбонатных отложениях
средне-верхнекаменноугольного возраста.
Залежь массивная, газоконденсатная с нефтя-
ной оторочкой (подушкой). Размеры залежи
22х(54- 6) км, этаж газоносности 252 м,
высота нефтяной оторочки 15 м. Коллекторы
представлены биоморфными и биоморфно-
детритовыми известняками. Плотность кон-
денсата 0,76, содержание серы в нем 0,38 %
по весу. По групповому составу — метано-
нафтеновый. Месторождение подготовлено
к разработке.
Кумжинское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в 80 км северо-восточнее
г. Нарьян-Мар и приурочено к северной части
Шапкино-Юрьяхинского вала. Структура его
представляет собой узкую антиклинальную
складку размерами 24х(3~=" 4,5) км и ампли-
тудой 100—150 м (рис. 7). В пределах складки
выделяются два локальных поднятия: север-
РИС. 7. Кумжинское газоконденсатное место-
рождение. Структурная карта по кровле прони-
цаемых карбонатов верхнего карбона (по дан-
ным АТГУ).
/ —изогипсы в м; 2 —контур газоносности
ное и южное. На месторождении установлена
газоносность отложений нижнего триаса,
нижней перми, среднего — верхнего карбона.
С последними связаны основные запасы газа.
Месторождение находится в разведке.
ГЛАВА 4
УРАЛО-ПОВОЛЖЬЕ
На территории Урало-Поволжья содержатся
значительные запасы природного газа. В со-
став рассматриваемой нефтегазоносной тер-
ритории входят Удмуртская АССР, Башкир-
ская АССР и Татарская АССР, Пермская,
Свердловская, Оренбургская, Куйбышев-
ская, Саратовская и Волгоградская области.
В центральной части Урало-Поволжья
расположены нефтяные месторождения. Газо-
вые месторождения приурочены в основном
к южной и восточной окраинам этой террито-
рии — к зоне обрамления Прикаспийской
впадины и к Предуральскому прогибу.
В У рало-Поволжье открыто 190 месторожде-
ний природного газа, из них 83 газовых и
газоконденсатных и 107 нефтегазовых и
нефтегазоконденсатных. Большинство из них
характеризуется сравнительно небольшими
запасами газа, наиболее значительные Орен-
бургское, Коробковское и Степновское место-
рождения.
В геологическом строении Урало-Поволжья
выделяют три структурных этажа: фундамент,
сложенный докембрийскими образованиями;
промежуточный этаж, представленный пре-
имущественно терригенными породами,
в большинстве районов выделенными в так
называемую бавлинскую толщу и имеющими
возраст от верхнего протерозоя до нижнего
девона; платформенный чехол, залегающий
на фундаменте или перекрывающий толщи
промежуточного структурного этажа. Разрез
27
осадочных образований платформенного
чехла, с которыми связаны газовые место-
рождения, представлен отложениями девон-
ской, каменноугольной и пермской систем,
на отдельных участках развиты мезозойские
образования.
Нижняя и средняя части верхнего девона
выполнены терригенными породами, а верх-
няя (средняя и верхняя часть франского и
фаменского ярусов) — карбонатными.
Нижний отдел каменноугольной системы
сложен преимущественно карбонатными по-
родами. В визейском ярусе значительную
роль на отдельных участках региона играют
терригенные породы.
Башкирские отложения почти повсеместно
представлены известняками и доломитами.
На отдельных участках рассматриваемой
территории в состав пород этого яруса входят
песчаники, алевролиты и глины. В москов-
ском ярусе выделяют Верейский, каширский,
подольский и мячковский горизонты. Верей-
ский и каширский сложены в основном терри-
генными породами, а вышележащие подоль-
ский и мячковский — карбонатными. Верх-
ний отдел каменноугольной системы состав-
ляют карбонатные породы гжельского и
оренбургского ярусов, местами с включе-
ниями гипсов и ангидритов.
Ассельские, сакмарские, артинские и кун-
гурские отложения нижней перми представ-
лены известняками, доломитами, мергелями,
а также сульфатно-карбонатными образова-
ниями. На отдельных участках рассматривае-
мой территории появляются песчаники и
алевролиты. Уфимские, казанские и татар-
ские отложения верхней перми сложены
преимущественно терригенными образова-
ниями.
Мезозойско-кайнозойские отложения со-
стоят в основном из песчано-глинистых пород
и мергелей.
В современном структурном плане Урало-
Поволжья выделяются крупные сводовые
поднятия и разделяющие их впадины.' Токмов-
ский свод в состав рассматриваемой террито-
рии входит восточным крылом. Он представ-
ляет собой обширное пологое поднятие протя-
женностью 400—500 км, вытянутое в северо-
западном направлении. Жигулевско-Пуга-
чевский свод охватывает территорию Самар-
ской Луки и примыкающие районы. На севере
он ограничен крупным дизъюнктивным нару-
шением амплитудой 700—800 м. Свод имеет
сложное строение. В его пределах выделяется
значительное число валов и отдельных под-
нятий, с которыми связаны нефтяные и нефте-
газовые месторождения. Татарский свод (с
размерами 200x400 км) расположен в нижнем
течении рек Вятка и Кама. Поверхность
фундамента приподнята над прилегающей
впадиной на 1300—1500 м. Свод осложнен
рядом тектонических зон, а также локальными
поднятиями. В его пределах выделяются
северная и южная вершины. В платформен-
ном чехле Татарского свода открыто большое
число нефтяных залежей в отложениях девона
и карбона. Размеры Пермско-Башкирского
свода 120x400 км. Породы фундамента в его
28
пределах не вскрыты. На западе свод ограни-
чивается Предуральским прогибом, а на
востоке отделяется от Татарского свода
Бирской седловиной. Пермско-Башкирский
свод — одна из основных зон нефтегазонакоп-
ления Урало-Поволжья.
На крайнем юго-западе рассматриваемой
территории выделяется восточный склон Во
ронежской антеклизы, осложненной рядом
структурных элементов (Доно-Медведицкий
вал, Терсинская и Чирская впадины), в пре-
делах которых выявлено значительное число-
локальных поднятий, с приуроченными к ним
месторождениями нефти и газа.
Положительные структуры, перечисленные
выше, разделяются или осложняются впади-
нами и прогибами: Верхнекамской, Меле-
кесско-Радаевской, Рязано-Саратовской,
Латрыкско-Карамышской и Марксовской впа-
динами, Предуральским предгорным проги-
бом и Камско-Кинельской внутриплатфор-
менной впадиной.
Промышленная нефтегазоносность Урало-
Поволжья связана с девонскими, каменно-
угольными, пермскими, триасовыми и юрски-
ми отложениями, в которых установлено,
шесть нефтегазоносных комплексов в терри-
генных коллекторах и пять — в карбонат-
ных.
Терригенный комплекс среднего и нижней
части верхнего девона нефтегазоносен в Сара-
товской и Волгоградской областях. Коллек-
торами газа на Степновском, Восточно-Сус-
ловском и других месторождениях являются
песчаники и алевролиты с высокими коллек-
торскими свойствами: пористостью до 20—
25 %, проницаемостью до 5 мкм2.
Карбонатный комплекс верхнего девона'
содержит газовые и газоконденсатные залежи
в задонско-елецких, евлановско-ливенских и
воронежских отложениях на ряде месторож-
дений Волгоградской области в пределах
Доно-Медведицкого вала. Запасы газа ком-
плекса незначительны. Небольшими запасами
характеризуются также залежи газа, связан-
ные с карбонатными отложениями нижнего»
карбона.
Терригенный комплекс нижнего карбона-
представлен в основном мелкозернистыми
песчаниками пористостью до 20 %. Газовые и
газоконденсатные залежи характеризуются
высокими дебитами.
Нижне- и среднекаменноугольный карбо-
натный комплекс охватывает окско-серпу-
ховские, намюрские и башкирские отложения,,
представлен известняками с прослоями доло-
митов; газоносен в Предуральском прогибе и-
районах обрамления Прикаспийской впадины.
Коллекторы порового и трещинного типов
характеризуются резко меняющейся пори-
стостью и проницаемостью, дебиты газа-
колеблются от 2 тыс. до 300 тыс. м3/сут.
Наиболее крупные месторождения в этом-
комплексе Коробковское, Саратовское, Иси-
мовское и др. В газе отдельных месторожде-
ний содержится сероводород, причем макси-
мальное содержание его отмечается на Сара-
товском и Исимовском месторождениях —
соответственно 5,3 и 6,4 %.
Терригенный комплекс среднего карбона
включает отложения верхнебашкирского
подъяруса и Верейского горизонта, представ-
ленные мелкозернистыми песчаниками и алев-
ролитами. Пористость коллекторов 7—20 %,
проницаемость от 0,0002 до 0,2 мкм2 и более.
В составе комплекса выделено до 15 отдель-
ных песчаных пластов мощностью 1—
14 м.
Газоносный комплекс верхнего карбона —
нижней перми содержит основные запасы
газа Урало-Поволжья и представлен порово-
трещинными и поровыми известняками и
доломитами. С этим комплексом связано
Оренбургское газоконденсатное месторожде-
ние. Покрышкой комплекса служит соленос-
ная толща гипсов и ангидритов кунгурского
яруса мощностью 200—700 м и более.
Верхнепермский карбонатный комплекс —
казанские отложения — составлен доломи-
тами и известняками с редкими прослоями
гипса и ангидрита. Залежи газа небольших
размеров выявлены в зоне обрамления При-
каспийской впадины — в Оренбургской и
Волгоградской областях.
Верхнепермско-нижнетриасовые терриген-
ные отложения газоносны в зоне обрамления
Прикаспийской впадины. Газовые залежи
приурочены к прослоям песчаников в красно-
цветной глинисто-песчаной толще. Пори-
стость коллекторов до 17 %, проницаемость
изменяется от 0,0016 до 0,350 мкм2. Юрский
терригенный комплекс газоносен на Короб-
ковском месторождении, а также в Прикас-
пийской впадине на Таловском, Спортивном
и Старшиновском месторождениях.
ПЕРМСКАЯ
И СВЕРДЛОВСКАЯ ОБЛАСТИ
Пермская область — один из важных нефте-
носных районов Урало-Поволжья. В послед-
ние годы здесь выявлены значительные за-
пасы газа, большая часть которых приурочена
к газовым шапкам нефтяных месторождений.
По состоянию на 1/1 1980 г. в области открыто
и разведано 18 газовых и нефтегазовых место-
рождений с запасами газа по категории
В + С] 58,4 млрд, м3, из которых 31,9 млрд, м3
сосредоточено в газовых шапках.
Газоносность Свердловской области уста-
новлена сравнительно недавно — в 1969 г.
В настоящее время здесь выявлены два газо-
вых месторождения с запасами газа по кате-
гориям В + С! 21,5 млрд. м3.
Геологический разрез рассматриваемой
территории представлен породами бавлин-
ской серии, девона, карбона и перми. Мезо-
зойские отложения характеризуются неболь-
шой мощностью и ограниченным распростра-
нением. Отчетливо выделяются три крупных
тектонических элемента: .окраина Русской
платформы, складчатый Урал и располо-
женный между ними Предуральский про-
гиб.
Окраинная часть Русской платформы отли-
чается сравнительно неглубоким залеганием
кристаллических пород. Мощность осадоч-
ного чехла на большей части территории
менее 3 км. В сторону Предуральского про-
гиба фундамент резко погружается. По анало-
гии с Башкирией восточная граница платфор-
менного склона проводится по рифовой зоне
в нижнепермских отложениях. В платформен-
ной части выделяются Пермский свод, Верхне-
камская впадина и северное погружение
Башкирского свода.
Пермский свод на востоке погружается
в Предуральский прогиб, на западе —
в Верхнекамскую впадину и на севере —
в Камскую моноклиналь, от Башкирского
свода отделен Шалымо-Сылвенским прогибом.
Фундамент в центральной части Пермского
свода вскрывается на глубине 2850—3000 м.
Свод осложнен Полазненско-Краснокамским,
Каменноложским, Лобановским и Осинским
валами, которые выражены системами локаль-
ных поднятий преимущественно северо-во-
сточного и субмеридионального простираний.
Верхнекамская впадина располагается
между Пермским сводом и северной вершиной:
Татарского свода. По маркирующим гори-
зонтам девона она представляет собой круп-
ный прогиб северо-северо-восточного прости-
рания. По отложениям карбона и перми этот
прогцб выполаживается, границы его стано-
вятся расплывчатыми. Наиболее погружен-
ная часть впадины по географическим данным
устанавливается в районе г. Осы. В пределах
впадины выделяются Кочевский, Кудымкар-
ский, Воскресенский и Верещагинский
валы. ,
Северный склон Башкирского свода ослож-
нен Батырбайским рифогенным выступом и
системой субмеридиональных валов: Мазу-
нинского, Веслянского, Чернушинского, До-
роховского и Дубовогорского. К этим валам!
приурочены многопластовые газонефтяные
месторождения, причем газ обычно содер-
жится в газовых шапках.
Предуральский прогиб в пределах Перм-
ской и Свердловской областей представлен
двумя впадинами: Юрюзано-Сылвенской и
Соликамской. Впадины протягиваются на
600 км от Полюдова Камня на севере до-
Каратау на юге, разделяясь Косьвинско-
Чусовской седловиной. Поверхность кристал-
лического фундамента в прогибе погружается
к востоку до 6—7 км. Впадины выполнены
отложениями бавлинской серии, девона, кар-
бона и перми, причем мощность терригенных
и галогенно-карбонатных пород пермского
возраста более 2000 м. Западная граница
прогиба совпадает с зоной рифов, восточнее
которых происходит резкое погружение фун-
дамента и отмечается увеличение мощности
пермских отложений.
В Юрюзано-Сылвенской впадине выделя-
ется ряд крупных валов меридионального
направления: Березовский, Тулумбасовский,
Шамарский, а также Артинская антиклиналь-
ная зона. Месторождения, связанные с ло-
кальными структурами этих валов, преиму-
щественно газовые и газоконденсатные.
Газовые и нефтегазовые месторождения
выявлены в южной части Пермской области,
в локальных структурах северного склона
Башкирского свода и в Предуральском про-
29'
Таблица 8
Характеристика газов месторождений Пермской и Свердловской областей
Месторождение Продуктивн ый горизонт Плотность газа Состав газа % по объему
сн4 Cj нв са на X о СвН12 + + высшие со2 H2S n2
Батырбайское Подольский, 0,760 59,6 9,2 4,3 1,8 1,6 0,273 23,5
Пд Каширский, К 0,780 56,85 7,1 2,5 0,7 0,25 0,15 32,5
Верейский, В4 0,770 57,7 8,9 2,2 0,7 0,1 0,2 — 30,2
В3+ В4 0,739 64,0 8,2 2,5 0,7 0,4 1,4 — 22,9
Брусянское Яснополянский 0,705 78,8 9,1 3,6 1,5 0,7 — — 5,7
Ветосское Турнейский 0,675 80,4 8,6 2,6 1,0 0,3 0,4 0,008 6,7
Елкинское Башкирский 0,701 74,71 10,0 3,7 0,4 0,2 0,3 — 10,7
Ергачинское 0,738 65,8 7,0 2,6 1,1 0,3 0,48 0,22 22,5
Кокуйское Верейский, 0,718 73,5 8,8 2,5 0,9 0,3 0,7 0,2 13,2
в3+ в4 Башкирский 0,708 74,1 8,2 3,0 1,2 0,6 0,4 0,2 12 4
Яснополянский 0,729 72,5 7,5 3,4 1,3 0,5 1,4 —. 13,5
Комарихинское В 0,717 73,2 11,0 3,9 0,3 0,1 2,3 8,7
Кордонское Нижнеперм- 0,694 78,6 6,7 2,9 1,0 0,3 0,5 — 10,1
Красноярске- ский Каширско-Ве- 0,873 34,3 5,8 2,3 0,85 0,9 0,2 55,8
Куединское рейский, KBj Верейский, 0,862 33,2 5,5 2,2 0,7 0,9 1,97 55,5
Кыласовское в3+ в4 Башкирский 0,705 73,3 7,8 2,7 1,1 0,4 0,065 0,5 14,3
Яснополянский 0,808 71,6 7,5 4,1 4,5 2,9 0,1 1,4 8,2
Лазуковское В 0,811 63,3 9,0 3,3 2,2 1,9 1,3 — 18,0
Ожгинское в 0,693 79,8 6,9 2,6 0,8 0,9 1,56 0,14 7,4
Павловское Подольский 0,782 54,9 9,7 3,2 1,0 0,4 — 0,6 30,4
Каширско-Ве- 0,777 53,8 7,1 1,9 0,7 0,4 — 0,5 35,8
рейский, КВ4 Верейский, 0,709 70,7 7,2 2,8 0,8 0,3 0,4 18,3
•Сосновское в3 + В4 Верейский, 0,677 75,7 7,0 2,3 0,3 0,2 0,3 14,2
в3 + В4 Башкирский 0,801 46,9 11,3 3,7 1,0 0,5 0,4 33,5
Цепельское » 0,734 73,9 10,3 4,5 1,7 1,0 0,1 — 8,6
Турнейский 0,703 78,5 11,8 3,8 1,6 1,0 0,1 — 3,2
Ярино-Камен- Башкирский, 1,049 34,2 23,8 14,9 7,2 2,6 0,71 0,29 16,37
ноложское VI Яснополян- 1,060 34,1 22,3 16,3 7,4 3,2 0,8 16,0
Бухаровское ский, Бб4 + + Бб2 + Бб3 Мячковский 0,622 87,9 3,9 0,7 0,5 0,2 0,2 0,1 6,5
Башкирский 0,641 85,2 7,9 1,7 0,3 0,1 0,25 0,15 4,4
30
Продолжение табл. 8
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
сн4 с,н. С.Н, £ и с#н18 + 4- высшие со, H.S N,
Кедровское Нижнеперм- ский 0,589 94,5 1,0 0,7 0,3 о,1 0,5 — 2,9
Среднекаменно- угольный 0,617 88,89 2,0 0,2 — — 3,1 4,56 1,2
Яснополянский 0,623 90,8 1.5 — — — 5,6 — 1,9
гибе (рис. 8). Нефтегазоносны отложения
яснополянского подъяруса нижнего карбона,
башкирского и еврейского ярусов среднего
карбона. В Предуральском прогибе газоносны
средне-верхнекаменноугольные и нижне-
пермские отложения (табл. 8, 9).
Природные газы. Пермской области меня-
ются по составу с запада на восток от азотно-
углеводородных (азота до 32 %) до углеводо-
родных (азота 5—6 %). Газы малосернистые
с содержанием сероводорода 0,0002—0,3 %.
Бухаровское газовое месторождение, рас-
положенное в Свердловской области, в 30 км
юго-восточнее г. Кунгур, открыто в 1969 г.
Оно приурочено к брахиантиклинали северо-
северо-восточного простирания с размерами
по верхнекарбоновым отложениям 14x2,5 км
и амплитудой до 200 м. Углы наклона крыльев
достигают 10—12°. Восточное крыло не-
сколько круче западного. Продуктивны отло-
жения мячковского горизонта и башкирского
яруса среднего карбона. Карбонатные отло-
жения мячковского горизонта характеризу-
ются низкими коллекторскими свойствами.
При испытании интервала 2202—2265 м
получен фонтан газа дебитом 279,5 тыс. м3/сут
через 13-мм штуцер. Газ содержит 0,12 %
сероводорода. Отложения башкирского яруса
залегают на глубине 2830 м. Содержание
сероводорода в газе этих отложений 0,15 %.
Оценка запасов газа Бухарского месторожде-
ния на 1/1 1980 г. составила по категории Ст
8 219 млн. и по категории С2 6 587 млн. м3.
Кедровское газовое месторождение, также
расположенное в Свердловской области,
в 100 км северо-восточнее г. Красноуфимск,
открыто в 1970 г. Оно приурочено к централь-
ной части Шамарского вала, структура его
представляет собой антиклинальную складку
северо-западного простирания с размерами
23x3 км и амплитудой 150—200 м. Газоносны
нижнепермские и каменноугольные отложе-
ния. При опробовании испытателем пластов
терригенных отложений нижней перми из
интервала 2140—2216 м получен приток газа
дебитом 150 тыс. м3/сут через 15-мм штуцер.
В кавернозных и трещиноватых известня-
ках башки рско-намюрско-окско-серпуховской
толщи на глубине 2745—2785 м установлена
залежь газа массивного типа с размерами
РИС. 3. Обзорная карта нефтегазоносности
Пермской и Свердловской областей (по данным
объединения Лермнефть).
Границы: a — крупных тектонических элемен-
тов восточного края платформы (ПС — Перм-
ского свода, БС — Башкирского свода), б —
Предуральского прогиба и находящихся в его
пределах Соликамской (СВ), Юрюзано-Сылвен-
ской (ЮСВ) впадин и Косьвинско-Чусовской сед-
ловины (КЧС); в —контуры валов, полувалов,
антиклиналей, выступов; месторождения: г ~—
газовые и газоконденсатные, д — газонефтяные.
Валы, выступы: I — Полазненско-Краснокям-
ский, // — Каменноложский, 111 — Лобанов,
ский, IV — Батырбайский; V — Куедннекий:
VI — Дубовогорский, VII — Чернухинский.
VIII —Дорохорский. IX —Мазунинский, X -
Веслянскпй, XI -- Березовский, XII — Тулум-
басовский, XIII — Красноуфимский, XIV —
Шамарский, XV — Кордовский, XVI — Артнн-
ская антиклиналь.
Месторождения: 1 — Бухаровское; 2 — Ксдров-
ское,- 3 — Кордовское1 4 — Брусянскос,' 5 —
Комарихипскос-, 6 — Елкипскос; 7 — Ожгипскос:
8 — Кыласовское; 9 — Ергачинское; 10 — Луж-
ковское; // — Кокуйское; 12 — Лазуковское;
13 — Сосновское; 14 — Павловское; 15 — Кус-
ди некое*, 16 — Бгчтырбайское; 77.,— Ярино
Камекноложское; 18 — Ветоссксе
31
Характеристика месторождений природного газа Пермской области
Месторожден ие । Год откры- тия Залежь Продуктивный горизонт Глубина за- легания, м Коллектор Харак
Эффективная мощность, м
Батырбайское 1960 г Подольский, Пд 940 Известняк 14,8—38,0
ГН Каширский, К 1040 » 0,6—3,4
ГН Верейский, В4 1050 в 1,7
ГН в3+ В4 1070 » 1,2—5,2
Н Башкирский 1135 в 3,0
н Яснополянский 1480 Песчаник 1,0—12
н Турнейский 1450 Известняк —
Брусянское 1966 г Яснополянский 2032 Песчаник 4,5
Ветосское 1971 г Турнейский 1710 Известняк 9,2
Ергачинское 1965 ГН Башкирский 1320 В 24,0—10,6
н Яснополянский 1540 Песчаник 19—37
Елкинское 1964 г Башкирский 1385 Известняк 1,4—2,7
Красноярске-Куедин- 1960 ГН Каширо-Верейский, 930 В 6,0
ское ГН кв4 Верейский, В3 + В4 975 » 0,1—4,9
Кыласовское 1961 Н Верейский 1300 в 8,0
ГН Башкирский 1360 в 0,5-5
ГН Яснополянский 1620 Песчаник
Кокуйское 1958 ГН Верейский, В3 + В4 1240 Известняк 4,5
ГН Серпуховский 1270 В 1,6
ГН Яснополянский, Тл1в 1475 Песчаник —
ГН Тд2-а 1540 » 0,6—1,8
ГН Тл2-б 1550 в 0,2—4,4
ГН Бб 1585 в 3,3
Н Малиновский 1635 Известняк —
Н Турнейский 1665 В —
Комарихинское 1968 гкн Яснополянский 1910 Песчаник 5,1
Кордонское 1965 гк Нижнепермский 1710 Известняк 17,0
Цепельское 1973 гкн Башкирско-намюрский 1700 В 4—13,8
гкн Т урнейский—фаменский 2030 в 7,8—15,6
Алтыновское 1978 ГН Бобриковский 1780 Песчаник 4,3
Атерское 1978 ГН Верейский 935 Известняк 3,4
Ожгинское 1963 Н » 1300 В 6,0
ГН Башкирский 1340 в 12,5
ГН Яснополянский 1640 Песчаник 7,28
Сосновское 1968 г Верейский, В3 + В4 1270 В 2,6—5,0
г Башкирский 1300 Известняк 1,0—3,8
Н Яснополянский 1600 Песчаник —
Лазуковское 1967 ГН В 1750 В 3—11,8
.32
Таблица 9
теристика коллектора Начальные ГВК. ГНК. ВНК, м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/м® Начальный дебит газа, тыс. м’/сут (диаметр штуцера, мм) Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Пористость, % Проницае- мость, Ю“15 м2 А+В+С,
11 4.2 —760 9,2 25,4 17 813 9 306 1957 1957
13,5 24—32 —820 10,0 24 — 33 4 182 —
15,5 25,7 —820 10,0 24 — 32,4 800 —
13 20—64 —850 10,4 24 — 100 (8) 3 525 .
1,9—23,1 35 —928 10,6 22 — — — —
15 100 — 14,1 39 — — — —
13 — — — — — — —
8—12 0,1—0,4 —1859,5 20,6 — — 102 2 894 —
10 — —1516 16,7 — — 47 (9,7) 538 374
10,6 24,8 —1121 13,8 21 — 205 (22) 152 —
— —1436 15,0 26 — — — —
9,5 34—56 — 15,3 — — 19,6 (5) 700 —
14,1 6,3 —770 9,5 23 — 3,8 (6) — 288
14,9 12,5 —805 9,6 23 — 17,7 (5) 58 —
12 —1140 12,8 19,5 1 840 494
9,5 14,4 —1173 17 0 26 — 9,6—83,2 830 494
2—10 10,6 —1439 17,0 26 — 1150—240 1 010 —
14,9 91,2 —1066 12,3 34 44,9 (6,3) 20 185 10 326 3596 2528
16 —1075 8,9 — 23 — 66 —
—1370 — — 23 — — 366
15 —1370 16,4 24 23 6,5—15,1 (3) — 685
15 69,8 —1370 16,4 24 23 — 344 —
16,5 283 —1370 16,4 27,5 23 27—15 (3) 438 —
—— —— — — — — — — —
2,0—8,9 0,1—0,3 —1892 20,3 — —— 118,8 (10) 2 316 —
10 — —1436 17,3 — 100 — 536 —
10 —1586 15,8 68 (6,2) 1 962 878 —
10 — —1936 19,2 — — 22,2 (6,6) 1 084
16,5 283 — 16,4 27,5 — 281 (17) 243 156
14,5 29—127 —758 10,0 21 — 32 (8) — —
25 —1155 1 793 761
9,1 —1190 13,9 — — 100 — 761
7,3 144 —1481 17,0 26 — 100 (10) 1 793 —
12,6 1,4 —1043,5 11,9 91 (10,9) 696 500 —
12,5 0,1 —1070 13,1 — — 65 (10) 196 —
11,6 0,2 —1498 16,3 28 — — — —
2 Зак. 192
33
Месторож ден и е Год откры- тия Залежь Продуктивный горизонт Глубина за- легания, м Коллектор Харак
Эффективная мощность, м
Павловское 1956
г Подольский 720 Известняк 4,5
г Каширо-верейский 995 » 1,2
ГН Верейский, Вэ+ В4 1000 » 3,4
н Башкирский 1020 » —
н Яснополянский 1385 Песчаник 0,7—17,5
н Турнейский 1465 Известняк 9—11
Ярино-Каменнолож- 1954
ское
ГН Башкирский + Намюр- 1450 » 0,6—38
ский, VI + VII
ГН Яснополянский, Бб! + 1750 Песчаник 4—32
+ Бба + Бб3
н Турнейский 1850 Известняк 15,5
22,5x3 км. Этаж газоносности 256 м. Коллек-
торы характеризуются эффективной мощ-
ностью 60,2 м, пористостью 2—3 %. ГВК
проводится на отметке —2606 м. Оценка
запасов газа Кедровского месторождения
на 1/1 1980 г. составила по категории Q
13 337 млн. м3 по категории С.2 25 098 млн. м3.
БАШКИРСКАЯ АССР
На территории Башкирской АССР газоносные
земли занимают резко подчиненное положе-
ние по отношению к нефтеносным. К настоя-
щему времени выявлены два газоносных райо-
на, один из которых находится на юге ГТред-
уральского предгорного прогиба (к югу от
г. Ишимбай), а второй — на северном склоне
Башкирского свода.
В геологическом строении южных районов
Предуральского прогиба принимают участие
девонские, каменноугольные, пермские и
мезозойско-кайнозойские отложения. Кри-
сталлический фундамент ни одной сква-
жиной не вскрыт. В настоящее время наи-
больший интерес в отношении газоноснос-
ти представляют отложения перми и кар-
бона.
Толща пермских отложений по литологи-
ческим и структурно-тектоническим особен-
ностям четко подразделяется на три резко
различных комплекса (сверху вниз): над-
солевой комплекс, включающий верхне-
пермские образования; кунгурский соле-
носный комплекс; подсолевой (докунгур-
ский) комплекс, представленный отложениями
ассельского, сакмарского и артинского яру-
сов.
Верхний комплекс сложен красноцветными
отложениями крайне невыдержанного со-
става. Породы смяты в складки преимуще-
' ственно меридионального простирания. Кун-
гурский соленосный комплекс сложен мощ-
ной толщей гидрохимических осадков — ка-
менной соли, гипса и ангидрита. Гидрохими-
34
ческие осадки кунгура часто прорывают
покров вышележащих красноцветов и выхо-
дят на поверхность. Залегающие ниже ассель-
ско-артинские породы характеризуются рез-
кой фациальной изменчивостью в широтном
направлении при относительной выдержан-
ности в меридиональном направлении. В во-
сточной части Предуральского прогиба они
представлены прибрежными песчано-глини-
стыми отложениями, которые к западу посте-
пенно сменяются более глубоководными гли-
нисто-карбонатными породами (центральная
часть депрессии). На западной окраине про-
гиба ассельско-артинские образования сло-
жены исключительно карбонатными фациями
с широким развитием рифогенных масси-
вов.
В комплексе структурных форм подсолевых
отложений Предуральского прогиба в на-
стоящее время выделяют три основных типа
структур: рифогенные массивы в западной
при бортовой части прогиба (ишимбаевскии
тип); линейно вытянутые антиклинальные
складки в центральной его части (кинзебула-
товский тип) и структуры восточного склона
прогиба.
Рифогенные массивы располагаются узкой
полосой (8—15 км), которая в настоящее
время прослежена в Башкирском и Оренбург-
ском Приуралье. .Массивы имеют вид отдель-
ных куполов, сложенных карбонатными поро-
дами ассельского, сакмарского и артинского
возраста, и перекрыты плащом кунгурских и
уфимских отложений. В соответствии с общим
погружением ассельско-артинского комплекса
к югу в этом же направлении увеличивается
глубина залегания рифов.
Восточнее рифовой полосы располагается
зона развития антиклинальных складок,
к которой относятся складки центральной
части (кинзебулатовский тип) и восточного
борта прогиба. В направлении с запада на
восток в строении складок принимают участие
все более древние отложения!: в центральной
части (Карлинско-Кинзебулатовская зона)
Продолжение табл. 9
герметика коллектора Начальные ГВК. ГНК. ВНК. м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/ма Начальный дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм) Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Пористость, % Проницае- мость, 10-« ма А+В+С, С,
11,5 12 14,5 33,4 29—127 —763 —785 —830 —1135 —1253 9,0 9,8 10,0 21 — 7,2-35,1 37—505 7,2—78 6 054 797 426 4 831 3296 2260 1036
7 1—11 452 54 14,7 14,9 24 25 — — 449 —
9,0—9,7 20—87 —1105 13,4 20 — 250 445 —
15,8 37 —1346 16,5 27 — — 4 —
3,8—15,4 1—125 — 1440 17,2 29 — — — —
Таблица 10
Характеристика газов месторождений Башкирской АССР
Состав газа, % по объему
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность га: 1 СН4 с2на с3н„ X и сбн12 + + высшие со2 H2S N,
Алегазовское Верхнекаменно- угольный 0,687 74,66 10,3 1,12 0,81 0,48 0,4 0,6 11,71
Верейский 0,744 66,66 8,82 2,47 0,94 0,39 3,04 0,47 17,21
Башкирский 0,701 75,06 4,33 0,95 0,52 0,72 1,6 — 17,36
Беркутовское Серпуховский 0,666 82,7 6,4 0,2 0,2 0,1 3,4 5,0 2,0
Введеновское Артинский 0,725 70,8 8,0 4,3 1,2 0,33 0,2 0,9 11,23
Ермолаевское » 0,811 66.58 12,21 7,50 3,87 0,75 1,8 — 7,28
Исимовское Нижнепермский каменноуголь- ный 0,666 82,4 2,3 0,8 0,3 — 2,8 6,0 5,4
Кумертауское Артинский 0,696 74,5 3,8 2,5 0,94 0,28 0,6 — 17,28
Кунакбаевское » 0,719 76,2 5,7 3,2 1,37 0,86 2,3 — 10,35
Кызылбаевское Верейский 0,689 75,3 6,7 1,7 0,8 0,3 0,6 — 14,68
Метелинское » 0,830 67,7 12,0 6,9 4,9 2,3 0,2 — 6,0
Башкирский 0,726 73,5 7,9 3,7 2,4 — 0,5 — 11,76
Моталинское Каширский 0,898 65,60 7,10 1,10 0,40 0,10 — . 25,86
Мурапталовское Артинский 0,763 66,5 9,5 4,4 1,4 0,4 2,4 — 15,4
Мусинское » 0,695 80,3 5,9 3,0 1,8 1,0 0,5 — 7,52
Новоказанчин- ское Верейский 0,775 51,7 4,2 1,4 0,5 0,2 — — 42,21
Подгорновское Среднекаменно- угольный 0,639 85,0 2,3 0,9 0,3 — 2,7 2,9 5,0
Прокопьевское Артинский 0,719 75,72 4,22 2,3 1,44 0,79 3,4 — 12,13
Саратовское Каширский 0,079 80,82 5,49 1,06 0,26 0,16 3,2 5,3 3,78
Северо-Зирган- ское Артинский 0,709 69,7 5,4 3,3 0,74 0,64 — — 19,16
Северо-Маячное » 0,701 76,7 7,0 3,2 1,2 0,3 1,6 — 10,0
Староказанков- ское » 0,766 59,5 7,3 4,5 1,5 0,47 0,3 — 26,36
Татышлинское Верейский 0,862 32,5 4,5 0,9 0,4 0,5 — — 61,37
Южно-Введе- новское Артинский 0,745 80,3 7,1 7,9 4,0 0,7 — — —
Южно-Кубия- зинское Верейский 0,721 67,5 9,4 2,8 1,0 0,4 —. — 19,07
2*
35
Характеристика месторождений природного газа Башкирской АССР
Месторожден и е Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характе ра
Эффек- тивная мощ- ность, м
Мусинское 1959 1961 гк Артинский + сакмар- 1500 100
ский
Северо-Маячное 1962 1963 гк То же 1825 52
Прокопьевское 1964 1966 г » 1804 167
Ермолаевское 1964 1964
г » 1840 55
ГН » 1880 —
Кунакбаевское 1960 1971 ГН » 1937 47,3
Кумертауское 1961 1961 ГН » 1850—2500 140
Староказанковское 1953 — ГН » 1250 907
Введеновское 1953 1954 ГН > 1200 0—52
Южно-Введеновское 1956 1956 ГН > 1200 33—200
Северо-Зирганское 1956 1956 ГН » 1050 65—70
Казлаирское 1963 1967 ГН » 1950 —
Мурапталовское 1969 1971 ГН > 2000 —
Татышлинское 1960 1969 ГН Верейский 950 3,0
Кызылбаевское 1965 — ГН » 1250 —
Метелинское 1967
ГН Верейский + башкир- 1224—1300 —
ский
н Башкирский 1250—1320 3—9,6
Апутовское 1972 — г » 2192—2247 2,3
Усть-Икинское 1973 —
ГН Верхнекаменноуголь- 110—130 —
ный
г Верейский 1570—1605 —
н Башкирский 1640—1730 —
Беркутовское 1967 — г Серпуховский 3940 94
Яныбаевское 1967 — г Верхнекаменноуголь- 1685—1898
ный
Муслюмовское 1975 —
г » 1418—1494 8
г Башкирский 1949—2005 —
Алегазовское 1971 —
нг Верхнекаменноуголь- 933—948 2
ный
ГН Верейский 1377—1392 —
ГН Башкирский 1430—1455 —
Подгорновское 1970 — ГН Среднекаменноугольный 2000 8,2
Саратовское 1965 — ГН Каширский 2300 41,9
Исимовское 1967 — гк Нижнепермский + ка- 3070 24,1
менноугольный
Новоказанчииское 1962 — г Верейский 940—955 —
Южно-Кубиязинское 1965 — г > 888—905 5,1—7,0
Мотал инское 1965 — г Каширский 835—850 4,5
36
Таблица II
ристика коллекто- — известняка Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Пори- стость, % Про- 1 ницае- мость, 10“1В, м2 А+В4-С, С,
5 — — 1420 16,8 29 — 2211 1 043 —
6 40 —1654 19,4 29 400—700 (5) 187 167 —
10 6 —1710 20,0 27 2,3 (8) 478 500 257 255 346
10 —1637 — 28 380 (15) 500 255 —
11,3 —1600 19,4 33 — — — 346
4,1 — —1642 18,6 26 70 (5) 23 7 —
6,7 52—688 —1535 18,2 26,9 100 (20) 3948 1 528 —
11 До 840 —(6004-1040) 12 21 — — 100 —
6,7 — -(7704-1010) 11,3 20 — — 339 —
7,0 0—390 -(8704-1080) 12,3 20 — — 71 —
3,6—8,6 0—210 —825 10,8 22 —- 24 58 —
—— — — — — — 29 103 —
— — — — — — 1805 1 733 —
13 67—130 —803 9,8 19 13(6) — 805 —
— — — — — — 25 352 2 666 —
— — — — — — 25 2 666 —
8,5 — 1017 — — 317 — — —
12 — — — — 46 (25) 7 3 357 1 013 1 149 603
— — — — — — — 632 603
3 381 —
— — — — — — — — ——
3,2 — —3710 42,6 — — — 11 693 14 593
— — — — — — — 507 1 492 282
979 —
— — — — — — — 513 216 211
15 — — — — — — 62 17
67 35
__ 87 159
4,3 — —1745 — 46 29,8 (8,3) — 919 5 629
5,8 — —2215 25,3 56 172 (10) — 23 742 —
4,3 — —2850 29,2 67 58 (5) — 8 300 6 049
— — — — 248 152
— — 730 — — 145 — 1 053 414
0,06 — —675 0,8 — 130 (19) — 125 126
37
РИС.9. Схема размещения месторождений Баш-
кирской АССР.
Месторождения: а — нефтяные; б — газонефтя-
ные; в — газовые и газоконденсатные.
Месторождения? 1 — Карташевское; 2 — Куга-
новСкое; 3 — Ишимбайское; 4 — Аллакаевское;
б — Столяровское; 6 — Северо-Знрганское; 7 —
Введеновское; 8 — Южно-Введеновское; 9 —
Тереклинское;, 10 — Грачевское; 11 — Старо-
казанковское; 12 — Озеркинское; 13 — Мусин-
ское; 14 — Канчуринское; 15 — Севере- Кумер-
тауское; 1,6 — Кумертауское; 17 — Ермрлаев-
ское; 18 — Северо-Маячное; 19— Кунакбаев-
ское;;' 20 — Казланрское; 21 — Прокопьевское;
22 — Якуповское; 23 — Совхозное (Оренбург-
ская область); 24 — Малышевское; 25 — Кар-
линское; 26 — Кннзебулатовское; 27 — Ромада-
новское; 28 — Воскресенское; 29 ~ Арсланов-
скоё; 30 — Волостановское; 31 — Саратовское;
32 — Исимовское; 33 — Беркутовское
38
они сложены'исключительно пермскими осад
ками, в восточной прибортовой части в ядрах
структур выходят каменноугольные отло-
жения.
Почти все рифовые массивы в южных
районах Предуральского прогиба оказались
нефтегазоносными, причем к северу от Ишим-
бая они содержат только нефтяные место-
рождения, а к югу — газонефтяные, газокон-
денсатные и нефтяные (рис. 9).С севера на юг,
по мере общего погружения прогиба, последо-
вательно увеличивается глубина расположе-
ния залежей.
Полоса месторождений природного газа
обнаружена в зоне антиклинальных складок
кинзебулатовского типа. Еще на раннем
этапе поисково-разведочных работ в Башки-
рии были открыты нефтяные месторождения
с газовыми шапками на Кинзебулатовскон,
Салнховской и Цветаевской антиклиналях.
Запасы газа в этих месторождениях были
небольшими. В 1965 г. здесь было от-
крыто первое газоконденсатное месторож-
дение — Саратовское, а в, 1967 г. — Иси-
мовское.
Небольшой газоносный район выявлен на
северном склоне Башкирского свода. Здесь
обнаружена система локальных поднятий,
вытянутых в меридиональном направлении и
условно объединенных в Кубиязинский вал.
Газоносность связана с карбонатными
породами среднего карбона. Все откры-
тые месторождения имеют небольшие раз-
меры.
Запасы газа в Башкирской АССР на начало
1980 г. по категориям А + В + С] составили
59,2 млрд. м3. В разработке находятся место-
рождения газа, связанные с рифовыми масси-
вами (табл. 10, 11).
Саратовское газоконденсатное месторожде-
ние находится в 18 км на юго-запад от
с. Мраково. В 1965 г. на плошади установлена
газоносность каменноугольных отложений.
Саратовское поднятие расположено в цен-
тральной части Предуральского предгорного
прогиба, в пределах полосы структур кинзе-
булатовского типа. По сейсмическим данным
поднятие имеет форму брахиантиклинали
субмеридионального простирания. По кровле
отложений верхнего карбона ее размеры
7,5x2,5 км, а амплитуда более 300 м
(рис. 10).
Газоносны пористо-кавернозные известняки
и доломиты каширского горизонта. Впервые
газ был получен в скв. 1 при опробовании
открытым Стволом интервала 2237—2388 м.
Залежь массивная. Вместе с газом отмечается
выделение конденсата, но его количественное
содержание и качественная характеристика
не изучены.
Исимовское газоконденсатное месторожде-
ние находится южнее Саратовского, в 55 км
от г. Кумертау. Оно контролируется анти-
клинальной складкой меридионального про-
стирания. Западное крыло складки осложнено
крупным надвигом. Газоносны карбонаты пер-
ми— карбона, вскрытые скв. 9 в интервале
3071—3104 м.
РИС. 10. Саратовское газоконденсатное место-
рождение (по данным треста Башюгнефтераз-
ведка):
а — структурная карта по подошве ннжне-
пермских отложений Саратовско-Исимовской зоны
поднятий; б — геологический разрез через
Саратовскую структуру.
1 — изогипсы в м; 2 — зоны дизъюнктивных на-
рушений по сейсмическому реперу Си 3 — дизъ-
юнктивные нарушения по данным бурения;
газоводяной контакт1. 4 — установленный, 5 —
предполагаемый; отложения: 6 — терригенные,
7 — соленосные, 8 — известняки, 9 — чередо-
вание известняков и доломитов; 10 — газовая
залежь
ОРЕНБУРГСКАЯ ОБЛАСТЬ
к>
Оренбургская область охватывает юго-восточ-
ную часть Русской платформы в зоне сочлене-
ния участка с приподнятым залеганием кри-
сталлического фундамента, южной ветви
Предуральского предгорного прогиба и При-
каспийской впадины. Месторождения при-
родного газа сосредоточены главным образом
в пределах первого структурного участка,
который занимает северо-западную часть
Оренбургской области; одно газоконденсат-
ное месторождение открыто в Предуральском
прогибе (Совхозное).
В геологическом строении приподнятого
участка платформы принимают участие архей-
ские, додевонские (бавлинские), девонские,
каменноугольные, пермские и в небольшом
объеме мезозойско-кайнозойские отложения.
Большую роль здесь играют пермские обра-
зования, которые распространены повсе-
местно и достигают большой мощности.
В структуре фундамента рассматриваемой
территории наиболее крупным элементом
является Оренбургский свод, отделенный от
Татарского свода Сергиевско-Абдулинской,
а от Жигулевско-Пугачевского свода — Бу-
зулукской впадинами. Относительно сосед-
них впадин свод приподнят на 2—3 км.
Структурный план платформенного чехла:
в пределах рассматриваемого участка значи-
тельно отличается от описанного выше,
поскольку Оренбургский свод и смежные
с ним Бузулукская и Серноводско-Абдулин-
ская впадины нивелируются осадками бавлин-
ской свиты, играющими роль промежуточного-
структурного этажа, и в структуре платфор-
менного чехла не выражены. Последний в виде
моноклинали погружается с севера на юг
в направлении Прикаспийской впадины. На
фоне общего моноклинального погружения
пород выделяются валообразные поднятия,
обычно асимметричного строения, в том числе
Туймазинско-Бавлинское, Большекинель-
ское, Самаркинское, Камелик-Чаганское, Сал-
мышское и др. Эти валы осложнены локаль-
ными поднятиями, представляющими собой
чаще всего асимметричные брахиантикли-
нальные и антиклинальные складки, к кото-
рым и приурочены месторождения нефти и
газа. Простирание большинства валов широт-
ное (или почти широтное), соответствующее
39
РИС. 11. Обзорная карта нефтегазоносности
Оренбургской области.
Месторождения: а — газовые, б — газонефтя-
ные; границы: в — области, г — нефтегазонос-
ных районов; д — бортовой уступ Прикаспий-
ской впадины н Предуральского прогиба.
Валы и тектонические зоны: / — Большекинель-
ский; I / — Малокинельский; III — Жуково-
Городецкнй; IV — Бобровско-Покровскнй; V —
Восточно-Оренбургский; VI — Оренбургский;
VII — Предуральский прогиб.
Месторождения: 1 — Новостепановское; 2 —
Бугурусланское; 3 — Нижнезаглядинское; 4 —
Султангуловское; 5 — Тарханское; 6 — Аши-
ровское; 7 — Измайловское; 8 — Ефремо-Зыков-
ское; 9 — Яснополянское; 10 — Кнрюшкинское;
11 — JlyroBCKOe; 12 — Таллинское; 13 — Чека-
• линское; 14 — Петрохерсонецкое; 15 — Красно-
октябрьское; 16 — Садкинское; 17 — Пилю-
гинское; 18 — Ивановское I (западное); 19 —
Осиновское; 20 — Городецкое; 21 — Марасин-
•ское; 22 — Жуковское; 23 — Могутовское; 24 —
Гремячинское; 25 — Воронцовское; 26 — Еро-
ховское; 27 — Покровское-, 28 — Родинское;
29 — Ивановское II (восточное); 30 — Юртаев-
•ское; 31 — Бараковское; 32 — Оренбургское;
33 — Совхозное; 34 — Черниговское; 35 — Бер-
дянское; 36 — Копайское; 37 — Нагумановское;
38 — Карачаганакское (Казахская ССР); 39 —
Бородинское; 40 — Тепловское; 41 — Западно-
Тепловское. (Казахская ССР); 42 — Восточно-
Гремячинское (Казахская ССР); 43 — Гремя-
чинское (Казахская ССР)
общему направлению северного борта При-
каспийской впадины. Однако в крайней
восточной зоне платформенного участка выде-
ляется система валов (Каргалинские дислока-
ции и др.), характеризующихся меридиональ-
ным простиранием, что отвечает направлению
Предуральского прогиба.
Отрезок Предуральского предгорного про-
гиба, входящий в пределы Оренбургской
-области и в литературе часто называемой
Оренбургским Приуральем, построен анало-
гично более северным районам этого прогиба,
изучен ным в Башкирии и в Пермской области.
В западной бортовой части предгорного про-
40
Таблица 12-
Характеристика газов месторождений Оренбургской области
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа. % по объему
сн4 с.н. с,н„ X слн12 + + высшие со. H.S N.
Бобровское Артинский 0,670 83,42 4,61 30,8 1,22 0,63 0,21 0,25 6,58
Воронцовское Калиновский 0,681 71,7 5,7 2,5 0,8 0,3 0,3 0,2 18,56.
Городецкое » 0,666 77,0 11,1 0,8 0,1 Следы 0,2 0,8 10,08.
Ероховское Уфимский, ТС-1 0,740 62,90 5,4 2,1 1,0 0,3 0,1 0,3 28,07-
Ефремо-Зыков- Уфимский, У-1 0,700 76,8 5,07 2,28 1,14 1,1 0,57- 0,09 12,96
ское
Жуковское Калиновский 0,677 77,0 5,4 1,9 0,7 0,8 0,3 0,6 13,36-
Ивановское I » 0,649 85,1 5,1 1,8 1,05 0,25 0,4 0,1 6,0
Измайловское Уфимский, У-1 0,803 64,66 7,26 3,84 2,4 1,91 0,71 0,69 18,53.
Артинский 0,722 69,52 5,32 1,67 1,18 0,92 0,39 0,18 20,82
Краснооктябрь- ское Уфимский, ТС-1 0,698 75,0 6,8 2,6 1,3 0,8 0,2 0,3 12,06.
Могутовское Калиновский 0,692 74,6 5,6 2,0 0,7 0,3 0,1 0,5 16,31
Оренбургское Артинский + + среднека- менноуголь- ный 83,68 3,81 1,53 0,84 1,58 0,57 1,75 6,23
Осиновское Кунгурский 0,628 84,8 8,8 0,4 0,2 — 0,1 0,2 5,56
Петрохерсонец- Уфимский 0,834 40,70 6,1 2,8 1,4 — —. — 49,08
кое
Покровское Уфимский, У-1 0,732 66,80 4,9 2,2 1,5 0,90 0,4 0,1 23,26
Артинский 0,648 83,70 4,92 2,11 0,7 —- 0,3 0,71 7,59>
Пронькинское Уфимский 0,766 66,50 5,2 4,4 2,53 1,0 0,15 — 19,54
Родинское Уфимский, ТС-1 0,724 66,1 5,0 1,3 0,52 0,30 1,3 — 25,56
Сорочинско- Уфимский, I 0,759 55,5 4,0 1,7 0,61 0,07 0,10 0,03 38,02:
Никольское
Совхозное Сакмаро-Ар- тинский 0,686 83,9 7,1 1,95 0,82 2,02 1,0 — 3,2
Султангулов- ско-Загля- Уфимский, ТС-1 0,726 76,1 7,0 2,8 0,34 — 0,5 0,8 12,51!
динское
гиба имеется полоса рифовых массивов, кото-
рая далее к востоку сменяется полосой разви-
тия узких линейных антиклиналей, пере-
ходящих затем в передовую складчатость
Урала.
К настоящему времени почти все открытые
в Оренбургской области газовые и газонефтя-
ные месторождения локализуются в зоне
приподнятой части Русской платформы
(рис. 11) и связаны исключительно с перм-
скими отложениями. В верхней перми выделя-
ются три продуктивных горизонта: известня-
ково-доломитовый в нижнеказанских отло-
жениях (пласт КС) и два песчаных в уфимском
ярусе (У,-1 и У,-2). В ннжнепермских отло-
жениях продуктивные пласты представлены
известняками и доломитами. В Предураль-
ском прогибе газоносность с язана с перм-
скими рифовыми известняками Совхозного
рифогенного массива.
В зоне сочленения Прикаспийской впадины
и Предуральского прогиба выделяется Соль-
Илецкий выступ фундамента. Для сводовой
части этого выступа характерно выпадение из
разреза девонских отложений, в результате
чего породы каменноугольного возраста зале-
гают на размытой поверхности ордовикских
отложений. В северной части выступа в пре-
делах Оренбургского вала расположено Орен-
бургское газоконденсатное месторождение.
На основании имеющихся новейших гео-
лого-геофизических материалов по приборто-
вой зоне Прикаспийской впадины перспек-
тивы открытия здесь новых месторождений
связывают с подсолевыми пермскими и камен-
ноугольными отложениями.
Характеристики газов и месторождений
Оренбургской области приведены в табл. 12,
13.
Оренбургское нефтегазоконденсатное ме-
сторождение расположено южнее г. Оренбург
и приурочено к Оренбургскому валу, ослож-
няющему северный склон Соль-Илецкого-
свода. В строении месторождения принимают
4t
Характеристика месторождений природного газа Оренбургской области
(К СП сз Характе
Месторождение Год откры Год начала Сработки Залежь Продуктивный ; горизонт Глубина залега- НИЯ, м Коллектор Эффек- тивная мощ- ность, м
Журавлевско-Сте- пановское Султан гуловское Тарханское Покровское Бобровское Сорочинско-Ни- кольское Родинское Пронькинское Ефремо-Зыковское Гремячинское Ерохове кое Городецкое 1 1937 1942 1947 1961 1961 1966 1964 1965 1956 1956 1958 1952 1939 1943 1948 1976 1974 1971 1970 1954 ГН г ГН г н н г н н г г ГН н н н н г г г н г г г н н н г г н н н н н г н н н г г г н Калиновский Уфимский, ТС-1 ТС-2 Сакмарский Бобриковский Турнейский Бобриковский Турнейский Пашийский Уфимский, У-1 Артинский » Верейский Башкирский » Бобриковский Артинский Уфимский, I II Окский Уфимский, ТС-1 ТС-2 Артинский Верейский Бобриковский Турнейский Уфимский Артинский Верейский Башкирский Окский Бобриковский Турнейский Уфимский, У-1 Турнейский Фаменский Пашийский Кунгурский, I 1а Уфимский, ТС-1 Калиновский Кунгурский, I + 280 250 270 500 1630 1650 1680 1700 2340 560—940 850 860 1750 1800 2300 2300 1055 510 530 2100 625 660 1010 1770 2400 2440 400 1000 1800 1820 2040 2400 2500 ПО 1700 1900 2210 730 740 600 510—630 Доломит Песчаник » Доломит Песчаник Известняк » » Песчаник » Известняк » Песчаник Известняк Песчаник » Известняк Песчаник » Известняк Песчаник » Известняк Песчаник » Известняк » » Песчаник Известняк » Песчаник Известняк Песчаник Известняк » Песчаник Доломит » Песчаник Доломит » 10 6—7,5 12 10,4 3,6 6 1—10 5,8 4,1 5 10 5 9 9 5,5 3 1 1—12 7,5 6,5 5,9 15 10 14 7,8 4,2 4 4 8 5,2 15 10 3 1,5 9,8 4—19
42
ill I i i i i i i i I i i i 11 =' з। । I i । i 11 । i ii li i 11 i i i; i i i i i ii i । ।
Начальное пла-
стовое давле-
ние, МПа
Температура
пласта, °C
Содержание ста-
бильного кон-
денсата, г/м*
Н
в»
Ок
S
J=
tt
GO
Месторождение Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивны it горизонт Глубина залега- НИЯ, м Коллектор Характе
Эффек- тивная мощ- ность, м
Краснооктябрь- 1959 1964
ское г Уфимский, ТС-1 450 Песчаник 10
г Кунгурский 550 Доломит —
н Каширский 1290 Известняк —
Ивановское I 1954 1959 г Калиновский 490 » 3,5—10
Юсиновское 1951 1959 г Кунгурский, I 650 Доломит 7
г II 670 4
н Башкирский + 1445 Песчаник 5
+ бобриков- ский + паший- ский
ЭКуковское 1953 1956 г Калиновский 540 Доломит 14,7
ГН Кунгурский, I 550 » 5,8
н II 700 » 11,6
Воронцовское 1957 1966 г Калиновский 535 » 7,5
н Пашийский 3160 Песчаник —
Совхозное 1960 1968 гк Сакмаро-артин- 1900 Известняк 399
ский
Оренбургское 1966 1971 гкн Артинский + 1700 » 89,4—
+ среднекамен- ноугольный 253,6 9,9—15,5
гкн Филипповский 1500 »
Могутовское 1957 — г Калиновский 540—710 10,3
ГН Кунгурский 800 » 9,5
н Башкирский 1740 27
н Малиновский 2460 Песчаник 0—40
н Пашийский 3140 » 5
Копайское 1977 — гк Артинский 2370 Известняк —
н Башкирский 3080 » —
Бородинское 1976 — гк Филипповский 2950 » —
Бердянское 1976 — г Артинский 2360 » —
Измайловское 1958 — г Уфимский, У-1 270 Песчаник 9,8
г Артинский 640 Доломит 7—9,6
Ивановское II 1959 — г » 1020 » —
Таллинское 1963 — г Уфимский 550 Песчаник 12
.Луговское 1962 — г » 595 » —
Чекалинское 1961 — г » 515 » 8
Юртаевское 1966 — г Артинский 1045 Доломит 8
Петрохерсонецкое 1960 — г Уфимский 525 Песчаник —
г Артинский 865 Доломит —
Марасинское 1954 1962 г Калиновский 560 » 2
Башкатовское 1951 1953 г Уфимский 400 Песчаник 12
Ашировское 1948 1952 г 250 » 10
Нижнезаглядин- ское 1958 1963 г 260 » 6
г Кунгурский 320 Доломит 6,8
44
Продолжение табл. 13
ристика коллектора Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содерж ан и е ста • бильного кон- денсата, г/ма Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м8 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Пори- стость, % Проницае- мость, 10“16 м2 А+В + С, С,
16 4 —300 3,9 18 50,7 260 222 630 583 —
15 1 —394 4,8 — — 25—65 38 47
21,4 2,1 —390 5,5 18 — 5—205 405 13 —
14 1,8 —498 5,8 14 42,5 256 955 —
17 14 —520 6,0 17 47
18,7 2,7 — — — — — — —
20 207 —377 4,8 16,5 77—640 3 207 3 207 486 287 —
20 246 —495 6,0 18,3 199
20 2—58 —510 6,0 18,3. — — — .
22 20—140 —406 5,5 19 — 45,2 (15) 481 481 176 176
1 — — , - . .
' 5 0—30 —1625 18,7 24 — 31—297 10 355 — —
11,3 0,1—870 —(17404- 19,6 31 76,3 34,8— 179 974 179 974 1 599 791 1 438 615 —
12 4-1760) —1760 18,7 29 43 233,7 (9,5) 30—260 161 176
15 228 —413 5,2 7,8—72,5 — 387 387 —
15 284 —605 6,8 0,6-55 .
23 860 —1654 19,0
19,6 657 —2341
16 500 — — — —
11,4 — — 23,9 40 49 1150 (25) 12 100 12 100 3 788 3 788
— ! — — — — — —
— — — — — — — — 2 500 1 517
— — — — — — — 1 000 2 150
26,2 985 — 2,1 15 260 1 459 260 —
16,4 26—190 —444 4,8 15 — 12—16 1 199
— — — 8,7 — — 213,4 1 040
15 — — 6,3 — — 28,7 — 1 561
—— — — — — — 11,4 525
18 17—263 — 6,0 — —. 907 . 278
— — — 10,2 25 — 12,1 349
17 27,6 —382 6,0 — — 1100 — 461 121
23,5 110—264 —388 5,0 — 40—300 26 340 —
10,2 — —297 3,5 16 30—90 23
И До 800 — 126 2,9 16 — 58 93 — —
18 —190 2,9 14 137 — —
12 —260 3,5 15 — — — — —
45
Месторождение Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктиан ый горизонт Глубина залега- ния, м Коллектор Характе
Эффек- тивная мощ- ность, м
Садкинское 1946 1948 г Калиновский 520 Доломит 23
г Кунгурский 600 > 1—15
Кирюшкинское 1951 1952 г Калиновский 390 » 36—42
г Кунгурский, II 420 > 9,5—17
Нагумановское 1979 — гк Артинский 4032 Известняк 17,9
Черниговское 1979 — гк > 2046 » 8,6
Уральское 1979 — гк Сакмаро-артин- 2785 » —
СКИЙ
Тепловское 1979 — гк То же 2930 11
участие подсолевые карбонатные нижнеперм-
ские и каменноугольные отложения, суль-
фатно-галогенные образования артинского и
кунгурского ярусов нижней перми мощностью
350—1300 м и более, подсолевые терригенные
верхнепермские, неогеновые и четвертичные
породы. Месторождение представляет собой
крупную антиклинальную складку длиной
130 км, шириной 25—30 км и амплитудой
550—700 м (рис. 12). Углы падения северного
крыла складки достигают 7—8°, южное крыло
погружается под углом в среднем 2® 30",
постепенно сливаясь с региональным накло-
ном слоев в сторону Прикаспийской впа-
дины.
На месторождении установлена газонос-
ность башкирско-верейских, артинско-средне-
каменноугольных и филипповских отложений.
Литологически ограниченная залежь в из-
вестняках башкирско-верейского горизонта
установлена в восточной части структуры на
глубине 2175—1945 м. Дебиты газа 80—
318 тыс. ма/сут, пластовое давление 21,4—
24,2 МПа. Содержание сероводорода в газе
0,5-2,9 %.
Основные запасы газа приурочены к мощ-
ной карбонатной толще артинско-среднека-
менноугольного возраста. Размеры массивной
залежи в пределах контура газоносности
107x22 км. Этаж газоносности в центральной
части залежи достигает 525 м, в западной —
275 м. Коллекторские свойства резко изменя-
ются по площади и разрезу. Наилучшими
коллекторскими свойствами обладают отло-
жения ассельского яруса и среднего карбона.
Высокопроницаемые пласты развиты в основ-
ном в присводовой зоне, на крыльях и пе-
риклиналях эффективная мощность их умень-
шается. Дебиты газа достигают 1 млн. м3/сут
и более. Нефтяная оторочка характеризуется
сложным зонально-мозаичным характером
распространения, обусловленным литологи-
ческой неоднородностью продуктивной толщи.
Средняя высота нефтяной оторочки 20 м,
46
дебиты нефти 1—20 м3/сут. Начальное содер-
жание конденсата в газе 7б,3 г/м3. Плотность
конденсата 0,698—0,715 г/см3, он состоит из
10,9—11,8% ароматических, 19,8—22,2 %
нафтеновых и 67,6—68,4 % метановых угле-
водородов.
Залежь газа в филипповском горизонте
кунгурского яруса нижней перми приурочена
к отложениям «плойчатых доломитов». За-
лежь пластовая сводовая, литологически
ограниченная с нефтяной оторочкой. Размеры
ее 70х(9т- 17) км. Этаж газоносности 504 м,
этаж нефтеносности 70 м. Нефтяная оторочка
окаймляет западную часть газовой залежи
полосой 0,7—5,5 км. Положение ГНК при-
нято на отметке —1690 м, ВНК —1760 м.
Среднее содержание сероводорода в газе —
1,98 % по объему.
Основная залежь Оренбургского место-
рождения находится в разработке с 1971 г.
Добыча газа в 1980 г. составила 48,6 млрд. м3.
Нагумановское газоконденсатное место-
рождение расположено в 6 км к юго-западу от
пос. Акбулак. Оно приурочено к антикли-
нальной складке, осложненной рядом купо-
лов. Содержание конденсата в газе 131,5 Wx?,
сероводорода — 7 %.
Черниговское газоконденсатное место-
рождение находится в 30 км к юго-западу от
г. Оренбург и приурочено к Соль-Илецкому
выступу. Газоконденсатная залежь массив-
ного типа, размеры ее 6,5x3,2 км, высота
103 м. Содержание стабильного конденсата
в газе fi9,5 г'м3, сероводорода — 3,47 %.
Тепловское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в пределах северного борта
Прикаспийской впадины, в 175 км к юго-
западу от г. Бузулук. Содержание сероводо-
рода в газе 0,34 %.
КУЙБЫШЕВСКАЯ ОБЛАСТЬ
Куйбышевская область занимает центральную
часть Урало-Поволжья. Поисково-разведоч-
ные работы на нефть и газ, которые ведутся
Продолжение табл. 13
ристика коллектора Начальные гвк, гнк, ВНК, м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содержание ста- бильного кон- денсата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр , штуцера, мм) Суммар- s ная добыча , газа на 1/1 1980 г., , млн. м3 ' Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Пори- стость, % Проницав' мость, 10-16 м2 А + В + С, с?
20 120 —370 4,6 1000 320 213 — —
— —483 5,2 — — — 107 —
22 150—200 —281 3,6 14 — 500 1 226 1 142 — —
14 —— — —— — — 84 —
9 — 49,0 — 131,5 79,2 (8,2) — 3 600 47 000
10 — — 23,1 — 69,5 39,1 (8) — 3 500 —
— — — — — — 330 (15,6) — 1 000 9 000
11 — — 33,3 — — 31 (10) — 384 1 100
с 30-х годов вплоть до последнего времени,
сосредоточены в западных, северных и восточ-
ных районах области. На этой территории
открыто много небольших по размерам газо-
вых и газонефтяных месторождений, связан-
ных с отложениями пермской системы.
В Южйо-Куйбышевском нефтегазоносном
районе открыто несколько газовых место-
рождений в отложениях каменноугольной и
девонской систем (рис. 13).
В геологическом строении Куйбышевской
области . принимают участие додевонские,
каменноугольные, пермские и в меньшей
степени мезозойско-кайнозойские отложения.
Фундаментом служат докембрийские обра-
зования.
Тектоническое строение территории Куйбы-
шевской области весьма сложно. Основным
элементом в структуре фундамента является
Жигулевско-Пугачевский свод, занимающий
западную часть области. На севере ее распо-
лагаются южные склоны Татарского свода,
а на северо-западе — юго-восточное оконча-
ние Токмовского свода. Крайнюю восточную
часть занимает западное окончание Оренбург-
ского свода. Названные своды разделяются
Сергиевско-Абдулинской, Мелекесской и Бу-
зулукской впадинами, которые выполнены
отложениями бавлинской свиты.
Размеры Жигулевско-Пугачевского свода
350х 150 км. Наиболее приподнятая его часть
по фундаменту возвышается над Мелекесской
Характеристика газов месторождений Куйбышевской области
Таблица 14
Месторождения Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа. /0 по объему
СН4 с2н„ С3Н, X о CRHI2 4- + высшие H2s со2 N,
Баженовское Артинский, IV 0,785 53,5 6,7 3,0 0,9 0,3 0,1 35,5
Ветлянское Башкирский, А-4 0,851 42,1 Н,7 3,6 1,5 0,4 0,5 0,6 39,74
Дерюжевское Калиновский 0,695 68,45 2,85 0,25 0,15 0,08 0,83 1,04 26,79
Дмитриевское В 0,683 79,3 6,2 1,6 0,8 0,2 0,4 0,3 11,40
Кувайское » 0,625 86,2 0,7 1,0 0,9 0,3 — 0,9 10,0
Кулешовское Кунгурский, II 0,689 72,0 5,2 1,9 0,2 0,1 — 0,2 20,59
Лебяжинское Калиновский 0,665 84,8 4,8 1,65 2,2 0,65 — 0,1 6,57
Башкирский, А-4 0,779 61,5 7,0 3,6 1,6 1,1 0,3 0,4 24,63
Неклюдовское Кунгурский, I 0,671 79,3 6,0 2,1 0,9 0,1 — 0,2 11,47
Скобелевское Калиновский 0,740 60,97 4,8 2,0 0,77 0,2 0,1 0,1 31,06
Сосновское В 0,666 73,09 4,35 0,46 0,10 0,07 0,89 0,99 20,31
Теребиловское Кунгурский 0,729 47,6 8,4 1,3 1,1 0,8 0,8 0,8 39,2
Уваровское Калиновский 0,747 59,7 2,6 1,4 0,2 0,5 1,2 0,6 33,89
Кунгурский, II 0,669 80,7 6,2 2,7 0,3 0,2 — 0,2 9,28
Яблоневское Калиновский 0,682 78,0 5,0 0,5 0,4 0,3 0,4 0,2 15,33
47
Характеристика месторождений природного газа Куйбышевской области
Месторождение Год открытия Год начала разработ- ки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залега- ния, м Коллектор Харак
Эффек- тивная мощ- ность, м
Сосновское 1945 1951
г Калиновский 350 Доломит 24
н Подольский, I—V 1200 Известняк 4—20
н Верейский, А-3 1250 Песчаник 33—38
н А-4 1250 Известняк 2,5—15
н Бобриковский, Б-2 1600 Песчаник 1—7
н Турнейский, В-1 1650 Известняк 6—44
н Пашийский, Д-1 2360 Песчаник 3—8,5
Дерюжевское 1945 1952
г Калиновский 350 Доломит 40
н Подольский, I—V 900 Известняк 4—20
н Верейский, А-3, А-2 1200 Песчаник 33—38
н Бобриковский, Б-2 1600 » 1—7
н Турнейский, В-1 1670— Известняк 6—44
1740
н Пашийский, Д-1 2380 Песчаник 3-8,5
Аманакское 1941 1942
г Калиновский 400 Доломит 1,5—12,5
н Турнейский, В-1 — Известняк 2—13
н Пашийский, Д-1 — Песчаник 2—9
Острогорское 1959 — г Калиновский 440—460 Доломит 2,5—4,5
Теребиловское 1957 1959 г » 447—486 » 9,5—11
н Кунгурский — » —
Скобелевское 1956 1959 г Калиновский 510 5,5
Нового родец- 1954 1958
кое
г 500 » 9—13
н Кунгурский, I 640 » 5—6
Яблоневское 1944' 1943
г Калиновский 410 » 20
н Кунгурский, I 500—570 » 3—8
II 520—600 » 0,5—16
Кувайское 1955 1959
г Калиновский 520 > 8,7
ГН Кунгурский, I 645—655 » —
Лебяжинское 1961
г Калиновский 350 Известняк 0,6—8
н Гжельский 900 » 1,8—7,4
ГНК Башкирский, А-4 1630— » 0,8—13,4
1670
н Окский, 0-2 1980 Доломит 2,4—19,2
н Тульский, Б-0 2200 Песчаник 2—5
н Бобриковский, Б-2 2200 » 4,4—8,0
н Турнейский, В-1 2230 Известняк 13—19
н Старооскольский, 3200 Песчаник 10—16
Д-П
Баженовское 1965 г Артинский, IV, IVa, 920—1000 Доломит 1
IV6, IVb
48
Таблица t5>
теристика коллектора Начальные гвк. гнк. внк, м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммарная добыча га- за на 1/1 1980 г., млн. м» Запасы газа на 1/1 1980 г. млн. м*
Пористость, % Проницае- мость, 10“” м2 А + В + С! и
501
24 7—238 —130 2,0 20 29—460 510 — —
—_ — - 1 -
3,4—30 0,3—1746 —1000 — — —. — — —
3,4—30,6 До 2140 -(1000-?-1013) — — — — — —
5,4—27,4 0,4—1220 —1435 16,0 — — — — —
5,2—20,5 5—100 -(14584-1462) 17,6 38 — — —•
9—22 28—770 —2108 25,2 55 —. — — —•
170 111 .—
24 4—247 —135 1,91 14 45—98 170 111 —
__ — —— — — — —
3,4—30 0,3—1746 —1013 — — — — — —
5,4—27,4 0,4—1220 1435 15,9 — — — —
5,2—20,5 5—100 —(15004-1508) 17,6 38 —- — — —
9—22 28—770 —2108 25,2 55 — — — —
251 251 —
6—17 100—200 —165 2,8 — 7—8 251 251 —
5,4—16,9 0,1—9 —1502 — — — — —
8,4—18,3 218 —2187 25,3 — — — — —
2,8—25 — —377 4,4 — 20—40 — — —
118 — —
22 1—10 —350 2,76 16,5 29,3 118 — —
— — —475 — — —- — — —
27,6 147—160 —398 5,09 18,3 600 241 — —
402 — —
34 5—195 —387 4,4 101—680 402 — —
15,9—27,4 0—71,3 —523 — — — — — •—
1650 — —
25 0,3 —357,5 4,43 16 150 1650 — —
3,4—31,6 0,5—22,3 -(4824-490) 5,39 20 — — — —
5,9—28,6 До 126,8 —484 5,39 20 — — — —
— —
26,9 183 —377 4,71 18,3 3,8 (16) — — —
— — — 6,2 — —- — — —
16 924 .—
15,4—36,4 1—10 —272 3,11 13,5 19,5 (8) — 36 —
8—24 До 202 -(7194-723) — — — — — —
20 1—1135 — 1578 18,33 40 17,6—134,7 16 888 —
2,8—18,9 16 -(19204-1927) — — — — — —
8,8—21 208—243 —2124 — — —- — — —
10—25 15—930 —2162 — — — — — —
3,7—15,9 До 235 —2165 — — — — — —
9—19 15—170 —3154 — — — — — —
15—20 9—52 — 9,02 22,5 25,6 — 410 180
4»
Месторождение Год открытия Год начала разработ- ки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залега- ния, м Коллектор Харак
Эффек- тивная мощ- ность, м
Кулешовское Ветлянское Уваровское Неклюдовское Дмитриевское Калиновское Рассветское 1958 1965 1962 1956 1953 1938 1968 1969 1971 1964 1940 — г ГН н н н н г н н г ГН н н н н г н н н н н г ГН н н н н н н н ГН н ГН Кунгурский, II Гжельский, I—II Верейский, А-3 Башкирский, А-4 Бобриковский, Б-2 Старооскольский, д-ш + Д-IV Башкирский, А-4 Бобриковский, Б-2 Турнейский, В-1 Калиновский Кунгурский, II Башкирский, А-4 Радаевский, С-П C-IV Бобриковский, Б-1 Кунгурский, I Малиновский, С-1а С-П С-I II C-IV Пашийский, Д-П Калиновский Кунгурский, II Каширский, А-0 Каширский, С-1а Радаевский, С-III C-IV Елоховский, C-V Пашийский, Д-1 Д-П Калиновский Турнейский Башкирский, А-4 580 1070 1600— 1740 1720 2408— 2418 3300 1860— 1880 2470— 2480 2509— 2515 532—640 662—666 1628— 1635 2300 2350 220 750 2440 2420— 2500 2430— 2520 2470— 2510 3165 340—400 460—520 1460— 1520 2230— 2340 2290— 3290 2314— 2390 2370— 2430 2830— ЗОЮ 2860— 3030 250 1340 Доломит Известняк Песчаник Известняк Песчаник » Известняк Песчаник Известняк Доломит » Известняк Песчаник » » Доломит Песчаник * » » Доловит » Известняк Алевролит Песчаник » » » » Доломит Известняк » и 11 1,5—28 8—60 2,5—14 1,5 3 7 3,2 2,1—5 2—6 6—14 2,1 6 3—12 2—40 5 4,5 6,6 4,5—8,5 5—13 2—16 13—95 До 28 22,5 2—8 4—22 30,2
50
Продолжение табл. 15>
теристика коллектора Начальные гвк, ГНК, ВНК, м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта» °C Начальный дебит газа, тыс. м’/сут (диаметр штуцера, мм) Суммарная добыча га" за на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Пористость, % Проницае- мость, 10“16 м» А + В + С, О
357 237
17 11,3 —514 5,88 23 14,5 357 185 ___
20,9 1—15 —928 10,98 35 52 —
10,7—25,5 1720 —(16484-1655) 18,34 47 — — — —
11—34 4—1089 -(16964-1706) 18,44 48 — — —.
— — — — — — — — —
15—16 1—56 '— 20,30 90 — — — —
109
0,16 58 — 1744 19,32 41 103 — 109 —
— — —2351 — — — — . — —
— — —2385 — — — — — —
42
28 160 —368 4,77 —— 18,6 _— 36
18 9—18 —490 5,39 — 25—49 -— 6 —
— 1— — — — — — — —
19 125—194 —2183 __
17—25 30—330 —2210 — — — — — —
— —2164 — —— —— — —
108 104 32
15 14,9 —565 6,68 30 1,4—15 108 104 32
19,5 423 — ——
18,9 495 — — — — — — —
19,3 600 —2320 — — — — — —
19,6 657 —2341 — — — — —
16,6 228 —— -
286 —
16,4 8 —283 3,47 — 12—73 286 — -
4,7 — —415 4,71 — 18 — __
10,3—21,6 0,3—97 — 16,28 33 — — — —
17,2—23,7 34—760 —(21444-2150) — — — — — —
18,4—23,6 143—541 —(22104-2219) 25,60 51 — — — —
17,2—24,9 192—908 —2243 25,30 51 — — — —
20,4 600 —2278 25,30 — — — — —
5—22 0—436 — 32,56 — — — — —
13,7—19,5 125—477 —(29284-2940) 32,56 73 — — — —
3142
27 9—28 9—28 2,6 — 2 3142 — —
— . - - —
19,5 58—376 — 134,5 — — 887 — 147 —
51
Месторождения: а — газовые, б — газонефтя-
ные; границы: в — области, г — нефтегазонос-
ных районов (Л — Южно-Куйбышевского; Б —
Кинель-Черкасского; В — Сергиевского; Г —
Ставропольской депрессии; Д — Самаролук-
,ского; Е — Чапаевского).
Месторождения: 1 —Сосновское; 2 — Дерю-
жевское; 3 — Калиновское; 4 — Восточно-
Кожемякское; 5 — Острогорское; 6 — Скобелев-
ское; 7 — Яблоневское; 8 — Теребиловское;
9 — Новогородецкое; 10 — Кувайское; 11 —
Уваровское; 12 — Неклюдовское; 13 — Дми-
триевское; 14 — Борское; 15 — Лебяжинское;
16 — Кулешовское; 17 — Баженовское; 18 —
Ветлянское; 19 — Аманакское; 20 — Больше-
кинельское
впадиной на 900 м, над Бузулукской — на
3400 м. В пределах Жигулевско-Пугачевского
свода выделяется несколько выступов фунда-
мента, наиболее приподнятые из них распола-
гаются в Самаролукской и прилегающих
к нему с юга Чапаевском и Приволжском
нефтегазоносных районах.
Описанные тектонические элементы фикси-
руются в рельефе фундамента, но не находят
отражения в структурном плане осадочного
чехла. По осадочному чехлу выделяется си-
стема линейно вытянутых валообразных под-
нятий субширотного и реже северо-восточного
простираний. Наиболее крупные поднятия —
Большекинельский вал, заходящий в Куйбы-
шевскую область лишь своей западной частью,
Жигулевский, Покровский и Кулешовский
валы. К валам приурочены отдельные локаль-
ные поднятия антиклинального и брахианти-
клинального типов, с которыми и связаны
нефтяные и газовые месторождения.
В северо-восточной части Куйбышевской
области прослеживается Камско-Кинельская
внутриформапионная впадина. Она выделя-
ется по увеличенной мощности (100—450 м)
терригенных отложений в разрезе нижнего
карбона. Ширина впадины 50—230 м. Борта
ее сильно изрезаны боковыми ответвлениями,
углы падения пород 1—2°.
Месторождения природного газа Куйбы-
шевской области приурочены в основном
к отложениям пермской системы. В Южно-
Куйбышевском нефтегазоносном районе газо-
носны также отложения среднего и верхнего
карбона. Коллекторами для газа служат
терригенные породы в верхнепермском ком-
плексе и карбонатные породы во всей ниже-
лежащей толще (табл. 14, 15).
САРАТОВСКАЯ ОБЛАСТЬ
Саратовская область является одним из ста-
рых газодобывающих районов. Запасы газа
области на начало 1980 г. составляли
74,4 млрд. м3. В геологическом строении
Саратовской области принимают участие
додевонские, девонские, каменноугольные,
пермские и мезозойско-кайнозойские отло-
жения. Мощность осадочного чехла изменя-
ется от 1200 м на западе до 4000 м и более
на востоке.
Расположена Саратовская, область в юго-
восточной части Русской платформы в зоне
развития таких крупных структурных эле-
ментов, как Прикаспийская впадина, Воро-
нежский свод, Токмовский свод. Воронежский
и Токмовский своды разделяются погребен-
ным Рязано-Саратовским прогибом, выпол-
ненным мощной толщей рифейских пород и
терригенными отложениями среднего и верх-
него девона. В юго-восточной части Рязано-
Саратовского прогиба выделяется ряд струк-
турных элементов второго порядка: Латрык-
ско-Карамышская и Марксовская впадины,
Степновский вал, Саратовские, Гусихинско-
Кикинские дислокации и др. Большинство
газовых месторождений связано со Степнов-
ским валом, Саратовскими дислокациями и
Латрыкско-Карамышской впадиной (рис. 14).
Степновский вал протяженностью более
60 км расположен в Заволжье. Простирание
его северо-западное; крылья асимметричные:
северное крутое и южное более пологое. В пре-
делах вала выделяются две тектонические
линии — Степновско-Фурмановская и Степ-
новско-Генеральская, с которыми связаны
куполовидные и брахиантиклинальные подня-
тия, содержащие залежи нефти и газа.
Поднятия наиболее резко выражены по девон-
скому структурному этажу.
Саратовские дислокации имеют почти замк-
нутую форму, образованную линейными зо-
нами поднятий. Группы поднятий составляют
флексуры с крутыми крыльями, обращенными
в сторону обрамляющих впадин. Наиболее
выражена Елшано-Сергиевская флексура
субширотного простирания. Карамышская
впадина протягивается с северо-запада на
юго-восток и разделяет Саратовские дислока-
ции и Жирновско-Линевскую приподнятую
зону Доно-Медведицкого вала. Во впадине
выделяются Урицко-Карамышская структур-
ная зона, Дмитриевско-Рыбушанский и Ба-
гаевско-Горючкинский валы.
Нефтегазоносны в Саратовской области
девонские, каменноугольные, пермские и
52
Таблица 16
Характеристика газов месторождений Саратовской области
Месторожден не Продуктивный горизонт Плотность газа СН4 Состав газа, % по объему СО2
с2н. С3Н8 X <5 с5н12 + + высшие n2
Урицкое Верейский, IV 0,597 91,20 0,42 7,30 1,08
X 0,602 93,33 3,93 0,81 0,50 0,92 0,51
Мелекесский, I 0,600 91,92 2,93 0,78 0,28 3,68 0,41
Черемшано-прикам- ский 0,603 92,1 4,0 0,6 0,10 0,02 2,1 1,2
Тульский, I, II 0,607 90,26 2,0 0,74 0,37 0,1 5,51 1,2
III 0,628 90,4 3,9 0,3 0,3 1,4 2,1 1,9
IV 0,666 83,2 9,7 1,0 1,0 0,5 0,8 3,8
V 0,610 88,5 2,8 2,0 1,2 0,8 3,3 1,4
Бобриковский 0,611 90,72 4,55 1,74 1,67 1,77 0,55
Горючкинское Мелекесский 0,633 89,84 3,40 2,24 0,98 0,57 '2,47 0,40
Серпуховско-окский, IV 0,753 77,87 7,20 5,14 4,62 1,12 3,55 0,50
Серпуховско-окский, IVa 0,698 83,51 5,33 4,73 2,34 1,61 1,88 0,60
Тульский, II Бобриковский 0,646 88,20 3,98 2,50 1,20 0,63 2,91 0,58
Степновское 0,683 83,94 4,00 3,88 1,95 0,64 4,58 1,01
» 0,689 79,02 2,97 1,93 1,46 1,13 12,21 1,28
Малевский 0,700 78,30 1,60 2,20 1,30 1,40 14,80 0,40
Ардатовский, Д2-1Уа 0,616 95,05 1,23 0,81 0,66 1,22 0,36 0,67
Д2-1Уб 0,601 88,80 2,10 1,80 0,70 1,90 4,50 0,20
Воробьевский, Д2-У 0,602 93,70 3,22 1,16 0,40 0,16 0,06 1,30
Воробьевский, Дг-V 4- VI 0,607 93,16 2,04 0,91 0,48 0,87 1,17 1,37
Родионовское Мелекесский, I + II 0,607 92,44 2,02 1,32 0,50 0,16 2,75 0,81
Нижнеокский, III 0,611 90,93 3,60 1,23 0,41 0,08 3,14 0,61
Тульский, I — 91,75 2,33 0,66 0,16 0,1 4,1 0,9
IV 0,594 90,5 1,7 1,1 0,5 0,2 4,5 1,5
V 0,627 87,2 3,9 0,5 0,5 1,4 4,8 1,8
Фурмановское Верейский 0,710 69,6 4,6 0,6 1,1 1,0 22,1 1,0
Бобриковский 0,722 63,4 5,6 1,7 1,0 1,5 23,7 3,1
Восточно-Ры- Верейский, II 0,613 90,4 3,02 0,94 0,45 0,18 4,61 0,40
бушанское III 0,619 86,45 3,47 1,18 0,40 0,10 8,0 0,40
IV 0,597 91,22 2,15 0,21 0,10 0,06 5,89 0,37
V 0,609 90,86 2,59 0,88 0,44 0,37 4,46 0,40
Мелекесский, I 0,617 89,26 2,92 1,29 0,43 0,12 5,60 0,38
II 0,598 90,57 1,71 0,86 0,40 0,23 6,30
Нижнеокский, II 0,616 86,94 3,60 0,92 0,25 0,05 7,94 0,30
Восточно-Сус- Ардатовский, Д2-1Уб 0,619 88,6 3,2 1,43 0,33 0,04 5,35 0,90
ловское Воробьевский, Д2-У 0,563 90,23 2,85 2,05 0,45 0,44 4,74 0,4
Д2-У1 0,607 87,6 5,1 1,0 0,50 1,0 2,2 2,5
Приволжское Бобриковский 0,640 86,06 2,21 1,08 0,54 0,73 0,78 0,40
Ардатовский, Д2-1Уа 0,666 85,51 6,2 3,04 1,31 0,63 2,49 0,95
Карамышское Воробьевский, Д2-У 0,619 92,23 3,25 1,76 0,81 0,38 0,65 0,86
Тульский, V Нижнеокский, I 0,600 93,08 2,80 0,94 0,33 0,23 2,32 0,1
Иловлинское 0,600 90,47 1,39 0,82 0,33 0,20 6,7 0,09
II 0,616 90,9 1,4 0,9 0,5 1,1 5,1 0,1
Квасниковское Воробьевский, Д2-У 0,595 92,18 2,47 1,32 0,46 0,07 2,48 1,02
Морсовский 0,597 93,93 2,09 1,1 0,52 0,22 0,74
Пионерское Ардатовский, Д2-1Уа 0,670 83,02 4,79 3,49 1,13 0,24 7,121 0,20
Воробьевский, Д2-У 4- VI 0,654 84,058 3,38 1,96 0,95 0,39 8,992 0,27
Западно-Ров- ненское Морсовский 0,645 84,32 2,41 1,97 0,93 0,37 9,897 0,10
Воробьевский, Д2-У 0,640 88,82 6,23 1,89 0,57 0,28 2,21
53
Характеристика месторождений природного газа Саратовской области
Месторождение Год открытия Год начала разра- 1 ботки Залежь Продуктивн ый горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха
Эффектив- ная мощ- ность, м
Курдюмо-Ел- 1941 1942
шанское ГН Верейский, I 290—350 Песчаник 13,1
г II 350—400 » 22,5
г Мелекесский, IV 420—550 »
г Черемшано-при- 550 Известняк 7,8
камский
ГН Тульский 820-870 Песчаник 12,4
ГН Бобриковский 770—910 » 5,9
ГН Кизеловско-чере- 770—910 Известняк 5,8
петский !
н Нижнещигров- 1680 Песчаник 6—9,5
ский, Д3-1
Грузиновское 1950 — г Мелекесский 670—720 » 6
г Нижнебашкирский 808—817 Известняк 4,7
ГН Тульский 1100—1150 Песчаник 2,3
Песчано-Умет- 1945 г
ское г Черемшано-при- 700—760 Известняк 9
камский
г Нижнеокский 1000—1050 » 7,9
ГН Тульский 1047—1282 Песчаник 6,65
ГН Бобриковский, I 1150 » 4,2
ГН II 1070—1281 » 3,5
ГН III 1065—1032 » 9,6
ГН Кизеловский 1072—1309 Известняк 4,5
Горючкинское 1953 1961
гк Верейский, IX 1350—1360 Песчаник —
гкн Мелекесский 1430—1470 » 6
гк Черемшано-при- 1470—1520 Известняк 4,6
камский 1
гкн Серпуховско-ок- 1800—1870 Песчаник 3
ский, IV
гк То же, IVa 1800—1870 » 5
гкн Тульский, I 1820—1890 » 7
гк II 1850—1920 15
гкн Бобриковский 1930—1980 4,5
н Малевский 1920—1970 Известняк 4,7
Колотовское 1955 1965 гкн Мелекесский 1430—1460 . Песчаник 4,5
гк Серпуховско-ок- 1780—1860 5,7
ский, IV + IVa
н Тульский, I 4- 1а 1830—1890 9
Суровское гк Бобриковский 1930—1980 17
1950 1967
н Мелекесский, III 760—800 Известняк 3,5
н Черемшано-при- 800—850 6
камский
н Тульский,верхний 1110—1130 Песчаник 3
г средний 1120—1140 10
г Бобриковский 1160—1180 4
г Черепетский 1170—1200 Известняк 11
54
Пористость,
%
Проницае-
мость,
10~1Б м2
«ИЁ?
- ~СГ
Начальное пла-
стовое давление,
МПа
Температура пла-
ста, °C
Таблица 17
Ха кол
Месторождение К з: н 3 О. СЧ Ч я sr Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор . S’ я о S s S
О § Год на боткя Залежь в * о Ф Я к
Карамышское Озерское Родионовское Урицкое 1966 1966 1959 1957 1970 1964 1968 гк гк г гк гк гк н гк гкн гк гкн гк гк гк гк гк гк Тульский, V Бобриковский Тульский, V Верейский, X Мелекесский, I + + и Черемшано-при- камский Нижнеокский, II III Тульский, I IV V Каширский Верейский, IV X Мелекесский, I Черемшано-при- камский Алексинский, III 1810—1820 1786—1796 1193—1200 1154—1165 1220—1235 1220—1260 1500—1335 1500—1535 1520—1540 1540—1570 1540—1595 975 990 1040 1060 1100 1350 Песчаник » » » » Известняк Песчаник Известняк Песчаник » » » » » Известняк » 5,2—11,3 4,5 6 4 3 2,9 1,5 3 1,4 1 7 3,5 3,6 3,1 3,1 11,4 10
гк IV 1365 Песчаник 2,1
гк V 1375—1391 Известняк 2
Ширококара- мышское Западно-Кара- мышское Дмитриевское Западно-Рыбу- шанское 1958 1968 1960 1958 1966 1958 гк гк гкн гкн гкн гк ГН г г н г гк гк гк гкн гкн гк гк гк гк Тульский, I II III IV V Бобриковский Мелекесский Черемшано-при- камский Нижнеокский Бобриковский » Мелекесский Черемшано-при- камский Нижнеокский Тульский, III V Верейский, I II IV V 1380 1380 1390 1395 1400 1450 1160—1186 1196—1206 1450—1500 1540—1570 1817—1820 1375—1400 1385—1405 1658—1662 1690—1750 1710—1760 1100—1200 1305—1325 1320 1335 Песчаник » » Известняк Песчаник » Известняк Песчаник » » » » 1,8 5,5 3 3 10 8 10 1,5 10 9 2,5 4,5 0,7 4,5 5 3 2 3 3
i
56
Сл
N3ND —— >— _ ND КЗ — — КЗ—ND — — >- ND —КЗ КЗ О СЛ С© 00 СЛ 4^ СЛСЛ 1 ф Qo СО 05 СО Ф 4к СО 4к 4к СО 05 05 СЛ Со О 00 СО Со СОФ 05 "Ч *4 С© СО О СО О N3 ф о оо Пористость. % раитестика ленто
со ? ?- м 3 9° §ssi cL^ Еся II- sssigg i । г ьо1_| । । iiiii । и ||Г СО СО СО ФО Ф КЗ КЗ оооТооо О 3 2 • °* 4к ° О СЛ со Проницае- мость, 10“« m2
Illi IIIII II '1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 II 1 — — — — — — — — •—» — 1— »— СОСООООООО •— — h— — >— СО 00 — — — — — СЛСЛСЛ КЗ КЗ I 1 КЗ О| КЗ КЗ КЗ N3 ND КЗ КЗ КЗ КЗ СЛ 4»-росло КЗ ND ND ND ND 1 4к СО 1 1 СП 05 СЛ со СО Qo ОЭ — СП 4к 1 1 05 О' 05 СЛ СЛ "Ч 05 05 ф Ф 05 СО "Ч СО— 00 СО 00 СЛ 4^ СО 1 — СО 1 1 СЛ 0 0 310 КЭФСО ф 4k ND ф СО 05 05 — СО СО 00 00 00 Ф O5J4 — СЛ 00 — *4 4k «Ч СЛ Начальн ые ГВК, ГНК. ВНК, м
ND СО ND ND Qo 00 О 4k Со 00 СЛ 4k — О 4k X 4k 4k X 4k 4k 4k 4* Ф ф — СО СО КЗ СО СО СО 4* — OO О| *4 КЗ КЗ СО 4k ООСЛ ND СО — ОСЛ ОКЭ -Ч-Ч Се — — tn to to «Ч СЛСООСО— ф КЗ 05 4k о Со СО СО сл — Начальное пла- стовое давление, МПа
4k со СО , "Ч ф , 4k, СЛ 4k 4k 4k 4k 4k CO CO CO CO CO CO tO ND , CO СЛ Ф CO CO 4105 1 ф — СОКЗФФФ CO CO CO CO ND — COCO col о 05 КЗ oo 00 С5Ю Co4kCO Ф05МОООО 00 Температура ста, °C пла-
~-"| SS| p| ill || FFF-| F Fl ill — CO — — — — — — I 1— I 1— I —I co CO CO co ОО0ОСЛСЛ co co co CD CO co co 1 1 ! 1 жание стабиль- ного конден- сата, г/м3 Содер-
05 4^ 4k ф K-, ND N3 9° — *4 "4 co- .. 4^ -- K>, 9 ? © f fLwoo iF??’ - ©-S — ЮО СЛКЭ О СП I I oo© 1 1 60 1 1 “Ocenol Illi W || "Sim I •k 00 0 0 000: мел о1 о ю 1 i,1 0—. — —. — — i.1—— Г й Г *9 — 5я 8§ - о © -~1 00 СЛ СЛ “ оо 00 #“ © ~~> гй « к ш S — s о „оо сд - о МЮСЛ-О 00- * к дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм) Начальный
СЛ •— КЗ М •— СП КЗ КЗ КЗ N3 — о Со Со 1 •— 00 I 1 II I СЛ QO со N3 I СЛ | J СО С5 Со 4кь--ЧСО>— [ КЗ С© Сл со ФСО'ЧСЛ *4 со со 1 о 4k1 ’СЛ * • 1 ОО СО 4к ф 1 >— » 1 4» CO“4CO4JO>'—СЛ4к>—«Ч* >— СО 4к 4к ел -ч КЗ •ч 05 N3 Ф -ЧОО— С© КЗ Ф Ф КЭКЭФОО — Ф 00 Ф СЛ 00 4k. Qo Со *4 4k -ч Qo Со С5 Ф ф СО КЗ 4k ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Суммар-
КЗ 1— КЗ — 4k 1— >— КЗ •—• 1 СЛ 4k | »— СО СО 1 4k II ф СЛ ND 4k 1 | | ф ND «— СО СЛ >— | | СО •—«—КЗООО СО — 1 СО CON3N31 ел СО >— «Ч 1 <35 * 1 Q0 “Ч СО СО СП 1 •— ' ' СЛ КЗ •— СЛСЛСОСЛ©'— 4кф* > *4 4k 4k 4k ф >— ф 05 00 4k QO 4k ND —- 05 00 Ф 00 О CO 4k Ф <© ND 00 Ф ND “4 05 CO 05 CO 05 ND ND Qo •— ND СЛ 00 •— CO А + В + С, Запасы на 1/1 1 млн.
Продолжение табл. 17
Месторождение Год открытия 1 ; Год начала разра- ботки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха кол
. 3 л о = 22 х <U лэ К о •6"л о (Г) s S
Восточно-Ры- бушанское Некрасовское Багаевское 1959 1959 1968 гк гк гк гк ГНК ГНК гк гк гкн гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк г г г гк гк VII VIII Мелекесский, I, II V Нижнеокский, II III Тульский, I Н+Па III V Верейский, I II III IV V VII VIII Мелекесский, I II Нижнеокский, II III Тульский, II III V Бобриковский Подшляховский Мелекесский, I, П, IV, V Тульский, III Черемшано-при- камский Бобриковский 1354 1367 1450—1480 1450—1490 1780—1786 1765—1820 1780—1846 1794 1808—1823 1830—1850 1200 1292—1371 1309—1371 1308—1386 1322—1400 1339—1417 1350—1438 1410—1485 1423—1499 1762—1844 1767—1849 1788—1871 1797—1882 1820—1900 1856—1859 846—900 1450—1470 1907—1915 1214—1280 1560—1685 » » » Известняк Песчаник Известняк Песчаник Известняк Песчаник » Песчаник » » » » » » » Известняк Песчаник » » » Известняк Песчаник » Известняк Песчаник 5 5 4,2—8,5 1 3 4—6,5 0,9—1,4 2 2,7—4,4 3 2,3 3 2,9 2,6 2,3 3,8 3,5 3—6,5 2 1,7 2,9 1,1 2,6 3,4 3 1,2 4,8 2,8 3,3 5
Квасниковское Соколовогор- ское 1964 1945 1973 1953 гкн гкн гк гк г ГН н ГН н н н Воробьевский, fl2V Черноярский, Д2УП Мосоловский Морсовский Верхнебашкир- ский Черемшано-при- камский Бобриковский Малевский Семилукский Пашийско-кынов- ский, Д3-1 То же, Дэ-П 2660 2710 2774—2883 2880—3000 669—683 700—800 1029—1177 1114—1265 1638—1820 1700—1890 1840—2115 » » » » Известняк » Песчаник Известняк Песчаник 6,6 7 * 7,1 10 3 3 3 10 6 14
58
Продолжение табл. 17
рактеристика лектора Начальные гвк, ГНК, внк. М Начальное пла- стовое давление, МПа Температура пла- ста, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Пористость, % Проницае- । мость, 10-1Б м2 А+В + С, С,
15 45 —1171 12,2 41 114 84
14 30 — 1198 12,2 40,8 41 175 198 351 —
20,8 39 — 1270 14,5 42,5 53,6 .15,1—126 1 023 1 071 —
4 30 — 1322 13,5 43,5 51,4 8—124 — — —-
189 360—693 —1607 17,7 51 96 125 721 92 —
6 9—120 — 1602 18,1 51,5 70 — 145 146 . —
16,5 До 383 —1605 18,1 51,0 — 221,4 14 — —
5 1—48 —1602 18,1 51,2 70 — 13 40 —
17 23—801 —1621,2 18,1 52,7 97,5 224—276 141 131 —
19,8 11—1523 —1643,7 18,4 — — — 1 036 1 673 2 220 191
20 225 — 1162 13,1 37,7 33—35 52—135 143
20 86 —1162 13,0 37,3 33—35 135—801 920 460 —
15 71 —1180,5 13,0 37,5 33—35 390 — — —
21,5 1—62 — 1181 13,0 37,5 33—35 90 — — —
19,8 1—62 —1181 13,0 37,8 33—35 80 — — —
15 1—62 —1200 13,8 37,8 33—35 189 — — 191
16 1,8—2,2 —1284 14,4 37,8 33—35 61 — 561 —
18,7 4 — 1280 14,7 40,3 33—35 32 478 349 —.
17 6 —1288 14,7 40,3 33—35 31 20 218 —
13 25 — 1624 14,7 50 33—35 17—105 112 123 —
5 2 — 1663 18,7 50,2 33—35 17—105 — — —
15 5 — 1656,2 18,8 50,7 33—35 49—354 41 118
16 65 — 1656,9 18,9 50,8 33—35 131 14 126 —
18,4 165 —1676 18,9 51,3 33—35 1674 88 60 —
18 — — 1711 19,2 57 33—35 809 79 62 1 967 28
6 — —626,8 7,9 27,2 — 24,7 36 78 —
20 — — 14,7 — — 61 43 1 833 —
18 — — 1675 18,4 51,1 — 95,5 1 285 56
3,5 — — 10,5 — — 4,6 3 — —
22 1540— 3020 — 1380 15,2 50 — 850—2300 1 282 315 1 526 —
18 — — 30,3 — — — 49 395 —
20 11—366 —2599 28,7 — — 150 5 43 —
400
19 — — 32,0 — — — . i 261 1 459 688 235 —
12 . 290 —654 6,5 33,5 — 275 819 129 —
4 . 40 —692 8,2 — — 840 486 70 —
15 1070 — 1003 11,6 40 1000 106 27 —
12 10 — 1064 12,2 49 — 51 46 9 —
15 48 — 1518 15,6 — — — — — —
15 250 — 1707 15,6 53,9 — — — — —
19 1003 — 17,9 56,5 — — — - —
59
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки 1 Залежь 1 Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха кол
Эффектив- ная мощ- ность, м
н Ардатовский, 2030 Песчаник 5
Да-IVa
н То же, Д2-1Уб Воробьевский, 2000 » 3
н 2028 » 22
До-V
Ириновское 1945 — н Тульский 530 » 2,5
ГН Черепетский 515—615 Известняк 19,5
ГН Малевский, верх- 540—620 » 6—8
ний пласт
н Малевский, ниж- 625 » 5,8
ний пласт
н Данково-лебедян- 650 Доломит 5
ский
Радищевское 1957 — ГН Черепетский 530—560 Известняк 3,2—7,2
Хлебновское 1945 1956 ГН » 750—800 » 5
Малиноовраж- 1947 — ГН > 703—810 » 16,6
ное
Языковское 1964 — г Тульский, IV 1135 Песчаник 1,3
ГН V+VI 1139 » 2
ГН Бобриковский 1159 > 1,2
Александров- 1964 —
ское ГН Тульский, V 1585 »
н Ардатовский, 2500 » 8
Да-IV
н Морсовский 2520 Известняк —
Иловлинское 1954 1964
гк Мелекесский 1200 Песчаник 4,4
гк Нижнеокский, I 1660—1760 » 4,2
гк II 1670—1780 » 2,9
гк Нижнеокский, III 1700—1780 Известняк 6,1
н Тульский, I 1720—1800 Песчаник 1,7
гкн V 1730—1830 » 2,3
гкн Бобриковский 1810—1840 » 2
гкн Кизеловский 1820—1070 Известняк 4,3
Генеральское 1953 1962
г Мелекесский 780—850 Песчаник 7
г Черемшано-при- 820—860 Известняк 7
камский
ГН Бобриковский 1160—1185 Песчаник 8
ГН Черепетский 1170—1190 Известняк 4
Южно-Гене- 1963 1969 гкн Бобриковский 1360—1380 Песчаник 9,6
ральское Луговское 1960 1969 ГН Черемшано-при- 1010—1080 Известняк 8,9
камский
гк Бобриковский 1290—1350 Песчаник 3—13
гкн. Малевский 1346—1472 » 2—5
Полянское 1966 — гк Бобриковский 1337—1351 < 7
Советское 1957 1963
гкн Ардатовский, 1897—1916 » 6,3
A-IVa
н То же, Д2-1Уб 2100 —
60
СЛ СЛ tO tO о 00 о co to to м CH — — to to — to to 4^0 ФОООООФОО СП 1 1 M 00 C5 8 7 14,1 CO 05 05 00 — 5 — — Пористость, % рактеристика лектора
С0 317—479 328—2951 - 00 СЛ 373 9—1987 2—2700 0,8 98 620 14—423 24—100 39 1 1 1 1 1 15—52 18—31 0,4—355 1 1 ooS1 350 1540 360 Проницае- мость, 10-» м»
— 1863,7 1 —1834 — 1323 —1327 —1325 —996 — 1150 —1150 — 1335 —1536 — 1609 —1636 —826 —815 cO 00 — 1009 —1462 — 1490 — 1494 1 1 1 1 1 1 1 1 05 05 Qi toco — 00 to м —550 —567,2 1 1 1 4b. 4*. ед 00 05 — О OS OS —1952 —1905 Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м
19,2 18,3 CO W CO О co CO 11,4 co to to 00 О 00 COCO 00 OOM СЛ ~tO tO 4b. ъ 24,7 11,9 16,0 16,9 17,0 14,0 25,1 OiOJOJ 6,8 4,7 7,6 5,5 5,5 05 СЛ СП Ъмм 18,5 21,7 00 00 Начальное пла- стовое давление, МПа
1 1 1 1 1 36,1 ~ © co bi О tObO . , . юоо | | j 1 . CO CO , 1 .СЛЯ1 1 СП co 1 1 1 1 1 21,3 23,5 22,5 L'ZZ to to to ООО о мЪэ С5 05 СП to 62,5 Температура ста, °C пла-
1 83,2 1 1 1 1 39,1 1 II III 1 Illi 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 З.»а о “йё ® tr ® •
1 1 12,7 72—74 183 2,2 864—1424 990—4800 136,6 219—510 83,9 (6,3) 74—740 40 1 529 (7) 144 193 (9,5) 170 104 (5) 05 05 CO Co coS° i LL- СЛСЛ “ 4*.-—' 27,7 1 970 2—320 1 1 1 1 1 дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Начальный
1 OS OS 3 549 3 581 32 670 264 CO 1 00 4b. ‘ — 1 — СЛ CO 1 to co OS 1 too 1 О 1 to CO 4b. 1 1 1 -1 _ 05 co co ’l 00 1 1 1111 1 1 1 ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Суммар-
1 1 1 1 — 00 СЛ о to 00 о о CO 00 358 1 CO CO — 00 to — M CO 00 co co to oo os to 1 1 -4 0 1 81 OS bO 4b. to 4^ 4b. । yi Ю 4b- 05 © 05 4b. СЛ CO СЛ 00 —4b. 1 1 СО О 1 S о to to 1 1 1 ’э+a+v Запасы на 1/1 1 млн.
1 Mill II III 1 1 1 1 1 1 1 “gl Bgl |l 1 1 1 1 1 III I 1 Illi I I I п газа 380 г., м8
Продолжение табл. 17
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха кол
Эффектив- ная мощ- ность, м
Старицкое 1961 1971 гкн Бобриковский 1350 Песчаник 0—15,6
Фурмановское 1958 1959 гкн Верейский 920—1125 » 4,75
гкн Бобриковский 1330—1430 » 6,5
гк Малевский 1380—1480 Известняк 5
Сусловское 1957 1963 гкн Бобриковский 1407—1460 Песчаник 7,3
Восточно-Сус- 1960 1966
ловское гк Бобриковский 1500—1530 » 3,9
гкн Ардатовский, 1740—1790 8,5
Д2-1Уб /
гкн Воробьевский, 1770—1810 » 12,9—
Да-V 24,3
гкн Воробьевский, 1790—1830 » 3,4—6,5
Дг-VI
Первомайское 1959 1964 гк Бобриковский 1605—1645 » 4,7
гкн Ардатовский, 1959—2040 » 2—18,4
fl2-IV6
гк Воробьевский, 2040—2075 » 12—30
Да-V
Степновское 1953 1959 гк Бобриковский 1650—1700 6
гк Малевский 1690—1920 Известняк 8
гкн Ардатовский, 2030—2130 Песчаник 7
Да-IVa
гк То же, Д2-1Уб 2050—2100 » 6,2
гк Воробьевский, 2030 » 22,5
Да-V
гк То же, Да-VI 2060 » 4
гк Мосоловский, Дз-IV + IVa 2100 » 8
Любимовское 1960 — гк 2428—2600 » 4
Приволжское 1965 1972 гк Бобриковский 1980 » 1,05
гкн Ардатовский, 2740 » 3—6,1
Дз-IVa
гкн Воробьевский, 2790—2800 > 6,6—13
Да-V
гкн То же, Да-VI 2800 » 3,5
Западно-Ров- 1971 —
венское гк Кыновско-паший- 4524—4578 » 20
ский
гк Воробьевский, 4800—4843 » 14
Дз-V
Розовское 1968 1974 гкн Ардатовский, 3100 » 8
Дз-IVa
гк Воробьевский, 3350 » 15
Да-V
гк Морсовский 3506 » 5,2
'62
Продолжение табл. 17
рактеристика лектора Начальные ГВК, ГНК. ВНК, м Начальное пла- стовое давление, МПа Температура пла- ста, °C Содер- жанне стабиль- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м8/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м8 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м8
1 Пористость % и £-2 о ПТ А+В + С, са
8—12 1—330 — 1278,6 14,5 — — 100—847 215 1 424 15 293 —
23 248 —886 14,1 32 —— 292 218
18,7 476—1334 —1313 14,7 43,6 49 203 1 132 52
6 13—19 — 15,0 — 14,6 — 23
23 390—8240 —1376 16,1 46,8 — 1383 187 879 1 709 —
21 1800 —(1431 1465) 163,7 — — 2483 67 — —
20 38—584 —(1751 1815) 20,1 56,8 40 194 395 604 —
20 32—2420 —(1750 1790) 20,0 57,6 40 1270—2656 417 1 105 —
20 4000 — 20,0 57,6 40 285—691 206 — —
24 127—553С —1532 16,9 52,6 — 231—642 185 ——
18—22 57—613 —1931 20,7 63,1 — — 14 — —
18 28—300 —(1975 1950) 21,0 65,1 — 1132 7 28 991 1 237 —
16 160—585 —(1593 1598) 17,7 49,5 37 63—1228 140 717 —
6 50 —(1653 1656) 18,3 51 37 95 — . 55 —
16 431—804 —2057 22,9 62 66,7 3050 2 171 465 —
20 194—636 —2078 23,0 62 66,7 350 1 319
20 500 —2120 23,4 63 66,7 330 25 270 — —
16 24—64 —2183 23,4 63 66,7 208
6 — — 23,4 — — 95 91 — —
15 68 — 24,5 — — 76 (8) 57 595 164 111 127
21 2000 — 1867 20,0 55 33,2 147 (8) — — —
13 До 315 —2628 29,7 75,5 244,93 414 (15) 468 111 12
17 6—123 —2690 29,7 76 111,6 758 (16) 111 — 115
16 24—36 —2770 31,2 80 111,6 72 (11) 16 19 736 12 984
10 — — 52,1 124 283 112,8 — 13 313 12 007
10 — — 52,5 134 320 200 (9,5) 154 6 423 4 441 977 1 615
20 — — — — 460 228 (9,5) 145 1 470 1 615
20 — — 34,3 89 423,4 — 9 2 471 —
12 — — — — 45(5) — 500 —
63
Месторожден и е Год открытия Год начала разра- ботки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха кол
Эффектив- ная мощ- ность, м
Таловское 1964 1966 г Волжский 880—950 Песчаник 4,9—10,4
Пионерское 1968 — гкн Ардатовский, 1930—1960 » 6,7
Д2-1Уа
гкн Воробьевский, 1980 » 7
Дг-V + VI
гкн Морсовский 2101—2109 » 8
Карпенское 1972 — г Нижняя пермь, II 1504—1602 Доломит 5
ГН I 1600—1700 » 8
Старшиновское 1966 — г Верхнеюрский 951—956 5
Спортивное 1966 — г То же 1366—1374 » 12
Краснокутское 1973 — г Нижняя пермь, II 1581—1584 6,5
гк Кыновско-паший- 4500—4700 Песчаник 16,9
ский
Ждановское 1973 — г Нижняя пермь, I 1645 Доломит 6
Мокроусовское 1975 — г То же 1580 » —
Гвардейское 1977 — г Ардатовский, 3916—3930 Песчаник 8,1
Дг-IVa
Северо-Лиман- 1977
ское - гк Нижняя пермь, К 1005 Известняк 5—13
гк Верейский Песчаник —
гк Серпуховско-ок- 3131—3202 » —
ский
гк Тульский 3230 » —
гкн Бобриковский 3310 » —
Мечеткинское 1978 — гк Кыновско-паший- 2300 » 19,6
ский
гк Ардатовский, 36
Да-IV
гкн Воробьевский, 2860 » 13,2
Дг-V
Родниковское 1977 — гк То же 3351—3380 » 11—20
Павловское 1979 г Нижнепермский 1469—1580 Известняк 27
64
П ро должение табл. 17
рактеристика лектора Начальные гвк, ГНК» внк. М Начальное пла- стовое давление, МПа Температура пла- ста, °C Содер- жание стабн1ь- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Пористость, % Проницае- мость, 10“1Ь м2 А+В + С, Сг
26 1386 79,1 9,9 45,0 — 325 1 491 509 -—
20 — — '20,4 61,0 122 — 76 14 275 58 —
20 — — 21,2 61,0 150 — 26 191 —
19 — 22,9 — 102 — 36 26 —
7 18,1 45 — 17,7 (10) — 4 826 218
26 1386 —879,1 20,0 — — 325 — 4 608 —
20 — — 10,1 — — 2490 — 330 743
20 — — 14,7 — 376 — 370 586
10 —1488 17,0 42 — 68 (14) 1 3 997 3 187 3 086 543
12,6 4—41 —4273 45,8 106 73,5 80 (7) 1 810 2 543
11 — — 17,0 40,5 — 40 (6) — 1 781 —
— — — — — — 1 479 644
6-9 — — 41,6 — — 37 (6) 500 800
96 (8) 2 253 488 10 224 522
— — — .— — — 845
— — — — — — 145 (10) — 457 1 145
— — — — 268 301 (10) — 706 1 768
— — — — — — — 602 930
11 — — 29,3 — 105 352,7 (12) — 3 805 1 304 12 371 4 383
13 — — 31,5 — — — — 772 1 348
10,5 — — 31,8 — 94 421,4 (12) — 1 729 6 640
9,7— — — 35,9 — — — — 816 1 786
13 7,8 — — 1475 16,5 43 — 1109 (102) — 1 000 2 339
3 Зак. 192
65
14. Обзорная карта нефтегазоносности Саратовской области.
РИС.
Месторождения: /' «— нефтяные. 2' — газовые
и газоконденсатные. 5* — газонефтяные; 4* —
тектонические элементы I и II порядков; 5* —
бортовой уступ Прикаспийской впадины.
I — Саратовские дислокации; II — Аткарский
выступ фундамента; III — Латрыкско-Кара-
мышская впадина; IV — Степновский выступ
фундамента; V — северо-западная часть При-
каспийской впадины; валы: а — Карабулак-
ский, б — Тепловско-Ириновский, в — Хлебнов-
ский, г — Елшано-Сергиевский, д — Алексан-
дровский. е — Багаевско-Горючкинский, пл. —
Гуселско-Квасниковский. з — Урицкий, и —
Дмитриевско-Рыбушанскнй, к — Степновский.
л — Генеральско-Советский, м — Грязнушнн-
ский.
Месторождения: 1 — Казанлинское; 2 — Те-
пловское; 3 — Ириновское; 4 — Радищевское;
5 — Хлебновское; 6 — Малнноовражное; 7 —
Озерское; 8 — Суровское; 9 — Песчано-Умет-
ское; 10 — Грузнновское; 11 — Курдюмо-Ел-
шанское; 12 — Языковское; 13 — Карамышское;
юрские отложения. Месторождения в основ-
ном многопластовые. Число продуктивных
горизонтов от одного (Казанлинское место-
рождение) до восемнадцати (Урицкое). Залежи
пластовые сводовые, на ряде месторождений
литологически экранированные.
Природные газы Саратовской области пре-
имущественно метановые (табл. 16). Для
природных газов Фурмановского, Старицкого
и Степновского (бобриковский, верейский и
малевский горизонты) месторождений харак-
терно большое количество азота (12—26 %).
Содержание сероводорода в газах колеблется
в пределах 0,02—0,95 %, он отмечается в га-
зах черемшано-прикамского (Соколовогор-
66
14 — Сосновское; 15 — Александровское; 16 —
Багаевское; 17 — Колотовское; 13 — Горюч-
кннское; 19 — Гуселкское; 20 — Соколовогор»
ское; 21 — Квасииковское; 22 — Урицкое;
23 — Ширококарамышское; 24 — Родионовское;
25 — Дмитриевское; 26 — Западно-Рыбушанское;
27 — Восточно-Рыбушанское; 28 — Некрасов-
ское; 29 — Вольновское; 30 — Песковатское;
31 — Топовское; 32 — Каменское; 33 — Ста-
рицкое; 34 — Фурмановское; 35 — Сусловское;
36 — Восточно-Сусловское; 37 — Первомайское;
38 — Степновское; 39 — Калининское; 40 —
Любимовское; 41 — Ерусланское; 42 —Гене-
ральское; 43 — Южно-Генеральское; 44 — По-
лянское; 45 — Луговское; 46 — Советское; 47 —
Грязнушинское; 48 — Южно-Грязнушинское;
49 — Приволжское; 50 — Розовское; 51 — За-
падно-Ровненское; 52 — Ждановское; 53 — Крас-
иокутское; 54 — Карпенское; 55 — Старшииов-
ское; 56 — Таловское; 57 — Спортивное; 58 —
Иловлинское; 59 — Северо-Лиманское; 60 —
Мокроусовское; 61 — Мечеткинекое*. 62 — Гвар*
дейское
гское, Родионовское), окского и нижнеокского'
Г (Дмитриевское), бобриковского (Соколово-
горское, Урицкое, Горючкинское, Генераль-
ское, Луковское, Фурмановское и Восточно-
Сусловское), черепетского (Старицкое, Лугов-
ское) и малевского (Соколовогорское и Лугов-
ское месторождения) продуктивных горизон-
тов. Многие газовые и газонефтяные залежи
содержат конденсат (табл. 17).
ВОЛГОГРАДСКАЯ ОБЛАСТЬ
Волгоградская область — один из основных
газодобывающих районов Урало-Поволжья.
Запасы газа области на начало 1980 г. сог
ставляли 58,9 млрд, м8 по категориям А 4-
4- В +;&.
В геологическом строении этой области
принимают участие четвертичные, неогено-
вые, палеогеновые, меловые, юрские, триа-
совые, пермские, каменноугольные и девон-
ские отложения. Глубина залегания кри-
сталлического фундамента 1000—1500 м в за-
падных районах, 3200—3500 м в центральных
и южных районах и 5000—9000 м и более
в восточных и северо-восточных районах
области.
Рассматриваемая территория расположена
в районе погружения фундамента Русской
платформы от Воронежского свода в юго-
восточном направлении, в сторону При-
каспийской впадины. Тектоническая актив-
ность этих двух элементов первого порядка,
а также юго-восточной части складчатого
Донбасса обусловила ступенчатое погруже-
ние в блоковую структуру фундамента Рус-
ской платформы. По данным КМПВ и пара-
метрического бурения в терригенных отло-
жениях девона на севере области выделяются
Терсинский, Верхнедобринский и Восточно-
Линевский выступы, в центре — Кудинов-
ский, Камышинский и Дубовский, ориенти-
рованные параллельно крупнейшим текто-
ническим элементам (рис. 15). К северо-
востоку от Кудиновского и к северу от Ду-
бовского и Камышинского выступов распо-
лагается обширная Волго-Иловлинская де-
вонская впадина. Поверхность фундамента
здесь погружается до 8—9 км. С запада и
востока впадина ограничивается полосами
приподнятого фундамента. В каменноуголь-
ный этап развития прекращается рост древ-
них структур и формируется моноклиналь-
ный склон, наклоненный в восточном и юго-
восточном направлениях.
В современном структурном плане на тер-
ритории Волго-Уральской области выде-
ляются юго-восгочное погружение Воронеж-
ского свода (Хоперская моноклиналь), Тер-
синская, Михайловская депрессии, Чирская
моноклиналь, Доно-Медведицкий вал, При-
волжская моноклиналь, Прикаспийская впа-
дина и Преддонбасская депрессия.
Хоперская моноклиналь сложена мезозой-
скими и палеозойскими породами, наклонен-
ными на юго-восток. Кристаллический фун-
дамент западной части моноклинали нахо-
дится на небольшой глубине и сравнительно
резко погружается в юго-восточном направ-
лении. В этом же направлении увеличивается
мощность девонских, каменноугольных и
более молодых отложений.
Терсинская и Михайловская депрессии
расположены восточнее Хоперской монокли-
нали. Терсинская депрессия имеет субме-
ридиональное простирание, размеры ее 100х
\80 км. В центральной части депрессии
развиты палеогеновые и верхнемеловые по-
роды. Мезозойские образования залегают
несогласно на отложениях различных гори-
зонтов каменноугольной системы. В верхнем
девоне происходит затухание депрессии как
замкнутого отрицательного элемента, и по
•франским отложениям формируется моно-
3*
клиналь, погружающаяся на юго-восток.
С северо-запада Терсинская депрессия огра-
ничена бортовой флексурой, амплитуда ко-
торой ^изменяется от 100 м на юге до 300 м
на севере. Восточный борт депрессии ослож-
няет Кленовско-Нижнедобринская антикли-
нальная эона, состоящая из цепочки брахиан-
тиклинальных поднятий, ограниченных с за-
пада флексурным изгибом пластов.
Михайловская депрессия выделена условно
примерно на одном гипсометрическом уровне
с восточным бортом Доно-Медведицкого вала
и представляет собой неглубокий раскрыва-
ющийся на юге мезозойский прогиб шириной
40—50 км и длиной 80 км. Амплитуда его
по мезозойским отложениям составляет 50 м.
В северной части депрессии развиты верхне-
меловые, а на юге и юго-западе — палеоге-
новые отложения. В пределах депрессии
установлены небольшие локальные подня-
тия.
Доно-Медведицкий вал северо-восточного
простирания выделяется по мезозойским,
верхнекаменноугольным и верхнедевонским
отложениям. Поднятиям, выделенным по
этим отложениям, в терригенном девоне
соответствует моноклинальное погружение
слоев к востоку. С северо-запада, севера и
востока вал ограничен флексурами. Доно-
Медведицкий вал состоит из Бахметьевско-
Линевской, Коробковской и Арчединско-
Донской групп поднятий, разделенных Та-
расовским и Дорожкинским погружениями.
Наиболее приподнята Арчединско-Донская
группа, где на поверхность выходят каменно-
угольные отложения. В ее пределах можно
выделить Миронычевско-Карасевскую (Абра-
мовскую) и Арчединско-Саушинскую анти-
клинальные зоны. Указанные зоны характе-
ризуются крутыми и узкими западными
крыльями и пологими и широкими восточ-
ными. С приподнятыми зонами Доно-Медве-
дицкого вала связана большая часть газовых
и нефтяных месторождений Волгоградской
области.
Между Доно-Медведицким валом и При-
каспийской впадиной располагается При-
волжская моноклиналь, западная граница
которой проходит по флексуре. В пределах
моноклинали широко развиты пермо-триасо-
вые, пермские и каменноугольные отложе-
ния. Поднятая, выявленные бурением и
сейсморазведкой по поверхности нижней
перми, не находят отражения в каменно-
угольных отложениях вследствие резкого
выклинивания пермских осадков в западном
направлении.
В южной части Волгоградской области
простирание основных тектонических эле-
ментов подчиняется структуре погребенного
складчатого Донбасса. Палеозойские и ме-
зозойские отложения в пределах Чирской
моноклинали меняют меридиональное про-
стирание на юго-западное. К югу от Чирской
моноклинали по данным сейсморазведки и
бурения установлена неширокая Преддон-
басская депрессия, в которой возрастает
мощность пермо-триасовых и каменноуголь-
ных отложений. Южная граница Преддон-
67
РИС. 15. Схема размещения месторождений Волгоградской области.
/ — Медведицкий блок; /Z — Бахметьевско-
Линевский вал.
Месторождения: / — Кленовское; 2 — Бахметь-
евское; 3 — Жирновское; 4 — Западно-Линев-
ское; 5 — Линевское; 6 — Нижнедобринское;
7 — Щербаковское; 8 — Северо-Дорожкннское;
9 — Новокоробковское; . 10 — Коробковское;
11 — Южно-Уметовское; 12 — Антиповское; 13 —
Миронычевское; 14 — Абрамовское; 15 — Голу-
бинское; 16 — Клетско-Почтовское; 17 — Кара-
севское; 18 — Подпешинское; 19 — Ветютнев-
ское; 20 — Кудиновское; 21 — Арчединское;
22 — Зимовское; 23 — Шляховское; 24 — Вер-
ховское; 25 — Саушинское; 26 — Нижнеило-
влинское; 27 — Вешняковское; 28 — Октябрь-
ское; 29 — Моисеевское; 30 — Ключевское;
31 — Комсомольское; 32 — Солдатско-Степнов-
ское; 33 — Лободинское; 34 — Новинское.
Условные обозначения см. на рис. 14
басской депрессии проходит по главному
Донецкому надвигу.
Бортовой уступ Прикаспийской впадины
характеризуется рложным геологическим
строением. Он представляет собой вилооб-
разную структуру, состоящую из цепочки
антиклинальных структур. Валообразное под-
нятие выделяется в подсолевом и нижнеперм-
ском надсолевом комплексах отложений.
68
В 1971—1972 гг. в пределах бортового уступа
установлена нефтегазоносность подсолевых
нижнепермских отложений на Тингутинской
и Наримановской площадях.
Промышленная нефтегазоносность установ-
лена в девонских, каменноугольных, перм-
ских и юрских отложениях (табл. 18, 19).
Залежи в основном пластовые сводовые.
Широко развиты также литологически экра-
Таблица IB
Характеристика газов месторождений Волгоградской области
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % ПО объему
сн4 С2Н. СаН, X О С8н„ + + высшие со3 n2 H2S
Коробковское Байосский, I 0,573 96,0 г — — — 4,0 —
Верхнекаменно- 0,568 96,75 0,25 — — — — 3,0 —
угольный Верейский 0,590 94,96 1,16 0,79 0,37 0,27 0,15 2,3 —
Мелекесский, I 0,605 95,69 1,43 1,05 0,86 0,97 — —
Намюрский 0,590 94,84 1,23 0,48 0,24 0,31 0,5 2,40 —
Южно-Уметов- Сакмаро-артин- 0,563 92,4 1,3 0,58 0,32 0,14 1,58 3,8 —
ское ский Нижнебашкирский 0,526 98,59 0,64 0,39 0,27 — — 0,11
Верейский 0,580 97,09 1,29 0,36 — — 0,4 0,86 —
Щербаковское Казанский 0,595 95,8 1,60 0,51 0,49 — 1,10 — 0,5
Вешняковское Нижнеказанский 0,572 91,9 2,0 1,2 0,5 0,4 0,9 3,1 —
Антиповское Артинский, I 0,625 92,3 3,15 1,60 0,97 0,98 0,49 0,5 0,31
Миронычевское Каширский 0,567 97,36 0,34 — — — 0,3 2,0 —
Клетско-Поч- Верейский 0,565 97,85 — — — — 0,15 2,0 —
товское Нижнебашкирский 0,568 96,35 0,1 0,05 — — 0,2 3,3 —
Задонско-елецкий 0,580 94,28 0,09 0,08 0,05 — 0,6 4,9 —
Ветютневское Верейский, VII, 0,579 94,9 0,17 — — — 0,1 4,9 —
Зимовское VIII Верейский, VII 0,576 96,05 0,72 0,28 — — 0,5 2,45 —
Бобриковский, 0,571 95,8 — — — — — 4,2 —
I + II Задонско-елецкий, 0,576 94,7 1,10 0,05 О’,05 — 0,4 3,7 —
Саушн некое I Верейский, I 0,566 97,78 0,32 0,15 — — 0,15 0,60 —
IV 0,561 97,21 0,63 0,10 0,07 —— — 1,99 —-
Бобриковский, I 0,576 97,62 0,19 0,3 — — 0,16 1,9 —
Арчедпнское Верейский, II 0,569 96,1 0,51 0,14 0,02 0,03 0,02 3,0 —
Верхнсбашкир- 0,575 94,9 0,68 0,22 0,03 0,0.1 0,16 4,0 —
ский, IX—X Бобриковский 0,569 96,6 0,50 0,15 0,09 0,02 0,1 2,5 —
Голубинское Верхнебашкир- 0,578 94,2 — — — — — 5,8 —
СКИЙ Нижнебашкирский 0,578 94,90 — — — — — 5,1 —
Верховское Верейский, I 0,611 88,90 0,40 0,40 0,13 — 0,07 10,10 —
Бобриковский, I 0,673 95,83 0,47 — — — — 3,7 —
Жирновское Верейский, I 0,597 93,0 4,0 1,5 0,5 0,1 0,4 0,5 —
Тульский, Б1 0,722 81,4 6,1 2,6 2,5 1,3 4,8 1,3 —
Бобриковский 0,752 81,7 6,5 3,0 1,9 1,4 4,0 1,48 0,02
Евлановско-ливен- 0,736 78,8 6,20 3,20 2,2 2,7 0,5 6,4 —
Линевское ский Бобриковский 0,570 87,0 5,7 1,1 0,8 0,3 1,2 3,84 0,06
Бахметьевское » 0,689 28,8 3,30 1,1 1,5 1,7 4,3 4,3 1,0
Евлановско-ливен- 0,736 78,5 6,40 3,40 2,0 2,8 0,6 6,3 —
Новинское ский Бобриковский 0,617 90,19 1,68 1,47 0,46 0,15 1,02 4,81 —
Шляховское Задонско-елецкий 0,576 95,0 0,30 0,10 0,20 — 0,2 4,2 —
Карасевское Евлановско-ливен- 0,574 95,2 0,40 0,10 — — 0,2 4,1 —
Кудиновское СКИЙ Воробьевскпй 0,677 83,7 7,1 2,8 2,2 1,2 0,4 2^6 . —
Пашийский 0,881 75,4 9,9 6,1 5,0 1,1 0,5 2,0 ,
69
Характеристика месторождений природного газа Волгоградской области
Место - рождение Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха
Эффек- тивная мощ- ность, м
Жирновское 1949 1951 г Верейский, I 500 Известняк 1,6
г II 550 Песчаник 2,5
н Мелекесский, I + 630 » 6
+ П+ Ш
ГН То же, IV 670 3,9
ГН Нижнебашкирский 690 Известняк 1,68
н Намюрский 710 3
н Алексинский 930 » 6
ГН Тульский, Aj 950 J» 0,92
ГН А2 960 Песчаник 3,76
ГН Bi 1030 » 4,83
ГН Бобриковский 1050 1—18
г Турнейский 1070 Известняк 2,50
ГН Евлановско-ливен- 1800 » 1,93
СКИЙ
гк Бурегский 2160 » 7,77
н Семилукский 2300 » —
н Рудкинский 2400 » —
Бахметьев- 1951 1955
ское ГН Мелекесский, I + 620 Песчаник 5,6
+ II + III
То же, IV Нижнебашкирский 660 » 4,1
н 700 Известняк 5,6—12,8
н Намюрский 730 » 34,5
ГН Тульский, Аа 980 Песчаник 5,27
ГН Б1 1020 3,92
ГН Бобриковский 1070 3,11
ГН Турнейский 1100 Известняк 3,5
ГН Евлановско-ливен- 1800 » 17,4
СКИЙ
н Воронежский 1850 » 24
•Линевское 1949 1958 г Мелекесский 780—825 Песчаник 5—8
г Нижнебашкирский 870—900 Известняк 5
Саушинское ГН Бобриковский 1270—1300 Песчаник 3,3
1949 1957 2,26
г Верейский, I 470—500 »
г IV 540—600 » 4,4
г V 540—600 » 64
г VI 540—600 » 5,8
г VII 610—650 » 1,52
г VIII 610—650 > 2,87
г IX 610—650 » 2,4
г Мелекесский, XI 680 » 6,03
г Бобриковский, I 1025—1035 2,47
г II 1025—1035 » 3,64
Верховское 1949 1957 г Верейский, I 464 » 2,0
г IV 530 » 1,5
г IVa 538 3,0
г VI 609 » 3,0
г VIII 617 » 2,6
г IX 623 » 3,5
г X 639 » 6,0
70
D>
Начальное пла-'
стовое давле-
ние, МПа
Температура
пласта» °C
Содержание
стабильного
конденсата, г/м’
Место - рожден по Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивн Ы 1I горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха
Эффек- тивная мощ- ность, м
Верховское 1949 1957 г Мелекесский, XI 662 Песчаник 10
г Нижнебашкирский, 723 Известняк 7
XII
г Намюрский 750 » 7,6
г Бобриковский, I 919 Песчаник 3
г II 932 » 1,5
Арчедин- 1949 1953
ское г Каширский 350 0—5
г Верейский, I 420 » 2,1—3,2
г II 430 » 0—0,95
г III 440 1,7—2,7
г IV 450—510 » 3,5
г V 470 0,33
г VI 480 » 2,0
г VII 530 » 3,3—5,7
г VIII 550 » 0,37
г Верхнебашкирский, 640 » 0—6,5
IX + X
г Нижнебашкирский, 640 Известняк —
XI
н Бобриковский 1000 Песчаник —
н Турнейский 1020 Известняк 0—8,5
н Задонско-елецкий, I 1700 Песчаник 2
н II 1700 » 4
н Евлановско-ливен- 1800 » 3,2
СКИЙ
Зимовское 1957 1963 г Верейский, VII 630—650 » 3
г Бобриковский, I + II 1030—1070 » 0,4
г Задонско-елецкий, 1а 1385 » 1,7
г То же, II 1360—1420 » 4—14
г III + IV 1405 » 1,8—5
н V 1450 » 0—3
н VI 1700 7
Шляховское 1959 1965 г Верейский, IV 645 Песчаник 2,34
г VII 690 » 2
г VIII 760 » 1,4
г IX 800—882 » 2,1
г X 800—882 » 2,1
г Бобриковский 1172—1176 » 2
ГН Задонско-елецкий 1555—1850 » 6—15
н Евлановско-ливен- 1950 » 3,2
СКИЙ
н Воронежский, I + II 2000 » 2,6
Ветютнев- н Алатырско-петинский 2150 . Известняк 2,4
1956 1961
ское г Верейский, V 560 » 30
г VII 562—566 » 2,46
г VIII 570 » 1,5
г Верхнебашкирский 580 » 3,24
г Нижнебашкирский 590 » .4
72
Продолжение табл. 19
рактеристика коллектора Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/мэ Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча на 1/1 1980 г., млн. м’ Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
Пори- стость, % Про - ницае- мость, 10“16 м2 А+В + С, с2
18 310 —631 6,7 21,1 105—684
14 100—160 —617 7,8 22,1 — 88—600 2018 1 167 —
5 5—880 —701 8,1 22,4 — 91—546 3 111 62 —
19 До 2000 —926 10,6 28,3 — 70—100 1 090 106 ——
19 До 1830 —936 10,7 29,2 — 150 2 122 — —
22 727 —210 2,9 — — 2 122 —
20 — —310 3,9 12,6 — — — — —
22 — —318 — —— — __
22 — —328 18 — 27 — — — ' ь
23 4687 —360 — 18,5 — —- — —
21 1950 —363 — 19,5 —- — — — —
18—19 — —363 — 19,5 — — — — —
19 357 —398 — 20 — — — — —
20 291 — 1826 —412 5,2 20 — — — —
20 200—238 520 5,5 21 — 67—250 — — —
— — —545 — 22 — 200 — — —
14 845 —(877ч- 885) — — — — — — —
5 — —886 9,4 — — — — — —
16 — — 1275 — —- — — — — —
17 1000— 3000 — 1572 — — — — — — —
21 1167 — 17,9 — — — 2 148 159
19—20 3—91 —511,5 6,4 22 — 110—270 8 — —
18 376—1544 —932,5 10,4 34 — — 146 73 —
18 38 — 14,1 40 — 67,5 29 86 —
18,5 До 4600 — 1244 13,8 41—42 — 67,5 1 965 — —
18 150—3090 — 1300 14,6 41 — 20—25 — . — —
18 170 — 15,5 52 — — — — —
3—17 415 — 1567 17,1 — — — 262 106 —
14,9—23 300—638 —513 6,7 22 — 37—57 98 — —
19,1 300—640 —576 6,9 23 — 37—57 145 6 —
20 300—450 —634 7,9 24 — 25,255 (4,6) — — —
20 43 —690 8,1 25 — 31 — — ——
20 43 —690 8,1 25 — 31 — — —
18 . — 1052 11,2 — — — 11 — —
18,3 До 820 — 1742 — 62 — — — 100 —
14 — — 1845 — — — — — — —
14 — — 1863 — — — — — — —
17 — — 1977 — 64,5 — — 8 217 из —
25 1770— 7300 —375 4,0 22,5 — 213, 44 103 —
25 1 —442 5,3 23 — 14—574 173 10 —
20 20 —454 5,6 23,5 — — — — —
21 43 —509 5,8 24 — — — — ——
6 400—650 —544 6,2 24,5 — 50—60 — — —
73
Место - рожден ие Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха
Эффек- тивная мощ- ность, м
Абрамов- ское 1959 1956 г Нижнебашкирский 544 Известняк 3
Миронычев- ское Голубин- ское Клетско- Почтов- ское Карасевское Подпешин- ское , Коробков- ское 1957 1959 1960 1962 1965 1951 1966 1966 1966 1957 г г г г г г г г г г г г г г г г г г г г г гкн гк гк гк гкн гкн Каширский Верхнебашкирский Нижнебашкирский Верейский Мелекесский Нижнебашкирский Задонско-елецкий Верхнебашкирский Н ижнебашкирский Задонско-елецкий- Евлановско-ливен- ский, I То же, II Верейский Мелекесский Н ижнебашкирский Байос, I II III IV Верхнекаменноуголь- ный Верейский Мелекесский, I II Нижнебашкирский + + намюрский + + серпуховский Бобриковский Турнейский 345—375 546—552 594—597 449 550 602 902 623—628 679—685 1049—1054 1240 1255—1211 600 680 740 193 193 216 235 502 1180 1233 1250 1332 1720 1776 Песчаник » Известняк Песчаник Известняк Песчаник » Известняк Песчаник » » » » Известняк Песчаник » » » Известняк Песчаник » Известняк » » 10 2 5 0—3,5 6,9 5,9 8,6 2,6 4,2 4,7 6 11 1,64 2,2 1,82 3—12 3,7 3,2 4,8 11,8 8,22 7,6 8,9 28,2 8,4 3,54
Кленовское 1958 1971 н г г ГН г г Бобриковский Задонско-елецкий Евлановско-ливен- ский, Ej То же, Еа Воронежский, Bj + + ва Старооскольский, Да-IV 1550 1840 2020 2055—2015 2100 2470 Песчаник Известняк > 8,8 4,3 1,6 3,88 4,2
74
Sa
I о s Д
зг-
Я-)*
ТВ
S ±Е
*5
Начальное пла-
стовое давле-
ние, МПа
Температура
пласта, °C
Содержание
стабильного
конденсата, г/м8
Место - рождение Год открытия Год начала раз - работки Залежь Продуктивн ый горизонт Глубина залегания, м Коллектор Ха Эффек- тивная мощ- ность, м
Южно-Уме- товское Кудинов- ское 1964 1966 1970 1970 г г г н н н гк гкн гкн гкн Сакмаро-артинский Верейский Нижнебашкирский Бобриковский Турнейский Задонско-елецкий Пашийский, I II—V Воробьевский, I, III Петинско-семилук- ский 880—990 1930 2116—2150 2615 2650 2210 2800—2980 2800—2980 3040—3220 2433—2437 Известняк Песчаник Известняк Песчаник Известняк Песчаник » » » » 14,7 5,3 18,3 30 3,7 4—7 1,7—2,8
Моисеевское — гк гк Воробьевский 3750 » —
Ключевское 1968 1977 г 3450 » 2,2
Вешня ков- ское 1964 — г Нижнеказанский 770 Известняк 3,0
Щербаков- ское 1966 — г Казанский 940 » 4,5—5,5
Нижнеилов- линское 1965 — г » 752—812 » 1,9
Антипов- ское Новинское 1966 1967 1975 ГН гк гк Артинский, I, II, III Тульский Бобриковский 1735—1870 1550 1640 Доломит Песчаник » 7,1—75 3,8 1,7—6,4
Западно-Ли- невское 1972 — г » 1270—1250 » 4
Лободин- ское 1976 — г Нижнебашкирский 4300 Известняк —
Комсомоль- ское 1974 — г Сакмаро-артинский 2260 » 10
Солдатско- Степнов- ское • 1977 г Артинский 2640 Доломит 5
нированные залежи. На Коробковском ме-
сторождении встречена массивная залежь,
приуроченная к известнякам окско-серпухов-
ского горизонта, намюрского яруса и ниж-
небашкирского подъяруса. С карбонатными
отложениями среднего и нижнего карбона
связаны залежи нефти и газа массивного
типа и на ряде других месторождений.
ГЛАВА 5
СЕВЕРНЫЙ КАВКАЗ
На территории Северного Кавказа располо-
жены старейшие нефтеносные районы стра-
ны — Грозненский и Краснодарский. Впер-
вые промышленная нефть из глубоких сква-
жин более 100 лет назад была получена
76
в Краснодарском крае на месторождении
Кудако.
Вся обширная территория Северного Кав-
каза принадлежит к эпигерцинской плат-
форме, известной под названием Предкав-
Продолжение табл. 19
рактеристика коллектора Начальные гвк, гнк. внк, м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар - пая добыча на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Пори- стость, % Про- ницае- мость, 10-1» М2 A+B + Ci с2
10 0,1—211 —870 9,9 27 58—118 239 6 661 3 500 —
21 12—34 —1831 22,1 44 250 49 1 051
6 0,1—0,5 —2040 24,0 48 — 62—144 190 2 110 —
23,6 — —2513 28,7 — — — — — —
5 __ —— — ——
4 298 5 506 —
10—16 1—35 —(26104- 28,1 83 271 173 (7) 1 432 2 792 —
7—22 580—1000 4-2675) -(27104- 29,1 78 271 374 200 —
6—15 5—477 4-2751) -(28864- 30,0 88—95 360 40—129,5 2 487 2 509 —
— — 4-2914) — — — — 5 5 —
3 000 —
14 0,1—63 —3362 35,7 102 260 194 (10) 80 521 —
5,5 4 —703 7,9 — — 83,5 — 305 —
20 0,1—88 —800 8,7 29 — 76 (7) 76 (7) 1 350 —
17,6 35,8 —703 7,8 27 — 5—7 — 45 —
10 — — 17,6 — — — — 1 207 —
21 290 — 1276 14,6 42 90 . 463 1 052 352 —
19—22 До 1940 — 1378 15,3 45 105 290—322 463 700 —
20 — — — — — 320 (17) 103 197 —
— — — — — — — — 3 980 6020
8 — —2259 18,0 — — 158 (11) — 1 000 —
10 — —2615 28,2 — — 244 (10,3) — 110 186
казской, или Скифской, ограниченной на юге
Большим Кавказом, а на севере Манычским
прогибом. В геологическом строении рассма-
триваемой территории принимают участие
три структурных этажа: фундамент, проме-
жуточный этаж и платформенный чехол.
Палеозойский фундамент представлен слож-
нодислоцированными и сильнометаморфизо-
ванными сланцами, карбонатными породами
и гранитными интрузиями. Менее дисло-
цированные и слабометаморфизованные три-
асовые отложения образуют промежуточный
структурный этаж. Они выполняют глубокие
части платформенных впадин и частично
развиты на обрамляющих их бортах. Отло-
жения мезозоя — кайнозоя составляют плат-
форменный чехол, перекрывающий как от-
ложения, выполняющие впадины, так и вы-
ступы палеозойского фундамента. Поэтому
они выделяются в третий структурный
этаж.
Рассматриваемая территория имела дли-
тельную историю геологического развития.
Приуроченность к пограничной зоне геосин-
клинали обусловила ее весьма сложное тек-
тоническое строение.
Наиболее крупными структурными эле-
ментами Северного Кавказа являются За-
падно-Кубанская, Восточно-Кубанская и
Терско-Кумская впадины, которые разде-
ляются Адыгейским выступом фундамента
и Ставропольским сводом. Впадины имеют
77
весьма сложное строение, включают ряд
подчиненных структурных элементов.
Запасы газовых, газоконденсатных и га-
зонефтяных месторождений в мезозойско-
кайнозойских отложениях Северного Кав-
каза по категориям А + В + Сх на начало
1980 г. составляли 361,2 млрд. м3. Суммарная
добыча газа к этому времени достигла
576 млрд. м3.
За последнее десятилетие основные газо-
добывающие районы Северного Кавказа всту-
пили в период падающей добычи, при этом
приросты запасов газа не компенсируют
это падение. Трудности увеличения запасов
газа связаны с тем, что основные перспектив-
ные горизонты находятся на больших глу-
бинах.
КРАСНОДАРСКИЙ КРАЙ
В Краснодарском крае разведанные запасы
на начало 1980 г. составляли 213,3 млрд. м3.
Этот регион занимает западную часть
Скифской платформы и предгорный прогиб
альпийской складчатой зоны Большого Кав-
каза. В пределах рассматриваемой террито-
рии выделяются Западно-Кубанский и Вос-
точно-Кубанский прогибы и разделяющие их
Адыгейский выступ и Ейско-Березанская
зона поднятий (рис. 16). Последние две-
структуры составляют единую протяженную-
зону поднятий, развивавшуюся в пределах
трога, выполненного палеозойскими склад-
чатыми образованиями. На северо-запад эта
зона уходит под Азовское море. Нефтегазо-
РИС. 10. Обзорная карта нефтегазоносности Краснодарского края.
а — границы основных тектонических элемен-
тов; б — горная система Большого Кавказа;
месторождения; в — нефтяные, г — газовые
и газоконденсатные, д — газонефтяные.
Месторождения: 1 — Кущевское; 2 — Екате-
риновское; 3 — Ленинградское; 4 — Старомин-
ское; 5 — Крыловское; 6 — Бейсугское; 7 —
Каневско-Лебяжье; 8 — Челбасское; 9 — Сердю-
ковское; 10 — Березанское; 11 — Усть-Лабин-
ское; 12 — Ладожское I,- 13 — Некрасовское;
14 — Темиргоевское; 15 — Митрофановское;
16 — Соколовское; 17 — Армавирское; 18 —
Александровское; 19 — Убеженское; 20 — Нико-
лаевское; 21 — Северо-Николаевское; 22 —
Бесскорбненское; 23 — Южно-Советское; 24 —
Советское; 25 — Кавказское; 26 — Ладожское,
II; 27 — Двубратское; 28 — Майкопское; 29 —
Баракаевское; 30 — Ширванское; 31 — Самур-
ское; 32 — Краснодагестанское; 33 — Абузин-
ское; 34 — Кутаисское; 35 — Кура-Цеце; 36 —
78
Широкая Балка; 37 — Асфальтовая Гора;
38 — Кабардинское; 39 — Хадыженское; 40 —
Хадыженская площадь; 41 — Восковая Гора;
42 — Нефтянское; 43 — Нефтегорское; 44 —
Нефтяно-Ширванское; 45 — Ключевое; 46 —
Дышское; 47 — Калужское; 48 — Новодми-
триевское; 49 — Восточно-Северское; 50 — Азов-
ское; 51 — Зыбза-Глубокий Яр; 52 — Холм-
ское; 53 — Северо-Ахтырское; 54 — Ахтырско-
Бугундырское; 55 — Абино-Украинское и Лев-
кннское; 56 — Украинское; 57 — Северо-Крым-
ское; 58 — Крымское; 59 — Кудако-Киевское;
60 — Кеслеровское; 61 — Западно-Адагумское;
62 — Восточно-Благовещенское; 63 — Старо-
титаровское; 64 — Витязевское; 65 — Дообское;
66 — Курчанское; 67 — Западно-Анастасиевское;
68 — Анастасневско-Троицкое; 69 — Северо-
Анастасиевское; 70 — Красноармейское; 71 —
Фрунзенское; 72 — Славянское; 73 — Ново-
михайловское; 74 — Кузнецовское; 75 — Ко-
шехабльское
носность установлена в большом стратигра-
фическом диапазоне — от триаса до неогена.
Химический состав газа и характеристика
газовых месторождений приведены в табл. 20,
21.
Сердюковское газоконденсатное место-
рождение находится в 110 км северо-восточ-
нее г. Краснодар. В его строении принимают
участие меловые и кайнозойские отложения.
Сердюковское поднятие располагается в пре-
делах Каневско-Березанского вала и пред-
ставляет собой сравнительно пологую асим-
метричную брахиантиклинальную складку
северо-западного простирания с размерами
12,7x4,1 км, амплитудой 85 м (рис. 17).
В северо-западной части складка несколько
шире (3,9 км), чем в юго-восточной (3,1 км).
Углы падения юго-западного и северо-восточ-
ного крыльев соответственно 3,5 и 4°. На юж-
ной периклинали углы падения не превы-
шают 1 , на северной 1,5°. Структура выра-
жена по отложениям нижнего мела до май-
копа, в более молодых отложениях она вы-
полаживается.
Промышленная газоносность месторожде-
ния связана с отложениями альба. Продук-
тивный горизонт, залегающий непосредствен-
но на породах фундамента на глубине 2610—
2780 м, представлен чередующимися песчано-
алевритовыми разностями с прослоями глин.
Общая мощность горизонта 94—123 м, макси-
мальная мощность отмечается в северо-
западной сводовой части складки. Плот-
ность конденсата 0,791 г/см3.
Березанское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в 100 км к северо-востоку
от г. Краснодар. В геологическом строении
месторождения участвуют отложения от че-
твертичных до триасовых, залегающие на
палеозойском фундаменте. Для разреза ха-
рактерно присутствие в различной степени
метаморфизованных триасовых пород, пред-
ставленных аргиллитами или аргиллитопо-
добными глинами с прослоями песчаников,
алевролитов и эффузивных образований.
Мощность триасовых отложений около 600 м.
Продуктивные отложения альбского яруса
с резким угловым несогласием залегают на
породах триаса или палеозоя.
Месторождение приурочено к южному окон-
чанию Каневско-Березанского вала. Струк-
тура его представляет собой пологую асим-
метричную брахиантиклинальную складку
субмеридионального простирания с разме-
рами 27,8x11,2 км высотой 115 м (рис. 18).
Свод структуры в более молодых отложе-
ниях смещается относительно свода в нижне-
меловом продуктивном горизонте в северо-
восточном направлении. Нижнемеловой про-
дуктивный горизонт вскрыт на глубине 2550—
2630 м. Он представлен отдельными пачками
песчаников и алевролитов с прослоями песков
и гравелитов. В разрезе горизонта выде-
ляются четыре продуктивные пачки. Пачка 1
на большей части площади имеет мощность
7—11 м и содержит небольшую залежь
газа только в крайней северной части ме-
сторождения. Общая мощность пачки 2
3,6—23,6 м. В западной, центральной и юж-
РИС. 17. Сердюковское газоконденсаi»о< .сто-
рождение. Структурная карта по кров.» про-
дуктивного горизонта нижнего мела.
Контуры газоносности: 1 — внутренней,
внешний; 3 — изогипсы в м
2 —
ной ее частях коллекторы фациально заме-
щаются глинами и плотными породами, по-
этому пачка на этих участках становится
непродуктивной. Общая мощность пачки 3
5—15 м, коллекторы фациально замещаются
глинистыми и плотными разностями на юго-
западном и южном участках. Общая мощность
пачки 4 1—30,3 м. Максимальное значение
мощностей отмечаются на восточном крыле
складки.
Староминское газоконденсатное месторож-
дение расположено в 160 км севернее
г. Краснодар. Оно находится в северной
части Ейско-Березанской зоны поднятий и
приурочено к узкой антиклинальной складке
северо-западного простирания длиной 24,5 км
и шириной 1,6—2,8 км (рис. 19). Складка
состоит из трех куполов: западного (6,8х
Х1,6 км), центрального (10,4x2,4 км) и
восточного (7,4 x2,8 км). Углы падения пла-
стов на западном куполе 6—16°, на централь-
ном 2—14° и на восточном 3—10°. Старо-
минская складка осложнена двумя сбросами
меридионального и разломом широтного про-
стирания. По верхнепалеогеновым отложе-
ниям структура имеет моноклинальное строе-
ние.
Газоконденсатная залежьп риурочена к кол-
лекторам подошвы альбского яруса, нерас-
члененной толщи мезозоя и верхов триаса.
Каневско-Лебяжье газовое месторождение
находится в 25 км к западу от ст. Каневская.
В региональном тектоническом плане Ле-
бяжье куполовидное поднятие вместе с Ка-
невской брахиантиклинальной складкой при-
урочено к средней части Каневского вала
(рис. 20). Отмечается выполаживание
крыльев структуры вверх по разрезу и сме-
щение свода складки к северу. Размеры склад-
ки по нижнемеловым отложениям 28х 14 км,
амплитуда 120 м. Продуктивны па месторо-
ждении черкесские и альбские отложения.
В черкесской свите эоцена на Лебяжьем и
Каневском участках выделяются три продук-
79
РИС. 18. Березанское газоконденсатное месторождение:
а — структурная карта по кровле коллекторов ниж-
него мела; б — геологический разрез.
Контуры газоносности: 1 — внешний, 2 — внутрен-
ний; 3 — газ; 4 — изогипсы в м
тивных горизонта, представленных алевро-
литами и песчаниками. Залежи горизонта I
обоих участков объединены общим внешним
контуром газоносности, залежи горизон-
тов II и III разобщены. Горизонт III в
западной части Каневской площади отсут-
ствует. Альбские и триасовые отложения
продуктивны только на Каневском участке.
Крыловское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в 120 км к северу от г. Крас-
нодар. В геологическом строении месторо-
ждения участвуют палеоценовые, верхне-
меловые, нижнемеловые и так называемые
отложения нерасчлененной толщи мезозоя
(НТМ). Крыловская складка представляет
собой брахиантиклиналь северо-западного
простирания, осложненную тремя купола-
ми — северным, центральным и южным. На
восточном ее борту выделяется небольшое
куполовидное поднятие, отделенное от ос-
новной складки неглубоким прогибом
(рис. 21). Размеры складки 17x10 км; юго-
западное крыло более крутое (6—10°), вос-
точное — пологое, наклон его не превышает
1—2°. Вверх по разрезу поднятие выпола-
живается, верхнеэоценовые и более молодые
образования залегают моноклинально.
На Крыловском месторождении промыш-
ленная газоносность установлена в нижне-
меловых отложениях и нерасчлененной толще
мезозоя.
Некрасовское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в 15 км к юго-востоку от
г. Усть-Лабинск. Оно приурочено к Усть-
Лабинскому выступу фундамента, отделя-
ющему Восточно-Кубанскую впадину от Ин-
доло-Кубанского передового прогиба, и
80
в структурном отношении представляет со-
бой брахиантиклинальную складку субме-
ридионального простирания с размерами по
нижнемеловым отложениям 11,5x6,0 км и
амплитудой около 70 м. В вышележащих
образованиях структура выполаживается, и
по сарматским отложениям фиксируется мо-
ноклиналь.
На месторождении газоносны четыре песча-
ных пачки аптского яруса на глубине 3220—
3500 м. Залежь пачки I пластовая сводовая,
литологически экранированная. Залежи па-
чек II, III и IV пластовые сводовые, водо-
плавающие с размерами 2,5-^ 11,2 х 1,2^
т5 км. Общий этаж газоносности 136 м.
Газ состоит из метана (84,2—87,7 %),
этана (4,36—5,79), пропана (0,77—1,75), бу-
тана (0,19—0,85), пентана и высших (0,07—
1,7), азота (0,61—2,03), углекислоты (4,6—
6,7). Содержание стабильного конденсата
в газе 37,5 г/м3; плотность газа 0,826 г/см3.
Майкопское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в 15 км к северу от г. Май-
коп. В его строении принимают участие три-
асовые, юрские, меловые, палеогеновые, нео-
геновые и четвертичные отложения общей
мощностью 3200—3300 м.
В структурном отношении оно приурочено
к северному борту Адыгейского структурного
выступа и представляет собой брахиантикли-
нальную складку широтного простирания
с размерами по кровле продуктивного го-
ризонта III (нижний мел) 10,1x4,5 км
(рис. 22). Угол падения южного крыла 7°,
а северного не больше 4°. По палеогеновым
и неогеновым отложениям отмечается вы-
полаживание структуры.
a
I
Z3BS 242S
РИС. 19. Староминское
а — структурная карта по кровле продуктивного горизонта; б — геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — зона отсутствия продуктивного горизонта; 3 — контур газоносности; 4 — нарушения; 5 — газ; 6 _____ вода
газоконденсатное месторождение:
РИС. 20. Каневско-Лебяжье газовое месторо-
ждение. Структурная карта по кровле пачки II
нижнего мела (по данным СевКавНИИгаз).
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности
* Z
Скв.12 П 3 21 16 Четбертич-
—/ Htjte
— + мзотис
Сармалп
_^-Караган-канк
Чакрах
— Майкоп
Эоцен
— Палеоцен
— верхний мел
________ горизонт
Готерив Апт ”
Газоносны шесть горизонтов: I, 1а (альб-
ский ярус), II, Па (аптский ярус), III (бар-
ремский ярус), юрский. Нижнемеловые про-
дуктивные отложения представлены алевро-
литами и песчаниками глинистыми, юрские —
аргиллитами, конгломератами и глинами.
Ленинградское газоконденсатное месторож-
дение находится в 160 км к северу от г. Крас-
нодар. В геологическом строении его уча-
ствуют меловые и кайнозойские отложения.
Породы фундамента вскрыты на глубине
2520—2600 м.
В структурном отношении месторождение
расположено в северной части Ейско-Бере-
занской зоны поднятий и представляет собой
РИС. 21. Крыловское газоконденсатное место-
рождение. Структурная карта по кровле ниж-
немелового продуктивного горизонта (по дан-
ным объединения Кубаньгазпром).
1 — изогипсы в м; 2 — внешний контур газо-
носности; 3 — зоны выклинивания коллекторов
400
0-
-400-
-1Z00-
-гоооу
-2600-
Н,Н
РИС. 22. Майкопское газоконденсатное место-
рождение:
а — структурная карта по кровле горизонта III
(нижний мел); б — геологический разрез.
/ — изогипсы в м; 2 — внешний контур газо-
носности; 3 — газ
пологую брахиантиклиналь широтного и
юго-восточного простираний (рис. 23). Раз-
меры ее 18,5x4,5 км, амплитуда 166 м.
Складка асимметричная с крутым северным
(7—10°) и пологим южным (2—4°) крыльями.
В пределах брахиантиклинали выделяются
пять куполов. Наиболее крупный — цен-
тральный купол (7,9x6,4 км). Бурением
установлены смещение свода складки в сто-
рону крутого крыла и выполаживание ее
при переходе от древних к более молодым
отложениям. 4
Газоконденсатная залежь выявлена в альб-
ских образованиях, приуроченных к нижней
части осадочного чехла и представленных
переслаиванием песчаников, песков, алевро-
литов и глин. Отмечается резкая литологи-
ческая изменчивость продуктивного пласта,
в котором выделяются пять продуктивных
пачек. «.•
Газоконденсатные залежи пластовые сво-
довые. Первоначальный ГВК отбивается на
отметках —2115-е—2160 м. Этаж газонос-
ности 184 м, начальное пластовое давление
22,4—22,5 МПа, размеры залежи 23x6 км.
Максимальные «| рабочие дебиты до
500 тыс. м3/сут. Содержание конденсата
в газе 41 г/м3.
В пределах Ленинградского месторожде-
ния газоносны также триасовые отложения.
Залежи газа в этих отложениях газогидроди-
намически связаны с нижнемеловыми и
имеют с ними единый ГВК-
Анастасиевско-Троицкое газонефтяное ме-
сторождение расположено в 125 км к западу
от г. Краснодар. Нефтегазоносность установ-
лена в 1953 г. на Анастасиевском, а позднее
и на Троицком участке.
82
РИС. 23. Ленинградское газоконденсатное месторождение. Структурная карта по кровле пачки I ниж-
него мела.
1 — изогипсы в м; 2 — начальный внешний контур газоносности
В геологическом строении месторождения
принимают участие отложения от олигоце-
новых до четвертичных. На Троицком уча-
стке, по сравнению с Анастасиевским, мощ-
ность отдельных стратиграфических подраз-
делений увеличивается вследствие погруже-
ния всего поднятия в юго-восточном направ-
лении. Так, мощность четвертичных отложе-
ний 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 т. п.
Анастасиевско-Троицкая складка (рис. 24)
является частью Анастасиевско-Краснодар-
ской антиклинальной зоны. Брахиантикли-
нальная складка северо-западного простира-
ния погружается в юго-восточном направле-
нии. Размеры ее 27,5x2,5 км, амплитуда
около 400 м. Складка имеет две вершины —
Анастасиевскую и Троицкую. Углы падения
крыльев 10—14°. В сводовой ее части уста-
навливается узкое ядро нагнетания, образо-
ванное брекчиевидными породами майкоп-
ской толщи. Ядро доходит до верхнеплио-
Участок Троицки О
150 . 330 305 315
7 Участок Лнастасиебский.
Скв. 20 30 М5 loffis 630 50В052<а 160
2
370
РИС. 24. Лнастасиевсйо-Тронцкое газонефтяное месторождение.
а — структурная карта по кровле горизонта IV (мэотис); б — геологический разрез.
/ — контур нефтеносности; 2 — нефть; 3 — газ; 4 — диапир майкопских глин
8а
РИС. 25. Кузнецовское нефтегазоконденсатное
месторождение. Структурная карта по кровле
оксфордского яруса (по данным объединения
Краснодарнефтегаз).
/ — изогипсы в м; 2 — скважины, давшие газ
ценовых отложений. Западная периклиналь
складки также осложнена диапиризмом.
Здесь встречено почти изометричное жерло,
сложенное брекчиевидными майкопскими по-
родами. Однако над жерлом не образовалось
самостоятельного поднятия, оно оказалось
центром, от которого радиально отходят
отдельные сбросы, быстро затухающие по
мере удаления от диапирового ядра.
По мэотическим и понтическим отложе-
ниям в связи с резкими колебаниями мощ-
ности песчаных горизонтов значительно из-
меняется как число, так и местоположение
отдельных вершин Анастасиевско-Троицкой
складки. По самым верхам плиоцена сохра-
няется замкнутая складка со сводовой частью
в районе Анастасиевского участка. Сейсмо-
разведка не установила наличия здесь склад-
ки по мезозойским отложениям, но дала
более сложную картину. На глубине 5500—
6500 м было зафиксировано нарушение,
разделяющее два блока: северный, опущен-
ный, с более пологим залеганием пород и
южный, приподнятый, с более сложными
условиями залегания. Эти данные свиде-
тельствуют о значительной дисгармонии в
строении над- и подмайкопских комплексов.
На Анастасиевско-Троицком месторожде-
нии установлено девять продуктивных го-
ризонтов.
Кузнецовское нефгегазоконденсатное ме-
сторождение расположено в 18 км к югу от
г. Лабинск в пределах Восточно-Кубанской
впадины. Оно приурочено к антиклинальной
складке с размерами 9x3 км (рис. 25). На
месторождении газоносны терригенные отло-
жения хадумского горизонта нижнего Май-
копа, батского яруса и нефтеносны карбо-
натные отложения оксфордского яруса. За-
лежь в отложениях хадумского горизонта
литологического типа неббльших размеров.
Из отложений батского яруса в скв. 3 с глу-
бины 4631 м получен открытый фонтан газа
и конденсата с дебитом газа 8—10 млн. м’/сут.
Содержание конденсата в газе 71—88 г/м3,
плотность его 0,884 г/см3. Пластовое давление
в залежи 73,5— 78,5 МПа. Залежь нефти
в оксфордских отложениях опробована в ин-
тервале 3954—4033 м в скв. 12. Дебит нефти
составил 48 м3/сут через 2,5-мм штуцер.
РИС. 2fi. Кошехабльское газоконденсатное ме-
сторождение (по данным объединения Красно-
дарнефтегаз):
а '— структурная карта по кровле известняков
оксфордского яруса; б — геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — газ
84
Таблица 20
Характеристика газов месторождений Краснодарского края
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа СН4 Состав газа, % по объему СО2
сгн„ с3 Hs X и ф S + ЭО 2 3 X « о+ N,
Новодмитриевское Майкоп, I 0,640 83,41 3,69 4,06 3,14 4,72 — 0,98
II 0,761 62,32 5,61 8,94 7,08 15,44 — 0,61
Зыбзинский, Па ^Ильский, Пб 0,618 81,43 5,53 2,36 2,98 3,36 — 4,34
Восточно-Север- Зыбзинский, Па 0,598 96,2 1,1 0,4 — 1,1 —. 1,2
ское Ильский, Пб 0,606 95,6 1,5 0,5 0,1 1,1 — 1,2
III 0,592 96,5 1,0 0,4 — 1,1 — 1,0
Свита Горячего Ключа, Villa — 95,0 1,3 0,4 — 0,8 — 2,5
Ладожское II Нижнесармат- ский 0,644 88,28 4,64 1,0 0,3 — — 5,8
Двубратское Аптский 0,655 87,8 9,4 1,0 0,9 0,1 1,3 5,1
Юбилейное Келловей, I 0,708 79,76 9,0 2,5 0,98 0,25 1,65 5,91
Армавирское Аптский 0,693 83,6 5,5 1,4 0,6 1,8 2,1 4,9
Алексеевское Альбский 0,778 71,59 11,15 5,34 1,94 1,28 3,2 5,5
Кавказское Аптский 0,760 79,67 6,11 3,66 1,74 0,66 1,55 5,09
Ловлинское Альбский 0,677 81,7 7,03 1,78 0,33 0,05 3,31 5,74
Сердюковское » 0,637 88,13 5,18 1,32 0,55 0,32 1,84 2,6
Березанское » 0,635 88,6 4,5 1,8 0,44 0,18 1,7 3,05
Мнтрофановское Апт, I 0,694 80,3 9,4 1,4 0,4 0,4 2,2 5,8
II 0,696 81,7 7,0 22,0 0,8 0,6 3,7 5,8
Соколовское Аптский 0,692 98,0 10,0 4,0 2,0 0,5 3,0 6,0
Кансвско-Лебяжье Альбский 0,665 88,43 4,53 0,86 0,69 2,97 2,12 0,4
Ленинградское » 0,616 90,31 5,12 1,5 0,52 0,18 1,65 0,72
Челбасское » 0,620 89,72 5,18 1,55 0,52 0,21 1,9 0,9
Староминское » 0,667 85,67 6,84 2,31 0,36 2,02 2,4 0,4
Кущевское » 0,665 87,97 5,27 1,55 0,56 2,69 1,61 0,35
Крыловское , » 0,633 90,32 4,19 0,8 0,2 1,29 1,3 1,9
Александровское Зеленой свиты 0,642 88,71 5,09 1,72 0,69 1,06 1,62 1,11
Свиты Горячего Ключа 0,718 80,95 8,66 1,70 0,91 3,59 3,28 0,91
Майкопское Альб, I + 1а 0,638 90,0 3,95 1,19 0,28 1,43 1,0 2,25
Апт, II + Па 0,645 89,4 2,90 0,50 0,60 0,5 6,1
Баррем, III 0,653 87,98 4,43 0,92 0,18 1,0 1,3 4,2
Бесскорбненское Альб, ’ 0,762 77,7 12,9 6,9 3,2 1,8 2,2 3,56
Бейсугское Майкопский 0,556 99,09 0,81 — —— 3,2 0,1
Анастасиевско- Понт, 1а 0,567 97,43 0,77 0,01 1,05 0,74
Троицкое III 0,612 93,76 0,89 0,45 4,9
Фрунзенское Мэотис, IV 0,668 87,91 2,71 0,18 0,12 1,98 1,5 5 60
То же 0,550 99,0 0,3 0,1 0,043 0,17
Кошехабльское газоконденсатное место-
рождение расположено в 45 км северо-восточ-
нее г. Майкоп и представляет собой брахи-
антиклииаль меридионального простирания
с размерами по изогипсе —4900 м 12у4 км
и амплитудой до 220 м (рис. 26). На месторо-
ждении газоносны оксфордские и келловей-
ские карбонатные отложения.
Бейсугское газовое месторождение приуро-
чено к западному окончанию Каневско-
Березанского вала и по черкесским отложе-
ниям представляет собой крупное линейно
85
Характеристика месторождений природного газа Краснодарского края
Месторождение Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залега- НИЯ, м Характерис коллекто
Эффек- тивная мощ - ность, м Пори - стость, %
Песч
Севере- Кущевское 1961 1970 гк Альбский 1400 4,7 13,6
Кущевское 1958 1962 гк Альб, верхняя пачка 1220 18,7 27
гк нижняя пачка 1450 63,6 16,8
Екатериновское 1960 1969 гк Альбский 1720 4,6 21,5
Староминское 1957 1961 гк Альбский, триасовый 2030—2380 15,3 16,4
Ленинградское 1958 1958 гк Альб, пачка 1 1995 18,8 24,2
гк 2 2050 5—35,1 20,6
гк 3 2063 0—18,9 15,4
гк 4 2085 0—19,7 16,2
гк 5 2180 ' 0—23,7 19,4
Бейсугское 1961 1971 г Караганский 700 2 20
г Майкоп, I 880 4 26,5
г II 960 7,6 26,4
г Хадумский 1100 2,5 20
г Тихорецкий, I 1200 13,3 25,2
г Черкесский, I 1300 9,7 26,3
г II 1350 6,3 26,3
гк Нижнемеловой 1370 6 21
Каневско-Ле- 1956 1958
бяжье, участки: Каневский Лебяжий Каневский + г г г Черкесский, I II III 1250 1250 1250 10,2 4,1 3,2 26 26 26
+ Лебяжий Каневский Лебяжий Каневский Каневский г г г гк гк Черкесский, I II III Альб, пачка 2 пачка 3 1320 1320 1350 1630 1650 6,85 2,50 4,01 2,7 6,3 25 25 23 19,2 19,2
гк пачка 4 1700 5,2 19,2
гк Триасовый 1700 — 19,2
Юбилейное 1969 1969 гк Келловей, I 4160 1.3 12
гк II 4170 6,5 13
гк III 4200 3,7 13
гк IV 4270 18,3 12
гк Байос, VI 4750 26 13
Северо-Ладожское 1977 1977 гк Нижнемеловой 3290 9,5 14,2
Новосердюковское Южно-Сердюков- 1977 1978 1977 гк гк То же Альбский 2610 2710 5,8 10 17,8 14 17,8
ское Крыловское 1959 1963 гк Альб, пачки 1, 2, 3 2280—2370 18,4
Челбасское 1958 1960 гк Альбский 2055 5,2 14
гк Триасовый 2120 5,2 14
Сердюковское 1959 1962 гк Альб, пачка 1 2610 14,7 17,8
гк пачка 2 2660 12,3 18,1
гк пачка 3 2707 5,3 18,1
Березанское 1957 1963 гк Альб, пачка 1 2550 1,2 14
гк пачка 2 2570 8,5 14 —
86
Таблица 21
тика ра Начальные гвк, гнк, ВНК, М Начальное пластовое давление, МПа Температура, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/ма Начальный дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
- Про- ницае - мость, 10-16 м2 А+В + С, С.
аник
339 —1324 13,8 54 32 76 (6) 380 23 944 189 6 915 —
30—350 —1388 14,71 47,5 41 350 — —
46,3 —1388 14,71 47,5 41 205 (11) — — —
46—500 —1664 17,51 57,5 40 140 (10) — —
20—300 —2164,5 22,2 72 106 455 (16) 21 355 6 122
33 114 22 264 —
522 —2130 22,13 72,1 41 470 — —
675 —2137 22,15 72,4 41 — —
502 —2137 22,17 72,8 41 —
629 —2130 22,18 72,9 41 —
490—1200 —2139,6 22,13 73,0 41 — — — —
960 12 879 2300
— —714 7,1 — —- 16(4) — 200 300
13 —869 9,28 45 — 45 (6) 214 1 349 ——
15 —898 9,28 45 — 40 (6)
— — 1070 11,4 — — 10(5) 14 286 —
12 —1133 11,92 57,6 — 50(7) 138 4 131 1 500
12 —1284 13,82 65 — 30 594 6 413 —
12 —1292 13,89 66 —- 80
—. —1370 13,92 — — 155,2 (9) — 500 500
22 206 9 709 1 ПО
8,6 — 1314 13,82 67 — 27 (3)
8,6 13,82 67 — 85 (5)
8,6 13,82 67 — 70 (7) 6 574 6 341 1 НО
5,4 —1322 14,12 68 — 35 (4)
5,4 14,22 70 НО (9)
3,1 —1358 14,22 70 — 105 (9)
26—175 —1747 18,44 80 33,5 147 (8) 15 632 3 368 —
26—175 —1747 18,44 80 33,5 200 (10)
26—175 —1747 18,44 80 33,5 200 (10)
—1747 ' 18,44 80 33,5 —
953 4 732 1 071
14—384 —4084 41,24 142 163,2 — 953 4 082 279
51 —4111 41,71 144 163,2
182 —4143 41,78 144 163,2 —
78 —4352 43,05 149 163,2 396 (12)
—. —4671 73,55 163 163,2 302 (12) — 650 792
—- — 31,38 —. 34,8 257 (10) 149 2 301 2 000
— 24 —- 23 242 23 1 045 —.
— — 18,63 — 42,4 14 — 1 500 1 500
832 —2368 24,42 99 48 100—300 16 401 7 981 .—
13 236 3 464 —
190 —2150 22,26 95,5 31 298,5 (12,9) 11 893 1 947 —
190 —2150 22,26 95,5 52,1 200 1 343 1 517
8 968 2 232
150 —2633 27,56 107 39,5 318 (12) — —
45—600 —2653 27,56 107 39,5 — —
0—390 —2653 27,56 107 39,5 — —
40 913 7 187
140 —2137 27,69 111,5 49,3 408 (15) — —
280 —2646 27,69 111,5 49,3 560 — — —
87
Характеристи
К Глубина залега- ПИЯ, м коллектора
Месторождение >ткры Q 21 Продуктивиый гор пзоит Эффек- тивная Пори -
= ё ф мощ - стость,
Ef \О иость. /и
оо м
Березанское 1957 1963 гк Альб, пачка 3 2590 5,5 2,7—23
гк пачка 4 2630 8,0 3—24
Алексеевское 1968 — гк Альб, I 3300 5 16,2
гк II 3320 4 16,2
Митрофановское 1965 1968 гк Апт, I 3650 4,7 8
гк II 3670 7 10
Кавказское 1967 1969 гк Апт, II 3560 5,2 10,7
Ловлинское 1968 1974 гк Альбский 3722 И 13
гк Нижнеюрский 4060—4044 8 11
Усть-Лабинское 1961 1967 гк Аптский 3385 60 15,2
Двубратское 1966 1968 гк )> 3430 18 10
Ладожское I, II 1958 1970 г Нижнесарматский 930 3,4 27
Некрасовское 1962 1965 гк Апт, пачка I 3300 20,0 9,0
гк пачка II 3320 18,4 13—17
гк пачка III 3385 6,3 16,6
гк пачка IV 3500 2,3 12
Темиргоевское 1962 — г Нижнесарматский 930 1,75 16,2
Соколовское 1965 1968 гк Аптский 3600 6—14 14,7
Майкопское 1958 1960 гк Альб, I 2435 7,8 17,3
гк 1а 2450 6,9 17,3
гк Апт, II 2520 37,6 17
гк На 2360 8,7 17
гк Баррем, III 2670 46,5 17,1
Армавирское 1962 1974 гк Аптский 2200 7,6 14,5
Николаевское 1961 1977 г Черкесский 500 28,2 24,6
Убеженское 1962 1963 н Свиты Горячего Клю- 370 — 23—26
ча
г Черкесский 245 24 26
Александровское 1953 1958 гк Зеленой свиты 1050 10—18 15,7
гк Свиты Горячего Клю- 1140 19,7 22,5
ча
Тульское 1970 1976 гк Нижнемеловой 1300 9,7 17,2
Южно-Советское 1961 1966 гк Апт, I 2960 10,1 13,3
гк II 2970 5,6 13,3
гк III 2980 3 13,3
гк Верхняя юра, V 3040 8,6—10,2 12,9
гк VII 3060 6,7 14
Советское 1965 1966 гк Нижнеюрский 2400 3,6—18,5 9—15
Бесскорбненское 1965 1970 гк Нижний мел, I 2870 8,4 7,8
гк II 2900 6,8 13,8
Баракаевское 1953 1958 ГН Келловей, II 1200 4 12
ГН Верхняя юра, Ша 1230 0—10,1 10
ГН III 1400 0—14 10
ГН Аален, IV 1480 0—17 10
Краснодагестан- 1964 1969 г Нижнемеловой 1500 6—11 15
ское
Безводное 1958 1959 г » 1150—1250 2—10 19,6
88
Продолжение табл. 21
ка Начальн ые гвк, гнк. ВНК, м Начальное пластовое давление, МПа Температура» DC Содер- жанне стабиль- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар - ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Про- ницае- мость, 10—>• м2 А+В+С, С,
0—500. —2646 27,69 97,2 49,3 —
0—780 —2646 27,69 97,2 49,3 — — — —
— 1 000 300
40—50 —3220 33,34 130 39,9 64,6 (7) — — —
40—50 —3242 33,15 130 39,9 7 — — —
1 892 712 —
82 —3552 35,8 135 95 279 (10) — — —
87 —3602 36,28 137 50,8 226 (10) — — —
21 —3570 37,26 148 96 426 (16) 346 1 496 —
146 4 254 2 800
40—70 —3666 37,26 150,3 83 245 (10) 146 2 254 2 800
— —3958 40,20 — — 192 (10,5) — 2 000 —
50 —3285 34,13 139 41,2 143 (10) 1 331 — —
38—247 —3345 34.52 139 32,8 58 152 — —
157—2570 —858 9,51 68 — 106 (11) 1 143 745 —
80 —3308 36,18 144 35,5 260 16 099 3 161 —
26—60 —3320 34,91 144 35,5 — — — —
273 —3340 36,09 146 35,5 190 — — —
— —3358 35,3 — 35,5 — — — —
106 —795 8,63 40 — 15,4 (6) — — —
7—180 —3497 35,3 134 223 170 (10) 662 — —
61 053 23 968 —
20 —2349 • 26,05 119,3 -63 405 (12) 6 200 600 —
40 —2314 25,75 118,9 63 380 (10) — — —
70 —2426 27,51 122,0 63 390 (13) 13 210 6 850 —
70 —2506 27,7 122,5 63 260 (15) 981 469 —
70 —2600 29,66 128,0 64 320 (12) 40 662 16 049 —
— —2067 23,05 120 55 183 (10) 18 — —
22 — 179 2,78 51 40 33 (16) 114 1 497 —
6 159 —
До 1500 — 24,52 54 — — — — —
10—135 16,67 46 11 (12) 7 158 —
2 746 — —
100—4000 —769 , 8,43 91,3 42 75 1 970 — —
50—250 —876 9,67 97,8 6 133 (9,5) 776 — —
34 — 1140 14,91 84 173 147 39 30 —
1 329 897 —
4287 —2589 30 130 248 320 (12) 638 — —
143 —2593 30 130 248 320 (12) .— — —
До 1652 —2610 30 130 248 320 (12) 153 177 —
1 — 18 —2710 32,32 132 260 296 (15) 385 — —
0,4 —2700 33,26 132 260 140 (10) 153 720 —
11 — 110 — 23,73 123 38 41 (10) 117 — —
366 127 —
0,1—3,5 —2460 28,44 129,4 236 200
0,9—3,9 —2500 29 130,9 236 235
218 466
32—180 —578 13,48 38 — 81—255
40—80 —585 10,46 44 — 1770 (13)
40—80 —802 12,63 49 — —
88—290 — 1007 11,35 55 — 146—192
— — 13,73 64 — 119—242 111 174 —
882 70 —
120—800 — 12,4—18,0 61—72 — 145 (4) 789 70 —
89
к а раз- Глубина залега- ния, м Характеристи коллектора
Месторождение о КС с Год начал работки Залежь Продуктивный горизонт Эффек- тивная мощ- ность, м Пори - стость, %
Безводное Ширванское 1958 1957 1959 1958 ГН г Нижний мел, III Нижнемеловой 1370 1200—2500 8,3 5,8 21,4 21,4
Изве
Г Верхнеюрский 1780—1800 12,0 -
Песч
Самурское 1964 1968 г г г Баррем, I Готерив, II III 1530 1160 1240 5,6 4 3,8 12,8 12,8 12,8
Изве
гк IV 1940 11.4 1,2
Песч
Дышское | Калужское 1954 1952 1954 1952 гк ГН ГН гкн н гк гк Верхнеюрский Майкоп, I II Майкоп, I II Зыбзинский, Па Ильский, Пб 1850—2300 2150 2450 1860 2290 2506 2618 57—99 12,9 7,6 11—18 0—19 1.2 20,6 17,5 21 18 20 23
Новодмитриевское Восточно-Север- ское Зыбза—Глубокий 1951 1952 1944 1952 1954 1946 гк гк г НГК НГК гк гк гк гк гк гк гк гк ГН гк гк гк гк гк III IV Караганский Майкоп, I II Зыбзинский, Па Ильский, Пб III IV Свита Горячего Клю- ча, V Свита Горячего Клю- ча, VIII То же, Villa IX Кумский Зыбзинский, Па Ильский, III Пб IV Свита Горячего Клю- ча, Villa + VIII 2631 2681 1500 2040 2214 2770 2780 2831 2900 3100 3380 3480 3620 2780 3246 3310 3286 3395 4103 2,4—3,3 2,4—3,3 3 14,1 18,8 25,5 9,3 ' 3,8 8,7 10 10 36,8 4,4 1,5—4,7 5,3 3,1 8,0 19,2 19,2 18 23,5 19,7 21,6 21,6 19,2 25 17,4 16,7 12 12 12 16 18 15
лр ГН н Майкопский Калужский 800 950—1400 1,7 20 20
90
Продолжение табл. 21
ка Начальные ГВК, ГНК. ВНК, м Начальное пластовое давление, МПа Температура, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м"
А4-В+С, с,
Про- ницав* мость, 10“1в м»
800 — 1033 14,71 67 — 137 (8) 93 562 53
120—800 —1234 12,4—18,0 70 — — — — —
стняк
- —1450 - 1- -
аник
—1192 12,75 50
—— —1310 — 57
— —1435 — 58
стняк
- - 23,63 79
аник
— — 24,42 77
104 — 1793 21,87 81,5
39 — — —
107 —1900 21,28 82
54,1 . 27,95 92
1—742 —2550 25 99,1
1—208 -(2516ч- 25,2 100
4-2540) 103
2,7 —2640 26,18
2,7 —2620 26,18 103,3
—1610 16,18 57
197,4 — 1930 23,04 71,8
345 —2310 26,18 88,5
43,5 —2756 27,26 109,1
25,7 —2770 ' 27,46 109,2
77 —2911 29,42 109
11 —3007 — —
4,61 —3412 33,24 118
166 —3520 34,22 121
— —3560 35,30 . 125
0—70 —2386 32,07 102
0—12 —3235 32,56 111
—3353 32,75 114,7
—3280 33,15 112,4
0—18 —3376 32,95 115,5
0—18 —4034 40,50 136,3
— — 9,0—13,0 35—50
III 1 1 55 (8) 2—82 (4) — 191 - 229 -
- -
— 135—250 (10) — — —
10—52 (5) — 441
— 10—52 (5) —
2 272 20 —
70 900
70 — —
122 — —
30 250 (6) —
116 — —
116 47
2 865 1 278 —
— 30
— —
—
127,5 300 (13)
— 300 (13)
— 100 (10)
—.
— 30 (7)
— 42—83 — — —
— 42—83
- —
524 261 —
55 (8) — 48 —
37 ПО
36 — 524 113 —
31 88
36 —
40 120 (7) — —
4 445 618 —
— — — —
91
К 01 «3 О. 03 Глубина залега- НИЯ, м Характеристи коллектора
Месторождение о ст оз я е. £ Продуктивн ый горизонт Эффек- тивная Пори-
о 03 СП ность, м %
Зыбза-Глубокий 1944 1946 ГН Зыбзинский, II 850—1300 7,4 24,4
Яр Северо-Ахтырское Ахтырско-Бугун- дырское Украинское Крымское Северо-Крымское 1955 1948 1953 1950 1954 — ГН ГН ГН г гк гк гк гк гк гкн гкн гкн г ГН Н н ГН Н Н Н ГН ГН Н н г Ильский, Нб III IV Свита Горячего Клю- ча, V То же, VI VII VIII IX Цеце, Ха X XI XII Караганский Чокрак, I II Понт, I Сармат, III Палеоцен, I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII Миоценовый Ильский, VI Абазинский,V Кумский Калужский Кумский Мэотический 905—1250 910—1300 920—1350 1120 1400 1570 1680 1840 1970 2030 2075 ' 2210 960—1750 1024—1700 1060—1750 300—490 700—850 350—2120 500—650 800 600 790 1800—1850 1600—1650 650 12—37 16—54 3—14 18—46 11—25 3—12 1—16 27—61 64—100 10—18 1—12 1,8—20,4 14,7 25 7,2—35,7 2,5 9 9,2 0—24 4,5—9,2 5,4 23,6 26 24 25 22 20 23 26 13 25 22 20 24,4 18—26 18,2—26 20 31 19—28,7 25 22,4 26,5 И 19—23 17,9—33 18
Доло
Кудако-Киевское 1960 1960 ГН ГН н Нижний сармат, XI— XIII Конк—караган, XIV—XV Чокрак, XVI—XVII 692—1544 717—1676 746—1805 8,7—18 15 42 14—20 15—25 18
Песч
Анастасиевско- Троицкое 1953 1956 Г н Г г г Сарматский Чокракский Понт, I 1а II 380 1200 800 850 1200 29 1,3—16,8 4 0—33 7 12—17 9—30 31,4 20 36,5
г III 1300 8,3 32,9
нгк ГН Мэотис, IV V 1380 1530—1720 50,9 . 0—16 30 21
92
Продолжение табл. 2f
ка Начальные ГВК, ГНК. ВНК. м Начальное пластовое давление, МПа 1 Температура, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/ма Начальный дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
Про- ницае- мость, 10“18 м2 A-f-B+Cj Са
5—38 — 9,9—12,0 38—50 — — — —
3—520 10,0—12,0 41—46 —
1—185 — 10,3—11,8 40—45 — — —. —.
7—29 — 10,9—12,6 42—48 — — '
12—285 — 10,59 46 — 75 — — —
16—109 13,43 55 10 25—74 —
— — 15 61 — 102 — — —
4—216 — 16,47 64 60—128 — — —
23—371 — 18,14 69 45 18—105 — —. —
9—60 — 19,42 73 27—131 —— —. —
31—861 — 1957 21,08 75 28 114 — — —
233—754 — 20 76 —. 116 —. —. —
24—275 — 21,28 80 137 — —. —
32 427 —
1—1472 —975 87,28 36 — 24 278 —
22,3 849 —1025 98,06 42 — — 8 149 —
1 125 —
20—100 —664 —716 9,54 35 — 1 125 —
— — 6,6—20,1 — — — — — —
— 120 —
10—147 7,55 50 — — —
4—544 —800 7,94 33,4 — — 120 —
— 33 —
- —764 11,47 33,6 130 (10) 33 —
— — — — — — и 34 —
45 —667 6,85 46 — —
МИТ
55 —805 13,73 58 — 13,1
55 —729 14,51 59 — 13,9
— — 15 — — — 1 294 83 —
аник
0—30 —380 — 25 — — 1 294 83
U—оО 11 378 69 486 —
300—500 —876 8,87 32 263 (20)
400—830 — 8,87 32 — 88—105 5 302 1 297 —
400—800 —(1205ч- 12,56 49 — 409 (20)
4-1224) 267—605
400—800 -(12244- 12,75 51 — — —
4-1247)
280—4450 — 1502 15,2 63 15,7 600 (24) 6 076 68 189
250—900 — 16,87 65 — — — —
93
05 S Л Глубина залега- ния, м Характеристи коллектора
Месторождение 3 £ н о о Год начала работки Залежь Продуктивный горизонт Эффек- тивная могц - ность, м Пори- стость, %
Анастасиевско- Троицкое Западно-Анаста- сиевское Курчанское Красноармейское Фрунзенское Белый Хутор Славянское Северо-Анаста- сиевское Восточно-Благове- щенское Западно-Благове- щенское Дообское Прасковейское Великое Западно-Адагум- ское Малороссийское Кузнецовское 1953 1954 1954 1961 1956 1966 1956 1961 1961 1961 1963 1966 1970 1969 1972 1977 1956 1970 1975 1964 1958 1965 1971 1971 1978 н н ГН г ГН г ГН ГН г г гк ГН г г г г г ГН г Г г ГН Г гк г VI Via, VII Мэотис, IV IVa Понт, III Мэотис, IV Верхний сармат, VIII—X Нижний сармат, XII—XIII Мэотис, vIV Понт, II Мэотис, IV Миоценовый Мэотис, IV Понт, III Верхнесарматский Нижнесарматский Караганский Чокракский Понтический Верхнемеловой | Нижнемеловой » Мэотис, IV Нижнемеловой Хадумский 1640 1700 1520 1640 370 600 670 900 1500 1337 1563 930 1610 1490 440 570 580 730 275 750 1000 3440 1200 3500 1245 4,5 3,7 1,9 8,8 13,1 3,3 3,1 8,9 2,6 8,19 14 7 5,8 10 2,8 2,9 5,7 25,3 35 21 10 3,4 13,4 3 25 25 26 16,9— 24,3 20 20 14 14 25 19 27 3—14 27 28 17,8 6,2 15 32 25 Изве 0,1 Песч 10 13 20 8 28
Кошехабльское Гарбузовское Южно-Ленинодар- ское Ильинское Малаканское 1977 1976 1978 1975 1979 1979 1979 гк Г г г гк г г гк Батский Оксфордский Кёлловейский Понт, II Нижнемеловой Черкесский Хадумский Аптский 4630 5000 5108—5275 1540 2530 1385 1200 3595 - 52 20 7 6,1 7 5,9 15 - Изве 8,5 Песч 9,1 27 20 20 10 19
94
Продолжение табл. 21
ка Начальные ГВК. ГНК, ВНК, м Начальное пластовое давление. МПа Температура,°C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м8 Начальный дебит газа, тыс. м8/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Про- ницае- мость, 10“16 м8 А+В+С, С,
250—900 16,67 66 —
16,67 66 — — —
76 389
287 —1533 15,69 60 165,1 33 189
4—92 —1619 16,96 63,6 — 48—220 43 200
201 745
— —438 5,1 24,9 —- 78 (12) — 579 —
113 —720 8,24 32,8 112 (12)
15—25 —799 10,79 34,9 — 16 (3,5) — — —
192 —1072 16,77 43,4 — 163 (10,5) — — —
360 —1509 15,89 60 352 (15) 77 262
1 973 785 47
460—7200 —1332 13,72 53 — 210 —- — —
485—7225 —1570,4 16,2 65 — 458,6 1 973 785 ——
15 —943 8,82 43 — — — — 28
1085— —1608,5 16,57 64,5 — 786 (31,7) 2 773 2 123 —
2370
873 —1505 — — — 104 (8) 354 64 —
52 47 —
1,2 —492 5,02 25,5 — 28,9 (8)
1 —619 5,44 29,5 — 6,5 (4)
4 —669 8,43 31 — 14(8)
3,6 —736 8,66 33 — 25 (5)
— —225 2,1 19 — 38 52 — -—
стняк
- —820 98,07 — - 2(2) - 1 500 6 000
аник
—800 8,04 39,5 — 5(3) — 200 —
9030 —3373 34,13 170 99,6 (13) 1 500 —
— — — — — 50 (4) 3 49 37
49 —3405 34,13 138 29,6 230 (10) 400 —
233 1 767 57 800
— — 12,22 — — 101,7 (8,5) — 200 —
— - - - 81 - 233 1 767 57 800
стняк
6 314 56 597
— 71,59 — 58 (5) - 6 014 30 397
аник
57,37 1 12 96 (7) — 300 26 200
— 15,59 —— 40,2 (7) — 200 1 778
— — 24,81 — 52 222,9(10) 3 1 497 —
80 —1320 13,94 76 101,8(6,8) 1 000 500
12,26 — 400
— — 36,82 — 302 124,8 (8) 3 97 1 100
95
РИС. 27. Бейсугское газовое месторождение. Структурная карта по кровле продуктивных песчаников
черкесской свиты.
1 — изогипсы в м; 2 — тектоническое нарушение зоны: 3—отсутствия отложений эоцена,
4 — газоносности
вытянутое с юго-востока на северо-запад
поднятие с крутым северным и более пологим
южным крыльями (рис. 27). Размеры подня-
тия 11 х4 км, амплитуда 40 м. На месторожде-
нии установлена газоносность караганских,
майкопских, хадумских, тихорецких, чер-
кесских и нижнемеловых отложений. Залежи
пласта I Майкопа и пласта II черкесской
свиты пластовые сводовые, литологически
экранированные, залежи пласта II Майкопа
и тихорецкой свиты — пластовые сводовые.
СТАВРОПОЛЬСКИЙ КРАЙ
В Ставропольском крае наиболее значитель-
ным является Северо-Ставропольско-Пела-
гиадинское газовое месторождение с началь-
ными запасами 228,9 млрд. м3.
В геологическом строении рассматриваемой
территории принимают участие мезозойско-
кайнозойские образования, залегающие на
палеозойском складчатом фундаменте. Общая
мощность осадочного чехла в центральной
части Ставропольского свода 1750—2000 м,
на его склонах — 2100—3000 м, в наиболее
погруженных частях Терско-Кумской впа-
дины она увеличивается до 5000 м. На поро-
дах фундамента в различных частях терри-
тории залегают разновозрастные отложения
юры и нижнего мела, а местами и красноцвет-
ная толща пермо-триаса, с которой на Рас-
шеватском месторождении связана газокон-
денсатная залежь. Юрские породы распро-
странены в основном в восточных районах
края, в пределах Ставропольского свода они
отсутствуют. Вышележащие образования ме-
ловой, палеогеновой и неогеновой систем
распространены повсеместно.
В современном структурном плане в ка-
честве основного тектонического элемента
;96
выделяется Ставропольский свод, представ-
ляющий собой крупное поднятие фундамента
и осложненный Северо- и Южно- Ставрополь-
ским валами, к которым приурочено боль-
шинство газовых месторождений края. На се-
вере свод Гудиловским прогибом отделяется
от вала Карпинского, на юге Беломечетской
синклиналью, представляющей юго-восточ-
ное продолжение Восточно-Кубанской впа-
дины, — от моноклинального северного скло-
на Большого Кавказа, на юго-востоке рас-
крывается в Чернолесскую впадину (рис. 28).
Восточную часть края занимает Терско-
Кумская впадина, в которой выделяется
Прикумско-Кочубеевская зона поднятий.
С этой зоной связаны в основном неф-
тяные и нефтегазокоцденсатные месторожде-
ния.
Промышленно газоносны в Ставропольском
крае пермо-триасовые, юрские, меловые, па-
леогеновые и неогеновые отложения. Основ-
ные запасы газа приурочены к хадумскому
горизонту на Северо-Ставропольско-Пелагиа-
динском. Тахта-Кугультинском и Расше-
ватском месторождениях и к альбским отло-
жениям наМирненском месторождении. Кол-
лекторами газа служат песчаники и алевро-
литы, часто переслаивающиеся с глинами.
Пористость коллекторов 6—33%, прони-
цаемость от 0,02—0,05 до 1,6—3,0 мкм2.
Дебиты газа из верхнемайкопских отложений
изменяются от 3 тыс. до 720 тыс. м3/сут, на
ряде месторождений (Мирненское и др.)
достигают 3390 тыс. м3/сут.
Газ месторождении Ставропольского свода
преимущественно метановый, 96—100 %
(табл. 22). Газоконденсатные залежи вскрыты
в Меловых и юрских отложениях да место-
рождениях Мирненское, Русский Хутор,
Расшеватское и др. (табл. 23).
Таблица 22
Характеристика газов месторождений Ставропольского края
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
X О X о с3н„ X о 9ИШЭ1ЧН + г,н’э о о
Безопасненское Ха думский 0,567 97,1 0,9 0,1 0,1 — 0,2 1,6
Веселовское Зеленой свиты 0,709 82,9 7,6 3,0 1,4 0,1 1,4 3,6
Нижний мел, II 0,654 83,6 8,1 3,8 1,3 __ 0,4 3,3
Казинское Хадумский 0,560 98,3 0,5 0,1 — — 0,7 0,3
Каменнобалков- ское Верхний Майкоп, I 0,560 98,6 — — — — — 1,4
Кучерлинское Верхний Майкоп 0,568 96,8 1,5 — — — 0,1 0,6
Казино-Грачев- ское Караганский 0,575 95,1 — — — — 0,6 4,3
Журавское Чокракский 0,713 94,9 0,4 0,4 1,1 — — 3,2
Мирненское Верхний Майкоп,I 0,556 99,4 — — — — 0,1 0,3
Альб, II 0,703 80,23 10,91 1,98 0,65 0,63 4,18 1,42
Петровско-Благо- дарненское Майкоп, I 0,564 98,4 0,4 0,2 0,1 — 0,2 0,7
Прнкумское Чокракский 0,571 98,08 — — — — 0,72 1,2
Расшеватское Хадумский 0,564 97,4 0,5 0,1 0,1 — 0,2 1,7
Нижний мел, I 0,712 79,5 9,3 3,9 1,2 0,9 2,9 2,3
Русский Хутор (Северный) Нижний мел, X 0,724 77,1 10,1 4,3 1,8 — 1,7 5,0
Северо-Ставро- Караганский 0,570 97,7 0,1 — — 1,3 0,3
польско-Пела- Хадумский 0,561 96,5 1,5 0,2 0,1 — 0,2 1,5
гиадинское Зеленой свиты 0,663 84,4 4,0 2,5 1,7 0,3 0,9 6,2
Сенгилеевское Хадумский 0,568 97,2 0,7 0,2 0,1 0,3 0,2 1,3
Сельское Нижний мел 0,783 71,7 14,4 4,7 2,7 1,6 4,2 1,3
Тахта-Кугультин- ское Хадумский 0,562 98,2 0,3 0,1 0,1 — 0,2 1,1
Южно-Радыков- ское » 0,602 96,7 0,9 0,3 0,1 0,1 0,2 1,7
4 Зак. 192
97
Характеристика месторождений природного газа Ставропольского края
Месторожден не Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залега- ния, м Характеристика кол
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Песч
Северо-Ставро- 1950 1956
польско-Пела- гиадинское г Караганский 170 8,5 13
г Чокракский 200 6 20
г Хадумский 800 22,3 21,6
г Зеленой свиты 1050 15,1 19
Сенгилеевское 1946 1962 г Хадумский 450 12,1 7,6
Казинское 1951 1961 г » 900 7,8 22
Расшеватское 1951 1962 г > 1150 6 8
.гк Нижний мел, 1,11 2850 10—45 4—12
Красно
гк Юрский—пермотриа- 2900 0—117 4,4 •
совый
Алев
Тахта-Кугультин- 1951 1962 г Хадумский 650 6 7
ское
Петровско- Благо- 1957 1965 г Верхний Майкоп, I + 220 1,7—3,9 5,8—17
дарненское + II + III
Песч
Безопасненское | 1957 | 1966 1 г Хадумский 700 | 1,6—7,3 | 3,9—6,2 1
Алев
Каменнобалков- 1962 1973 г Верхний Майкоп, I <350 7 33
ское Песч
г Верхний Майкоп, VI 450 1,4—5,6 35
Мирненское 1958 1968 г 460 11 30
Верхний Майкоп, I
г Верхний Майкоп, II 500 11 30
г VI 700 5,3 30
гк Альб, II 2600 23,3 26,1
гк III 2660 9,1 19,2
гк IV 2760 8 25,6
Журавское 1965 1972 г Чокракский 560 0,6—2,3 27
Южно-Радыков- 1971 — г Хадумский 710 4 10
ское
Кугутское 1979 — г Верхнемайкопский 580 23 10
Сельское 1972 1976 гк Нижнемеловой 2550 4,6 27,3
Прикумское 1958 1964 г Чокракский 700 12,1 27,5
Кучерлинское 1961 — г Верхнемайкопский 400 4 15
Веселовское 1963 —
гк Зеленой свиты 1425 8,7 14,6
гк Нижний мел, I II 2490 6,2 10,8
гк 2700 7,2 10,6
Казино-Грачев- 1958 —
ское г Караганский 160 2,7 12,1
г Чокракский 240 3,1 17,9
98
Таблица 23
лектора Начальные гвк, ГНК, ВНК, м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/м* Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммарная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
А+ В + С1 с,
Проницае- мость, 10"1’ м2
аник
165 —(100—130) 0,1 — —
1800 —120 0,1 15 —
1000 —(4664-522) 6,5 65 —
1300 —644 7,2 73 —
350 —130 3,8 39,6 —
345 —521 6,6 71 —
0,7—2,2 —984 11,3 67 —
199 —2603 27,8 116 93
цветы
| 1,2—3,5 —2726 27,8 119 93
ролит
35—50 —(5314-584) 6,7 55 —
41—343 — 1,8 34 —
аник
4—66 - 6,7 58 -
ролит
263 —204,5 3,2 23
аник
538 —348 3,2 24,2 —
67—104 — 176 2,9 34 —
До 1000 —211 3,2 36 —
До 1200 —380 5,2 50 —
59 —2365 25,0 142,6 23
3—20 —2405 25,4 143,5 —
21 —2518 26,1 144,3 —
0,6—22 —356 5,1 46 —
3—82 —559 6,5 57,6 —
13—20 —382 4,7 56 —
До 423 —2401 25,0 142 45
126 —557 7,2 39 —
54—784 — 2,9 31 —
5 — 1063 16,7 98 —
3 —2109 26,5 127 —
3 —2340 28,4 133 —
До 1490 0,5 20,3 —
До 4130 — 0,5 23 —
204395 23872
1—2 4 — —
500—850 196 128 23 872 —
215 (9) 8 263 — —
1—76 1 107 783 —
560 (6) 2 682 1 518 —
2 410 13 270 1600
5—30 1 353 7 916 —
172—174 1 057 5 354 1600
| 5—142
16,7 (9) 9 762 21 035 —
268 (6) 3 359 1 846 —
9-13 137 722 —
19,2 (8) 521 732 -
13(7) 34 483 30 017 3295
15,6 (5,7) 1 378 596 —
65 (12) — — —
22 (6) 2 089 650 —
115 (15) 22 451 17 825 3295
521 (25) — 5 513 —
350 (25) 8 565 5 433 —
13,2 (4,7) 273 194 190
4,6 (3,2) — 500 —
51,3 (11) 403 1 897 —
159 (8) 177 1 643 —
4,6 (2,5) 12 384
— 1 000 —
— 563
31,8 (9,5) — 322 —
12,2 (9,9) — 241 —
7,1 (Ю) — — —
— 219 —
19 —
30 (58) — 200 —
99
4*
Месторождение Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залега- ния, м Характеристика
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Южно-Серафимов- 1975 — гк Нижний мел, V 3060 4,8 13,5
ское
Русский Хутор 1961 1965
(Северный)
гкн Нижний мел, 3117— 2,7 16,2—
VIII1+2+3+4 3132 19,1
гкн Тоже, 1Ха+1Х 3141 8,9 16,5—19,5
гк X 3166 4,3 12,3
гкн XIII 3230 3,3 Ь3,3
гк Юра, I 3254 1,1 12,4
гк Ша 3363 2,2 16,7
гк П11+2 3330 1,7—4,2 16,2
гк III 3310 3,4 16,2
Урожайненское 1966 — ГН Нижняя юра, VII2 3650 4,0 12
Северо-Ставропольско-Пелагиадинское га-
зовое месторождение расположено в цен-
тральной части Ставропольского свода
(рис. 29). Оно контролируется крупной бра-
хиантиклиналью, осложненной куполами:
Северо-Ставропольским и Пелагиадинским.
На месторождении выявлены четыре га-
зовые залежи: в терригенных отложениях
караганского, чокракского и хадумского го-
ризонтов и зеленой свиты. Основные запасы
газа связаны с хадумским горизонтом (сред-
ний Майкоп), который представлен в верхней
части алевролитами, в нижней — переслаи-
вающимися алевролитами, песчаниками и
глинами. Мощность газоносного горизонта
100 м. Залежь газа охватывает Северо-
Ставропольское и Пелагиадинское подня-
тия. На большей части площади она подсти-
лается подошвенной водой, лишь в централь-
ной части Северо-Ставропольской площади
выделяется газонасыщенная зона.
Тахта- Кугультинское газовое месторожде-
ние расположено в 60 км к северо-востоку
от г. Ставрополь. Оно находится в северной
части Ставропольского сводового поднятия
и приурочено к крупной брахиантиклиналь-
ной складке с широким пологим сводом и
с амплитудой около 60—70 м. Складка не-
правильной формы, асимметричная, север-
ное крыло ее крутое, южное пологое (рис. 30).
Углы падения пород по кровле хадумского
горизонта не превышают 26 20' на северном
периклинальном окончании складки. Сво-
довая часть поднятия осложнена двумя ку-
полами: Тахтинским и Кугультинским, раз-
деленными неглубоким прогибом. Оба купола
РИС. 28. Схема размещения
месторождений Ставропольского края.
Месторождения: а — газовые; б — газонефтяные.
Месторождения: / — Тахта-Кугультинское; 2 —
Безопасненское; 3 — Расшеват ж ое; 4— Северо-
Ставроиольско-Пелагиадинское\ 5 — Казинское;
6 — Казино-Грачевское; 7 — Кугутское; 8 —
Петровско-Благодарненское; 9 — Дербетовское;
10 — Каменнобалковское; 11 — Кучерлинское;
12 — М1рненское; 13— Сйне Сугровское; 14 —
Журавское; 15 — Сенгилеевское; 16 — Ставро-
польское; 17 — Северо-Нагутское; 18 — Весе-
ловское; 19 — Прикумское; 20 — Русский Ху-
тор
100
Продолжение табл. 23
коллектора Начальные ГВК, ГНК. ВНК, м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа । Температура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм) Суммарная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
Проницае- мость, 10“13 м2 А+ B-f-C. С,
150 —2860 30,0 160 99 370 (12) 314 2 221 4354
1 875 6 146 8
57 — 32,9 128 — 142 (5) 192 2 608 —
235 —3156 33,0 128 — 30 (5) 701 1 483
— —3167 33,0 128 — 62 (5) 86 242 —
8 —3243 33,9 131 — 40 (6) 42 256 . —
— —3243 33,9 131 — — — — 8
2 — 34,4 132 — — 23 394 —
2 —3303 34,9 133 — 120 (5) 827 990 —
— — — 132 — 50 (5) 4 173 —
— — 35,1 — — 2 183 —
[g?]/ РЯ/ яя?
РИС. 29. Северо-Ставропольско-Пелагнадинское
газовое месторождение.
Структурные .карты: а — по кровле продуктив-
ного хадумского горизонта, б — по кровле
продуктивной пачки зеленой свиты; в — гео-
логический разрез.
/—изогипсы в м; 2— контур газоносности; 3— газ
имеют одинаковые гипсометрические отметки,
и хадумская залежь является единой, с об-
щим контуром газоносности.
На Тахта-Кугультинском месторождении
промышленная газоносность связана с от-
ложениями хадумского горизонта. Залежь
газа приурочена к двум продуктивным пач-
кам.
Мирненское газоконденсатное месторож-
дение расположено в 25 км северо-восточнее
ст. Благодарное и в 130 км восточнее г. Став-
рополь. В геологическом строении месторо-
ждения принимают участие юрские, аптские,
альбские, верхнемеловые и кайнозойские
отложения. Фундамент (палеозой) вскрыт на
глубине 3060 м.
Месторождение приурочено к северо-вос-
точному ограничению Ставропольского свода
Мирненская антиклинальная зона). По от-
РИС. 30. Тахта-Кугультинское газовое место-
рождение. Структурная карта по кровле про-
дуктивного пласта 1 хадумского горизонта (по
данным СевКавНИИгаз).
/ — изогипсы в м; 2 — внешний контур газо-
носности
101
РИС. 31. Мирненское газоконденсатное место-
рождение:
а —структурная карта по кровле продуктивного
пласта П нижнемеловых отложений (по дан-
ным СевКавНИИгаз); б — геологический раз-
рез.
/ — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
интервал перфорации; 4 — известняки; 5 —
песчаники
«36
ложенням верхней части нижнего мела
структура осложнена тремя куполами и вы-
ражена во всех горизонтах мезозоя и кайно-
зоя, по изогипсе —2360 м размеры ее 11,7х
X 13,5 км и амплитуда около 70 м (рис. 31).
Углы падения крыльев 0,7—1°.
Промышленная газоносность выявлена в от-
ложениях Майкопа (пласты 1, П, VI) и альба
(II, III, IV пласты). Перспективен пласт I
альбского горизонта. Конденсат выявлен
только в отложениях альба. Продуктивный
альбский горизонт представлен алевролитами
и песчаниками с прослоями аргиллитов.
ДАГЕСТАНСКАЯ АССР
.Дагестанская АССР является старейшим
нефтегазодобывающим районом, с ним свя-
зано начало добычи газа в стране. Территория
Дагестана в структурном отношении неод-
нородна. Северную часть республики за-
нимает Терско-Кумская впадина, южную
часть — Предгорный Дагестан (рис. 32).
Нефтяные и газоконденсатные месторожде-
ния Северного Дагестана приурочены к При-
кумско-Тюленевскому валу, представляюще-
му собой выступ в палеозойском фундаменте
и состоящему из двух крупных зон подня-
тий: Озек-Суатской и Сухокумской. Для
этих зон характерна хорошо выраженная
складчатость мезозоя, затухающая в май-
копских отложениях, в результате чего вы-
шележащие породы образуют моноклиналь
с падением на юго-восток. Складки При-
кумско-Тюленевского вала характеризуются
широкими и плоскими сводами, малыми уг-
лами падения слоев на крыльях, незначи-
тельными амплитудами — до 60—80 м. Га-
зовые, газоконденсатные и нефтегазоконден-
сатные залежи связаны с нижнемеловыми и
верхне- и среднеюрскими отложениями. Про-
дуктивные отложения находятся на глубине
3000—4200 м и представлены песчаниками
и алевролитами. Залежи пластовые сводо-
вые, иногда литологически экранированные.
Газ газоконденсатных месторождений со-
держит значительное количество метана
(табл. 24). Характерно высокое содержание
конденсата в газе. Наиболее значительные
месторождения в Северном Дагестане — Рус-
ский Хутор, Солончаковое, Сухокумское
(табл. 25).
В строении Предгорного Дагестана, вхо-
дящего в состав складчатого борта Терско-
Каспийского передового прогиба, принимают
участие юрские, меловые, неогеновые и па-
леогеновые отложения мощностью более
6000—8000 м, располагающиеся на палео-
зойском складчатом фундаменте. Тектоника
в значительной степени определяется бло-
ковым горст-грабеновым строением фунда-
мента, обусловленным развитием системы
субширотных и субмеридиональных разло-
мов. Наиболее крупные разломы, поперечные
относительно кавказского направления в Гор-
ном Дагестане и Терско-Каспийском прогибе,
образуют два мегаблока — Южно-Дагестан-
ский и Дагестанский клин, в пределах ко-
торых прослеживаются разломы низшего
порядка. В Предгорном Дагестане по отло-
жениям неогена и палеогена выделяются
Приморская, Восточная и Западная анти-
клинальные зоны, которые характеризуются
относительно простым строением входящих
в их состав локальных складок. В пределах
этих зон под миоценовыми образованиями,
залегающими моноклинально, мезозойские
породы образуют складки, осложненные про-
дольными и поперечными разрывами. С этими
погребенными складками и региональными
Характеристика газов месторождений Дагестанской АССР
Таблица 24
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность Состав газа, % по объему
с и. с2н„ с3н8 С,Н10 ф + § S 2 X я иЧ- n2 со2
Ачису Верхнемеловой 0,689 86,82 1,86 0,54 0,33 0,50 1,73 8,42
Русский Хутор Апт, VIII2+6 0,768 69,0 11,0 3,9 1,5 9,2 3,2 2,2
(Центральный) Баррем, IX -ф X 0,762 69,1 11,3 3,3 1,7 8,6 3,3 2,7
Средняя юра, II • Баррем, I—III 0,777 67,8 11,6 3,2 1,6 9,7 3,3 2,8
Солончаковское 0,728 76,58 9,85 3,29 До До 3,08 2,65
1,12 1,93
IX—X 0,727 77,44 9,92 2,38 1,04 0,62 2,94 3,20
Средняя юра, Па 79,5 11,84 2,62 1,13 0,79 3,02 3,35
Степное Баррем, IX 0,714 76,13 9,59 2,36 10,2 0,66 2,8 3,22
Средняя юра, II 0,683 81,81 7,52 2,32 0,72 0,42 3,39 3,82
Ша 0,717 81,9 7,29 2,39 0,92 1,20 0,88 5,42
IV 0,800 63,3 16,5 7,1 1,3 2,2 9,4 0,2
Равнинное II 0,709 83,93 5,89 1,49 0,77 0,47 1,21 6,24
Махачкалинское Верхнемеловой 0,762 76,84 10,42 5,38 3,17 1,78 0,06 2,35
104
РИС. 32. Обзорная карта нефтегазоносности Мечено-Ингушской АССР, Дагестанской АССР, КалмыЦ'
кой АССР и Астраханской области.
а — границы основных тектонических элемен-
тов; месторождения: б — нефтяные, в — газо-
вые и газоконденсатные, г — газонефтяные.
Месторождения: 1 — Икибурульское; 2 — Цу-
букское; 3 — Тенгутинское; 4 — Олейников-
ское; 5 — Межевое; 6 — Промысловское; 7 —
Каспийское; 8 — Ермолинское; 9 — Восточно-
Камышанское; 10' — Краснокамышанское; 11 —
Черноземельское; 12 — Улан-Холское; 13 —
Мак.симокумское; 14 — Величасвско-Колодезное;
15 — Правобережное; 16 — Зимнеставкинское;
17 — Восточное; 18 — Русский Хутор; 19 —
Сухокумское-, 20 — Южно-Су хокумское-, 21 —
Перекрестное; 22 — Равнинное; 23 — Солонча-
ковое; 24 — Степное; 25 — Дагестанское; 26 —
Граничное; 27 — Солнечное; 28 — Озексуатское;
29 — Камышбурунское; 30 — Ачикулакское;
31 — Прасковейско-Чкаловское; 32 — Журав-
ское; 33 — Андрей-Ку рганское; 34 — Октябрь-
ское; 35 — Дахадаевское; 36 — Алховское;
37 — Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское-, 38 —
Алхазовское; 39 — Эльдаровское; 40 — Мужим-
Бирунское; 41 — Хаянкортское; 42 — Право-
бережное (Адуюртское); 43 — Горячеисточнен-
ское; 44 — Брагунское; 45 — Ойсунгурское;
46 — Заманкульское; 47 — Карабулак-Ачалук-
ское; 48 — Серноводское*. 49 —Старогрознен-
ское; 50 — Октябрьское; 51 — Гойткортское;
52 — Датыхское; 53 — Бенойское; 54 — Гор-
ское; 55 — Западно-Гудермесское; 56 — Орли-
ное; 57 — Суворовское; 58 — Хошмензнльское;
59 —Дагестанские Огни-, 60 —Дузлзлс Б «р екй -
ское; 61 — Клиентское; 62 — Избербашское;
63 — Селли; 64 — Гаша; 65 — Ачисуйское;
66 — Тарнаирское; 67 — Махачкалинское; 68 —
Шамхал-Булакское; 69 — Южно-Буйнакское;
70 — Юбилейное
зонами; разрывов связаны перспективы по-
исков скоплений нефти и газа в меловых и
юрских отложениях Предгорного Дагестана.
Промышленная нефтегазоносность Пред-
горного Дагестана установлена в отложениях
от среднего миоцена до нижнего мела вклю-
чительно. В разрезе караганского и чокрак-
ского горизонтов выделяется более двух
десятков продуктивных пластов песчаников
с высокими коллекторскими свойствами.
С этими отложениями связаны в основном
нефтяные залежи. Продуктивность эоцена
приурочена к отложениям фораминиферовых
слоев, образованных преимущественно тре-
щиноватыми мергелями с прослоями извест-
няков. Продуктивные породы залегают на
глубине 200—600 м и содержат небольшие
малодебитные газовые залежи. Основные
запасы газа Предгорного Дагестана связаны
с верхнемеловыми карбонатными отложе-
ниями на месторождениях Шамхал-Булак
и Махачкала.
Определенные перспективы открытия но-
вых месторождений в Дагестанской АССР
связываются с акваторией Каспийского моря.
В Северном Дагестане установлено продол-
105
Характеристика месторождений природного газа Дагестанской АССР
Месторо жден и е Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина зале- гания, м Коллектор Характе
Эффек- тивная мощ- ность, м
Ачисуйское 1934 1962 гк Верхнемеловой 3166 Известняк 124,8
Хошмензильское 1936 1942 г Хадумский 326 » 10—90
г Аптский 530 Алевролит 10—20
Дагестанские Огни 1904 1928 г Хадумско-форамини- 170 Мергель 20—30
г феровый Нижнемеловой 425 Алевролит —
Дузлак-Берекей- ское 1935 1942 г Хадумско-форамини- феровый 260 Мергель .5
Г яшя 1957 1960 ГН Верхнемеловой 1900 Известняк 11,5
Майское 1969 1970 гк Средняя юра, II 3715 Песчаник 6,4
Русский Хутор (Центральный) 1961 1962 г Майкопский 1645 2,4
гкн Нижний мел, VIII1+a 3129 4
гкн VH 1.3+4 3142 4
гкн То же, IX + IXa+ X 3158 » 29
гк Верхняя юра, I 3262 » 3,6
гкн ИЦ 3317 » 3,5
Сухокумское 1961 1962 гк Нижний мел, ХШТ 3326 Известняк 6—10
гк Верхняя юра, Х1Па 3340 Доломит 5
гк I 3340 Алевролит 2,5—3,8
гк II 3440 Песчаник 2,7
Сухокумское 1961 1962 гкн Средняя юра, VI + 3600 Песчаник 8,3
+ VII
гк Триасовый 3826 » 3
Дахадаевское 1967 1971 гк Нижний мел, 1Хх 3406 » 8,5
гк 1Ха 3426 0—3,6
гк XHIi 3517 » 8
гк Средняя юра, II 3623 » 0—10
гк IV 3740 » 0—2,6
гк VI 3900 4,4
гк VII 3918 » 0—7,6
Солончаковое 1963 1964 Нижний мел, VIII 3400 3,1 10,9
Западный купол нгк »
Восточный купол гк X 3430 >
Западный и Вос- гк Верхняя юра, На 3610 » 2,4—8
точный купола гк гк Нижний мел, IX XIII, 3405 3500 3,2
гк Верхняя юра, II1 + 3610 13,8
+ Па 19,6
гк То же, I IIj. + И1а Средняя юра, VII 3650
гк 3955 » 11,8
Степное 1964 1969 гк Нижний мел, IX 3380 > 17,1
гк Верхняя юра, Ii+ Па 1575 » 17—20
Шх 3610 » 6,6—15
Тюбинское 1971 1972 н Нижний мел, IX 3690 » —
гк Средняя юра, VI 3880 » 4,1
Шамхал-Буклак- 1969 1972
ское гк Фораминиферовый 2300 Мергель 100,3
406
Таблица 25
и ристика коллектора Началь- ные гвк, гнк. внк, м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содер- жение стабиль- ного конден- сата, г/м2 Начальный дебит газа, тыс. м2/сут (диаметр штуцера, мм) Суммарная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м2 Запасы газа на 1/1 1980 г.. млн. м2
Пори- стость, % Про- ницае- мость, 10“16 м2 А + В+С, С2
2 — —3275 41,4 132 152,8 220 (10) 1030 97 — —
25—30 1—10 —378 —— — — 10—12 35 — —,
20,5 1 —553 — — — — 62 — .
25—30 0,26 —350 3,1 — — 37 231 10 —
17 6 —480 — 18 -
30 — —325 3,3 — — 10 48 — —
2 58 — 1820 27,5 106 250 101
16,5 22 —3737 37,6 148 165 160 (8) 273 2108 295 3 464 —
14,9 — 16,9 — — 76 (8) 102 1 104
14,7 60 —3155 32,7 126 712 150 1714 2 276 —
17,3 60 —3167 32,8 126 712 174 — — —
15,6 100 —3186 33,7 126 681 — 64 — —
14,9 13 —3256 33,9 131 787 118 43 27 —
16,1 78 —3311 36,1 133 787 — 185 754 57 348 400
12,4 30 —3355 34,9 129 106 180 (10) 165 18 —
10 57 —3365 34,9 132 106 145 (10) — — 8
11—15 —3403 35,7 133 106 262 (10) 106 13 —
14,4 80—320 —3444 35,7 136 106 200 (8) 411 200 250
15,8 — — — — — — 70 5 142
11 — — 32,4 — — 55 (7) 2 226 112 334 497
16 26 —3415 35,3 136 304 94 (6) 25 85 109
17,5 —3429 35,9 139 304 80 (6) — — —
17 400 —3531 36,3 147 73 — — — 111
15 38 —3633 37,4 148 137 190 (8) — 195 —
15 17 —3750 38,6 150 104 174 (8) 38 44 58
17,2 810 , —3900 38,9 155 30 200 (8) — — 105
11 34 —3917 40,5 155 30 160 (10) 128 1153 10 1 637 114 26
15,3 60 —3412 36,3 135 196 597 (16) 20 278 —
15,5 35 —3435 33,7 132 194 637 (19) 120 19 —
14,4 26 —3617 33,8 — 137 — 53 61 —•.
14,9 35 —3418 36,7 132 304 — 218 362 —
— — — — 232—425 — 31 135 —
16,6 632—4500 —3649 34,2 — 49—135 319 (20) 226 307 26
14,5 58 —3677 38,9 144 48—87 277 (17) 197 177
14,1 8 —3958 42,3 159 48—172 410 (19) 288 619 298 317 337
15,5 — -3393 34,8 130 304 50 2 — 298
20,3 284 —3581 37,3 138 75 40—260 (9) 385 73 39
15,4 И —3640 37,9 139 116 54—174 (10) 232 374 244 131 : 88
__ — —— — — — ——
13,3 40 —3858 40,4 150 685 145 (8) 374 2366 131 13 834 88 8651
0,7 — — — — 62 30—50 46 454 1469
ЮТ
Месторождение Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина зале- гания, м, Коллектор Характе
Эффек- тивная мощ- ность, м
Шамхал- Булакское 1969 1972 гк Верхнемеловой 2600 Известняк 266
гк Валанжинский 3300 Песчаник 60
Равнинное 1965 — гк Средняя юра, II 3730 » 8,5
Восточно-Сухокум- 1967 —
ское гк Нижний мел, VIII 3330 » 2,5
гк IX + X 3366 » 1,9
гк Средняя юра, II 3560 » 7,5
гк IV 3680 » 3
н Триасовый 4350 » —
Махачкалинское 1970 1970 НГК Верхнемеловой 3500 Известняк 38
Леваневское 1971 1972 гк Нижний мел, 1Х2 3270 Песчаник 4,5
Соляное 1971 — гк Верхняя юра, ХШ2 4150 » 2,5
Южно-Буйнакское 1973 — гк Нижнетриасовый 4450 Известняк 6,7
Юбилейное 1973 1973 гк Средняя юра, II -|- 3790 Песчаник 5,1
+ III + IV
жение Прикумско-Тюленевского вала в море.
В этом же направлении отмечаются погру-
жение фундамента, увеличение мощности и
песчанистости регионально нефтегазоносных
нижнемеловых и юрских отложений. В При-
морской зоне Предгорного Дагестана на юго-
восточном погружении Махачкалинской
структуры из верхнемеловых отложений по-
лучен мощный фонтан газа с конденсатом.
На площади Инчхе-море, расположенной
восточнее месторождения Избербаш, из чо-
кракских отложений (пласт Б) на глубине
962—1010 м получен приток газа дебитом
150 тыс. м3/сут при диаметре штуцера 9 мм.
ЧЕЧЕНО-ИНГУШСКАЯ АССР
В Чечено-Ингушской АССР расположен один
из первых нефтедобывающих районов стра-
ны— Грозненский, связанный с полосой
передовой складчатости мегантиклинория
Большого Кавказа — Терско-Каспийским пе-
редовым прогибом. Прогиб выполнен мощной
толщей юрских, меловых, палеогеновых, нео-
геновых и четвертичных пород общей мощ-
ностью более 5500 м, залегающей на палео-
зойском фундаменте, а местами на слабо-
метаморфизованных образованиях пермо-
триаса. В пределах прогиба выделяются
Терский и Сунженский антиклинории, вы-
раженные в рельефе одноименными хребтами
(см. рис. 32). Последние по отложениям ме-
зозоя — кайнозоя представляют собой анти-
•108
клинальные зоны, состоящие из серии под-
нятий, с которыми связаны почти все извест-
ные в республике месторождения нефти и
газа. Локальные поднятия характеризуются
сложным геологическим строением, крутыми
углами падения крыльев, многочисленными
нарушениями. Последние затухают в мело-
вых отложениях. В целом в мезозое развиты
ботее крупные и спокойные складки, с кото-
рыми связаны нефтяные и газоконденсатные
месторождения. В южной части Терско-
Сунженской зоны выделяется моноклиналь
Черных гор, также сложенная породами ме-
зозоя и кайнозоя.
Открытые к настоящему времени месторо-
ждения в основном нефтяные. Лишь некото-
рые из них содержат небольшие скопления
свободного газа в виде газовых участков и зон.
Чисто газовые месторождения малочисленны
(Алхазовское, Червленое). Газоносность свя-
зана главным образом с миоценовыми отло-
жениями неогена — караганским и чокрак-
ским горизонтами. Все известные залежи и
месторождения газа невелики по запасам и
в настоящее время полностью истощены или
находятся в последней стадии разработки.
Газы караган-чокракских продуктивных го-
ризонтов, залегающих в основном на глу-
бине до 1300 м, почти полностью состоят из
метана и характеризуются близкими физико-
химическими свойствами. Состав газа место-
рождения Веной отличается повышенным со-
держанием более тяжелых гомологов метана.
Продолжение табл. 25
ристика коллектора Началь- ные ГВК. ГНК, ВНК. м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммарная до- быча газа на 1/1 1980 г.» МЛН. мэ Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м8
Пори- стость, % Про- ницае- мость, 10—16 м2 А+В + С, с2
0,7 —2397 24,5 108 63,6 264 (2) 2320 9 780 782
— — — — — — 117 (9) — 3 600 6400
15,8 28,6 —3753 39,2 140 504 214 (15) 324 501 —
47 273 132
14 — —3335 34,9 137 103,9 И (6) 5 46 46
19 — —3367 35,1 138 200 38 (12) — — —
18 — —3560 37,8 141 134,4 160 (9) 42 227 86
16 — —3687 39,2 146 134,4 120 (4) — — —
— — — — — — — — — —
9 6,3 —3520 47,2 148 879 97 (8) — — —
15 — —3256 31,3 130 570 240 (13) 16 85 —
14 — —4142 43,1 — 61 140 (12) — — 213
14,4 6,1 —4451 46,6 — 400 152 (10) 37 966 —
13 47 —3807 40,9 152 ПО 126 (8) 5 495 —
РИС. 33. Бенойское нефтегазоконденсатное ме-
сторождение:
а — структурная карта по кровле известняков
верхнего мела; б — геологический разрез.
1 — нефть; 2 — газ; 3 — изогипс в м
вскрыты мезозойско-кайнозойские отложе-
ния. Залежь приурочена к складке, ослож-
няющей моноклиналь Черных гор (рис. 33)
и представляющей брахиантиклиналь с кру-
тым (30°) южным крылом и более пологим
(20°) северным. Простирание складки суб-
широтное, размеры 16x4 км.
Газоносность месторождения связана с тре-
щиноватыми известняками верхнего мела.
К ним приурочена газоконденсатная залежь
массивного типа. Общая мощность известня-
ков 400 м, газонасыщенная эффективная
97 м. Глубина залегания верхнемеловых от-
ложений 2300—3000 м. При опробовании
скважин дебиты газа при диаметрах штуцера
8—10 мм составляли 47,7—184,8 тыс. м3/сут,
конденсата — 7—56,8 м3/сут. Начальное пла-
стовое давление в залежи 24,0 МПа, пласто-
вая температура 118 °C.
Газ месторождения метановый (метана до
84,7%) со значительным количеством тяже-
лых углеводородов. Содержание конденсата
в газе 280 г/м3. Плотность конденсата
0,764 г/см3. Начальные запасы газа месторо-
ждения 1 млрд, м3, за 1978—1979 гг. добыто
600 млн. м3.
Бенойское нефтегазоконденсатное место-
рождение расположено в 60 км к юго-востоку
от г. Грозный. На месторождении бурением
КАЛМЫЦКАЯ АССР
Первые промышленные притоки газа в респуб-
лике получены в 1956 г. На 1/1 1980 г. в Кал-
мыцкой АССР суммарные запасы газа по
109
Таблица 26
Характеристика газов месторождений Калмыцкой АССР
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность Состав газа, % по объему
СН4 С2 Н, Сана С.Н,„ Свн„ + + высшие n2 со2
Ермолинское Апт 0,719 77,5 10,3 2,6 0,9 3,2 4,1 1,4
Улан-Холлское 0,689 78,56 10,83 3,28 1,22 0,55 3,81 1,75
Неоком 0,700 78,39 10,83 2,82 0,88 0,26 4,08 2,74
Восточно- Камышан- Нижний апт 0,810 70,35 12,04 6,54 3,0 1,18 4,25 2,73
ское 0,701 80,48 8,84 2,92 0,8 0,36 1,92 4,68
Краснокамышанское
Северный купол » » 0,708 75,34 10,38 5,17 1,9 1,54 4,5 3,17
Красный купол » » 0,664 85,74 7,52 2,07 0,65 0,36 1,17 2,49
Черноземельское Северный купол Апт 0,706 75,86 17,46 3,13 1,16 0,38 0,3 1,71
Южный купол » 0,679 83,0 5,4 2,6 0,7 0,3 3,3 4,7
Нарын-Худукское Нижний апт 0,670 83,38 9,29 2,22 0,41 1,28 2,49 1,0
Икибурульское Альб — 91,1 0,59 0,11 — 7,8 0,40
Олейниковское — 88,43 2,42 1,63 0,93 0,69 5,0 0,60
Характеристика месторождений природного газа Калмыцкой АССР
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м X Эффектнв- ная мощ- й ность, м 3 тэ к
Икибурульское Цубукское Олейниковское Тенгутинское 1960 1959 1957 1960 1969 1968 1965 1967 Г Г Г Г Г ГН Г ГН Г Г ГН Эоценовый Палеоценовый Альбский Аптский Нижнеальбский Верхний альб, IV блок Нижний альб, II + + IV блоки То же, I + III блоки Маастрихтский Нижний альб, 1+ III блоки То же, II блок 180 215 420 650 937 704 900 990 530 980—1140 1140 Песч 6,7 12,7 8,7 16,5 11,5 2,7 Изве 5—5,5 Песч 12 4,8
110
категориям А + В + Q составили
14,9 млрд. м3.
Платформенный осадочный чехол слагают
пермские, триасовые, юрские, меловые, па-
леогеновые, неогеновые и четвертичные от-
ложения. Калмыцкая АССР занимает окра-
инные участки докембрийской Русской и
эпигерцинской Скифской платформ. Зоны
сочленения этих платформ выражены систе-
мой нарушений, среди которых -выделяются
два надвига регионального значения, про-
слеживающиеся от Днепровско-Донецкой впа-
дины в западном направлении до Каспий-
ского моря.
Все известные к настоящему времени газо-
вые месторождения Калмыцкой АССР (см.,
рис. 32) разведаны в мезозойско-кайнозой-
ских отложениях эпигерцинской платформы.
Здесь выделяются вал Карпинского, си-
стема .Манычских (прогибов, межнадвиговая
зона.
В складках Донецкого бассейна обнажают-
ся породы каменноугольного возраста.
Складчатое сооружение погружается под
чехол мезозойско-кайнозойских отложений и
образует крупное валообразное поднятие —
вал Карпинского, который с юга ограничи-
вается системой Манычских прогибов, а с се-
вера — межнадвиговой зоной. Эти тектони-
ческие элементы выражены лишь в палео-
зойских и нижнетриасовых породах, в выше-
лежащем комплексе они не прослежи-
ваются.
Более 80 % разведанных запасов газа
Калмыкии приурочены к песчаникам апта и
нижнего альба. Дебиты газа достигают
1200 тыс. м3/сут. Карбонатные отложения
верхнего мела содержат небольшие залежи
газа на Олейниковском и Тенгутинском ме-
сторождениях. Значение этого комплекса
в общем балансе запасов газа невелико.
В палеогеновых отложениях открыты два
газовых месторождения — Ивановское и Ра-
дыковское. Регионально продуктивный к югу
от границ Калмыкии хадумский горизонт
в пределах вала Карпинского теряет коллек-
торские свойства и не содержит промышлен-
ных залежей газа. На Икибурульском ме-
сторождении выявлены небольшие залежи
газа в палеоцене и эоцене. В Прикас-
пийской впадине получены промышлен-
ные притоки газа из песчаников триа-
са. Газы месторождений Калмыцкой АССР
содержат 70—91 % метана (табл. 26,
27).
Таблица 27
тика коллектора Начальные ГВК, ГНК. ВНК. м Начальное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, СС Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м8 Начальный дебит газа, тыс. м8/сут (диаметр шту- цера, мм) Суммарная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м8 Запасы газа на 1/1 1980 г.. млн. м3
Пористость. % Проницае- мость 10“18’ м2 А + В + С, и
аник
684 3893 —
30 2,3 .—96 1,5 22 — 4,82 (5) — 218 —
31 18,5 — 140 1,8 24 — 1,29 (2,4) — 878 —
28 888 —315 3,3 34 — 6,1 (3) 6 387
27 315 —553 6,0 42 — 22,12 (5) 590 2410
26,7 83—165 —963 9,9 61 — 104,9 (9) 553 277 —
1186 1501 545
27 28—1285 —741 7,0 44,5 320 28 73 26
29 300 — 10,4 — — — 1049 449 519
29 300 — 10,4 — — 25 ПО 979 —
стняк 619 280
18,7 901 —(521 5,6 56-56,4 — 377,8 (4,7—20) 9 122
4-550)
аник
26 176 —(1023 ч- 11,0 63—60 — 11,1—152 (10) 452 67
26 176 4- 1060) —1050 10,7 64 — 8—118 (6—9) 158 91 —
111
Месторождение Год ОТКРЫТИЕ Год начала разраборки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Xарактерис
Эффектив- ная мощ- ность, м
Ермолинское 1962 1970 НГК Нижнеаптский 2215—2230 3,1— 4,8
Улан-Холлское 1965 1970
гк » 2160 9
гк Неокомский 2220 3,7—8,1
Восточно-Камышан- 1964 1972
ское
гк Нижнеальбский 2005 2,3
гк Нижнеаптский 2195 3,5
Краснокамышанское 1964 1973
Красный купол гк » 2225 3,5
Северный купол НГК » 2240 2
Черноземельское 1966 1977 гк » 2130 1,3
Ивановское 1955 1975 г Хадумский 500 4,8
Нарын-Худукское 1968 1977 гк Нижнеаптский 2260 2,8
Шаджи некое 1969 1977 г Триасовый 2730 3,7
Пустынное 1977 — г » 2500 6,4
Алев
Совхозное | 1978 | - ! 1 Г | Ветлужский | 2720 | 29,8 |
Песч
Радыковское 1959 — Г Хадумский 677 5,0
Царынское 1978 — Г Палеогеновый 550 12
Межевое 1959 1961
Западный блок Г Нижнеальбский 866 13,2
Восточный блок Г » 845 6,9
АСТРАХАНСКАЯ ОБЛАСТЬ
В Астраханской области, на начало 1980 г.
запасы газа категорий А + В + составили
258,7 млрд. м3. Область отчетливо делится
на две разнородные части: южная часть
входит в состав вала Карпинского, север-
ная — в состав Прикаспийской впадины.
В южной части области платформенный
чехол представлен лишь мезозойско-кайно-
зойскими породами, покрывающими дисло-
цированные палеозойские отложения вала
Карпинского. Структурный план вала Кар-
пинского определяется разломами фунда-
мента, прослеживаемыми и в нижней части
осадочного чехла. К одному из таких раз-
ломов цриурочена цепочка структур, обра-
зующая Цубукско-Промысловский вал
(рис. 34). Большая часть этих структур со-
держит залежи газа и нефти.
Промысловское газовое месторождение
расположено в ПО км к юго-западу от
г. Астрахань. В геологическом строении
месторождения принимают участие отложе-
112
ния юры, мела, палеогена, неогена, антро-
погена. Размеры Промысловского поднятия
по кровле верхнего мела 20x10 км, ампли-
туда 120—180 м, а углы падения крыльев
достигают 2° 30'.
По отложениям нижнего альба структура
рассечена двумя крупными нарушениями,
образующими в сводовой части грабен.
В пределах Промысловской площади нару-
шения сбросового типа делят площадь ;на
пять блоков, расположенных к северу и к)гу
от грабена. К тектоническим блокам I, III
и IV, занимающим более высокое гипсоме-
трическое положение, приурочены промыш-
ленные залежи природного газа в нижне-
альбских отложениях. Залежи газа экрани-
рованы сбросовыми нарушениями.
Газоносна толща нижнеальбских слабо-
сцементированных песчаников с подчинен-
ными прослоями очень плотных сцементиро-
ванных разностей. Отмечено закономерное
улучшение коллекторских свойств толщи
продуктивных песчаников нижнего альба, яв-
ляющихся единым массивным резервуаром
Продолжение табл. 27
тика коллектора Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пласто- вое давление, МПа Темпера- тура пласта, С° Содер- жание стабиль- ного конден- сата , г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр шту- . цера, мм) Суммарная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Пористость, 1 Проницае- мость , Ю~1ь, м А + В + С, О
15 3—175 —2216 23,6 105 164 117 (8) 561 767
618 1868
16 82 —2172 22,8 106 203 51,4 (5) 446 979 —
17 135 —2186 23,5 108 250 40 (4) 172 889 —
620 641 —
23,3 5—132 —2015 21,1 108 122—240 10—20 —
16,8 199—705 —2212 23,3 109 122—240 118—220 (7) 620 641
56 1367 —
17,9 460 —2241 23,4 118 170 211 (10) 56 127 —
16,5 540 —2255 23,4 122 170 180 (10) — 1240 —
21,4 450 —2138 22,6 108 87 78,8 (7) 29 200 —
9,5 11 — 131 —473 5,4 36,2 — 13,8 (6) 4 588 —
16,3 239 —2265 23,4 112 42 7,0 62 235 —
18,1 1 — 139 —2680 30,0 89 — 115 (5,5) 72 715 —
23 — — 27,4 | . — | - 72 (9,2) — 933 —
ролнт
I 16 I — I — I 31,4 | — I — | 285 (10) I — I 1003 I —
аник
25 75 —555 5,4 39,8 — — — 274 193
34 — —560,6 5,9 26 — 90,5(12,1) — 200 103
825 168 —
28 192 —910 9,8 55 — 147 (11) 765 168 —
И 192 —864 9,1 54 — 147 (11) 60 — —
в пределах Цубукско-Промысловской анти-
клинальной зоны,, с запада—северо-запада
на восток—юго-восток. Эффективная мощ-
ность коллекторов 11 м, пористость 26%,
начальное пластовое давление 8,8 МПа.
Запасы газа месторождения на 1/1 1980 г.
671 млн. м3. С начала разработки (1960 г.)
добыча газа составила 3685 млн. м3.
В северной части Астраханской области
мощность платформенного чехла фанерозоя
достигает 9—12 км. Здесь выделяется круп-
ный Астраханский свод с размерами 180х
Х200 км и амплитудой более 3 км, представ-
ляющий собой выступ фундамента в юго-
западной части Прикаспийской впадины.
Буровыми работами установлено отсутствие
в центральной части свода отложений верх-
него отдела и московского яруса карбона.
Образования подсолевого палеозоя пред-
ставлены кремнисто-глинисто-карбонатной
битуминозной толщей артинского яруса ниж-
ней перми, залегающей на известняках баш-
кирско-визейского возраста. Ниже предпо-
лагается развитие преимущественно карбо-
натных отложений нижнего карбона — верх-
него девона и терригенных образований
верхнего — среднего девона. Глубинные раз-
ломы в фундаменте и платформенном чехле
отграничивают на северо-западе Астрахан-
ский свод от Сарпинского прогиба и других
погруженных частей Прикаспийской впа-
дины, где мощность осадочного чехла дости-
гает 15—18 км. В пределах свода выявлено
Астраханское месторождение.
Астраханское газоконденсатное место-
рождение приурочено к Ширяевскому локаль-
ному поднятию, выявленному в 1968—1970 гг.
сейсморазведкой МОВ. Структура его пред-
ставляет собой субширотпую брахиантикли-
наль, объединяющую ранее выявленные Во-
ложковское, Пионерское и Ширяевское ло-
кальные поднятия, с размерами по оконту-
ривающей изогипсе —4100 м 90x35 км
(рис. 35). В 1977 г. в скв. 1 на Воложковской
структуре в интервале 4060—4085 м при ис-
пытании известняков среднего карбона по-
лучен газ дебитом ПО тыс. м3/сут через 8-мм
штуцер. Залежь газоконденсатная, массив-
113
ЦуНукское • \^,io6° •v^ ^внгутинсме ^^WsSiii ЕЕН, ESz РИС» 34. Цубукско-Промысловская группа месторождений, подъяруса / — Изогипсы в м; 2 — тектонические нарушения Олейникобское ,Л ?1 -1°**° ' '4/>>ц)00 Лромыслобское >L б^жебог wfSiwosl Структурная карта по кровле песчаной пачки нижнеальбского
РИС. 35. Астраханское газо-
конденсатное месторожде-
ние. Схема строения по-
верхности подсолевого па-
леозоя (по данным ВНИИ-
Газ, НВТГУ, СГУ):
а — изогипсы в м; б —
эона предполагаемого тек-
тонического нарушения; в —
контур газоносности; г —
граница между Астрахан-
ским сводом и Каракуль-
ским валом; д — скважины,
давшие газ
ная, с размерами 30x25 км. Пластовое давле-
ние 61 МПа. Коллектор представлен органо-
генно-обломочными известняками порового,
порово-кавернового и трещинного типов.
В 1979 г. при испытании известняков сред-
него карбона в скв. 8 в интервале 3956—
3915 м дебит газа составил 1 млн. м3/сут' на
25-мм штуцере, а из интервала 4067—4035 м —
24 тыс. м3/сут при 14,3-мм штуцере. Состав
газа в %: метан 47,5—54,15, этан 1,92—
5,54, пропан 0,93—1,68, бутаны 0,44—0,93,
пентан и высшие 0,35—1,57, сероводород
20,7—22,5, углекислый газ 17,9—21,55, азот
1,98 %. Содержание конденсата в газе более
400 г/м3. Месторождение находится в раз-
ведке, на базе месторождения предполагается
Характеристика газов месторождений Ростовской области
Таблица 28
Месторождение Продуктивный горизонт ! Плотность сн4 Состав газа, % по объему n2
с, и. сана X о <D + 1 з а X в и + со2
Астаховское Башкирский 0,574 96,06 1,52 0,03 0,02 0,01 0,49 1,87
Глубокинское Среднекаменноуголь- ный 0,650 84,32 5,89 2,88 1,11 0,38 0,54 4,88
Грачикское Каширский 0,650 85,34 3,35 1,65 '0,51 0,49 0,04 8,62
Кружиловское Верейский 0,630 88,88 3,11 1,96 0,91 0,33 1,02 3,79
Северо-Белянское Каширский 0,641 85,50 6,05 1,35 0,64 0,22 0,11 6,13
Синявское Эоценовый 0,606 91,75 1,87 0,45 0,30 0,29 0,69 4,65
Скосырское Верхнекаменноуголь- ный 0,660 83,86 5,17 2,23 0,47 0,08 0,95 7,24
Характеристика месторождений природного газа Ростовской области
Месторождение । Год открытия Год начала раз- работки 1 Залежь 1 Продуктивный горизонт Глубина зале- гания, м Коллектор Xapai
Эффек тивна: мощ- ность м
Синявское 1959 1968 г Эоценовый 248 Алевролит 2—9
Астаховское 1968 1971 г Башкирский 1320 Песчаник 6—2(
Кружиловское 1963 —
г Подольский, I 500 » 3,4
г II 650 » 3,4
г Каширский 865 Известняк 2,3
г Верейский 1050 » 3,3
г Мелекесский 1280 Песчаник 5,8
Грачикское 1969 — г Каширский 1335 » 7,2
Северо-Белянское 1975 —
г Мячковский 956 » 4,3
г Каширский 1680 » 16,7
Глубокинское 1975 —
г Средний карбон, I 1395 » 7
г II 2930 Известняк 26,3
Азовское 1976 1977 г Нижнемеловой 390 Песчаник —
Плотинское 1976 — г Каширский 1200 Известняк —
Тишкинское 1979 — нг Черемшанский, III 1710— Песчаник
2100
Скосырское 1975 —
г Верхний карбон, I 500 Известняк 4
г II 780 Песчаник 8,1
г III 1090 Известняк 2,2—6
г IV ИЗО 3,5—1
116
юздание газохимического комплекса с полу-
гением из газа этана, сжиженных газов, серы
и других ценных компонентов.
В Астраханской области в пределах При-
каспийской впадины притоки газа получены
также из терригенных надсолевых нижне-
триасовых отложений (баскунчакский гори-
зонт) на Бугринском газовом месторождении.
В 1979 г. в Сарпинском мегапрогибе из Ива-
новской скв. 5 на Воропаевском куполе при
испытании интервала 2356—2376 м из баскун-
чакских песчаников дебит газа составил
115 тыс. м3/сут при 9-мм штуцере.
РОСТОВСКАЯ ОБЛАСТЬ
В Ростовской области выделяются два само-
стоятельных перспективных в нефтегазонос-
ном отношении района — Северный и Юж-
ный. Между ними располагается складчатый
Донбасс. Северный район соответствует юго-
восточному склону Воронежской антеклизы,
где широко развиты отложения каменно-
угольной, триасовой, меловой, палеогеновой
и неогеновой систем. Поверхность докембрий-
ского фундамента по данным сейсморазведки
и бурения скважин погружается в южном
и юго-восточном направлениях от 1400 м
в районе г. Миллерово до 4000—5000 м вблизи
Северо-Донецкого надвига (рис. 36). Фунда-
мент тектоническими нарушениями субши-
ротного и северо-восточного простирания
разбит на ряд блоков. На породах фундамента
повсеместно залегают каменноугольные от-
ложения, с которыми связываются основные
перспективы газоносности. В Северном районе
открыты газовые залежи на Астаховском,
Кружиловском, Грачикском месторождениях.
Газоносность связана с песчаниками и про-
слоями известняков мелекесского, иерейско-
го, каширского и подольского горизонтов.
На Скосырском месторождении газовая за-
лежь приурочена к терригенно-карбонатной
толще верхнего карбона.
Южный район включает Ростовский свод
и его склоны. На своде расположено Синяв-
ское месторождение. Газоносны алевролиты
эоцена (табл. 28, 29). Нижнемеловые отложе-
ния в пределах области на всех разбуренных
структурах оказались непродуктивными,
так же, как и породы хадумского гори-
зонта.
Глубокинское газовое месторождение рас-
положено в 35 км северо-восточнее с. Ка-
менка. Оно приурочено к антиклинальной
складке субширотного простирания с раз-
мерами 14x3 км и амплитудой 20 м. Север-
ное и южное крылья складки осложнены
тектоническими нарушениями субширотного
простирания. Газовые залежи выявлены в
песчаниках каширского горизонта москов-
ского яруса среднего карбона и в кровельной
Таблица 29
ристика коллектора Началь- н ые гвк. ГНК, В НК. м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Темпе- ратура пласта, °C Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр шту- цера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 198(1 г., млн. м3
Пори- стость, % Про- ницае- мость, 10“1а’ м2 А+ВН-С, с2
31 . 1—397 —286 2,8 19 14 (9) 926 3205
3—10,5 1 — 16 — 1214 13,2 43 169 (8) 232 1874
64 1059
20,5 31 —485 5,7 31 80 (10) — 266 —
14,5 48 —591 6,7 41 42,4 (13) —
13,6 20 —757 8,3 46 45,4 (13) — 191
14,4 47 — 1046 10,7 54 116,4 (14,9) 41 —
14,2 4 — 1219 12,6 61 6,3 (5) 23 602
15,5 21 — 1202 12,6 36 56,9 (9) — 1100
2 500
15,9 0,4 —900 8,8 33 15,6 (12) —
7 0,1 — 1552 17,0 54 23 (5) —
20 1080
19 27 — 1290 13,9 52 160 (14) __
2,5—5,5 13 —2820 30,9 85 71 (5) — — —
— — — — — 15—115 341 3647 1110
— — — 11,6 —. 104 — 100 —
— — — — — 80 (8) — 1000 500
500
5 0,80 —441 5,1 22 31 (17)
12,6 — —750 6,4 25 3,5 (5)
4—6 — — 1063 10,6 37 16 (12)
3,9 — — 1116 10,6 37 19 (12) — — —
117
РИС. 36. Схема тектонического районирования севера Ростовской области (по данным Волго-Донского
ТГУ).
ская, 4 — Суровикинская); к — газовые место-
рождения (Z — Кружиловское, 2 — Грачикское,
3 — Астаховское 4 — Скосырское); л — запад-
ная граница распространения триасовых отло-
жений.
Основные тектонические ступени фундамента
юго-восточного склона Воронежской антеклизы:
I — Северная; II — Средняя; III — Южная,
или Принадвиговая; IV — Межнадвиговая
а — изогипсы поверхности фундамента в км;
б — Главный (Алмазный) надвиг; в — Северо-
Донецкий надвиг; сбросы." г — Веселогоровский^
д — Митякинский; тектонические нарушении:
е — северо-восточного простирания, ж — суб-
меридиональные; з — глубинный тектонический
разлом (зона сочленения Воронежской анте-
клизы с Прикаспийской впадиной); и — глубо-
кие скважины, вскрывшие фундамент (1 — Та-
расовская, 2 — Первомайская, 3 — Тормосин-
части карбонатной толщи среднего кар-
бона.
Скосырское газовое месторождение нахо-
дится в 35 км севернее ж.-д. станции Тацин-
ская. В структурном отношении оно пред-
ставляет собой антиклинальную складку
субширотного простирания с размерами 15 х
Х3,5 км и амплитудой 150 м. Северное крыло
осложнено Глубокинским надвигом амплиту-
дой 530 м. Отмечено несоответствие структур-
ных планов в лежачем и висячем крыльях
надвига. Газовые залежи верхнего карбона
связаны с висячим крылом надвига. Выде-
ляются четыре продуктивных пласта общей
мощностью 5—28 м.
Северо-Белянское газовое месторождение
расположено в 35 км северо-восточнее ж.-д.
станции Тацинская. Северное крыло складки,
к которой приурочено месторождение, ослож-
нено Глубокинским надвигом, срезавшим ее
северо-восточную часть. Две газовые залежи
ГЛАВА 6
ЗАПАДНАЯ 5СИБИРБ
Западно-Сибирская нефтегазоносная провин-
ция занимает территорию общей площадью
около 2,5 млн. км2, из которых на перспек-
тивные в нефтегазоносном отношении земли
приходится 1,8 млн. км2.
В тектоническом отношении этот регион
приурочен к Западно-Сибирской плите, огра-
ниченной на западе герцинскими сооруже-
ниями Урала, на востоке — Восточно-Сибир-
118
выявлены в песчаниках мячковского и ка-
ширского горизонтов. По кровле мячковского
горизонта рисуется антиклинальная складка
с пологими крыльями с размерами 6x2,5 км
и амплитудой 100 м. Залежь газа контроли-
руется структурной формой складки и лито-
логическим экраном. По кровле каширского
горизонта выявлена антиклинальная складка,
северо-восточная периклиналь которой сре-
зана. Залежь газа контролируется структур-
ной формой ловушки и тектоническим экра-
ном, образованным Глубокинским надви-
гом.
Азовское газовое месторождение распо-
ложено в центральной части Ростовского
свода на восточной окраине г. Азов. Промыш-
ленная газоносность приурочена к меловым
отложениям на глубинах 370—400 м. Основ-
ной продуктивный горизонт нижнего мела
залегает непоспедственно на докембрийском
фундаменте.
ской докембрийской платформой, на юге —
палеозойскими структурами Казахстана и
Алтая.
В пределах Западно-Сибирской плиты по
особенностям тектонического строения и мощ-
ности осадочного чехла выделяются внешний
пояс и внутренняя область.
Внешний пояс охватывает периферийные
части региона, в которых мощность осадочных
пород не превышает 2000 м. Пояс занимает
более половины площади провинции. Пре-
обладающие формы локальных структур
внешнего пояса — относительно небольшого
размера выступы, моноклинали и структур-
ные носы.
Внутренняя область по особенностям гео-
логического строения подразделяется на Цен-
тральную и Северную зоны. Для Централь-
ной зоны характерны в основном крупные
своды — Сургутский, Нижневартовский,
Демьяновский, Каймысовскин и др. с ам-
плитудами по поверхности фундамента до
400—600 м, для Северной зоны — крупные,
до 300 км длиной и 60 км шириной мегавалы
(Нижнепурский, Медвежье-Ямбургский, Тан-
ловский, Нурминский и др.) и реже — своды
(Северный, Среднеямальский) с амплитудами
по поверхности фундамента до 1000—1500 м.
Углы наклона крыльев структур достигают
нескольких градусов, крутизна их увеличи-
вается с глубиной. Своды и мегавалы ослож-
нены валами, куполовидными поднятиями
и др.
Осадочный чехол Западно-Сибирской пли-
ты сложен породами юрского, мелового,
палеогенового и неогенового возраста. В Се-
верной тектонической зоне под юрскими от-
ложениями предполагается развитие мощной
пермо-триасовой толщи. Общая мощность
осадочного чехла во внутренней области
4—6 км, а в ее наиболее погруженных частях
10—11 км.
В Западно-Сибирской провинции по осо-
бенностям осадочного чехла и нефтегазонос-
ности по материалам Главтюменьгеологии и
ЗапСибНИГНИ выделяются 11 нефтегазо-
носных областей: Приуральская, Ямальская,
Гьщанская, Усть-Енисейская, Надым-Пур-
ская, Пур-Тазовская, Среднеобская, Фролов-
ская, Каймысовская, Васюганская, Пайду-
гинская. Эти области подразделяются на
нефтегазоносные районы по характеру строе-
ния, геологической истории развития оса-
дочного чехла и специфике литолого-геохими-
ческого состава ^лагающих его пород, пред-
определивших формирование зон преимуще-
ственно газо- или нефтенакопления.
Со времени открытия первого в провин-
ции Березовского газового месторождения
(сентябрь 1953 г.) на территории Западной
Сибири выявлено большое число месторожде-
ний газа и нефти. Нефтяные месторождения
преобладают в южной части провинции в пре-
делах Среднеобской, Каймысовской, Васю-
ганской, Южной части Приуральской (Шаим-
ский район) и Фроловской (Красноленин-
ский район) нефтегазоносных областей.
Подавляющее большинство залежей нефти
и газа Западно-Сибирской провинции (98%)
приурочено к трем нефтегазоносным комплек-
сам: апт-сеноманскому, неокомскому и юр-
скому. На юго-востоке провинции обнару-
жены также газоконденсатные и нефтяные
скопления в зоне контакта осадочного чехла
и фундамента — в выветрелых трещинова-
тых доюрских образованиях.
Региональные нефтегазоносные комплексы
на большей части территории Западной Си-
бири отделены друг от друга глинистыми
экранами мощностью от 100 до 400 м и более.
Основной апт-сеноманский продуктивный
комплекс перекрывается мощной толщей
(до 800 м) глин турон-олигоценового возраста.
Северная зона внутренней области Западно-
Сибирской провинции охватывает Надым-
Тазовское междуречье, Ямальский и Гыдан-
ский полуострова, Усть-Енисейский район.
• Здесь выявлены газовые и газоконденсатные
месторождения: Уренгойское, Ямбургское,
Заполярное, Медвежье, Бованенковское, Ха-
расавэйское.
Апт-сеноманский комплекс представлен ча-
сто чередующимися слабосцементированными
песчаниками и алевролитами с невыдержан-
ными по простиранию прослоями глин кон-
тинентального и прибрежно-морского про-
исхождения. Глубина залегания продуктив-
ной толщи 650—1250 м.
Песчаники характеризуются хорошими кол-
лекторскими свойствами: открытая пори-
стость 19—38 %, проницаемость от тысячных
долей квадратных микрометров до 4—5 мкм2,
что обеспечивает получение высоких дебитов
газа, достигающих в скважинах большого
диаметра 2—3 млн. м3/сут. Залежи газа пла-
стово-массивного типа, высота их достигает
235 м.
С отложениями сеномана связаны газовые
скопления на Уренгойском, Заполярном,
Ямбургском, Медвежьем месторождениях и
др.
Неокомский комплекс сложен чередующи-
мися песчаниками, алевролитами и глинами,
которые характеризуются резкой литологи-
ческой изменчивостью по разрезу. К. этому
комплексу приурочены нефтяные залежи
в Центральной зоне и газоконденсатные и
нефтегазоконденсатные — в Северной.
На п-ове Ямал газоносны сеноманские
(Харасавэйское, Бованенковское) месторо-
ждения и др., альбские (Бованенковское,
Крузернштерновское), апт-готеривские (та-
нопчинская свита) и валанжинские отложе-
ния (Новопортовское).
В разрезе танопчинской свиты выделяется
до 25 продуктивных песчаных пластов мощ-
ностью 10—30 м, чередующихся с глинистыми
пачками. Пористость песчаников 10—25%,
проницаемость до 0,15 мкм2. Залежи пласто-
вые сводовые, в верхней части разреза пла-
стово-массивные, в нижней — иногда лито-
логически экранированные. Более 60 % за-
пасов газа танопчинской свиты на Хара-
савэйском и Бованенковском месторожде-
ниях сосредоточено в пластах ТП^в на
глубине до 1400 м. Пластовое давление до
14 МПа, температура 45—50 °C, содержание
конденсата 2—3 г/м3. В некоторых нижеле-
жащих продуктивных пластах танопчинской
свиты отмечены аномально высокие пласто-
вые давления.
Отложения юрского комплекса в северной
части провинции залегают на глубине более '
3 км. Промышленные залежи нефти обнару-
жены на Губкинском, Вынгапуровском ме-
сторождениях. На Тазовском и Новопортов-
ском месторождениях в верхней юре выяв-
119
районах и исключительного нефтенакопле-
ния. Основная нефтеносность приурочена
к отложениям неокома. Лишь на отдельных
месторождениях обнаружены нефтегазокон-
денсатные залежи в верхних горизонтах
неокома и нижнего апта (Федоровское, Са-
мотлорское, Лянторское, Быстринское и
Варьеганское месторождения). В апт-^рно-
манском комплексе присутствуют газовые и
газонефтяные залежи на Самотлорском,
Яуплорском, Ван-Еганском и Варьеганском
месторождениях.
ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ
В Тюменской области выделяются северная
часть, преимущественно газоносная, Березов-
ский газоносный и Шаимский нефтеносный
районы, Среднеобская нефтеносная область.
Первый промышленный приток газа был по-
лучен на западе области в 1953 г. на Бере-
зовской площади из опорной скважины.
В связи с этим в Березовском газоносном
районе до 1959 г. были сосредоточены поиско-
во-разведочные работы на' газ, открыто
21 газовое месторождение с запасами газа
190,8 млрд. м3. В 1959 г. в Шаимском нефте-
носном районе на Шаимской площади полу-
чен первый промышленный приток нефти.
В Среднеобской нефтеносной области первые
притоки нефти получены в 1961 г. на Мегион-
ском месторождении. На севере Тюменской
области первый приток газа получен на 'Га-
зовском месторождении в 1962 г.
Березовский газоносный район расположен
в северо-западной части Западной Сибири
в пределах Березовской моноклинали
(рис. 37).
В строении района принимают участие
юрские, меловые, палеогеновые и неогено-
вые отложения общей мощностью 1200—
2200 м, залегающие на породах кристалли-
ческого фундамента или коры выветривания.
Мощность отложений увеличивается с запада:
на восток.
Березовская моноклиналь имеет северо-
восточное простирание, размеры ее ЗООх
Х(70-^80) км. На западе и северо-западе
моноклиналь ограничивается Висимским сво-
дом и Хашгортским мегавалом, а на юго-
востоке переходит в Надымскую впадину.
На юге к моноклинали примыкает северная
часть Верхнекондинского мегапрогиба.
Выявленные газовые месторождения рас-
положены в южной части Березовской моно-
клинали. Месторождения приурочены к от-
дельным локальным структурам и связаны
с базальными отложениями осадочного чех-
ла — с песчано-ракушняковым пластом П
верхнеюрского возраста. Нередко газоносны
также непосредственно контактирующие
с этим пластом выветрелые пористо-трещино-
ватые участки фундамента, коры выветрива-
ния, а иногда и среднеюрские отложения
тюменской свиты, появляющиеся на склонах
поднятий между пластом П и фундаментом.
Максимальная мощность пласта П 50—
100 м. В нижней части пласт сложен разно-
зернистыми песчаниками с прослоями алевро-
лены газоконденсатные и газоконденсатно-
нефтяные залежи. В разрезе тюменской свиты
(нижняя и средняя юра) зафиксированы
многочисленные газопроявления и непро-
мышленные притоки газа с конденсатом
(Малоямальское, Среднеямальское, Восточ-
но-Таркосалинское, Южно-Русское месторо-
ждения и др.).
Юрский комплекс является основным
в Приуральской нефтегазоносной области,
включающей Березовский и Карабашский
газоносные и Шаимский нефтеносный районы.
Здесь выявлены относительно небольшие по
запасам месторождения газа и нефти, при-
уроченные к песчаным и песчано-ракушнико-
вым коллекторам вогулкинской толщи
(пласт П) келловея — Оксфорда и в мень-
шей мере — к подстилающим осадочным тол-
щам тюменской свиты и выветрелым тре-
щиноватым породам фундамента. Пористость
коллекторов достигает 30%, проницаемость
4—5 мкм'2 и более. Залежи газа пластовые,
стратиграфически экранированные. Наиболее
типичные месторождения — Пунгинское, По-
хромское и Чуэльское. С этим же комплексом
связаны месторождения нефти и газа в Ва-
сюганской, Каймысовской и Пайдугинской
нефтегазоносных областях. Газоконденсатные
и газоконденсатнонефтяные залежи приуро-
чены к пластам Ю-П (тюменской свиты),
Ю-I (васюганской свиты) и к нижней части
валанжин-готеривских отложений. Основные
запасы газа и конденсата сосредоточены на
Мыльджинском, Северо-Васюганском, Казан-
ском и Лугинецком месторождениях. Залежи
пластовые сводовые, пластово-массивные и
реже литологически экранированные. Га-
зоконденсатные залежи имеют нефтяные ото-
рочки.
Важной особенностью распределения ре-
сурсов газа и нефти в Западной Сибири яв-
ляется весьма отчетливая пространственная
их разобщенность. Так, более 75 % разве-
данных запасов газа заключено в чисто га-
зовых залежах. При этом основные газовые
месторождения приурочены к апт-сеноман-
скому газоносному комплексу северных райо-
нов, тогда как газонефтяные и нефтяные
залежи связаны с отложениями неокома.
По современным научным представлениям,
такое распределение обусловлено различием
геолого-геохимических условий образования
и накопления газа и нефти. Благоприятным
фактором преимущественной генерации газа
в апт-сеноманских отложениях явилось ши-
рокое развитие в них угленосных и субугле-
носнчх формаций, характеризующихся
обильным содержанием органического ве-
щества и низкими стадиями его катагенеза,
обусловившими в основном образование
метанового газа. Наряду с этим формирова-
нию столь исключительных по размерам га-
зовых залежей способствовали высокая про-
ницаемость разреза апт-альб-сеноманских от-
ложений, изолированность их мощным гли-
нистым газоупором и наличие крупных вы-
сокоамплитудных поднятий.
Среднеобская область представляет собой
зону преимущественного, а в отдельных
120
Обзорная карта Березовского газоносного района.
РИС. 37.
Гранины: а — газоносного райэна, б — текто-
нических элементов; в — газовые месторожде-
ния.
/ — Хашгортский мегавал; 11 — Висимский
свод; 111 — Березовская моноклиналь; IV —
Надымская впадина; валы: а — Алясовский,
б — Чуэльский, в — Игримскнй, г — Ханла-
зинскпй, д — Шухтунгортское куполовидное
поднятие, е — Нергинский.
Месторождения: 1 — Березовское; 2 — Демин-
ское; 3 -- Южно-Алясовское-, 4 — Северо-Аля-
совское; 5 — Похромское; 6 — Чуэльское; 7 —
Тугиянское; 8 — Северо-Игримское; 9 — Южно*
Игримское; 10 — Нулин-Турское; 11 — Пауль-
Турское; 12 — Западно-Сысконсыньинское; 13 —
Восточно-Сысконсыньннское; 14 — Южно-Сы-
сконсыньинское: 15 — Пунгинское; 16 — Горное;
17 — Западне-Озерное; 18 — Восточно-Озерное;
19 — Западно-Шухтунгортское (Узюмское); 20 —
Шухтунгортское; 21 — Северо-Сотэюганское;
22 — Южно-Сотэюганское; 23 — Северо-Ка-
зымское
литов, гравелитов и конгломератов, а в верх-
ней — преимущественно песчаниками и ра-
кушняками. Пористость коллекторов ко-
леблется от 10 до 32%, проницаемость до-
стигает 1,5—2,7 мкм2.
На отдельных месторождениях Березов-
ского газоносного района (Деминское, Южно-
и Северо-Алясовское) небольшие залежи газа
обнаружены в пласте Н готерив-барремского
возраста. Предполагается, что эти залежи
имеют вторичное происхождение и по вели-
чине запасов газа практического значения
не имеют.
В пределах северной части Верхнекондин-
ского мегапрогиба выявлено одно месторо-
ждение (Верхнекондинское), близкое по строе-
нию к месторождениям Березовского района.
Газоносны песчаные породы пласта П и
контактирующие с ним участки коры вы-
ветривания и пород фундамента. Залежь
имеет также кольцевой характер распростра-
нения.
В пределах Восточно-Туринской монокли-
нали к югу от Березовского района, в 160 км
севернее г. Тюмень, выявлено Карабашское
месторождение, близкое по строению к ме-
сторождениям Березовской моноклинали.
Основные данные по месторождениям и
средние составы газа приведены в табл. 30
и 31.
Пунгинское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в пределах Березовской
моноклинали. Оно приурочено к локальной
структуре с размерами 11x9 км (рис. 38).
Ядром структуры служит выступ гранитного
фундамента высотой около 300 м, на общем
цоколе которого обособляется несколько вер-
шин, разделенных углублениями до 100 м.
Верхняя часть фундамента представлена вы-
ветрелым каолинизированным гранитом, раз-
битым трещинами . Мощность коры выветри-
вания наиболее значительна на склонах
выступа (до 30 м) и уменьшается к своду.
В погруженных частях структуры (в наи-
более полном разрезе) на коре выветривания
залегают среднеюрские отложения тюмен-
ской свиты максимальной мощностью 100 м.
В направлении к своду они полностью вы-
клиниваются. Выше залегают верхнеюрские
песчано-ракушняковые отложения —пласт П .
Максимальная мощность пласта (до 100 м)
установлена на склонах структуры, в на-
правлении к вершинам выступа она умень-
шается вследствие выпадения из разреза его
121
РИС. 38. Пунгннское газоконденсатное месторождение:
а — структурная карта по кровле пласта П; границы зоны отсутствия пласта П; 4 — песча-
6 — геологический разрез. ники; 5 — ракушияки; 6 — алевролиты; 7 —
глины; 8 — кора выветривание; 9 — породы
1 — изогипсы вы; 1 - контур газоносности; 3 — фундамента; 10 — газ
нижних частей. На отдельных вершинах вы-
ступа пласт П полностью отсутствует. В на-
правлении погружения структуры мощность
пласта также уменьшается (до 15—20 м за
пределами поднятия), одновременно проис-
ходит постепенная его глинизация.
В зоне максимальных мощностей пласт П
сложен известняком-ракушником с примесью
песчаных и мелкогравийных обломков. Вниз
по разрезу доля обломочного материала по-
степенно увеличивается, и в подошве пласт
представлен в основном песчаниками и гра-
велитами. В погруженных частях структуры
известняки-ракушняки постепенно замещают-
ся песчано-глинистым материалом.
122
Похромское газовое месторождение распо-
ложено в 38 км к северо-востоку от пос. Бе-
резово. Приурочено оно к брахиантиклиналь-
ной складке широтного простирания с раз-
мерами по кровле продуктивных отложений
11,5x5,1 км, амплитудой 142 м (рис. 39).
В геологическом строении складки прини-
мают участие верхнеюрские, меловые, па-
леогеновые и четвертичные отложения общей
мощностью до 1450 м. Газоносность связана
с продуктивным пластсм П, представленным
в верхней части разреза — известняком-ра-
кушником, в нижней — песчаником с про-
слоями алевролитов и глин. Ракушняковая
и песчаниковая пачки распространены на
Таблица 30
Характеристика газов месторождений Тюменской области
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
сн4 с,н« с3н. CtH10 С5н18 + + высшие сог N,
Березовское п 0,580 94,61 0,95 0,16 0,03 — 1,04 3,20
Верхнекондинское п 0,582 94,40 1,20 0,35 0,20 0,01 1,0 2,84
Восточно-Сыскон- сыньинское п 0,580 96,49 1,40 0,37 0,14 0,10 0,50 1,0
Горное п 0,596 96,39 1,36 0,84 0,39 0,25 0,56 0,21
Деминское п 0,601 93,10 1,30 0,40 0,10 0,25 0,8 4,0
Похромское п 0,600 93,11 1,26 0,25 0,03 — 0,70 4,65
Пунгинское п 0,589 93,90 2,35 0,30 0,14 0,05 1,0 2,26
Северо-Алясовское п 0,572 96,86 0,48 0,11 0,01 — 0,50 2,04
Северо-Игримское п 0,580 94,80 1,35 0,63 0,23 — 0,20 2,79
Арктическое Сеноманский 0,568 97,10 0,10 0,01 — — 0,20 2,5
Неокомский 0,572 87,19 3,98 1,34 0,75 0,23 1,73 4,77
Бованенковское Сеноманский 0,576 96,39 1,44 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61
Tib.,, 0,577 95,96 3,32 0,06 0,05 — 0,06 0,55
ТП18_М 0,610 81,96 5,40 1,75 0,65 1,93 0,44 0,14
Варьеганское Сеноманский 0,564 98,29 0,01 — — — 0,44 1,26
Восточно-Таркоса- » 0,565 97,90 0,23 0,07 0,02 0,04 0,09 1,6
линское бп12 0,683 80,40 12,20 4,20 1,70 0,40 0,50 0,60
Геофизическое Неокомский 0,662 89,75 5,03 1,39 0,38 2,78 0,42 0,25
Губкинское Сеноманский 0,570 96,95 0,47 0,07 — — 0,53 1,98
Еньяхинское БУю 0,726 87,52 2,79 2,15 0,99 5,59 0,35 0,61
Еты-Пуровское Сеноманский 0,567 97,50 1,40 — — — 0,10 1,0
Зап а дно- Т ар коса линекое » бп4 — 81,53 6,29 5,02 1,98 4,05 0,16 0,98
3aiолярное Сеноманский 0,561 98,80 0,07 0,01 0,004 0,01 0,13 1,0
БТ3—БТ, 0,683 87,17 6,26 3,66 1,76 0,25 0,22 0,67
БТЭ 0,713 86,27 5,62 2,41 1,22 4,22 0,06 0,20
БТ10 0,708 87,98 4,73 2,11 0,75 4,18 0,21 0,03
Комсомольское Сеноманский 0,570 96,37 0,22 0,03 0,01 — 0,49 2,88
Крузернштернов- 0,559 98,82 0,09 0,02 — — 0,07 0,97
ское Аптский 0,624 88,06 0,91 0,07 0,04 — 4,71 6,17
Медвежье Сеноманский 0,563 98,56 0,17 0,01 0,02 0,02 0,22 1,0
Надымское бн8 0,927 68,45 10,99 5,66 1,65 10,72 0,88 1,66
123
Продолжение табл. 30
Месторождение Проду ктивный горизонт 1 Плотность газа Состав газа, % по объему
СН4 Сг Нд С3Н„ С4Н1с 2 3 х и со. n2
Нейтинское Аптский 0,619 92,19 2,65 1,20 0,93 0,51 0,67 1,84
Новопортовское Валанжинский 0,646 88,10 6,60 2,20 0,94 0,52 0,40 1,5
Нурминское тп21_26 0,599 92,40 1,72 0,62 0,11 0,07 0,99 4,09
Песцовое бу8 0,643 77,71 7,47 3,79 1,76 8,28 0,43 0,56
Северо-Уренгой- Сеноманский 0,560 98,52 0,02 — — — 0,41 1,05
ское БУ3 0,707 87,55 4,19 2,15 1,23 4,25 0,19 0,44
Среднеямальское Неокомский 0,680 78,97 4,53 2,34 1,02 0,27 1,02 11,84
Тазовское Сеноманский 0,560 98,68 0,06 0,003 0,01 — 0,39 0,86
Тарасовское » 0,543 97,87 — — — — 0,22 1,91
бп12 0,922 68,65 10,28 6,90 2,61 10,53 — 1,03
бп12 — 68,56 8,31 7,93 4,75 9,47 0,03 0,95
Уренгойское Сеноманский 0,560 99,05 0,06 0,01 — — 0,08 0,80
пк21 0,610 93,74 3,50 0,18 0,29 1,34 0,57 0,38
БУ!_2 0,653 89,0 5,15 2,33 1,08 1,44 0,19 0,81
бу8 0,665 88,21 5,34 2,57 1,09 2,20 — 0,38
БУ3 0,706 86,20 5,71 2,25 0,91 4,20 0,3 0,43
БУв 0,674 88,29 5,29 2,42 1,0 2,52 0,01 0,48
БУЭ 0,685 88,49 4,64 2,23 0,91 3,18 0,46 0,09
БУю-п 0,704 86,99 5,01 2,48 1,03 3,75 0,35 0,38
БУ12 0,670 89,88 4,46 2,11 о;эо 2,52 0,17 0,46
БУ13 0,780 81,35 6,85 3,0 1,18 6,69 0,36 0,57
бу14 0,747 82,60 6,21 2,91 1,0 5,39 0,25 1,59
Харасавэйское Апт 0,638 86,35 3,12 0,87 0,40 0,07 0,22 8,97
ТПи 0,628 91,28 5,13 1,08 0,71 0,92 0,82 0,07
тп21_23 0,610 92,20 4,34 1,24 0,49 0,11 0,48 1,14
Южно-Самбург- ское бу14 0,806 81,65 4,13 3,95 1,90 7,50 0,70 0,17
Южно-Т амбейское ТП4 0,694 96,77 1,15 0,37 0,23 0,04 0,30 1,14
ТП19 0,790 85,44 7,00 2,55 0,77 3,51 0,33 0,15
Юрхаровское БУ12-1Э 0,750 89,50 5,32 2,05 0,70 1,89 0,32 0,22
Ямбургское Сёноманский 0,578 95,2 0,04 0,006 0,001 0,1 0,3 4,5
Неокомский — 88,81 5,49 1,90 0,68 2,36 0,59 0,02
» — 89,67 4,39 1,64 0,74 2,36 0,94 0,26
Ямсовейское Сеноманский 0,579 95,0 0,08 0,006 0,01 — 0,3 4,6
124
Таблица 31
Характеристика месторождений природного газа Березовского района
Месторождение Год открытия Год начала разработ- ки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика коллектора—песчаника Начальные ГВК, ГНК» ВНК, м Начальное пластовое давление, МПа Температура пласта, 1 °C Содержание стабиль- ного конденсата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. мэ/сут (диаметр штуцера, мм) Суммарная добыча га* за на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
1 Эффектив- ная мощ- ность, м Пористость, % , Проницае- ! мость, ; 10-13 м2 А+В + С, с,
Березовское 1953 1963 г п 1260—1320 7,5 21 15—2800 —1275 12,7 54 — 62—2050 316 3 877 —
Деминское 1955 — г п 1219—1290 10,2 21 15—2580 —1273 12,3 53 — 127—1470 — 5 890 —
г н 1083—1092 4 16 4—70 —1077 10,6 38 — 9—3200 — ПО —
Южно-Алясов- 1956 — г п 1195—1249 12,5 24 1000—4000 —1245 12,6 50 40 2 236 —
ское г н 1100 17 19 1—13 —1088 11,0 44 — — — 22 —
Северо-Алясов- 1956 — г п 1285—1365 7,1 24 330—700 —1275 12,6 48 — 900 1 502
ское г н 1120 3 19 1-13 —1001 10,9 44 — 17,8 — 92 —
Чуэльское 1958 — г п 1700—1668 7 20 2—370 —1630 16,3 64 — 113—1500 — 9 100 3700
Похромское 1960 1971 г п 1358—1462 19,5 24 3—6770 —1424 14,3 50 — 848 (25) 18 240 9 970 —
Северо-Игрим- 1959 1966 гк п 1572—1700 8,1 22 700—3300 —1618 16,6 60 8,3 150—500 3 261 838 —»
ское
Южно-Игрим- 1961 1969 гк п 1606—1645 8,0 22 0,1—826 —1622 16,6 59 8,3 318 4 305 1 296
ское
Пауль-Турское 1960 — г п 1600—1650 6,7 16 200—1390 —1610 15,9 46 — 195 (15) — 1 367 —
Нулин-Турское 1961 — г п 1627—1646 5,1 20 200—1390 —1615 15,9 48 — 450 — 652 —
Южно-Сыскон- 1963 — г п 1540 3,7 21 0,12—27 —1510 15,0 55 — 497 2 060
сыньинское
951.
“ О В 3 О 4§ § S п«< **• О О 2 под И ЙД ? й* « 5 йй” ййе- | &•? 5 §5 8 5 3. ш 8gs Е X S § ге 5 £ Ё§ g? й 8 К ё § ° So “2 g g В я = ? Е ' га X О я я ' я ’ Л 1 * ’ Месторождение
<0 <0 <0 С0 С0 С0 С0 (0 СО <0 0> О О О О О О О О О ^CnWCOtOCObO^- to Год открытия
1 1 1 1 1 1 1 8 1 1 о Год начала ки разработ-
г г гк г г г Г г г - г Залежь
дзоддада □ И 1 СО 1 X I И Г п> -г 3'3^ пэ ж S *5 ж тэ х "о ж so 2 к о so so ш тэ О И ПЭ и ПЭ СО тэ Д п> "О ей Л} W Ь> И Ь) X Од XX д X Ж д И s X д X а Е « а Е а Е а Е продуктивный горизонт 1
00 “-4 СП -4 -4 СП СП О СО О О 4- 4- СО ^-tOtOCoCoOO'0 to 00 S & 5 1 1 1 1 1 1 1 01ОО— — — •— <0 “Ч -q -q *4 СП СП СО СИ “-J СО <0 4* СП •— О О О О о о (4) Ь> ГР 2 и О\ = 5 s ® а ь>
СП to to 4». to 4*. СП СП О1 СП О 00 ЬО 00 СП 0 4* Эффектив- ная мощ- ность, м ж о ь S, и .
К) to СПСПСЛ<0ЬОЮ“^ЬО •— — Пористость, % Каран leKToj
° „ О to СП СО со to to 1 1 £ 1 1 1 1 1 1 1 °° to 00 СП О 4* to to о СО СО 4* СП -4 -4 «— 4- СО to СП Проницае- мость, 10-16 м2 ггеристика >а—песчаника
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 •— to^-— н-ь-м-»— — •— О'—‘0“^СПСлО'-4 СП СП Си О—• 00 (0 СП 00 00 ~-J 0о О 00 Со О О Со --J 00 О Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м
СПЦЭФ-ЧСПСП-^ОО СП 4> VjtD4^C/ltOH-*-0 to С0 Начальное пластовое давление, МПа
-4 -q оо *q сг> О СП сл сл СПСЛООСЛСЛСЛ*— -4 со Температура °C пласта,
lllllll^ 1 1 Содержание стабиль- ного конденсата, г/мэ
30-142 (17) 386 330—1128 395 (17) 82 (11,5) 106—267 139—279 54 (10) 1000 299 1 тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Начальный дебит газа.
। । । i । । । 5 । । Суммарная добыча га- за на 1/1 1980 г., млн. м3
1 950 5 400 И 056 3 560 1 185 264 2 090 3 400 1 000 1 000 'э+a+v Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
СО W <0 to 4> 00 1 о ю 4*. со to ~q 1 1 О О 00 сл сл о р
Продолжение табл. 31
РИС. 39. Похромское газовое месторождение.
Структурная карта по кровле пласта П.
1 — изогипсы в м; контуры газоносности: 2 —
внутренний, 3 — внешний; 4 — зона отсутствия
продуктивного пласта
структуре неравномерно: в сводовой части
присутствует лишь ракушниковая пачка,
а в присводовой и крыльевой частях — песча-
никовая. На отдельных участках в своде
поднятия отмечается отсутствие продуктив-
ного пласта.
Северо-Игримское газоконденсатное место-
рождение расположено в 95 км к юго-западу
от пос. Березово. Оно связано с брахианти-
клинальной складкой северо-восточного про-
стирания, размеры которой по кровле про-
дуктивного горизонта 7,5x3 км, амплитуда
68 м (рис. 40). Газоносность связана с пла-
стом П, который представлен в верхней
части органогенно-обломочными ракушника-
ми и в нижней — песчаниками мелкозерни-
стыми.
Южно-Игримское газоконденсатное место-
рождение отделено от Северо-Игримского не-
• 119
а-
РИС. 40. Игрнмская группа месторождений. Структурная карта по кровле продуктивного пласта П.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
зона отсутствия продуктивного пласта.
Месторождения: I — Северо-Игримское; II
Южно-Игримское; III — Нулин-Турское; IV
Пауль-Турское
-
23Q
большим прогибом с амплитудой 20 м и при-
урочено к антиклинальной складке северо-
восточного простирания (см. рис. 40). Этаж
газоносности 53 м.
Пауль-Турское газовое месторождение рас-
положено в 5 км к западу от Южно-Игримско-
го (см. рис. 40). В геологическом строении
его принимают участие терригенные породы
кайнозоя и мезозоя. Палеозойский фунда-
мент вскрыт на глубинах 1610—1715 м и
представлен глинистыми и глинисто-карбо-
натными сланцами. На южном склоне струк-
туры на породах фундамента залегают от-
ложения тюменской свиты, а в сводовой
части — песчаники продуктивной толщи мощ-
ностью 6—10 м. Пауль-Турское поднятие
представляет собой брахиантиклинальную
складку с размерами 3,5x3,5 км и амплиту-
дой 26 м.
Продуктивный пласт верхнеюрского воз-
раста сложен в нижней части песчаниками,
в верхней—органогенно-детритусовыми из-
вестняками. Мощность пласта 5—10 м. При
опробовании скважин получены притоки газа
свободными дебитами 264—497 тыс. м3/сут.
Газовая залежь пластово-сводовая. Этаж
газоносности 5—6 м.
Нулин-Турское газовое месторождение на-
ходится в 100 км юго-юго-западнее пос. Бе-
резово и в 4 км западнее Южно-Игримского.
Нулин-Турское поднятие представляет собой
брахиантиклинальную складку с размерами
4,5x2,2 км и амплитудой 12 м. Газоносный,
пласт верхней юры сложен в верхней части>
1
127
РИС. 41. Схема размещения месторождений се-
верных (.районов Тюменской области.
Месторождения; а — газовые и газоконденсат-
ные; б — газонефтяные.
Месторождения: 1 — Южно-Тамбейское; 2 —
Харасавэйское; 3 — Крузернштерновское; 4 —
Бованенковское; 5 — Нейтинское; 6 — Аркти-
ческое; 7 — Нурминское; 8 — Среднеямальское;
9 — Малоямальское; 10 — Новопортовское; 11 —
Утреннее; 12 — Гыданское; 13 — Геофизиче-
ское; 14 — Семаковское; 15 — Антипаютинское;
16 — Находкинское; 17 — Ямбургское; 18 —
Юрхаровское; 19 — Северо-Уренгойское; 20 —
Тазовское; 21 — Заполярное; 22 — Западно-
Заполярное; 23 — Русское; 24 — Южно-Русское;
25 — Усть-Часельское-, 26 — Харвутинское-, 27 —
Медвежье; 28 — Надымское; 29 — Верхнепур-
пейское; 30 — Песцовое; 31 — Ен-Яхинское;
32 — Уренгойское; 33 — Южно-Самбургское;
34 — Юбилейное; 35 — Восточно-Уренгойское;
36 — Пырейное; 37 — ЯмсовеЙское; 38 — Северо-
Комсомольское; 39 — Губкинское; 40 — Комсо-
мольское; 41 — Западно-Таркосалинское; 42 —
Восточно-Таркосалинское; 43 — Тарасовское;
44 — Вынгаяхинское; 45 — Еты-Пуровское;
46 — Пангодинское; 47 — Муравленковское;
48 — Вынгапуровское; 49 — Варьеганское; 50 —
Лянторское; 51 — Быстринское; 52 — Федо-
ровское
известняками, в нижней — песчаниками.
Мощность пласта 0—18,4 м. В сводовой
части структуры пласт отсутствует.
Северные районы Тюменской области ох-
ватывают площадь около 450 тыс. км2. На
западе эта территория ограничивается отро-
гами Уральского хребта, на востоке —
административной границей Тюменской об-
ласти, на юге — широтой, проходящей при-
мерно по северному окончанию Сургутского
128
свода, и на севере — морским побережьем
(рис. 41).
Нефтегазоносность осадочного чехла рас-
сматриваемой территории связана с отложе-
ниями нижней и средней юры (тюменская
свита), верхней юры, валанжина, готерива —
баррема, апта, альба, сеномана, сенона и
турона.
Природные газы, выявленные в отложе-
ниях сеномана, характеризуются в основном
метановым составом: содержание СН4 96—
99 %, тяжелых углеводородов не более
0,82%. Газы более глубоких горизонтов
содержат 10—15 % тяжелых углеводородов.
Концентрации негорючих компонентов не-
значительны — не более 1—2 %, сероводород
отсутствует (см. табл. 30).
Нефти Новопортовского месторождения
легкие, плотностью 0,810—0,860 г/см3, с по-
вышенным содержанием фракций, выкипа-
ющих до 300 °C, малосернистые (серы до
0,1 %), малосмолистые (2—3 %), малопара-
финистые (4—7 %). Нефти Газовского и Рус-
ского месторождений характеризуются плот-
ностью 0,939—0,943 г/см3, отличаются повы-
шенной вязкостью; содержание серы в них
0,20—0,33 %, смол 7,7—12,1%, парафина
0,33—1,28 %.
Конденсаты нижнемеловых и юрских от-
ложений северных районов Тюменской об-
ласти метано-нафтеновые, плотность их
0,730—0,770 г/смэ. Содержание стгб ильного
конденсата в газах Надым-Пурской области
колеблется от 15 до 610 г/м3, Ямальской —
от 2 до 190 г/м3, в газовых шапках месторо-
ждений Среднего Приобья — от 16 до
400 г/м3. Низкое содержание конденсата
в газе неокома и юры характерно для пери-
ферийных зон плиты и более высокое — для.
центральной ее части. Отмечается увеличение
содержания конденсата с глубиной залегания
продуктивных пластов. Характеристика га-
зовых и газоконденсатных месторождений
приводится в табл. 32.
Уренгойское нефтегазоконденсатное ме-
сторождение находится в 60 км к северо-
западу от пос. Уренгой и приурочено к Ниж-
непурскому мегавалу, осложненному под-
нятиями II и III порядков — Уренгойским
валом, Ен-Яхинским поднятием и др.
(рис. 42). По кровле сеномана месторождение
представляет собой пологую симметричную
брахиантиклинальную складку субмеридио-
нального простирания, осложненную двумя
куполами — южным, Уренгойским, с ампли-
тудой 220 м, и северным, Ен-Яхинским,
с амплитудой 80 м. Протяженность складки
более 200 км, ширина 20—30 км. По нижне-
меловому комплексу в пределах Уренгой-
ского вала выделяются северный купол,
центральная приподнятая зона, осложненная
двумя вершинами — северной и южной, и
южный купол.
Промышленная газоносность месторожде-
ния связана с отложениями сеноманского,
аптского, готеривского и валанжинского
ярусов. Сеноманский продуктивный горизонт
представляет собой толщу переслаивающихся
песчано-алевролитовых и глинистых пород
^мощностью до 218 м. Покрышкой залежи
служат глинистые породы турон-датского и
палеоценового - возраста общей мощностью
до 670 м. Коллекторами газа являются пес-
чаникиДпески и алевролиты. Мощность кол-
лекторов 3—152 м при мощности отдельных
прослоев от 0,4 до 21 м. Максимальная газо-
насыщенная мощность в сводовой части
211 м. Наилучшими коллекторскими свой-
ствами характеризуются породы в сводовой
части структуры.
Залежь водоплавающая со слабым накло-
ном ГВК в северном направлении; высота
ее достигает 230 м. Сеноманская газовая
залежь охватывает Уренгойскую, Ен-Яхин-
скую и Песцовую площади; протяженность ее
180 км при ширине 15—37 км.
В нижнемеловых отложениях выявлено
свыше 25 залежей углеводородов, связанных
с 14 пластами (горизонтами). Основные за-
пасы углеводородов (свыше 95 %) в разрезе
нижнего мела сконцентрированы в пластах
БУх_2, ВУЗ, БУ10_и, БУн. Нефтяные ото-
рочки установлены в пластах БУ§, БУ8,
БУЭ, БУ10_п, БУ}!, БУ}2, БУ|2 и БУ14,
однако они изучены слабо.
Продуктивные пласты представлены чере-
дующимися песчаниками, алевролитами и
аргиллитами и характеризуются резкой ли-
тологической изменчивостью. Общая мощ-
ность продуктивных пластов колеблется от
1,6 до 102,8 м, эффективная — 1,6—69,2 м.
Мощность глинистых разделов 2—45 м.
Пласт БУ!_2 содержит газоконденсатную
залежь на северном куполе. Залежь пластово-
массивная, водоплавающая, размеры ее 24х
X10 км, высота 51 м.
Пласт БУа развит в пределах всего ме-
сторождения. Он разделен на три пропластка
БУ£, БУ^ и БУ|, причем каждый из них
контролирует отдельную залежь. Содержа-
ние конденсата в газе северного купола и
центральной зоны составляет 124 г/м3, юж-
ного купола — 182 г/м3. Нефтяная оторочка
отсутствует на западном склоне центральной
зоны.
Пласт БУ9 содержит единую газоконден-
сатную залежь в пределах северного купола
и центральной зоны, которая отделена от
залежи южного купола. Залежь пластовая
сводовая, водоплавающая в центральной ча-
сти. Размеры основной залежи 55 х (5-s-
11) км, высота 73 м; размеры южной залежи
18x7 км и высота 40 м. В пласте предпола-
гается нефтяная оторочка.
Пласт БУИ_Н содержит газоконденсатную
залежь с нефтяной оторочкой по всей площади
месторождения. Потенциальное содержание
конденсата в северной и центральной частях
158 г/м3, южной — 246 г/м3. ГВК и ВНК
слабо наклонены с запада на восток. Залежь
пластовая сводовая, преимущественно во-
доплавающая в центральной зоне. Размеры
залежи 87 х (12<-15) км, высота до 100 м,
высота газовой части до 95 м. Нефтяная
оторочка имеет промышленное значение.
Пласт БУ14 содержит газоконденсатную
промышленную залежь в пределах централь-
ной зоны и южного купола. Потенциальное
5 Зак. (92
содержание конденсата в газе 250—292 г/ма
и увеличивается в южной части залежи.
Газоводяной контакт наклонен в северном
и восточном направлениях. Залежь пласто-
вая сводовая, литологически экранирован-
ная. Размеры ее 60х 12 км, высота 83 м.
Газоносность ачимовских отложений (пласт
БУ1в) установлена в 1979 г. Потенциальное
содержание конденсата в газе 610 г/м3.
Содержание конденсата в газе нижнемело-
вых отложений 56—610 г/м3. Плотность его
0,718—0,782 г/см3. Конденсат на 70—80 %
состоит из бензиновых фракций, характери-
зуется незначительным содержанием серы —
до 0,05 % и парафина—0,37%.
Медвежье газовое месторождение распо-
ложено в 130 км к западу от Уренгойского
и в 340 км восток-юго-восточнее г. Салехард.
По кровле сеноманских продуктивных от-
ложений Медвежье поднятие представляет
собой вытянутую в меридиональном направ-
лении складку платформенного типа (рис. 43).
Оконтуривается структура изогипсой
—1140 м, и по этой изогипсе ее размеры
120x25 км. Отдельные купола — Ныдинский
и Медвежий — оконтурены изогипсой
—1110 м. Амплитуда структуры около 140 м,
площадь более 2100 км'2.
Геологический разрез в пределах месторо-
ждения сходен с разрезами других площадей
севера Тюменской области. Сеноманские от-
ложения общей мощностью 270—300 м, вскры-
тые на глубине 1050—1300 м, образованы
переслаивающимися пластами песчаников,
алевролитов и глин.
Покрышкой сеноманской толщи служат
морские глинистые отложения от туронских
до датских общей мощностью около 600 м.
Мощность продуктивного пласта 24—113 м,
эффективная мощность — в среднем 44 м.
Залежь газа пластово-массивная, приуро-
чена к верхней части сеномана. Газ на всей
площади месторождения подстилается подо-
швенной пластовой водой. Протяженность
залежи 120 км, ширина ее в пределах Мед-
вежьего поднятия 13—26 км, в пределах
Ныдинского — до 18 км. Высота 114—
135 км. ГВК залежи слабо наклонен в се-
веро-северо-восточном направлении.
На Медвежьем месторождении в пределах
Ныдинского поднятия установлена газокон-
денсатная залежь небольших размеров, при-
уроченная к отложениям ачимовской пачки
валанжина. В скв. 29 в процессе производства
аварийных работ при забое 3112 м был полу-
чен приток газа с конденсатом. Дебит газа
60—180 тыс. м3/сут при 21-мм штуцере,
дебит конденсата 1,2—5,6 м3/сут. В скв. 31,
расположенной в 3,5 км западнее скв. 29,
из этих отложений получен приток пласто-
вой воды.
Ямбургское газоконденсатное месторожде-
ние находится в 120 км к северо-западу от
пос. Тазовское. По кровле продуктивных
сеноманских отложений оно представляет
собой крупное куполовидное поднятие до-
вольно сложных очертаний: почти изометрич-
ное в центральной части, резко расчленено
в северной и северо-восточной частях и вы-
129
Характеристика месторождений природного газа северных районов Тюменской области
Месторождение Год открытия Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Песч
Губкинское 1965 г Сеноманский 760 27,2 34
н ВУ14 2540 — —
н Ю-1 2920 — —
Комсомольское 1066 г Сеноманский 860—1000 24,1 31
Вынгапуровское 1968 г Сеноманский 1100 42,2 28,7
НГК БВ, — — —
Вынгаяхинское 1968 г Сеноманский 795 2 25
ГН Верхнеюрский 30
Северо-Комсомольское 1969 ГН Сеноманский 1100 10
Восточно-Таркосалин- ское 1971 г » 1235—1280 16 28
гк БП1а 2890 10 16
гк бп14 2960 6 16
Еты-Пуровское 1971 г Сеноманский 745—849 42 29
Тарасовское 1967 г 950 5 25
нгк БП12 2557—2607 8,6 19
Запади о-Таркосалинское 1972 — 1022—1110
г Сеноманский 29 30
гк ВП4 2451—2571 15 17
гк бп5 2481—2598 16 18
Запади о-Таркосалинское гк БП, 2542—2550 6 19
гк БП, 2560—2580 7 18
гк бп, 2611—2625 8 19
гк БП, 2648—2700 8 19
Верхнепурпейское 1976, г Сеноманский 1070 6 27
Заполярное 1965 г 1130—1330 46—73 32
Алев
Г Туронский 1054—1290 7,1 20
Песч
гк АТ, 2500 10 16
нгк БТ,—БТ. 2700—2816 46 14
нгк БТ, 2880—3021 18 15
- нгк БТ10 3037—3180 16 15
гк БТП 3180—3228 8 15
Западно-Заполярное 1979 г Сеноманский 1345 4 30
Ямбургское 1969 г В 1004—1211 39—73 27
гк БУ3 2533—2690 15,6 18
гк БУ4 2581—2622 И 18
гк БУ, 2850—3227 11 15
гк БУ» 2896—3196 10 15
гк БУ, 3075—3177 8 15
Северо-Уренгойское 1970 г Сеноманский 1130—1235- 80 27
гк БУ§ Сеноманский 2953—3000 20 16
Русское 1968 нг 664—918 22 27
130
Г-5 Л, О g°O 1 1 1 1 1 $ о II11il s о СО 1 Си а 7—7564 1 I 1 1 1 1 I г to о о 10—6000 Ills co 3—4800 3—356 2—2128 3—5300 s a роницае- мость, 0“14 м1 лектора
—1202 —2980 —870 —3190 —3160 —3150 4-1177,6) х 05 о •I- Illi 1 GO CO CO tO CO to О I СП OOUl- H-> О О О СИ 1 СЯ г 05 О | —1307 1 III to to to to — I I СП СП I Ф- 4b. О -4 05 4ь ф*. 05 -4 СП 4b. фь со —900 —2560 Illi 4 tO tO — M CO 0O to О — 4b CO 00 — О — 1025 —730,5 —945 —2907 —921 I —728 Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м
to к— 00 оо *— СО QJ СО to to •— >— — 05 о 72 Н- со со to to to со to О СО *-J со to to *- to to to to to to '- оаэсясяся^соо to СП CO to to H- -4 00 00 tO О to — 00 to о CO Ю CO 05 to Начальное пла- стовое давле- ние, МПа
сд о» со со со *- to о сл СП -4 4^ too о 05 C04bQ0OOC0OC5 co о CO bo co *4 *4 00 *-• w 00 C© to co
•— оо со 00 1 1 “ *4 05 О 00 со о 00 00 00 О) о •— О о 00 — о> СО COCOOOOO«M-M-MtO ^-t04*tOtOtOtOC© co CO СЛ О tO <o co 4» О СП 4*. to 30. 71 22 CO о 77 30 to to Температура пласта, °C
190 112 115 113 215—275 106,5 1 205 223—334 170—209 201 217,6 - 1 1 to СЯ 1 ? to to to I О О О cd 00 1 yOOOtOO 1 to 456 113 224 — 1 400 1 I J । 1 стаоиль- ного конден- сата, г/м3 Содер- жание
342—1102 886,4 (22) 65 (8) 35—72 (12) 228 (16) 103,1 (8) 280 (12,9) 1 - 863 (25,5) 60,2 (8,5) 412 728 130,7 (16) 120 439 (18) 05 О 690 co to *- 05 *- — Z- *4 О5-4.Г to to- w- 4* CO ►— OCnCO*-00 'оо'^'^'оо^'оо'оо'го ' O'—4» 1431 287,9 (13,7) 173 (9,5) 122,9 (10) 467,8 (16) | 375 (22) 2500 8 57,7 (25) 450—868 (25,6) 383—836 (24,4) I 105—315 деонт газа, тыс. м3/сут (диаметр шту- цера, мм) Начальный
III 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 | 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Illi । । 'ел co 53 1 1 14 577 14 577 1 г “я и $ х ®“ 3 о.» г • co»-w е to g г _ 2 » а» И- — W Т5
СО 4*. >—* to >
4* tO to ГО 4* ё И- Со СО 05 *- 4* СЯ н- to со to со Ю СО о со СО 00 со to СП 05 СО *4 о 4* СО 05 СО 05 to CO to — — t044»intOtGOO 35 5 30 271 194 45 26 180 to 05 05 to to 1 to о 457 276 00 CH to + Ю Д to qj
748 800 ООО СП 00 540 003 760 141 ООО О to ООООСЯОн-Со 4Ь о О "4 СП СО 05 оэ О О 05 00 00 со CD СЯ 00 ШО —K>O4»-OW СоОО05О5СОСлс©сп-4 OWWWOoOWO^ 000 000 000 788 CD CO 4ь CO СЯ co to to 4b. cn 000 171 000 000 05 05 CH to to 05 tO tO 4b. 1 039 + Г) апасы 1/1 1 млн.
43 377 20 420 167 99 59 *- 00 сясо to СО о> О> to to 1 1 1 оспчо j | | о J CO to И- *- ОООФьЮСЛО-СС CO 1 to to —- to 05 — | СЛСЛОЮ44 104 4^ и- cn*- O CH CH 00 1 S| | | 1 р газа 980 г., м3
о to С О О ►— о о — to 764 124 429 О СО О со о •— to to СП О Оо *4 СО О СП 05 СЯ О СИ Оо СП ОООСПСЯЮОСОСО COO — tOtO«—05t0“4 0000)0440004 to OOOWW'I m ooo'jfrp O COOKl'l*. 00 co oooo oooo ООО© О о о
Месторождение Год открытия Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
Эффе к - тивная мощ- ность, м Пори - стость, %
Юрхаровское 1970 г Сеноманский 1062—1133 20 27
гк пк18 14 18
гк АУ, 2010—2057 10 18
гк БУиз 2340—2435 30 19
гк БУ6 2482—2522 12 18
гк бу7 2602—2617 12 18
гк 2784—2860 12 14
гк БУц 2812—2889 15 15
гк БУ12 1э 2851—2995 24 17
Семаковское 1971 г Сеноманский 862 15 25
Находкинское 1974 г » 1014—1075 20 27
Антипаютинское 1978 г » 960—1016 24,5 27
Усть-Часельское 1978 ГН Б—П—Ш 2693—2739 ' 10 20
Уренгойское 1966 г Сеноманский 1100—1250 37,3 27
гк ПК21 1770—1806 12,6 21
гк БУ0 2100 4,7 21
гк БУ1_2 2288—2360 13,3 21
гк БУб 2454—2485 12,6 20
нгк бу°8 2610—2715 6,8 15
нгк БУ 2634—2758 15,1 16
гк бу9 2709—2750 12,2 17
нгк 2762—2835 14,7 16
нгк БУ}1 2820—2870 5 16
нгк БУ}, 2880—2926 7,9 15
нгк БУЬ 2870—2935 3,8 16
гк БУ и 2950—3000 5,0 15
нгк БУц 2990—3090 9,6 15
гк Ачимовский 3555 15 13
Юбилейное 1969 г Сеноманский 1020—1175 40 32
гк АУ! 1608—1658 24,4 20
гк АУ3 1750 — —
гк АУц 2243—2265 6,5 20
гк БУГ1 — — —
Южно-Русское 1969 г Сенонский 880 2,4—9,4 29
г Сеноманский 930 14,3— 33
39,9
Пырейное 1976 гк БУМ 3133—3138 4,5 16
Яньяхинское 1976 нгк бу8 2900—2965 29 15
нгк БУю 3065—3150 18 15
Медвежье 1967 г Сеноманский 1200—1300 33,6— 27
54,4
Южно-Самбургское 1978 гк БУ13 3154—3300 6,8 15
гк БУ14 3207—3350 24 15
Восточно-Уренгойское 1978 гк бу14 3100—3200 17,8 15
гк БУ1в 3160—3319 18 14
Ямсовейское 1970 г Сеноманский 885—1080 44,5 30
нгк Ачимовский 2908—3161 11 16
132
Продолжение табл. 32
коллектора Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пла- 1 стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр шту- цера, мм) Суммар- ная доб ыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Проницае- мость, 10“1в, м2 A + B + Ct С,
— 1123 11,3 24 802 (25,5) 248 580 58 190 111 319 23 325
— — 1183 —2040 18,0 20,7 42 52 60 536 (18) 1436 — 5 000 10 000 15 000
— —2414 24,4 57 60 2109 — 94 584 —
— — 25,3 59 60 468 — 7 000 15 000
—2607 25,5 61 134 361 — 5 000 5 000
— — 28,2 65 134 290 — 40 328 25 754
— — 28,4 67 82,7 272 (16) — 14 503 9 103
— ' — 28,9 72 134 242 (7) — 23 975 8 137
—906 8,6 20 1400 — 40 000 300 000
— 1045 10,2 20 — 317 (15,9) — 62 557 33 334
9,8 20,5 — 211,4 (18) — 56 557 143 443
27,6 — — 108,1 (16) — 6 039 36 903
495 — 1198 12,1 31 0,3 1019 (24,8) 36 315 36 315 7 770 170 6 184 753 285 060
166 —1751 17,2 51 56 84 — — 24 365
166 22,0 67,5 75 — — 31 841
166,5 —2297 22,2 62 75 72—915 — 120 493 —
161,2 —2423 23,0 70 95 — 38 994 —.
7,8 —. 25,9 75 170 30—280 (10) — 195 516 —
35,1 —2680 26,1 75 182 58—510 (11) —. 361 388 —
74,5 55,7 —(2685ч- 4-2690) —2810 26,1 27,9 78 80 182 246 58—510 (11) 127 (10) — 148 410 380 059
43,7 27,1 80 246 — — 13 532 —
37,3 27,8 81 186 — 66 755 —
44,7 28,2 82 186 — 22 108 9 659
38,7 — 29,2 82 285 — 14 204 1 095
43 —3024 30,1 90 292 589,6 (28) — 2 076 655 —
— 66,7 — 610 248 (24) — 16 303 218 100
1—5990 — 1086 11,2 32 1099—1488 — 323 541 302 841 19 000
— — 156,4 16,2 47 15 (31,6) 16 500 9 000-
— —2175 21,3 70 62 197 1268 4 200 6 500
— 204 — 3 500
26 —873 9,2 111 535 108 215 784 193 617
344 —914 9,3 — — 340,7 (16) — 535 108 22 167
25 —3100 30,5 86 180 52,8 (10,1) — 4 640 7 068
150 —2880 29,1 82 450 316 (16) — 38 395 129 640
80 — 31,2 87 394 557,2 (16) — 41 993 164 474
0,5—3500 —(1127,6ч- 11,1 36 — 309—1620 (25) 305 047 1 243 073 —
250 1140,8) 31,0 80 300 58 (10) — 32 781 7 132 73 591 19 088
10 . 31,6 80 330 580 (25) — 25 649 54 503
50 —3950 30,4 80 240 108,2 (11) — 30 199 19 118 59 378 44 182
30 — 31,6 83 240 79,7 (20) — 11 081 15 196
12—1114 —938,6 9,5 27 824 (25,5) — 436 840 428 583 35 115
— —2815 28,6 — 386 50,5 — 8 257 35 115
133
К X Глубина залегания, м Характеристика
Месторождение 3 X Продуктивный горизонт Эффек- тивная Пори-
di мощ- стость,
st ность. %
СО м
Надымское 1972 гк бн8 3060—3070 4 15
Песцовое 1974 нгк БУ» 3012—3101 20 15
Харвутинское 1976 г Сеноманский 1150—1200 27 29
Пангодинское 1979 г » 1239—1274 13,5 29
Новопортовское 1964 г » 470—490 3 23
нг Аптский 900—1010 1,8 20
гк НЩ 1778 3,4 22
нгк НП2_з 1803 10,6—13 20
нгк нп4 1844 10,9 20
нгк НП5_, 1879 7,5 18
нгк НП9_10 1941 3,2 18
Арктическое 1968 г Сеноманский 664—750 40 29
г тп10 1690—1750 16 22
гк тп13_1б 1820—1850 15 20
гк тп18 1978—2007 9 20
гк тп21 — — —
Нурминское 1970 г Аптский 1462—1500 12 20
гк тп21_2в 1920—2220 23 18
Среднеямальское 1972 г Сеноманский 842—860 14 27
гк ТП2з_28 2245—2300 18 20 '
Южно-Т амбейское 1974 гк ТП4 1920—1950 8 18
гк тп1в 2520—2536 5. 18
Малоямальское 1975 г Сеноманский 577—605 35 28
Нейтинское 1975 г » 600—648 15 28
г тп4 1360—1415 17 18
ГН тп5 1410—1465 10 20
нгк ТП18 1880—1940 6 18
Геофизическое 1975 г Сеноманский 962—1000 24 27
гк тп16 2262—2290 9 23
гк Неокомский 2683—2654 30 20
Гыданское 1978 г тпх_8 1517—1530 9 18
Утреннее 1979 1974 гк ТПзо 2450 8 20
Харасавэйское г Сеноманский — 34,6 26
гк тпх.6 1398—1559 46,1 25
гк ТГЦ 20 25
гк тпа 1596—1648 12,7 23
гк ТП1 1712—1740 5 23
гк тп?0 1665—1705 4,6 22
гк ТП1О — 8 25
гк тпп 1728—1808 5,8 21
гк тпн 1820—1844 3 21
гк ТП12 1788—1913 10 20
гк ТП13_14 —- — —
гк ТП1в_19 — — —
гк ТП21 23 2095—2173 8 12
гк НП4 2252—2405 5 20
гк нп2 2279—2435 6 20
гк Готеривский—ва лан - — — —
жинский
134
Продолжение табл. 32
коллектора Начальные ГВК, ГНК. В НК. м 1 Начальное пла- стовое давле- ние. МПа 1 Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м* Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр шту- цера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Проницае- мость, 10“1в м* А + В + С. С,
—2814 29,4 84 400 21,6 3 000 25 000
80 —3045 30,4 83 550 170 (16) — 62 795 115 233
— —1160 11,3 — — 546,7 (18) — 166 141 204 111
— —1203 11,9 — — 382,5 (16) 16 915 99 667 2 422
— —442 4,2 10 — 89,1 (19) — — 1 719
8,3 —938 9,7 26 97 122 (19) — — 7оа
33,5 — 1785 17,6 56 97 687 (19) — 12 060 —
15 —1802 17,7 57 97 33,1 (8) — 49 499 —
47 —1818 17,8 57 97 138,4 (19) 25 718 —
46 —1845 17,9 58 97 130,7 (8) — 7 880 —
17 — 1905 17,9 60 97 181,2 (18) 4 510 141 000 77 000'
—707 6,9 27 336,5 (19) — 101 000 29 000
—1680 16,3 57 — 762,5 (25,4) — 20 000 15 000
—1820 17,0 61 37 125,8 (19) — 14 000 15 000
—1966 18,9 71 103 601,5 (24) — 6 000 15 000
— — — — 103 — 20 000 3 000 28 000
—1437 14,2 43 — — 15 000 12 000
— —2167 20,4 69 — — - 5 000 15 000 16 000 52 000
—813 7,9 21 — — 5 000 5 000
— —2255 22,1 76 — 224 (10) 10 000 15 359 47 000 59 389
—1922 19,1 — 217 (11) — 7 359 39 389
—2507 26,0 67 160 208 (И) — 8 000 20 000
— —586 5,9 — — 218 (18,2) 5 000 50 833 15 000 47 256
—613 6,1 20 290 (20) — 34 114 —
—1404 14,3 — 9 985 9 985 25 527
— 1446 14,3 150 (12) — 3 414 10 327
— — 1876 20,1 — — 128 (8) 3 320 62 114 11 402 215 391
—989' 9,6 24 930 (14) — 32 651 152 758
2280 22,6 60 — 14 463 7633
27,6 210 — — 15 000 55 000>
2 — 1513 15,1 34,5 141,8 (9) — 6 922 143 078
— 23,4 — — 448 — 2 000 861 143 163 000 404 168
— —788 8,0 32 — 197,5 (13) — 194 272 18 538
— 1531 14,9 48 2,5 1188 (32) — 527 442 90 389
— — 9 134
— 15,8 52,5 4,5 960 (12) — 23 579 —
16,7 — 359 (19) — 2 193 1 019
16,7 — — 1 988 3 629
— — 38 450
16,4 — 55 617 (22) — 6 012 24 921
19,6 — 825 517
— 19,6 60 590 (19) — 41 898 3 136
65 — 31 791
69 — — 13 708
33,3 80 128,8 (13) — 27 415 —
—2385 40,3 133,7 207 (20) — 13 957 22 675
—2415 42,2 84 82 216,1 (19) — 21 562 41 261
— — — — — — — 105 000
135.
Месторождение Год открытия Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Крузернштерновекое 1976
г Сеноманский 665—815 49 29
г ХМ2 1312—1333 6 26
г THj.3 1414—1450 19,7 25
Бованенковское 1971
г Сеноманский 604—685 43,5 28
г XMi 1080—1236 2,8 23
г ХМ2 1105—1335 14 23
г ТП^в 1192—1473 45 26
гк 1662—1864 50 20
гк ТП18 20 1815—2085 16,9 20
гк Готеривский—бар- — — —
ремский
Тазовское 1962 ГН Сеноманский 1073 16,8 24
Примечание. В настоящее время в разработке находятся Медвежье, Уренгойвкое и Вынгапуровс
1000 -
1100 -
2 500-
ва,
2 600-
2 700-
БИ °
64,.,
бй7
Ж
БН.
2 800-
6У
2900-
3000 -
3100 -
БУ
10-11
БЧ',2 .
35^
БУ
—IV
2300-
2400-
136
Продол ж е в и е т а б л. 32
коллектора Начальные ГВК. ГНК, В Н К, м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа 1 . Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м’/сут (диаметр шту- цера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Проницае- мость, ПТ16 м2 А+В + С, С2
. 362 948 757 464
_— —797 7,8 26 — 347 (19) — 296 721 703 279
— 1320 13,2 43 524 —. 16 609 12 282
—1437 13,7 ——, — 255—528 (19) — 49 618 41 903
—- 2 238 905 1 911 676
—670 6,7 16 — 251 (22) — 655 569 —
- — 1276 13,2 35 467 (16) — 20 633 23 879
—1350 13,4 37,5 — 468,6 (16,2) — 148 143 133 327
—1460 14,5 41,5 — 416,7 (16) — 1 012 089 1 138 255
—1800 17,0 — 59 406 (19) — 152 810 213 468
—2076 19,1 — 72 68—564 (16) — 249 661 152 747
— — — — — — — 250 000
190 — 1146 11,5 26 — 29,6 (4,2) 149 90 016 —
кое месторождения.
Л
РИС 42. Уренгойское
нефтегазоконденсатное
месторождение:
а — структурная карта
по кровле сеномана;
б — геологический раз-
рез.
1 — изогипсы в м; 2 —
контур газоносности-,
<3 — песчаники, алевро-
литы; 4 — глины; 5 —
газовая или газоконден-
сатная залежь; 6 — неф-
тяная оторочка: ~ —
предполагаемая нефтя-
ная оторочка
137
РИС. 43. Медвежье газовое месторождение:
а — структурная карта по кровле продуктивной
толщи сеномана; б — геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
-песчаники, алевролиты; 4 — газ; 5 — глины
тянутое юго-западном направлении (рис. 44).
Размеры поднятия по изогипсе —1180 м
170x45 км, амплитуда 213 м.
Промышленно газоносны на месторождении
сеноманские и валанжин-готеривские отло-
жения — пласты БУ3, БУ4, БУ^-2, БУ|,
БУв. Продуктивные отложения сеномана
представляют собой толщу переслаивающих-
ся песчаников, алевролитов и глин и с резкой
невыдержанностью литологических характе-
ристик по площади и по разрезу. Газовая
залежь массивная, водоплавающая; размеры
138
ее 118x45 км; высота 201 м. Продуктивные
пласты газоконденсатных залежей валан-
жина—готерива также представлены череду-
ющимися песчаниками, алевролитами и гли-
нами. Залежи пластовые сводовые, в нижней
части литологически экранированные; вы-
сота их 20—80 м.
Заполярное нефтегазоконденсатное место-
рождение находится к юго-востоку от пос. Га-
зовского. В его Строении принимают участие
юрские, меловые, палеогеновые и четвертич-
ные отложения. Глубина залегания фунда-
мента, поданным сейсмических исследований,
4,0—4,5 тыс. м.
Заполярное месторождение приурочено
к одноименному поднятию, осложняющему
северо-западную часть Газовского свода.
По кровле сеномана поднятие представляет
собой пологую брахиантиклиналь субмери-
дионального простирания с углами наклона
крыльев до Г 20'; размер поднятия 50х
ХЗО км, амплитуда 232 м (рис. 45).
Промышленная газоносность месторожде-
ния связана с отложениями туронского и
сеноманского ярусов верхнего мела, готе-
ривского и барремского ярусов нижнего мела.
Основные запасы газа приурочены к сено-
манским отложениям. Сеноманский продук-
тивный горизонт представлен преимуществен-
но песчаниками и алевролитами с редкими
прослоями глин. Песчанистость пород раз-
реза увеличивается в направлении с севера
на юг и с запада на восток. Породы-коллек-
торы не выдержаны по составу.
Залежь газа сеноманского яруса пластово-
массивная, водоплавающая; размеры ее 47х
Х29 км. Этаж газоносности 224 м. ГВК
наклонен в северо-восточном направлении.
Результаты исследования скважин показали
высокую продуктивность залежи.
Гуронский продуктивный горизонт зале-
гает на 70—100 м выше сеноманского и пред-
ставлен песчано-алевролитовыми и глини-
стыми породами. Мощность горизонта 30—
58 м, число проницаемых прослоев 6—10.
Залежь газа пластовая сводовая; размеры ее
38x20 км, высота 184 м. Аномальное высокое
пластовое давление свидетельствует о воз-
можности образования туронской залежи
в результате перетока газа из сеноманской
залежи.
В отложениях нижнего мела установлены
газоконденсатные залежи в пластах АТв и
БТц, нефтегазоконденсатные — в пластах
БТ3—БТ„ БТ9 и БТ19. Продуктивные пласты
сложены песчаниками и алевролитами с про-
слоями аргиллитов. Общая мощность пластов
14—60 м. Основные запасы газа приурочены
к пластам БТ3—БТ- и БТ9. Залежь пласта
БТ9 пластовая сводовая; размеры ее 31 х
Х19,5 км, высота 155 м. Залежь пласта БТ10
расположена на восточном и южном погру-
жениях структуры, литологически экрани-
рованная.
Тазовское нефтегазовое месторождение на-
ходится вблизи устья р. Таз, в 12 км к юго-
востоку от пос. Тазовское. Приурочено к се-
веро-западной части Усть-Т азовского вала,
к брахиантиклинальной складке северо-за-
ладного простирания с размерами 26х 15 км
и амплитудой по сеноманским отложениям
95 м (с глубиной амплитуда увеличивается
до 200 м). Углы падения северного, запад-
ного и южного крыльев 25—50', восточного
до 2°.
На месторождении установлена нефтегазо-
носность сеноманских отложений, представ-
ленных мощной толщей песчано-алевролито-
вых пород с не выдержанными по площади
прослоями аргиллитов. Продуктивные от-
ложения перекрыты регионально выдержан-
ной глинистой покрышкой турон-датских от-
ложений мощностью около 700 м.
Продуктивный горизонт представлен пес-
чаниками и алевролитами с прослоями глин.
Залежь массивная с размерами 24х 15 км,
высотой 100 м. Этаж газоносности 55 м.
ГВК имеет неровную поверхность и накло-
нен с запад-северо-запада на восток-юго-
восток.
В сводовой части структуры и на ее восточ-
ном крыле установлена нефтяная оторочка.
В процессе опробования ряда скважин вместе
с газом выносилась распыленная нефть из
нижней части сеноманской залежи, дебит
нефти достигал 15—16 м8/сут при дебите газа,
53 тыс. м8/сут. Нефть тяжелая, малоподвиж-
РИС. 44. Ямбургское газоконденсатное месторождение:
а — структурная карта по кровле сеномана; 1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
б — геологический разрез. песчаники, алевролиты; 4 — глины; 5 — газо-
вая залежь
139
a
S
I
-1000-
-1100
-1200
-1300
-2400-
-2500
-2600-
-2 700-
-2600
-2900
-3000-
-3100-
Н,м
РИС. -15. Заполярное нефтегазоконденсатное
месторождение:
а — структурная карта по кровле сеномана;
б — геологический разрез.
£ — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
песчаники, алевролиты; 4 — глины; 5 — газо-
вая и газоконденсатная залежи; 6 — нефтяная
оторочка
ная, плотностью 0,930—0,940 г/см3, вязкая.
Основную ее часть (80—85%) составляют
фракции с и. к. выше 300°C.
В отложениях тюменской свиты испытанием
скв. 29 в интервале 3700—3710 м установлена
газоконденсатная залежь. Дебит газа со-
ставил 16 тыс. м3/сут при 25-мм штуцере.
Газоконденсатный фактор 190 см3/м3.
Губкинское газонефтяное месторождение
находится в 500 км к юго-востоку от г. Са-
лехард. В строении месторождения принима-
ют участие юрские, меловые,
палеогеновые и четвертичные
отложения. Кристаллический
фундамент залегает на глубине
3800—4300 м. Месторождение
приурочено к Пурпейскому ва-
лу, к антиклинальной складке,
вытянутой в почти меридиональ-
ном направлении (рис. 46). Раз-
меры поднятия по изогипсе
—720 м 64 х 14 км, амплитуда
115 м. Восточный и южный
склоны более крутые (1°00'—
1° 30'), чем северо-западный и
северный (0° 40'—0° 20').
На месторождении установ-
лена промышленная газонос-
ность сеноманского яруса верх-
него мела. Региональной по-
I крышкой служит толща глин
турон-кампанского и более мо-
лодого возраста мощностью
660—820 м. Продуктивный го-
ризонт представлен часто чере-
дующимися прослоями песчани-
ков, песков, алевролитов, ар-
гиллитов и глин. Мощность
прослоев пород-коллекторов
1,5—2 м, в отдельных случаях
5—11 м. Число их достигает
40—50. Суммарная мощность
13,4—90,4 м (62—87 % мощ-
ности). Газовая залежь мас-
сивная, водоплавающая, разме-
рами 14x65 км и высотой 115 м.
ГВК наклонен в северном на-
правлении .
В верхнеюрских отложениях
(васюганская свита, Ю-I), пред-
ставленных переслаивающимися
песчаниками, алевролитами и
аргиллитами в скв. 38 на глу-
бине 2889—2903 м установлена
залежь нефти. Дебит нефти при
испытании при 10-мм штуцере
составил 162,4 т/сут, газовый
фактор 319 м3/т. Залежь плас-
товая сводовая, высота ее 64 м.
Небольшие притоки нефти с де-
битом 3 м3/сут и газа 27,5 тыс. м3/сут получе-
ны из валанжинских отложений (верхняя часть
мегионской свиты, очимкинская пачка) при ис-
пытании в скв. 41 интервала 2545—2582 м.
Залежь литологически экранированная.
Комсомольское газовое месторождение рас-
положено юго-западнее пос. Тарко-Сале,
в 30 км к западу от Губкинского. Место-
рождение приурочено к Пякупурскому ку-
половидному поднятию, в пределах которого
выделяются четыре локальных поднятия:
Пякупурское, Южно-Пякупурское, Восточ-
но-Пякупурское и Северо-Пякупурское. Все
они изометричны, размеры их от 6x5 до 20 х
X Ю км, амплитуды 10—35 м. Общие размеры
куполовидного поднятия 65 х (10-;-18) км,
амплитуда 100 м (рис. 47).
На месторождении установлена газонос-
ность сеноманских отложений на глубине
860—1000 м, представленных песчаниками
*40
a
РИС. 46. Губкинское газонефтяное месторождение:
а — структурная карта по кровле сеномана; б —
геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
песчаники, алевролиты; 4 — глины; 5 — газо-
вая залежь
с прослоями алевролитов и глин. Покрышка
верхнемелового — палеогенового возраста об-
разована глинами мощностью 750—1000 м.
Залежь газа массивного типа, ГВК наклонен
в северном направлении. Высота залежи
63—116 м.
Северо-Комсомольское газонефтяное ме-
сторождение находится в 100 км к югу от
Юбилейного. Месторождение приурочено
к антиклинальной складке субмеридиональ-
ного простирания, осложненной двумя ку-
полами. Размеры ее 70 х (8-ь 14) км, ампли-
туда по сеноманским отложениям около
50 м (рис. 48).
На месторождении установлена нефтегазо-
носность сеноманских отложений.
В 1971 г. в скв. 14 на восточном крыле юж-
ного купола из интервала 1105—1108 м
получена нефть при 16-мм штуцере, ее дебит
составил 24 м3/сут, дебит газа — 4,01 тыс.
м3/сут. Мощность нефтяной оторочки 8—14 м.
ВНК проводится по абсолютным отметкам
от —1032 до —1038 м, ГНК— по отметке
—1024 м. Залежь массивного типа.
Вынгапуровское газовое месторождение рас-
положено в 270 км к северо-востоку от г. Сур-
гут. В строении месторождения принимают
участие отложения четвертичного, палеоге-
нового, мелового и юрского возраста вскры-
той мощностью 3422 м.
Месторождение находится в пределах цен-
тральной зоны поднятий Западно-Сибирской
платформы и приурочено к брахиантикли-
нали, вытянутой в субмеридиональном на-
правлении. Размеры ее по кровле сеномана
35x18 км, углы падения пород на крыльях
0° 20'—0°40', амплитуда 87 м (рис. 49).
Промышленная газоносность установлена
в отложениях сеноманского яруса верхнего
мела. Продуктивный пласт залегает на глу-
бине 987—1066 м, перекрыт регионально вы-
держанной толщей глинистых пород турона
и более молодых отложений.
Продуктивные отложения представлены
толщей песчано-алевролитовых и глинистых
пород, характеризующихся резкой невыдер-
жанностью по площади и разрезу. Песчаники
и алевролиты серые и светло-серые, разно-
зернистые, слабосцементированные.
Газовая залежь пластово-массивная, во-
доплавающая, размеры ее 35х 18 км, высота
78 м.
В отложениях васюганской свиты (верх-
няя юра) установлена нефтяная залежь.
В скв. 36 с глубины 2936 м получен приток
нефти дебитом 184 м3/сут при 10-мм штуцере.
Западно-Таркосалинское газоконденсатное
месторождение находится в 20 км восточнее
Губкинского. По кровле сеноманских отло-
жений размеры структуры 40x8 км, ампли-
туда 70 м. В сеноманских отложениях со-
держится залежь газа массивного типа.
В нижнемеловых отложениях установлены
газоконденсатные залежи в пластах ВП4,
ВП5, БПв, БП7, БП8 и БПЭ.
Надымское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в 60 км юго-западнее Медве-
жьего. По валанжинским отложениям разме-
141
-800-
-840-
-880-
-920-
-960-
РИС. 47. Комсомольское газовое месторождение:
а — структурная карта по кровле сеномана;
б — геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
песчаники, алевролиты; 4 — глины; 5 — газо-
вая залежь
ры его 60x35 км, амплитуда 150 м. В 1972 г.
испытанием скв. 2 установлена газоносность
верхней части валанжинских отложений.
Дебит газа из первого интервала составил
41 тыс. ма/сут при 6-мм штуцере, дебит
конденсата 41,6 ма/сут. Газоконденсатный
фактор 543 г/ма. Плотность конденсата
0,725 г/сма.
Северо-Уренгойское газовое месторожде-
ние находится к северу от Уренгойского.
Оно приурочено к Оликуминскому валу и
в структурном отношении представляет собой
брахиантиклинальную складку меридиональ-
ного простирания с размерами 50x30 км и
амплитудой 94 м (рис. 50). Газоносны сено-
манские отложения, представленные чере-
дующимися песчаниками, алевролитами, ар-
гиллитами и глинами. Залежь газа пластово-
массивная с размерами 21 %
X44 км, высотой 92 м.
Газоконденсатная залежь
пласта БУу залегает на глу-
бине 2953—3000 м. Содер-
жание конденсата в газе
190 г/м3.
В 1980 г. на месторож-
дении установлена промыш-
ленная газоносность пластов
АУ7, АУв, АУв, БУо, БУ(,
БУ2, БУ1о.
Юбилейное газоконденсат-
ное месторождение нахо-
дится в 80 км к востоку от
Медвежьего. Оно приурочено
к брахиантиклинальной
складке субмеридионального
простирания, осложненной
двумя куполами. Размер
поднятия по кровле сено-
мана 37x15 км, амплитуда
150 м (рис. 51). Продуктив-
ные сеноманские отложения
представлены- песчаниками с
прослоями алевритов и глин.
Залежь газа массивного
типа. Размеры ее 14x24 км,
высота 137 м. В нижнеме-
ловых отложениях установ-
лены газоконденсатные зале-
жи ‘в пластах АУХ, АУ7,
АУП, БУ«-1.
Южне Русское газовое ме-
сторождение находится в
80 км к юго-западу от Зпо-
лярного. Оно приурочено к
Южно -Русскому и Русско-
Часельскому поднятиям,
осложняющим Южно-Рус-
ский вал Часельского ме-
гавала. Южно-Русский вал
5 по кровле сеноманских от-
ложений представляет собой
брахиантиклинальную складку с размерами
62x15 км и амплитудой 100 м; углы падения
на крыльях достигают 1° 10' (рис. 52). На
месторождении установлена газоносность се-
нонских и сеноманских отложений. Песчано-
алевролитовые коллекторы сеномана вскрыты
на глубине 860—1030 м и перекрываются
толщей глин турона. Газовая залежь мас-
сивная, водоплавающая, высотой 98 м. Про-
дуктивная толща сенона залегает на 40—60 м
выше сеномана и представлена песчанистыми,
алевролитовыми и глинистыми породами. В
толще выделяются два объекта.
Ямсовейское газовое месторождение распо-
ложено в 80 км к северо-западу от пос. Тар-
ко-Сале. Ямсовейское поднятие представляет
собой антиклинальную складку с размерами
по кровле сеноманских отложений 40х 16 км
и амплитудой около 180 м. Поднятие ослож-
нено небольшим куполом с размерами 4x4 км
и амплитудой 20 м (рис. 53). Газоносны се-
номанские отложения. Газовая залежь мас-
сивного типа; размеры ее 39x16 км, высота
164 м. В 1978 г. при испытании ачимовских
отложений в скв. 81 установлена газонефгя-
142
иая залежь. Дебит газа составил 50,5 тыс.
м3/сут (с конденсатом и нефтью).
Усть-Часельское газонефтяное месторож-
дение находится в 140 км к юго-востоку от
пос. Уренгой и приурочено к структуре
Усть-Часельского вала с размерами 22х
Х18 км и амплитудой 75 м. Испытанием
скв. 202 открыта газонефтяная залежь в от-
ложениях тюменской свиты (Ю-П—III). Эф-
фективная газонасыщенная мощность 10,4 м,
нефтенасыщенная 3,6 м. Залежь массивная;
высота газовой части залежи 46 м, нефтяной
4 м.
Новопортовское газонефтяное месторожде-
ние находится в юго-восточной части п-ова
Ямал, в 15 км к северо-западу от пос. Новый
Порт. Месторождение приурочено к анти-
клинальному поднятию, осложняющему юго-
восточную часть Новопортовского вала. Под-
нятие представляет собой антиклинальную
складку северо-северо-западного простира-
ния с размерами 34x13 км и амплитудой
130 м (рис. 54). На месторождении выявлены
газовая залежь в сеноманских отложениях,
нефтегазовая в аптских, несколько залежей
в новопортовской толще (готерив—валан-
жин), из которых одна газоконденсатная,
остальные нефтегазоконденсатные, а также
нефтегазоконденсатная залежь в тюменской
свите, залежи в нижней юре и палеозое.
Арктическое газоконденсатное месторожде-
ние расположено на п-ове Ямал, в 200 км
к северо-западу от Новопортовского место-
рождения. Оно приурочено к центральной
части Нурминского мегавала. Структура его
представляет собой антиклинальную складку
северо-западного простирания с размерами
130x25 км (рис. 55). На месторождении
установлена газоносность сеноманских от-
ложений и пластов ТП10, ТП13_1В и ТП18
•танопчинской свиты, пласта ТП24 неокома.
РИС. 48. Северо-Комсомольское газонефтяное
месторождение. Структурная карта по кровле
продуктивной толщи сеномана.
1 — изогипсы в м; 2 — скважины, давшие газ;
контуры: 3 — газоносности, 4 — нефтеносности
Отложения сеномана содержат основные за-
пасы газа месторождения. Они представлены
песчаниками с прослоями алевролитов и
глин. Залежь газа массивная, водоплавающая
РИС. 49. Вынгапуровское газовое месторождение:
а — структурная карта на кровле сеномана; б —
геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
песчаники, алевролиты; 4 — глины; 5 — газо-
вая залежь
143
РИС. 50. Северо-Уренгойское газовое месторо-
ждение. Структурная карта по кровле сеноман-
ой продуктивной толщи.
I — изогипсы в м; 2 — контур газоносности
с размерами 25,4x11.2 км, высотой 86 м.
ГВК имеет небольшой наклон в северо-восточ-
ном направлении.
Харасавэйское газоконденсатное месторож-
дение находится в северо-западной части
п-ова Ямал, в 500 км к северо-востоку от
г. Салехард. В строении его принимают уча-
стие кайнозойские, меловые и юрские от-
ложения общей мощностью 5—7 км. Место-
рождение приурочено к северному оконча-
нию Нурминского вала. Структура его по
кровле сеномана представляет собой бра-
хиантиклиналь субмеридионального прости-
рания с размерами 44x15 км и амплитудой
100 м (рис. 56). Углы наклона крыльев
1—2°. Продуктивны отложения сеномана,
апта (Tnj_5, ТПв, ТПа, ТГф.баррема (ТП%,
РИС. 51. Юбилейное газоконденсатное место-
рождение. Структурная карта по кровле сено-
манской продуктивной толщи.
/ — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3—
скважины, давшие газ
144
РИС. 52. Южно-Русское газовое месторождение.
Структурная карта по кровле сеноманской про-
дуктивной толщи.
/ — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
скважины, давшие газ
ТПХ0, ТПХХ, ТПр, ТП12, ТПхз_хв), готерива
ТП2Х_23), валанжина (НПХ и НП2). Коллек-
торами сеноманских, танопчинских и ново-
портовских отложений служат песчаники и
алевролиты с каолинитовым и каолинито-ги-
дрослюдистым цементом. Содержание кон-
денсата увеличивается с глубиной.
Бованенковское газоконденсатное место-
рождение расположено в западной части
п-ова Ямал, в 40 км к юго-востоку от Хара-
савэйского месторождения. Оно приурочено»
РИС. 53. Ямсовейское газовое месторождение.
Структурная карта по кровле сеноманской продук-
тивной толщи.
/ — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
скважины, давшие газ
РИС. 54. Новопортовское газонефтяное месторож-
дение. Структурная карта по кровле пласта НП6.
Скважины, давшие: 1 — газ, 2 — нефть» 3 —
нефть и газ; 4 — изогипсы в м; 5 — линия лито-
логического выклинивания продуктивного пла-
ста; 6 — контур газоносности
РИС. 55. Арктическое газоконденсатное место-
рождение. Структурная карта по кровле сено-
манской толщи.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3
скважины, давшие газ
Крузернштерновское газоконденсатное ме-
сторождение расположено в 396 км к северо-
западу от пос. Новый Порт и приурочено'
к Шараповской локальной структуре, ослож-
няющей Нурминский мегавал. Размеры струк-
туры 11x16 км. На месторождении установ-
лена газоносность сеноманских, альбских п
к антиклинальной склад-
ке, размеры которой по
сеноманским отложениям
57x34 км и амплитуда
около 280 м (рис. 57). С
глубиной амплитуда воз-
растает.
На месторождении уста-
новлена газоносность се-
номанских, альбских,
аптских и готерив-бар-
ремских отложений.
Продуктивная толща
сеномана представлена
песчаниками с прослоями
алевролитов и глин. Га-
зовая залежь пластово-
массивная, водоплаваю-
щая, с размерами 57,5х
Х28 км, высотой 120 м.
Пласты ТП!_в также
содержат газовую залежь.
Продуктивные пласты та-
нопчинской свиты пред-
ставлены не выдержан-
ными по площади песча-
HQrалевролитовыми и глинистыми породами.
В сводовой части структуры выявлены про-
дуктивные пласты ТП,3_,п и ТП18_.,0, ха-
рактеризующиеся содержанием конденсата в
газе соответственно 59 и 72 г/м3.
5 1
Н. м
РИС. 56. Харасавэйское газоконденсатное
сторождение:
а — структурная карта по кровле сеномана;
геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; I
песчаники, ‘алевролиты; 4 —глины; 5 —г
пая залежь
145
РИС. 57. Бованенковское газоконденсатное ме-
сторождение:
а — структурная карта по кровле сеномана;
.6 — геологический рвзрез.
/ — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
песчаники, алевролиты; 4 — глины; 5 — газо-
вая залежь
аптских отложений. Основные запасы газа
связаны с сеноманскими отложениями.
Южно-Самбургское газоконденсатное ме-
сторождение находится в 88 км к северо-
западу от пос. Уренгой, в северо-восточной
части Уренгойского вала. Структура его
представляет собой асимметричную антикли-
нальную складку субширотного простира-
ния. Размеры ее по изогипсе —4000 м 16х
X 12 км, амплитуда 175 м. На месторождении
установлены газоконденсатные залежи в пла-
стах БУ13 и БУц валанжина. Плотность кон-
денсата 0,734 г/см3.
Восточно- Уренгойское газоконденсатное
месторождение расположено в 50 км к северо- ,
западу от пос. Уренгой, в восточной части
Уренгойского вала. Структура его представ-
ляет собой антиклинальную складку, ослож-
ненную тремя куполами. Размеры ее 25X
Х11 км, амплитуда 125 м.
Утреннее газоконденсатное месторождение
находится в северной части Гыданского
лолуострова, на правом берегу Обской губы
в 340 км к северу от пос. Новый Порт.
В структурном отношении оно представляет
собой брахиантиклинальную складку севе-
ро-западного простирания.
Яунлорская группа месторождений (Яун-
лорское, Северо-Минчимкинское, Вершинное)
расположена в Сургутском районе, в 40 км
к северо-западу от г. Сургут. В строении
месторождений принимают участие песчано-
глинистые отложения юры, мела, кайнозоя
общей мощностью более 3000 м. В тектониче-
ском отношении месторождения относятся
к центральной части Сургутского свода.
Размеры Северо-Минчимкинского поднятия
по изогипсе —2600 м 6,5x1,5 км, амплитуда
37 м. Углы наклона крыльев на востоке
5—6°, на западе уменьшаются до Г 30'.
Яунлорское поднятие через небольшую седло-
вину глубиной 25 м граничит с Северо-Мин-
чимкинским. Размеры структуры 10,2х
X 17,5 км, амплитуда до 84 м. Вершинное
поднятие по изогипсе —2625 м имеет размеры
3,8x5,5 км, амплитуду до 44 м. На место-
рождении установлено пять продуктивных
пластов нижнего мела, с которым приурочены
три нефтяные (АС9 АС1в БС}0) и одна неф-
тегазоконденсатная (АС залежи . Пласты
АС, и АС8 гидродинамически связаны между
собой и представляют единую залежь в от-
ложениях барремского возраста с общим ВНК
и ГНК по Яунлорскому и Северо-Минчим-
кинскому поднятиям. Залежь пластов АС,_8
расположена на глубине 1926—1930 м; эф-
фективная мощность коллекторов 2 м, по-
ристость 27 %. Пластовое давление 18,3 МПа,
содержание конденсата в газе 42,4 г/м3.
Запасы газа в газовой шапке оценены
в 660 млн. м3.
ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ
Запасы газа Томской области на начало
1980 г. составляют по категориям А + В +
+ Cj 315,8 млрд. м3. Основные месторожде-
ния —• Лугинецкое и Мыльджинское.
В строении рассматриваемой территории
принимают участие юрские, меловые, палео-
геновые и четвертичные образования, зале-
гающие на поверхности фундамента, сложен-
ного дислоцированными метаморфизованными
докембрийскими, палеозойскими и частично
мезозойскими породами. Мощность осадоч-
ного чехла 900—3300 м и более. Здесь вы-
деляется ряд структурных элементов I и II по-
рядков. Структурные элементы II порядка
осложнены локальными брахиантиклиналь-
ными поднятиями, с которыми связаны нефтя-
ные и газовые месторождения (рис. 58).
В Томской области нефтегазоносны от-
ложения верхнего и нижнего мела, верхней
и средней юры и коры выветривания фунда-
мента. Основные разведанные запасы газа
связаны с пластами К>11 тюменской свиты
и Ю-I васюганской свиты; кроме того, за-
лежи газа обнаружены в куломзинской свите
и ачимовской пачке нижнего мела (табл. 33).
Мыльджинское газоконденсатное месторож-
дение находится в 40 км к югу от сел. Сред-
ний Васюган. В геологическом строении его
146
РИС. 58. Обзорная карта нефтегазоносности
Томской и Новосибирской областей.
1 — границы тектонических элементов; место-
рождения; 2 — нефтяные, 3 — газонефтяные,
4 — газовые.
I — Нижневартовский свод; II — Александров-
ский мегавал; III — Парабельский свод; IV —
Средневасюганский мегавал; V — Каймысов-
ский свод; VI — Пудинский мегавал; VII —
Калганский выступ; VIII — Межовский свод;
валы и куполовидные поднятия (цифры в круж-
ках): / — Соснинский, 2 — Малореченское,
3 — Кедровское, 4 — Охтеурьевсиий, 5 — Кри-
волуцкий, 6 — Эмторское, 7 — Окуневское,
8 — Мурасовский, 9 — Сильгинское. 10 — Се-
веро-Васюганское, 11 — Новотевризское, /2 —
Мыльджинский, 13 — Черемшанское, 14 —
Катыльгинское, 15 — Нововасюганский, 16 —
Моисеевское: 17 — Фестивальный, 18 — Луги-
нецкое, 19 — Пудинское, 20 — Останинский,
21 — Горелоярское, 22 — Межовское .
Месторождения: 1 — Советское; 2 — Западно-
Стрежевое; 3 — Стрежевое; 4 — Малореченское;
5 — Аленкинское; 6 — Матюшкинское; 7 —
Северное; 8 — Вахское; 9 — Чебачье; 10 —
Линейное; 11 — Вартовское; 12 — Никольское;
13 — Оленье; 14 — Озерное; 15 — Катыльгин-
ское; 16 — Первомайское; 17 — Лонтыньяхское;
18 — Моисеевское; 19 — Ломовое; 20 — Южно-
Черемшанское; 21 — Северо-Васюганское; 22 —
Красноярское; 23 — Западно-Красноярское;
24 — Средненюрольское; 25 — Ключевское;
26 — Мыльджинское; 27 — Южно-Мыльджин-
ское; 28 — Верхнесалатское; 29 — Фестиваль-
ное; 30 ,— Северо-Сильгинское; 31 — Усть-
Сильгинское; 32 — Среднесильгинское; 33 —
Соболиное; 34 — Шингинское; 35 — Лугинецкое;
36 — Останинское; 37 — Западно-Останинское;
38 — Верхнекамбарское; 39 — Казанское; 40 —
Верхнетарское; 41 — Восточно-Межовское; 42 —
Межовское; 43 — Веселовское; 44 — Калиновое;
45 — Нижнетабаганское; 46 — Чкаловское
принимают участие мезозойские и кайнозой-
ские отложения. Палеозойский дислоциро-
ванный фундамент образован органогенными
известняками, диабазами и порфиритами.
Мыльджинское поднятие расположено в юго*
восточной части Мыльджинского вала и пред'
ставляет собой антиклинальную складку»
вытянутую в северо-восточном направлении.
Размер складки по подошве тюменской свиты
40x15 км, амплитуда 120 м (рис. 59). Углы
падения восточного и северо-восточного
крыльев складки 3—4°, западного 0° 30'—Г.
На месторождении установлена газонос-
ность пласта Ю-I + II, приуроченного
к тюменской и васюганской свитам и низам
марьяновской свиты верхней юры, пласта
Б1в_ао ачимовской пачки и пластов Бв и Б10.
куломзинской свиты.
Лугинецкое нефтегазоконденсатное место-
рождение расположено в 80 км к- северо-
западу от пос. Пудино. Оно приурочено
к одноименному куполовидному поднятию,
осложняющему Пудинский мегавал. Размеры
поднятия в пределах оконтуривающей изо-
гипсы —2280 м 20x30 км, амплитуда 160 м.
Мощность осадочного чехла 2400—2500 м.
Продуктивны на месторождении отложе-
ния верхней и средней юры, к которым
приурочен пласт Ю-I + III, представлен-
ный переслаивающимися мелкозернистыми
песчаниками и аргиллитами. Нижняя часть
пласта насыщена нефтью. Размеры залежи
28x22 км, этаж газоносности 85 м.
Мощность нефтенасыщенной части пласта
2,8—12 м. Дебиты нефти при испытании сква-
жин составили 17—70 ма/сут при 8-мм шту-
цере. ВНК проводится по абсолютной от-
метке —2244 м. Этаж нефтеносности 22 м.
Казанское газоконденсатное месторожде-
ние находится в 325 км к северо-востоку
от г. Томск. В геологическом строении его
принимают участие юрские, меловые, па-
леогеновые и четвертичные отложения общей
мощностью 2677—2830 м. Породы фунда-
мента представлены зеленокаменными изме-
ненными плагиоклазовыми порфиритами, до-
ломитизированными известняками и мета-
морфизованными песчаниками. На крыльях
поднятия развита кора выветривания мощ-
ностью до 6 м. X
Месторождение приурочено к центральной
части Казанского куполовидного поднятия.
Структура его представляет собой брахиан-
тиклинальную складку амплитудой 73 м.
Вверх по разрезу амплитуда уменьшается.
На месторождении продуктивны юрские
отложения, в которых установлено четыре
газоконденсатные залежи: Ю-I (верхняя юра),
Ю-П, Ю-Ш и Ю-IV (средняя и нижняя
юра).
Газы продуктивных горизонтов метановые.
Пласт Ю-I характеризуется следующим со-
ставом газов в % по объему: метан 82,51,
этан 2,07, бутан 4,81, пропан 2,63, пентан +
высшие 1,33, азот 4,2, углекислый газ 0,45.
Сероводород в газе отсутствует. Газы пла-
стов Ю-Il, Ю-Ш и Ю-IV имеют сходный
химический состав и содержат в % по объ-
ему: метан 86,6—89,4, этан 3,3—3,8, пропан
1,8—2,4, бутан 1,0—1,15, пентан + высшие
0,4—0,6, азот 3,5, углекислый газ 1,2—2,3.
Плотность конденсата 0,623—0,757 г/см3,
начало кипения 23—74 °C. До 200 °C выки-
147
°° Характеристика месторождений природного газа Томской области
Таблица 33
Месторождение Год открытия Залежь Продуй- тивный горизонт Глубина залега- ния, м Характеристика коллектора —песчаника Началь- ные ГВК, ГНК. внк. м Начальное пласто- вое давление, МПа Температура пла- ста, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м8 Начальный дебит газа, тыс. м’/сут (диаметр штуцера, мм) Запасы газа на 1/1 1980 г.. млн. м3
Эффектив- ная мощ- ность, м Пористость, % Проницае- мость, 10-16 м2 А+В + С, с.
Северное 1965 г ВВ2_4 1636 8,8 2,5 44—650 —1591 16,8 63 29 83,1 5 100
Северо-Васюган- ГН бв8 1750 8,1 22 10—48 —1678 17,7 68 319 (12,7) 350
1963 гк Ю-1 2260 7,3 14,8 24—92 —2245 23,9 82,1 220 28 921
ское гк ю-п 2300 9,2 8—19 37 —2245 23,9 82,1 220 283 1775
Мыльджинское 1964 91 567 7596
гк 2073 2,4—21,6 21 106,5 —2003 20,4 67,5 102 201 (12,5) 736 1109
гк Bio 2146 1,2—22 18 83 —2154,5 22,1 70,1 102 1'10 11 320 6487
гк Б18-20 2245 1,2—33 16 14 —2181 23,1 72 102 152 1 070
Лугинецкое гк Ю-1 + II 2345 13,6—53 16 0,8—43 —2321 25,3 80,4 102 22—410 78 441
1967 гкн Ю-1 + III 2260 7—21 17,6 14—27 —2225 23,9 81 178,8 50—351 86 441 6314
Северо-Сильгин- 1971 гк Ю-1 2318 17,2 11—14 0,4—3 —2313 23,7 82 169 133,4 (12,7) 1 000 1450
ское
Усть-Сильгинское 1962 гк Ю-1—II—III 2250 14,1 12 2—463 —2200 24,3 93,2 96 3—106 6 815
Среднесильгинское 1965 гк Ю-1-П 2270 17 18 2-470 —2199 24,3 93,2 96 84 1 647
Останинское 1970 20 000
гк Ю-1 2440 8 16 До 175 —2348 25,0 87 203 175 (12,5)
гк Ю-П-Ш 2630 4—24 9—19 До 40 —2485 25,8 87 203 10—54 '
Нижнетабаганское 1973 27 130
- гк Ю-1 2610 9,9 16 2,7—22,5 —2488 — 76 246—278 37,1 (6,3) 26 030
Калиновое гк Ю-V 2830 4,2 13 — —2701 — 226 39,6 (7,9) 1 100 27 020
1973
гкн Ю-1 2530 8,9 14 14,9 —2431 25,2 78 226 35,9 (8) 13 020
гк ю-ш 2630 9,5 17 19,7 —2535 26,4 86 226 122 (8) 8 900
Чкаловское гк Ю-IV 2680 10,2 15 — —2586 - — 140 68,9 (11) 5 100
1977 нгк Ml 2940 .— — — 1 000
Казанское 1967 19 222 770
гкн Ю-1 2278 7,1 20,4 24—193 —2346 24,8 82 658 150—290 (10) 12 492
гк ю-н 2325 13,8 17,5 24—124 —2369 24,5 84 68,5 214—269 (10) 6 730
гк ю-ш 2372 5,0 14,6 9 —2381 24,5 88 68,5 534
гк Ю-IV 2408 2,8 14,6 9 —2420,4 24,5 88 68,5 33 (22,2) — 236
РИС. 59. Мыльджинское газоконденсатное ме-
сторождение. Структурная карта по кровле
продуктивного пласта Ю-1 + II.
1 — изогипсы в м; 2 — скважины, давшие газ;
3 — контур газоносности
5
РИС. 60. Северо-Васюганское месторождение.
Структурная карта по кровле пласта Ю-I васю-
ганской свиты.
1 — изогипсы в м; 2 — скважины, давшие газ;
3 — контур газоносности
пает 51,3—86 %, до 300 °C конденсаты вы-
кипают полностью.
Северо-Васюганское газоконденсатное ме-
сторождение расположено в северной части
Северо-Васюганского поднятия и в струк-
турном отношении представляет собой под-
ковообразную антиклиналь, осложненную не-
сколькими куполами. Размеры структуры
по кровле васюганской свиты верхней юры
14x10 км, амплитуда 80 м. Выше по раз-
резу структура выполаживается с некоторым
смещением свода в северо-восточном направ-
лении. В верхнемеловых и палеогеновых
отложениях структура не прослеживается
(рис. 60). Промышленная газоносность место-
рождения связана с отложениями верхней
части васюганской свиты верхней юры (пласт
Ю-I) и тюменской свиты средней юры (пласт
Ю-Н).
ГЛАВА 7
ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ И ДАЛЬНИЙ ВОСТОК
Поисковые работы в Восточной Сибири и
на Дальнем Востоке ведутся с предвоенных
лет, однако степень изученности перспек-
тивных территорий до сих пор остается не-
высокой, а на многих крупных участках
работы не вышли из начальной стадии.
К настоящему времени здесь открыт ряд
газовых, газоконденсатных и газонефтяных
месторождений. Промышленная разработка
осуществляется на месторождениях в Красно-
ярском крае (Норильский газоносный район),
Якутской АССР и Сахалинской области.
КРАСНОЯРСКИЙ КРАЙ
Перспективная в нефтегазоносном отноше-
нии территория Красноярского края охваты-
вает Енисей-Хатангский прогиб и западную
часть Сибирской платформы. Почти все ме-
сторождения расположены в западной части
Енисей-Хатангского регионального прогиба
(Норильский район). В западной части
Сибирской платформы, изученной весьма
слабо, открыто пока одно Куюмбинское
месторождение и на ряде площадей получены
притоки нефти и газа.
Норильский газоносный район занимает
северо-восточную часть Западно-Сибирской
провинции на территории Красноярского
края (рис. 61). В строении района принимают
участие морские и континентальные юрские
и меловые отложения, перекрытые четвер-
тичными породами. Верхняя часть верхнего
мела, палеогеновые и неогеновые породы на
большей части территории отсутствуют.
В осадках нижнего мела выделяются глинисто-
алевролитовая нижнехетская (нижний—сред-
ний валанжин), песчано-алевролитовые су-
ходудинская (верхний валанжин — готерив)
и малохетская (баррем), а также преимуще-
ственно глинистая яковлевская (апт—альб)
свиты. Отложения верхнего мела подразде-
ляются на долганскую (альб—сеноман), до-
рожковскую (нижний турон), насосновскую
(верхний турон — сантон), мессояхскую
(кампан) и танамскую (Маастрихт) свиты.
Норильский газоносный район приурочен
к юго-западной части Енисейско-Хатангского
регионального прогиба, который представ-
149
РИС. 61. Обзорная карта газоносности Красно-
ярского края.
/ — газовые месторождения; границы: 2 —
края, 3 —тектонических элементов.
I — Танапскнй свод; II — Рассохинский мега-
вал; валы: А — Танапский, Б — Мессояхский,
В — Малохетский, Г —Сузунский.
Месторождения: 1 — Пеляткинское; 2 — Каэан-
цевское; 3 — Северо-Соленинское; 4 — Южно-
Соленинское; 5 — Мессояхское; 6 — Зимнее;
7 — Нижнехетское; 8 — Озерное; 9 — Джан-
готское; 10 '— Сузунское
ляет собой участок докембрийской платфор-
мы, вовлеченный в юрско-меловое время
в общий процесс формирования Западно-
Сибирской платформы и отделенный от Во-
сточно-Сибирской платформы зоной глубин-
ных разломов. Енисейске-Хатангский про-
гиб осложнен рядом поднятий и впадин, среди
которых выделяются Мессояхско-Малохет-
ский, Рассохинский и Балахнинский мега-
вал и Танапский свод, на которых открыты
газовые месторождения.
На начало 1980 г. запасы газа Норильского
района составили по категории А + В + Сг
331,1 млрд, м3 и по категории Са 90,3 млрд. м3.
Наиболее крупные месторождения — Пе-
ляткинское, Северо-Соленинское и Южно-
Соленинское.
Пеляткинское газоконденсатное место-
рождение открыто в 1969 г. в 170 км северо-
западнее г. Дудинка, в 250 км от г. Но-
рильск.
Месторождение приурочено к одноименной
брахиантиклинальной складке, осложня-
ющей северную часть Танапского свода, рас-
положенного в западной части Енисей-Ха-
тангского прогиба. По сейсмическому го-
ризонту 1г (верхний валанжин — готерив)
размеры складки 21x13 км, амплитуда
75 м (рис. 62). В разрезе месторождения
выявлено пять газоконденсатных залежей,
приуроченных к отложениям суходудинской
свиты верхнего валанжина—готерива: СД-Ш,
СД-IV, СД-V, СД-VI, СД-VIIl. Кроме того,
в отложениях долганской свиты альба—
сеномана обнаружена газовая залежь не-
промышленного значения.
Пласт СД-Ш расположен на глубине
2350 м; сложен песчаниками и алевролитами.
Газонасыщенная мощность пласта 0,9—11 м,
пористость 17%, проницаемость 0,023—
0,027 мкм2. Газовая залежь пластово-ма'-
сивная; размеры ее 11,5x3 км, высота 11 м;
ГВК проводится по отметке —2318,8 м;
пластовое давление 21,8 МПа; температура
49 °C. Содержание конденсата в газе
104,88 г/м3.
Пласт СД-IV залегает на глубине 2380 м.
Газонасыщенная мощность пласта 3,4—26,8м„
пористость 16%, проницаемость 0,024 мкм2.
Дебиты газа при испытании при 15,75-мм
штуцере составили 193—666,8 тыс. м3/сут.
Содержание стабильного конденсата
104,88 г/м3. Залежь пластово-массивная; раз-
меры ее 22x13 км, высота 48,4 м; ГВК
проводится по отметке —2390; пластовое
давление 22,7 МПа.
Пласт СД-V находится на глубине 2440 м.
Газонасыщенная мощность его 2—6,4 м,
пористость 17%, проницаемость 0,047 мкм2.
Залежь пластово-сводовая; размеры ее 16,5х
X 6,5 км, высота 17,6 м; ГВК проводится
по отметке —2420 м; пластовое давление
23,1 МПа.
Пласт СД-VI залегает на глубине 2440 м
и приурочен к горизонту, состоящему из
нескольких гидродинамически связанных
пластов песчаников и алевролитов, разде-
ленных линзами и прослоями плотных алев-
ролито-аргиллитовых пород. Газонасыщен-
ная мощность пласта 0,7—14,4 м, пористость
17%, проницаемость 0,019 мкм2. При испы-
тании пласта дебиты газа составили
404,7 тыс. м3/сут при 15,75-мм штуцере. За-
лежь пластово-массивная; размеры ее 19 х
X 8,5 км, высота 31 м; ГВК проводится
по отметке —2465 м; пластовое давление
23,5 МПа. Содержание конденсата в газе
104,9 г/м3.
РИС. 62. Пеляткинское газоконденсатное место-
рождение. Структурная карта по кровле пласта
СД-VIII суходудннской свиты.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности
150
С пластом СД-VIII связана газоконден-
сатная залежь. Пласт залегает на глубине
2560 м и представлен песчаниками и алевро-
литами. Гаэонасыщенная мощность 4—23,6 м,
пористость коллекторов 14%. При испыта-
нии пласта дебиты газа составили 191—
561 тыс. м3/сут. Залежь пластово-сводовая;
размеры ее 22x13 км; ГВК проводится по
отметке —2583 м; пластовое давление
24,7 МПа, температура 60 °C.
Южно-Соленинское газоконденсатное ме-
сторождение открыто в 1969 г. в 170 км к за-
паду от г. Дудинка. Оно приурочено к ло-
кальному поднятию с размерами 16x9 км,
которое по отложениям апта, альба и сено-
мана не выделяется.
На Южно-Соленинском месторождении
установлена газоносность суходудинской сви-
ты (валанжин—готерив) — пластов СД-VIII,
СД-IX, СД-Х и СД-XI. Продуктивные пла-
•сты литологически изменчивы. Число пес-
чаных прослоев 2—10, мощность их 0,4—14 м.
Пласт СД-VIII залегает на глубине 2300 м
и представлен песчаниками с максимальной
эффективной мощностью 26—28 м на своде
структуры и 16—22 м на крыльях (рис. 63).
Газонасыщенная мощность 5,5—16,1 м (сред-
няя 15,0 м), пористость 14—19 % (средняя
15 %), проницаемость 0,044 мкм2. При испы-
тании пласта получены фонтаны газа с кон-
денсатом. Дебит газа составил 506—
•600 тыс. м3/сут при 15,75-мм штуцере при
депрессиях 2,5—4,8 МПа. Содержание ста-
бильного конденсата 32 г/м3. Залежь пласто-
вая сводовая; размеры ее 17x8,5 км, высота
42 м; ГВК проводится по отметке—2278м,
начальное пластовое давление 21,9 МПа.
Пласт СД-IX расположен на глубине
2330 м. Средняя газонасыщенная мощность
его 8,8 м, пористость 16,67 %, проницае-
мость 0,055 мкм3. При испытании скважин
дебит газа составил 305—623 тыс. м3/сут.
Содержание конденсата 31 г/м3. Залежь
массивная; размеры ее 13,5x7 км, высота
32 м; ГВК проводится по отметке —2316 м;
пластовое давление 22 МПа.
Газонасыщенная мощность пластов СД-Х
и СД-XI соответственно 8,1 и 5,9 м, по-
ристость 16%, проницаемость 0,038—
0,047 мкм2. При испытании дебиты газа
составили 125—929 тыс. м3/сут при 15,75-мм
штуцере при депрессии 2,2—2,9 МПа. Со-
держание конденсата в газе 34 г/м3. Размеры
залежи СД-Х 17,5x10 км, высота 45 м;
начальное пластовое давление в залежи
СД-Х 22,3 МПа, в залежи СД-Х1 22,9 МПа.
Газ всех залежей метановый. Содержание
метана 93,8—96,6 %, этана 2,8—3,9%, про-
пана 0,04—0,28 %, бутана 0,03—0,38 %,
азота 0,15—0,26 %, углекислоты 0,2—1,2 %.
Запасы газа на 1 /I 1980 г. по категории Cj
составляют 52,4 млрд. м3. Месторождение
находится в разработке.
Северо-Соленинское газоконденсатное ме -
сторождение открыто в 1971 г. в 170 км
к западу от г. Дудинка. Структура его
представляет собой брахиантиклинальную
складку с размерами 19x13 км. На место-
рождении установлена газоносность нижне-
РИС. 63. Южно-Соленинское газоконденсатное
месторождение. Структурная карта по кровле
пласта СД-VIII суходудинской свиты.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности
меловых песчано-алевролитовых отложений
суходудинской свиты (верхний валанжин—
готерив, пласты СД-Ш, СД-VIII, СД-IX) и
яковлевской свиты (апт — альб, пласты ЯК-1,
ЯК-П). Продуктивные отложения яковлев-
ской свиты залегают на глубине 1439—1480 м;
эффективная мощность коллекторов 6,3—
6,8 м, пористость 22 %. При испытании
пластов ЯК-1 и ЯК-II дебиты газа составили
соответственно 111,5 тыс. и 339,9 тыс. м3/сут
при 7,15- и 13-мм штуцерах. Пластовое
давление соответственно 13,6 и 13,8 МПа.
Продуктивные пласты суходудинской свиты
залегают на глубине 2162—2430 м. Эффек-
тивная мощность пласта СД-Ш 12,4 м,
пласта СД-VIII 11,2 м, пласта СД-IV 8,3 м;
пористость 15—16%. При испытании де-
биты газа составили 43—247 тыс. м3/сут.
Пластовое давление 20,2—22,1 МПа. Газ
содержит конденсат в количестве 12—34 г/м3.
Запасы газа месторождения на 1/1 1980 г.
составляют по категории Ci 95,6 млрд, м3
по категории С2 0>7 млрд. м3.
Мессояхское газовое месторождение от-
крыто в 1967 г. в 230 км западнее г. Но-
рильск. В геологическом строении его при-
нимают участие юрские, меловые и четвертич-
ные отложения общей мощностью около
3000 м. Месторождение приурочено к анти-
клинальному поднятию северо-восточного
простирания с размерами по сеноманским
отложениям 20x12 км и амплитудой 70 м.
Свод широкий, пологий, наклон крыльев
1°-1°30' (рис. 64).
Газоносны отложения сеномана в своде
структуры на глубине 820 м. Продуктивная
толща представлена алевролитовыми поро-
дами с прослоями глин и известковистых
песчаников. Число пористых прослоев в пре-
делах продуктивной части разреза изме-
няется от 4—7 в приконтурной зоне до 13—
17 в сводовой части. Мощность отдельных
газонасыщенных прослоев 0,4—33,4 м, сред-
няя эффективная мощность 15,6 м, пористость
26%., проницаемость 0 ,0005—1,1 мкм2, в сред-
нем 0,1 мкм2. Газовая залежь массивная,
размеры ее 21x13 км, высота 67 м; ГВК
отбивается на отметке —805 м; начальное
пластовое давление 7,4 МПа, температура
12 °C. При опробовании получены фонтаны
151
газа с дебитами отЗ,18 тыс. до 179,3 тыс.м3/сут
при 3,25 и 12,73-мм штуцерах.
Плотность газа 0,56. В его состав входят
в % по объему: метан 98,8, этан в виде сле-
дов, углекислый газ 0,68, азот 0,41—0,51.
Запасы газа на 1/1 1980 г. по категориям В
и Q составляют 10,5 млрд. м3. С начала
разработки (1969 г.) добыто 9,3 млрд. м3.
Зимнее газовое месторождение располо-
жено на юго-западном склоне Малохет-
ского вала, в 170 км юго-западнее г. Ду-
динка. Открыто в 1969 г. Приурочено к одно-
именной локальной структуре субширотного
простирания с размерами 15x8 км и ампли-
тудой около 60 м. На месторождении уста-
новлена газоносность песчаников верхней
юры. Залежи газа пластово-сводовые, не-
значительных размеров. Дебиты газа 6—
158 тыс. м8/сут. Запасы газа на 1/1 1980 г.
составляют 2 млрд, м3 по категории Cj и
41 млрд, м3 по категории С2.
Казанцевское газовое месторождение, от-
крытое в 1969 г., находится на левом берегу
р. Енисей, в 60 км северо-восточнее Мессо-
яхского. Приурочено оно к брахиантикли-
нальной складке северо-восточного простира-
ния с размерами 23x9 км. На месторождении
газоносны отложения валанжина—готерива,
испытанные в скв. 1 на глубине 2407—2415 м.
Получен фонтан газа дебитом 414 тыс. м3/сут
через 25,3-мм штуцер. Газоносен также
интервал 2266—2280 м, из которого получен
газ абсолютно свободным дебитом
103,5 тыс. м3/сут.
Сузунское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в 100 км южнее Мессоях-
ского. На месторождении газоносны отложе-
ния готерива и верхней части валанжина
(пласты СД-IV-VIII, СД-XI). При испыта-
нии в скв. 1 интервала 2519—2523 м из
песчаников суходудинской свиты получен
фонтан газа дебитом 1088 тыс. м3/сут. Из
интервала 2330—2334 м получен фонтан
газа с конденсатом, дебит газа
2380,2 тыс. м3/сут. Месторождение находится
в разведке. Запасы газа на 1/1 1980 г. по
категории Сх оценены в 9,6 млрд, м3 и по
категории С2 — в 37,7 млрд. м3.
Балахнинское газовое месторождение от-
крыто в 1975 г. в 120 км к северо-западу
от г. Хатанга, в центральной части Енисей-
Хатангского прогиба. Оно приурочено к од-
ноименной структуре, осложняющей юго-
западную половину Балахнинского мега-
вала. Газоносны песчаники вымской свиты
средней юры. При опробовании интервала
1550—1555 м был получен приток газа де-
битом 50,1 тыс. м3/сут на 10-мм штуцере.
Пластовое давление 13,9 МПа, температура
29 °C. ГВК проводится по отметке —1443,6 м.
Газ преимущественно метановый — метана
96 %. Запасы газа на 1/1 1980 г. составляют
по категории Ci 7,1 млрд, м3, по категории
С2 — 0,4 млрд. м3.
Кроме указанных месторождений в Но-
рильском газоносном районе были получены
притоки газа из юрских отложений на Джан-
готской, Нижнехетской и Дерябинской пло-
щадях.
Поиски нефти и газа на Сибирской плат-
форме в пределах Красноярского края свя-
заны главным образом с изучением верхне-
докембрийских и кембрийских отложений.
Эти работы были начаты еще в предвоенные
годы и в течение длительного времени были
сосредоточены в Туруханском районе. На
Володинской, Сухотунгусской и ряде дру-
гих площадей в разных интервалах разреза
были получены притоки нефти и газа, но
промышленного значения эти открытия не
имели, что в настоящее время объясняется
высокой плотностью пород и широким раз-
витием дизъюнктивов, не способствующих
формированию крупных месторождений.
В 1966 г. начато бурение в центральной
части Тунгусского бассейна. Этот регион
РИС. 64. Мессояхское газовое месторождение:
а — структурная карта по кровле продуктивной 1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
толщи сеномана; 6 — геологический разрез. песчаники; 4 — глины; 5 — газовая залежь
152
и сейчас остается наименее изученной частью
Сибирской платформы, так как объемы буре-
ния и сейсморазведки здесь были незначи-
тельными, а остальные методы исследования
малоэффективны из-за сложного геологиче-
ского строения, обусловленного наличием
мощного траппового покрова, эвапоритов и
развитой сети разрывных нарушений. Прин-
ципиальная оценка возможной промышлен-
ной нефтегазоносности нижнепалеозойских
и докембрийских отложений стала возмож-
ной благодаря открытию в 1973 г. первого
в бассейне Куюмбинского газонефтяного ме-
сторождения, которое сейчас разведуется.
Открытие Куюмбинского месторождения,
так же как и месторождений в смежных
районах Иркутской области и Якутской
АССР, дало толчок к увеличению объема
геофизических и буровых работ в западных
и центральных районах Сибирской плат-
формы, относящихся к Красноярскому краю.
При региональных работах намечены,
а в дальнейшем уточнены крупные погре-
бенные своды — Ванаварский, Илимпейский.
Бурением параметрических и первых поиско-
вых скважин на этих сводах установлено
наличие продуктивного комплекса, который
по возрасту синхронен юдомскому продук-
тивному комплексу, известному в более
восточных районах Сибирской платформы.
По данным В. Т. Работнова, развитые в райо-
не Куюмбинской, Тангннской и Нижиетай-
гинской площадей верхнедокембрийские от-
ложения можно условно подразделить на
две толщи. Нижняя толща в скв. 1 и 9 Куюм-
бинской площади и в скв. 20 Усть-Камо
представлена мелко- и тонкозернистыми,
местами глинистыми и ангидритизирован-
ными доломитами. В подчиненном количестве
отмечаются прослои мелкозернистых песча-
ников. Видимая мощность 630 м. Наиболее
четко прослеживается на всех разведочных
площадях верхняя толща, которая залегает
на плагиогранитах (скв. 4 Куюмба), доло-
митах (скв. 1 и 9 Куюмба, 20 Усть-Камо)
или аргиллитах (скв. 1 Нижнетайгинская).
В основании толщи 'наблюдаются алевролиты
с прослоями песчаников, доломитов, ангидри-
тов. Выше прослеживаются доломиты, среди
которых отмечаются прослои алевролитов
и ангидритов. Мощность толщи 175—200 м.
Вопрос о возрасте рассмотренного выше
разреза дискуссионный. Одни исследователи
сопоставляют обе толщи с мотской свитой,
другие ее аналогами считают лишь верхнюю
толщу, сравнивая нижнюю толщу с рифей-
скими отложениями Енисейского кряжа.
Для решения этого вопроса в настоящее время
нет достаточно полных биостратиграфиче-
скнх данных. Единичные определения микро-
фитолитов указывают на юдомский возраст
значительной верхней части разреза нижней
толщи. Поэтому с определенной долей услов-
ности всю верхнедокембрийскую часть раз-
реза скважин Куюмбинской и сопредельных
площадей можно отнести к юдомскому ком-
плексу.
Строение Куюмбинского месторождения
изучено плохо из-за слабой корреляции раз-
резов скважин и плохой подготовки струк-
туры. В скважине-открывательнице 1 при
опробовании испытателем пластов интервала
2007—2319 м получен приток газа дебитом
180 тыс. м3/сут при штуцере 15-мм. При
испытании интервала 2115,7—2292 м дебит
газа составил 87,7 тыс. м3/сут, а в интервале
2115—2526 м абсолютно свободный дебит
равнялся 105 тыс. м3/сут. Представляет
интерес установленный в процессе бурения
в интервале 2318—2526 м приток нефти
(дебит 135 л/сут). В скв. 3 при испытании
интервала 2116—2052 м при 11,4-мм штуцере
получен газ дебитом 17,4 тыс. м3/сут. В скв. 9
зафиксированы в интервале 2415—2406 м
газ, а выше по разрезу (2242—2232 м) —
нефть и газ. В сопредельных райорнах в скв.
20 Усть-Камо в интервале 2220—2169 м
отмечался приток газа с дебитом около
3 тыс. м3/сут.
На юго-востоке в состав Красноярского
края входит западная часть Присаянской
синеклизы. Как и в более восточных районах
Иркутского амфитеатра, перспективы газо-
носности здесь связаны с кембрийскими и
верхнедокембрийскими отложениями, но при-
сутствие галогенной формации большой мощ-
ности создает методические и технические
трудности для поисков и разведки залежей
в наиболее перспективном подсолевом ком-
плексе. При бурении скважин, сосредото-
ченных главным образом на Троицко-Михай-
ловском и Пушкинском валах, уточнена ли-
тологическая характеристика разреза, в не-
скольких горизонтах кембрия получены пря-
мые проявления нефти и газа, но намеча-
ющиеся перспективы подсолевых отложений
из-за необходимости бурения скважин на
4,5—5-км глубину остались нереализован-
ными.
ИРКУТСКАЯ ОБЛАСТЬ
Территория Иркутской области включает
перспективные на нефть и газ районы южной
части Сибирской платформы, известной в гео-
логической литературе под названием Иркут-
ского амфитеатра (рис. 65). Площадь пер-
спективных в нефтегазоносном отношении
земель составляет 485 тыс. км3.
Первая скважина была пробурена здесь
в 1939—1940 гг. В годы Великой Отечествен-
ной войны буровые работы были приостанов-
лены и возобновлены в 1948 г. С этого вре-
мени они ведутся непрерывно, захватывая
разные районы области.
Объектом геологоразведочных работ на
нефть и газ служат терригенные и карбонат-
ные отложения верхнего докембрия и ниж-
него кембрия, распространенные практиче-
ски повсеместно. Терригенные отложения
развиты в нижней части разреза (нижняя
и средняя подсвнты мотской свиты), а выше-
лежащая его часть представлена карбонатами,
переслаиваемыми солью, которая по разрезу
распределена неравномерно и сконцентриро-
вана в основном в усольской, бельской и
ангарской свитах ленского яруса, причем
максимальной соленасыщенностыо (до 60—
153
РИС. 65. Схема размещения газовых месторо-
ждений Иркутской области.
1 — Бильчирское; 2 — Братское; 3 — Верхне-
тирское; 4 — Марковское; 5 — Преображенское;
6 — Ярактинское; 7 — Айнское
70 %) характеризуется нижняя (усольская)
свита.
Присутствие в разрезе соленосных форма-
ций, особенно на усольском стратиграфиче-
ском уровне, определяет несовпадение струк-
турных планов выше- и нижележащих пород,
характерное для большей части Иркутского
амфитеатра. Западную часть региона зани-
мает Присаянская синеклиза с мощностью
осадочного чехла 7—8 км, из которых 3—
4 км приходятся на нижнепалеозойский ком-
плекс отложений. Восточнее располагается
Прибайкальская (Ангаро-Ленская) структур-
ная ступень, образующая своеобразную по
строению область перехода от глубокопогру-
жённой Присаянской синеклизы на западе
к Байкальскому нагорью на востоке. На
северо-востоке Прибайкальская ступень огра-
ничена Непским сводом, который выделяется
в структурном плане поверхности фундамента
и подсолевых отложений. В наиболее при-
поднятой части свода мощность осадочного
чехла составляет 1100—1300 м.
Поиски и разведка газовых месторождений
в Иркутском амфитеатре осуществляются
в геологических условиях, нетипичных для
большинства нефтегазоносных провинций.
Опыт глубокого бурения на многих площадях
в различных участках амфитеатра показал,
что нефтегазонакопление в наиболее перспек-
тивных подсолевых отложениях контроли-
руется преимущественно литологическим фак-
тором вследствие неравномерного (полосовид-
ного и линзовидного) распределения по пло-
щади зон улучшенных коллекторов. Наибо-
лее четко это установлено в пределах Неп-
ского свода и его склонов, где после открытия
Марковского месторождения (1962 г.) скон-
центрированы основные объемы буровых и
геофизических работ и находятся все, кроме
Атовского и Братского, промышленные место-
рождения природного газа Иркутской об-
ласти.
154
В разрезе мотской свиты здесь установлено
семь продуктивных горизонтов, мощность
и состав которых меняются на различных
участках свода. В нижнемотской терриген-
ной по составу подсвите выделены безымян-
ный, марковский, ярактинский, парфенов-
ский и верхнетирский горизонты, представ-
ленные песчаниками, замещающимися алев-
ролитами и аргиллитами. Значительные ко-
лебания в распределении и физических па-
раметрах коллекторов определяют локаль-
ный характер их продуктивности: безымян-
ный и марковский горизонты продуктивны
на Марковской площади, ярактинский — на
Ярактинской, верхнетирский — на Верхне-
тирской и Аянской площадях.
Более равномерно распределен по площади
парфеновский продуктивный горизонт, сло-
женный песчаниками с прослоями алевроли-
тов и аргиллитов. Он прослеживается на
обширной территории Иркутского амфитеа-
тра, хотя повсеместно отмечается широкий
диапазон изменений коллекторских свойств
песчаников. Так, на юго-западном склоне
Непского свода в пределах Марковской пло-
щади пористость песчаников колеблется от
2,5 до 18 %, проницаемость от нуля до
0,78 мкм2. На Казаркинской и Бочактинской
площадях пористость не превышает 3,7%,
проницаемость равна нулю. На Криволук-
ской площади коллекторские свойства гори-
зонта значительно выше — пористость песча-
ников достигает 23,4 °/0, проницаемость
0,14 мкм2. Такие резкие изменения пара-
метров в значительной степени зависят от
типа цемента и засолоненности песчаников.
В более южных районах амфитеатра колле-
кторы промышленных классов в составе пар-
феновского горизонта установлены на Ангар-
ском и Братском валах и других участках,
особенно прилегающих к Присаянью.
Впервые значительные притоки газа из
парфеновского горизонта установлены на
Парфеновской площади. Здесь в скв. 1 по-
лучены газ с максимальным дебитом
230 тыс. м3/сут и вода — 140 м3/сут. В даль-
нейшем залежи промышленного значения
в этом горизонте были открыты на Марков-
ском, Братском, Атовском месторождениях,
а интенсивные нефтегазопроявления и при-
токи газа в отдельных скважинах были уста-
новлены на Осинской, Шаманской, Тулун-
ской площадях и др.
Вышележащие карбонатно-терригенная и
карбонатная части мотской свиты, относя-
щиеся к средней и верхней подсвитам, менее
изучены в нефтегазоносном отошении. К на-
стоящему времени в их составе выделены
преображенский и усть-кутский продуктив-
ные горизонты, сложенные кавернозными
доломитами (Преображенское, Ярактинское
месторождения).
Продуктивная часть подсолевого разреза
завершается осинским горизонтом, выделяе-
мым в низах усольской свиты. Коллекторы
осинского горизонта относятся к порово-
каверново-трещинному типу. Наилучшими
коллекторами являются неоднородные ком-
коватые карбонатные породы, содержащие
Таблица 34
Характеристика газов месторождений Иркутской области
Месторождение Продуктивный горизонт Плот- ность газа Состав газа, % по объему
сн4 с2н. С,н. с4н,„ С.н12 + + высшие N, со2
Братское Парфеновский 0,545 83,9 4,5 1,2 0,6 0,72 9,0 0,1
Марковское Осинский —— 66,6 13,8 7,2 3,1 1,0 2,6 5,7
Парфеновский 0,540 82,5 7,0 2,9 0,8 2,9 3,3 0,6
Ярактинское Ярактинский 0,637 86,9 6,4 1,6 0,63 0,49 3,7 0,1
Верхнетирское Верхнетирский 0,681 83,0 7,6 3,4 1,84 0,73 3,1 0,1
Преображенское Преображенский 0,644 84,2 5,6 1,8 0,65 0,32 7,0 0,1
водорослевые образования. В целом откры-
тая пористость доломитов и известняков го-
ризонта меняется от 0,5 до 5 %, а проницае-
мость в большинстве случаев не превышает
0,001—0,002 мкм2, в отдельных зонах уве-
личивается до 0,04 мкм2, а в ряде прослоев
достигает 0,98 мкм2 (Атовская площадь).
На Марковской площади наиболее прони-
цаемые разности (до 1 мкм2) известняков
приурочены к зоне тектонических нарушений.
Промышленная нефтегазоносность пород осин-
ского горизонта доказана на Марковском
месторождении. Притоки нефти и газа отме-
чались на Осинской, Атовской, Южно-
Радуйской, Иркутской площадях и др.
Надсолевая часть разреза отложений
Иркутского амфитеатра также характеризует-
ся наличием ряда горизонтов, с которыми
связаны различные по интенсивности про-
явления нефти и газа. Так, в верхней части
усольской свиты выделяется балыхтинский
горизонт, состоящий из доломитов и извест-
няков общей мощностью до 20 м. В разве-
дочных скважинах на Балыхтинско-Тыптин-
ской площади получены притоки газа до
175 тыс. м3/сут. На Марковской площади
из балыхтинского горизонта получены при-
токи нефти, газа и воды.
В нижней части вельской свиты выделяется
христофоровский продуктивный горизонт, об-
разованный главным образом доломитами
с редкими прослоями известняков. Мощность
горизонта до 40—60 м. По небольшому числу
определений открытая пористость пород 2—
8%, проницаемость до 0,12 мкм2. На Хри-
стофоровской площади при бурении сква-
жин получен приток нефти и газа.
На Биркинской площади газоносный гори-
зонт, вскрытый в скв. 1 на глубине 1236 м,
сложен кавернозными доломитами. Пори-
стость пород 9—11 %, проницаемость 0,012—
0,015 мкм2. Мощность пласта около 10 м.
При опробовании получен газовый фонтан
с суточным дебитом до 450 тыс. м3.
Бильчирский горизонт, выделенный в сред-
ней части ангарской свиты, образован доло-
РИС. 66. Ярактинское нефтегазоконденсатное н
по кровле коллекторов ярактинской пачки.
1 — граница зоны распространения коллекто-
ров; внешние контуры; 2 — газоносности, <3 —
нефтеносности; 4 — дизъюнктивные нарушения;
Аянское газовое месторождения. Структурная карт
коллекторы; 5 — газонасыщенные, 6 — нефте-
насыщенные; 7 — изогипсы в м
155
Характеристика месторождений природного газа Иркутской области
СЧ со О ОО оо СП 1 1 1 о
СП га О „ 5?
а п а с ы II И млн. О СЗ СО LO Г- Ю СО Г"- 250 714 165 500
сс га X сч ^1 о о сч
Началь- н ы й дебит газа, мл сут 1 1 928 200 (25) 380 (19)
cw/j ‘вхЕЭнаЯиом LO
OJOHqLCHQBlO а и нв M'datfoj со О СО 02 1 1 1 1
bjjw ‘эин -airaEtt эоаохэ <О> LQ 1 1 1 1
-BITH aOHRITBhBH сч сч
т * X о СЧ II 1 1 1
га X X га х X « х г Н и Проницае- мость, 10“15 м2 0,5—167 0,1—4056 0,1—4056 14 1
<_> X С
си | 0) • н х си га О Пори - л Q -я н 8 11,3 ю 1
га £ 41
R . Ч О X Эффек- тивная мощ- ность, 1 м 7 °0- 4,6 7 1
га к о £ 2 -2900 -2700 ООО О О —1 сч со сч 1 1 1 -1576
Г? 4) Ч -< га га О о о о L.O со сч сч О О О сч О LO — г- СО СЧ тг LO сч со сч —
Продуктивный горизонт Парфеновский Нижнемотский, 1+ II Верхнетирский Парфеновский » Нижнемотский
ЧЖЭ1ГВ£ гк НГК
кинчёяхо tfoj СЧ —< <О Ь- О) О LO СЧ Г^- СО о о о о
Месторождение Марковское Ярактинское Аянское Братское Атовское Верхнечонское
митами мощностью до 20 м. Пористость их.
6—12 %, проницаемость до 0,4 мкм'2. К биль-
чпрскому горизонту приурочена небольшая
газовая залежь на одноименной площади,
а также газопроявления на Парфеновской,
Христофоровской площадях и др. На Биль-
чирской площади притоки газа получены
в нескольких колонковых скважинах и в глу-
бокой скв. 1-р. Суточные дебиты газа дости-
гают 75—100 тыс. м3.
К настоящему времени промышленная газо-
носность установлена на шести месторожде-
ниях в вендских и подсолевых нижнекем-
брийских отложениях, но перспективен более
широкий интервал разреза (табл. 34, 35).
Ярактинское и Марковское место рождения—
наиболее крупные по разведанным запасам
газа и типичные для месторождений, откры-
тых на Непском своде. Сходное с ними строе-
ние имеют Аянское и Верхнечонское место-
рождения, изученные в меньшей степени.
Ярактинское. месторождение открыто
в 1971 г. в верхнем течении р. Нижняя Тун-
гуска. Оно связано с локальной зоной рас-
пространения ярактинских'песчаников, кото-
рые образуют несколько самостоятельных
ванн на общем фоне моноклинали южного
склона Непского свода (рис. 66). Ввиду ли-
тологической неоднородности мощность и
коллекторские свойства песчаников значи-
тельно меняются. По фазовому составу за-
лежь нефтегазоконденсатная.
ЯКУТСКАЯ АССР
Поиски и разведка газовых и газоконденсат-
ных месторождений в Якутской АССР осу-
ществляются в западной части, относящейся
к Сибирской платформе. В восточной части
также есть перспективные районы (Момо-
Зырянская впадина и др.), но их изучен-
ность ограничена.
В пределы Якутской АССР входит ряд
основных структурных элементов Сибирской
платформы: Алданская и Анабарская анте-
клизы, Приверхоянский и Лено-Анабарский
прогибы, Вилюйская синеклиза. На западе
находится крупный Мирненский свод — часть
Центрально-Сибирской антеклизы.
Газовые и газоконденсатные месторожде-
ния на территории Якутии (рис. 67) связаны
с двумя комплексами отложений: верхнеперм-
ско-триасово-юрским и юдомско-нижнекем-
брийским. Вместе с тем перспективы газо-
носности в пределах территории республики
выходят за рамки этих стратиграфических
подразделений, так же как и районов, уже
получивших промышленную оценку.
Разрез Вилюйской синеклизы, к которой
приурочен важнейший в республике газо-
носный район, сложен осадочными породами
от докембрийских до неоген-четвертичных.
Синеклиза сложно дифференцирована на
крупные впадины (Линденскую, Лунхинскую,
Цемпендяйскую, Ыгыаттинскую) и своды
(Хапчагайский, Якутский, Сунтарский и др.).
Хапчагайский свод по маркирующим гори-
зонтам мезозоя имеет размеры 200x70 км
и амплитуду относительно соседних впадин
156
РИС. 67. Схема размещения газовых и газо-
конденсатных месторождений Якутской АССР.
1 — Усть-Вилюйское; 2 — Нижневилюйское;
3 — Бадаранское; 4 — Соболох-Неджелинское;
5 — Толон-Мастахское; 6 — Средневилюйское;
7 — Среднетюнгское; 8 — Вилюйско-Джербин-
ское; 9 — Верхневилючанское; 10 — Хотого-
Мурбайское; 11 — Среднеботуобинское
более 3000 м. Поперечный профиль поднятия
асимметричный: северное крыло более поло-
гое (1—2°), чем южное (3—4°). Поднятие
осложнено брахиантиклиналями, вытянутыми
в субширотном направлении.
Расположенная к северу от Хапчагайского
свода Линденская впадина представляет со-
бой область наибольшего прогибания в пре-
делах не только Вилюйской синеклизы, но
и всей Сибирской платформы. По геофизиче-
ским данным, мощность мезозойских и палео-
зойских отложений в ней достигает 10—
12 км.
Промышленная газоносность в Вилюйской
синеклизе установлена в отложениях верх-
ней перми, триаса и юры, выраженных чере-
дованием пористых песчаников и алевролитов
с аргиллитами, плотными алевролитами, слан-
цами и углями. На распределение залежей
по разрезу важнейшее влияние оказывают
мощные глинистые толщи в мономской свите
нижнего триаса, верхнем лейасе и марыкчан-
ской свите верхней юры.
Месторождения промышленного значения
открыты в трех зонах: на Хапчагайском
своде, в пределах северо-западного борта,
а также в зоне сбчленения Вилюйской сине-
клизы и Приверхоянского прогиба. На
Хапчагайском своде находится группа много-
пластовых газоконденсатных месторождений
с большим этажом газоносности от верхней
юры до верхней перми. Месторождения кон-
тролируются отдельными локальными под-
нятиями, вытянутыми в широтном направле-
нии вдоль длинной оси свода, наиболее зна-
чительные из них: Средневилюйское, Толон-
Мастахское , Соболох- Неджелинское.
На северо-западном борту Вилюйской си-
неклизы обнаружено одно Среднетюнгское
месторождение. Мощность пермо-триасового
продуктивного комплекса здесь меньше, чем
на Хапчагайском своде, но коллекторские
свойства лучше.
К зоне сочленения Вилюйской синеклизы
и Приверхоянского прогиба приурочен Усть-
Вилюйский газоносный район, где находятся
первые из открытых в Якутии газовых место-
рождений — Усть-Вилюйское и Собо-Хаин-
ское. Оба месторождения контролируются
локальными структурами субмеридиональ-
ного простирания. Диапазон промышленной
газоносности ограничен юрскими отложе-
ниями. На базе Усть-Вилюйского месторож-
дения построен первый в республике газо-
провод с подачей газа в г. Якутск.
С Мирненским сводом связан второй газо-
носный район Якутии — Ботуобинский,
включающий Среднеботуобинское, Верхне-
вилючанское, Вилюйско-Джербинское и Хо-
того-Мурбайское месторождения. Притоки
газа получены еще на нескольких площадях.
Мирненский свод, размерами 175x125 км,,
отделен от расположенного западнее Неп-
ского свода седловиной в 100—200 м. При
общей схожести структурно-тектонических
характеристик Мирненский свод отличается
от Непского более глубоким погружением
поверхности кристаллического фундамента и
отчетливо выраженным северо-восточным про-
стиранием длинной оси. По данным бурения,
фундамент имеет минимальные абсолютные
отметки от —1620 до —1700 м на Средне-
ботуобинской площади с погружением к во-
стоку до —2059 м (Иктехская площадь).
На границах Вилюйской синеклизы и Пред-
патомского прогиба абсолютные глубины по-
верхности фундамента и градиенты его по-
гружения значительно возрастают, что фик-
сируется сейсмическими данными и бурением.
Газоносность связана с отложениями юдом-
ского и нижнекембрийского комплексов.
В составе юдомского комплекса выделяется
ряд продуктивных горизонтов. Стратиграфи-
чески наиболее глубокое положение занимает
вилючанский горизонт. Он залегает непо-
средственно на гранито-гнейсах фундамента
и представлен разнозернистыми песчаниками.
Открытая пористость их колеблется от 5 до
20 %. Проницаемость песчаников обычно
низкая, но выделяются прослои с высокой
проницаемостью.
Выше по разрезу юдомского комплекса
в основании иктехской свиты залегает бо-
туобинский продуктивный горизонт. На Сред-
неботуобинском месторождении он представ-
лен кварцевыми песчаниками мощностью
до 22 м, пористостью от 7—9 до 20—22 %.
На Верхневилючанском и Вилюйско-Джер-
бинском месторождениях стратиграфическим
аналогом ботуобинского горизонта является
харыстанский, в котором мощность песчаных
пластов резко уменьшается, до 3—8 м.Для
них характерны открытая пористость 8—
20 % и проницаемость 0,03—0,286 мкм2.
Аналогичное стратиграфическое положение,,
видимо, занимает продуктивный пласт мощ-
ностью 2,5 м на Иктехской площади, где
в скв. 651 дебит газа при штуцере диаметром
6,5 мм составил 29,3 тыс. м3/сут.
В разрезе нижнего кембрия в Ботуобинском
газоносном районе прослежены два продук-
тивных горизонта: осинский и юряхский.
Первый из них по стратиграфическому поло-
жению и литологическому составу аналоги-
чен осинскому горизонту, широко развитому
в Иркутском амфитеатре. Он представлен
водорослевыми известняками и доломитами,
перекрытыми солью. На Средпеботуобинском
157
РИС. 68. Средневилюйское газоконденсатное ме-
сторождение. Структурная карта по продуктив-
ному горизонту (по В. Е. Бакину, Д. П. Сидорову,
В. С. Ситникову)
месторождении с ним связана газоконден-
сатная залежь. Юряхский горизонт выделен
на Верхневилючанском, Вилюйско-Джер-
бинском месторождениях, где он сложен
доломитами и доломитизированными извест-
няками мощностью от 2—3 до 18 м. Открытая
пористость их изменяется от 3—4 до 10—
15 %.
Основные сведения о месторождениях и
составе газов приведены в табл. 36 и 37.
Ниже описаны наиболее важные из откры-
тых месторождений.
Средневилюйское газоконденсатное место-
рождение расположено в районе пос. Кызыл-
Сыр, в 60 км к востоку от г. Вилюйск. В ге-
ологическом строении месторождения при-
нимают участие пермские, триасовые, юрские,
меловые и четвертичные отложения. Средне-
вилюйская брахиантиклиналь осложняет Хап-
чагайский свод, размеры ее по юрским отло-
жениям 34x22 км, амплитуда 350 м (рис. 68).
Вверх по разрезу свод складки смещается
в северо-западном направлении. Газоносны
пермские, триасовые и юрские отложения,
представленные песчаниками с прослоями
алевролитов, не выдержанными по площади
и на отдельных участках замещающимися
плотными породами. Основные запасы газа
и конденсата сосредоточены в породах ниж-
него триаса — усть-кельтерской и мономской
свитах. К кровельной части усть-кельтерской
свиты приурочен высокопродуктивный го-
ризонт Tj-III. В мономской свите открыты
газоносные горизонты Тх-11 и Тр! +
+ Тг1а.
Толон-Мастахское газоконденсатное место-
рождение находится в 25 км восточнее пос.
Кызыл-Сыр. Оно приурочено к осевой части
Хапчагайского свода и связ'ано с Толонским
и Мастахским локальными поднятиями, ко-
торые по пермским отложениям образуют
единую структурную форму (рис. 69). В свя-
зи с таким строением месторождения его изу-
чение осуществлялось на первом этапе на
Толонском и Мастахском участках раздельно,
но с переходом к пермским отложениям —
по единой сетке скважин.
Характеристика газов месторождений Якутской АССР
Таблица 36
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
сн. С2Н. с3 н8 С.Н10 свн12+ + высшие n2 со2
Средневилюйское Ю1-1 0,585 95,3 2,1 0,4 0,2 0,1 0,8 1,3
T1-III 0,657 90,6 4,9 1,7 0,6 1,4 0,5 0,3
ра-1 0,630 91,3 6,5 1,5 0,6 0,05 0,85 0,7
Толон-Мастахское Ю1-1 0,578 96,5 2,0 0,2 0,1 0,1 0,8 0,3
Ti-III 0,661 89,7 4,3 1,7 0,6 1,4 1,9 0,4
р2-1 0,656 90,9 4,7 1,5 0,5 1,5 0,7 0,3
р2-1 0,646 86,8 6,1 1,7 1,0 0,3 3,4 0,6
-Соболох-Неджелин- ЮГ1 0,603 91,6 3,6 0,3 0,5 0,1 — 0,4
ское югп 0,607 91,6 3,6 0,4 0,3 0,1 3,2 0,3
TrIV6 0,652 91,3 4,0 1,7 0,6 1,2 0,8 0,4
PrI 0,660 91,05 3,7 1,8 0,7 1,5 1,0 0,4
Бадаранское T1-III 0,592 90,6 3,4 0,4 0,1 0,02 3,9 0,5
Усть-Вилюйское ЮГ1 0,596 94,9 2,2 0,5 0,3 0,5 1,5 0,2
Среднетюнгское Т,-А 0,647 90,9 4,6 1,5 0,5 1,1 1,1 0,3
Tj-B 0,638 88,8 5,3 2,9 0,9 0,1 1.5 0,3
Среднеботуобинское Ботуобинский 0,632 78,3 3,7 1,3 0,4 0,6 6,2 0,2
0,631 88,5 4,9 1,9 0,6 0,6 2,9 0,1
Осинский 0,771 75,3 7,9 2,1 1,5 1,7 9,4 1,9
Верхневилючанское Юряхский — 86,8 3,4 1,3 0,5 0,3 6,8 0,4
Харыстанский — 82,8 10,5 2,2 1,5 0,8 2,0 —
Вилюйско-Джербин- ское Юряхский — 86,8 3,5 1,1 0,5 0,4 7,6 0,1
.158
На месторождении открыто 14 газоконден-
сатных залежей в нижнеюрских, нижнетриа-
совых и верхнепермских отложениях. Строе-
ние залежей сложное из-за значительной ли-
тологической неоднородности терригенных
коллекторов и покрышек. Юрские залежи
(10,-1, Ю1-11) в пределах Мастахского уча-
стка залегают на глубине 1740—1850 м.
В нижнетриасовом комплексе отложений на-
ходится 10 самостоятельных залежей в пре-
делах Толонского и Мастахского участков,
в диапазоне глубин от 1900 до 3200 м. Строе-
ние и пространственное положение залежей
контролируются литологическими особенно-
стями продуктивных и перекрывающих по-
род. Пермские залежи (Р2-1, Р2-П) в преде-
лах обоих участков месторождения харак-
теризуются сложным строением из-за сильной
литологической изменчивости пород.
Соболох- Н еджелинское газоконденсатное
месторождение находится в среднем течении
р. Вилюй, в районе оз. Неджели. Геологиче-
ское строение его в основных чертах не
отличается от строения других месторожде-
ний Хапчагайского свода. Оно связано
с Соболохским и Неджелинским локальными
поднятиями,которые по пермским отложениям
образуют единый структурный элемент
(рис. 70). На первом этапе изучение месторо-
ждения осуществлялось по независимым
схемам на Неджелинском и Соболохском
участках, после 1975 г. — по единой схеме.
На месторождении открыто 9 газоконден-
сатных залежей в нижнеюрских, нижнетриа-
совых и верхнепермских отложениях. Строе-
ние и пространственное положение залежей
сложное ввиду сильной изменчивости кол-
лекторов и покрышек.
Юрские залежи (Ю,-1 и 10,-11) открыты
на обоих участках месторождения и связаны
с пластами песчаника, подстилающего лейа-
совые аргиллиты на глубине 1500—1600 м
на Неджелинском и 2080 м — Соболохском
участках. Пористость песчаников 18—20%.
РИС. 69. Толон-Мастахское газоконденсатное^
месторождение. Структурная карта по кровле
продуктивного горизонта Р2-1 (по В. Е. Бакину,
Д. П. Сидорову, В. С. Ситникову)
Залежи между собой гидродинамически не
связаны, имеют разные уровни ГВК и различ-
ные пластовые давления. Триасовые залежи
(Tj-IVa и T,-IV6) приурочены к низам триаса.
Песчаники образуют пласты, выклиниваю-
щиеся к своду. Коллекторами пермских зале-
жей (Р2-1, Р2-П) служат маломощные (до
5 м), уплотненные песчаники и алевролиты.
Среднетюнгское газоконденсатное место-
рождение находится в среднем течении
р. Тюнг. Оно приурочено к одноименному
поднятию, осложняющему северо-западный
борт Вилюйской синеклизы. По данным
сейсморазведки и глубокого бурения, раз-
меры его 35x4 км, амплитуда более 300 м
(рис. 71). На месторождении открыто пять
газоконденсатных залежей в нижнетриасо-
вых (Т,-А, Т,-Б, Т,-В) и верхнепермских
(Р2-А, Р2-Д) отложениях. Положение в раз-
резе и литологический состав продуктивных
горизонтов близки к наблюдаемым на место-
рождениях Хапчагайского свода. Группа
нижнетриасовых залежей связана с песча-
никами и алевролитами, лежащими ниже
аргиллито-глинистой толщи мономской сви-
ты. По типу залежи пластовые сводовые,
с элементами литологического ограничения
из-за неоднородности коллекторов. В газе
присутствует конденсат. Верхнепермские за-
лежи связаны с пластами песчаников. По
РИС. 70. Соболох-Неджелинское газоконденсатное месторождение. Структурная карта по кровле про-
дуктивного горизонта T,-IV6 (но В. Е. Бакину, Д. П. Сидорову, В. С. Ситникову)
159
Характеристика месторождений природного газа Якутской АССР
Месторождение Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Песч
Толон -Маста хское, участки: Мастахский Толонский Мастахский Толонский Мастахский Толонский Соболох-Недже- линское, уча- стки: Соболохский Неджелинский Соболохский Неджелинский Соболохский Неджелинский •Средневилюйское Верхневилючан- ское 1 Вилюйско-Джер- бинское 1967 1966 1965 1975 1977 1973 1975 1 гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк I гк 1 гк ЮГ1 югп ТГ1 Тг1а Тг11а Ti-Пб T1-III тгх TrIV6 TX-IV6" Tj-IVb TvIVb Р2-1 Р2-11 Ю1-1 10,-1 IOj-II TrIVa T,-IV6 TrIV6 Ps-I Pa-I P2-II 10,-16 TrI, Ti-Ia T,-II T,-III Pa-la P2-I6 | Юряхинский Харыстанский 1 Вилючанский | Юряхский 1740 1810 1900 2000 2655 2625 2680 3900 , 3110 3250 3120 3120 3180 3190 2085 1606 1534 2880—3200 2900 2900 2818 2818 2966 1430—1500 2330—2470 2373—2580 2557—2846 2923—3158 3180 1635—1734 2134—2250 I 2456 1 1446—1547 14,9 14,9 3,7 3,8 4,3 7,5 14,2 12 4,8 1,5 2,3 1,5 2,0—3,5 4,8 11,2 7,5 6 1,7—4,0 1,7—3,4 2,8 3,7—4,9 1,5—4,9 3,3 3,3 3,6 9,4 33,4 6,5 6,5 | 5,8 6 1 21,2 1 6,1 21,8 21,8 18 17 17 19 17 19 16 16 16 16 14 13 20 18 20 17 15 15 7,4—14 1—152 1,5—21 21,9 21,2 20 19,2 73,0 13,0 Доло 15 Песч 12 1 14,4 | Доло 15
.160
Таблица 37
коллектора Начальные ГВК. ГНК. ВНК. м Начально6 пЛ®- стовое давле_ ние. МПа Темпе- ратура пласта, °C Содержав116 стабильно1,0 , конденсат81 г'м" । Начальный дй ит газа, тыс. ма/сут (диаметр шту- цера, мм) Суммар- ная д об ыча газа на 1/1 1980 г., мли. м8 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Проницае- мость, 10-“ м2 А+В + С, С,
аник
— 1682 17,5 40 3,3 278,9 2954 2778 66 349 17 385 28 684 2 962
— — 1682 17,5 40 3,3 906 (25) — — —
— — 25,0 — 61 — — 9 760 5 450
—— — 25,3 — 61 484,9 — — —
1,3 —2544,6 25,8 55 61 120 (18) — — —
3,6—344 —2531,9 25,8 55 61 109,6 (16) — —
17—133 —2593,1 26,7 55,5 70,7 158 (16) 11 14 862 —
4,3 —2797,3 28,8 61,5 70,7 95,2 (17,7) — 6 475 —
5—74 —3080 34,4 68,5 60,8 321 (18,5) — 7 367 14 525
5—74 —3257,4 39,5 73,5 60,8 161,7 (15,1) — —
1,8 —3337,2 39,5 72 60,8 50,7(8) — —
0,6—4,6 —3337,2 39,5 72 60,8 203 (12,7) — — —
1,3—22,6 —3333,1 42,4 73 70 162,4 (12,5) 165 10 230 5 747
1,4—8,1 —3134,4 39,7 70 70 3,6 56 53 329 755
100 —1998 21,1 40 16,1 412 (9) 11 7 757
— —1500 15,6 37 3,9 354,4 (22,6) — — —
— —1464,2. 15,2 37 3,9 467 (22,5) — — —
9 —3142,5 33,2 69—76 70,7 126 (22,4) 36 16 810 755
3—53 —3615 39,9 77 60,8 289—582 —— — —-
—3615 39,9 77 60,8 289—582 — — —
10 —3610 40,6 76 72,3 102—1002 9 28 762 —
4—10 —3610 40,6 76 72,3 102—1002 — — —
33 —2856,7 42,6 64 72,3 395 (19) 79 187 282 15 800
46—310 —1344 13,9 30,5 — 87—283 — 1 458 —
40—100 —2241,8 23,4 48 61 100 (6,6) — — —
25—200 —2422,5 25,0 52,4 61 103—1982 15 167 685 —
25—200 —2437,2 25,1 53 61 67—1542 —— — —
До 1 —2937,4 35,6 67 61 680—1590 64 18 139 15 800
До 1 —3051 35,6 67 61 — — — —
МИТ
— 1379,3 16,0 6 18,1 75—130 — 119 500 38 300 46 600 41 400
аник
— I —1959,5 1 17-7 1 — 136—481 1 ~ 1 52 100 I 5 200
| —2179 I 18,2 | — 1 18,1 1 200—250 1 - | 29 100 | —
МИТ
— — 16,1 — 22 216 (12,7) 8 500 8 500 33 900 2 700
6 Зак. 192
161
Месторождение Год открытия Год начала раз- работки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, о/ /0
Песч
Бадаранское 1963 гк гк Харыстанский ТГШ 2200 3470—3490 23 11,3 14 13
Хотого-Мурбайское 1977 — гк Ботуобинский 2065 7,2 12
Нижневилюйское 1977 — г Юг1, Тх 2450—3600 3,2 18,5
Усть-Вилюйское 1956 1968 г Ю3-а 697 2,8 17
г ю3-п 1140 3,3 17
гк Юг1б 1550 4 12,3
гк Юх-Нв+ Г + 1850 2,3—4,1 14
+ Д+ Е 13
Среднетюнгское 1977 — гк Ц-Ша 2200 11,6
гк Ti-A 2538 21 22
гк ТГБ 2600 3,5 20
гк Tj-B 2610 18 20
гк р2-а 2871 12,7 15
гк р2-Д 3430 9,2 17
Среднеботуобин- 1971 —
ское гк Осинский 1500 3,6 13
Центральный НГК Ботуобинский 1870 9,5 14
блок Северный блок НГК » 1934 2,7 13
площади песчаники распределены неравно-
мерно, что определяет зональный характер
залежей.
Среднеботуобииское газоконденсатноеТме-
сторождение находится в 150 км южнее
устья р. Улахан-Ботуобия. Оно связано
с крупной изометричной по форме структу-
рой размерами 60x20 км, амплитудой 50—
100 м. Но доминирующим фактором, опре-
деляющим характер месторождения, является
РИС. 71. Среднетюнгское газоконденсатное ме-
сторождение. Структурная карта по подошве мо-
номской свиты
162
литологический. Открыты две залежи: бо-
туобинская — в основании иктехской свиты
РИС. 72. Среднеботуобииское газоконденсатное
месторождение. Структурная карта по кровле бо-
туобинского горизонта.
Внешние контуры: 1 — нефтеносности, 2 —
газоносности; 3 — разрывные нарушения
Продолжение табл. 3
коллектора Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пла- стовое давле- ние. МПа Темпе- ратура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр шту- цера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
Проницае- мость, 10“16 м2 А+В+С, с2
аник
—2896,6 17,1 30,1 70 — 54 — ‘ 6 100 31 200
— — 17 — — 143 (И) — 1 000 9600
— — 24,1 66 — 365 (17) 1263 2 600 1 035 —
— —623 5,5 — — 90,3 (12) 44 112 ——
— —1072 10,9 32 — 90 186 322 —
— —1521 16,5 44 — 56 (9,5) 289 458 —
— —1872 17,0 48 — 83,7(9,5) 183 143 —
43—237 —1976 19,0 58 — 863 (19) 561 89 999 516
11—4560 —2620,1 27,1 56,5 55,6 752 (28) — — —
3—256 —2622 27,1 57,7 55,6 232—648 — —
12—2183 —2602,4 27,1 57,7 55,6 1200 (28,5) — - —
— —2888,8 30,9 — —- 21—221 — —
— — 35,4 — — 92 (10) — — —
— — 14 8 19—400 —
100—500 — 1564 14,3 11,5 20,6 112 (11) — 122 619 16 980
100—500 — 1584 14,3 11,5 20,6 200—280 — — Л®»*
юдомского комплекса и осинская — в низах
нижнего кембрия (рис. 72).
В ботуобинской залежи коллекторами слу-
жат кварцевые песчаники, включающие ма-
ломощные прослои аргиллитов и алевроли-
тов. Тип залежи может быть определен как
структурно-литологический. Залежь осин-
ского горизонта связана с карбонатными кол-
лекторами, представленными доломитами
с подчиненными, прослоями известняков,
перекрытыми солью. Распределение коллек-
торов сложное, в верхней части комплекса
возможно наличие рифогенного массива.
САХАЛИНСКАЯ ОБЛАСТЬ
Первые сведения о наличии нефти на Саха-
лине появляются в 1880 г. Поверхностные
нефтепроявления привлекли к северо-восточ-
ной части Сахалина внимание многих иссле-
дователей, путешественников и предприни-
мателей. Здесь было обнаружено большое
число разнообразных нефте- и газопроявле-
ний. С 1929 г. начинается промышленная
разработка Катанглинского нефтяного место-
рождения.
Значительного развития нефтедобывающая
промышленность достигла в 1960—1970 гг.,
когда были выявлены новые нефтяные место-
рождения. К этому же времени относится
открытие и газовых месторождений. Основ-
ная часть их расположена в северо-восточ-
ной части острова (рис. 73). На южном Са-
6*
халине открыто пока одно Восточно-Лугов-
ское газовое месторождение.
На территории Сахалина известны проте-
розойские, палеозойские, меловые, палео-
геновые и неогеновые образования. Породы
предположительно протерозойского, палео-
зойского и мезозойского (доверхнемелового)
возраста развиты в Восточно-Сахалинских
горах, на Сусунайском хребте и Далдаган-
Армуданской горной гряде. Они представ-
лены в основном различными метаморфиче-
скими сланцами, песчаниками, аргиллитами,
алевролитами и яшмами.
Верхнемеловые отложения широко рас-
пространены в области Западно-Сахалинских
гор (Главное меловое поле), в пределах Во-
сточно-Сахалинских гор (Восточное меловое
поле) и на п-ове Шмидта. Они представлены
туфогенными песчаниками, алевролитами и
аргиллитами, встречается прослои углей.
Максимальная мощность отложений в юго-
западной части острова 10 000—11 000 м.
В этой части острова они характеризуются
чередованием проницаемых песчано-алевро-
литовых пород и непроницаемых глинистых
покрышек, улучшением коллекторских
свойств вверх по разрезу и обладают благо-
приятными условиями для образования зале-
жей нефти и газа.
Палеогеновые отложения трансгрессивно
залегают на породах верхнемелового возра-
ста и представлены конгломератами, песча-
163
РИС. 73. Схема размещения месторождений
нефти и газа Сахалина.
1 — Колендииское; 2 — Северо-Охинское; 3 —
Охинское; 4 — Южно-Охинское; £ — Севере-
Западно-Эхабннское; 6 — Восточно-Эхабинское;
7 — Тунгорское; 8 — Одоптннское; 9 — Севере -
Колендииское; 10 — Гиляко-Абунанское; 11 —
Абановское; 12 — Нельминское; 13 — Западное
Эрри; 14 — Эрри; 13 — Южное Эрри; 16 —
Западно-Сабинское; 17 — Сабинское; 18 — Мало-
сабинское; 19 — Южно-Кенигское; 20 — Некра-
сотское; 21 — Волчинское; 22 — Шхунное;
23 — Северо-Глухарское; 24 — Центрально-
Гыргыланьинское; 25 — Крапивненское; 26 —
Кыдыланьинское; 27 — Южно-Кыдыланьинское;
28 — Мухтинское; 29 — Паромайское; 30 —
Пильтунское; 31 — Катанглинское; 32 — При-
брежное; 33 — Старонабильское; 34 — Западно-
Катанглннское; 35 —Северо-Боатасинское; 36 —
Имчинское; 37 — Восточно-Дагинское; 38 —
Узловое; 39 — Астрахановское; 40 — Монгин-
ское
никами, алевролитами, аргиллитами, углями
и углистыми сланцами общей мощностью
1000—4000 м. Перспективы нефтегазонос-
ности связываются с песчано-глинистыми от-
164
ложениями снежинкинской и краснопольев-
ской свит (палеоцен—эоцен) мощностью 500—
1500 м, алеврито-глинистыми и угленосными
отложениями такарадайской свиты (эоцен)
мощностью 300—1000 м.
Нижнемиоценовые отложения (даехуриин-
ская свита) мощностью от 100 до 1000 м
почти повсеместно состоят из кремнистых
аргиллитов и алевролитов. В юго-западной
части в строении разреза участвуют туфо-
генные породы. Отложения практически не
содержат коллекторов порового типа, однако
на Окружном месторождении из порово-тре-
щинных коллекторов получены промышлен-
ные притоки нефти. Среднемиоценовые отло-
жения широко развиты в северной части
острова. В нижней части (уйнинская свита)
мощностью от 500 до 1000 м они представлены
преимущественно глинисто-алевролитовыми
породами, в верхней части (дагинская
свита) мощностью от 1000 до 2000 м — пре-
имущественно песчаными прибрежно-мор-
скими и угленосными образованиями. В цен-
тральной и юго-западной частях острова
уйнинские и дагинские Ьтложения имеют
мощность от 750 до 1500 м и сложены песчано-
глинистыми угленосными породами. Дагин-
ские отложения широко развиты в Дагин-
ско-Кабильском районе, где к ним приурочен
ряд месторождений. Верхнемиоценовые отло-
жения подразделяются наверхнедуйскую.сер-
тунайскую и окобыкайскую свиты. Окобыкай-
ская свита слагается морскими и прибрежно-
морскими песчано-глинистыми отложениями
общей мощностью 850—2000 м. Мощность сви-
ты увеличивается в западном направлении, пе-
счанистость — вверх по разрезу, а также к за-
паду и к югу от Эхабинской антиклинальной
зоны. В южной части Сахалина аналогами
окобыкайской свиты являются курасийские
и нижнемаруямские осадки.
Плиоценовые отложения в северной части
острова представлены песчано-глинистыми
породами нутовской свиты мощностью от
1000 до 3000 м. Аналогами свиты на юге
Сахалина служат средне- и верхнемаруям-
ские отложения, состоящие преимуществен-
но из песчаников общей мощностью около,
2000 м.
Сахалин входит в состав Японо-Охотской
геосинклинальной области, являющейся од-
ним из звеньев Тихоокеанского кольца кай-
нозойской складчатости. По мнению ряда
геологов, основные морфологические элементы
острова — Хоккайдо-Сахалинский меганти-
клинорий и сопряженные с ним Западно-
Сахалинский и Дерюгинский мегасинклино-
рии. В современной структуре кайнозойской
осадочной толщи Сахалина выделяется ряд
значительных по размерам антиклинориев,,
горст-антиклинориев, синклинориев и гра-
бен-синклинориев. В северной части острова-
находятся Щмидтовский и Восточно-Саха-
линский антиклинории и Северо-Сахалин-
ский синклинорий. Шмидтовский антиклино-
рий имеет протяженность до 400 км. Верхне-
меловые отложения смяты в складки, неоге-
новые дислоцированы менее интенсивно.
Часть структур контролирует нефтяные а
газовые месторождения (Эхабинское, Во-
сточно-Эхабинское, Охинское и др.).
Восточно-Сахалинский антиклинорий про-
тяженностью до 700 км в центральной части
представляет собой крупный горстовый мас-
сив, сложенный разновозрастными, сильно
дислоцированными образованиями. Западное
крыло антиклинория слагают кайнозойские
отложения незначительной мощности, до
1,5 км; восточное и северное крылья обра-
зованы толщей кайнозойских и верхнемело-
вых отложений мощностью до 5—8 км.
Локальные складки имеют длину 6—10 км,
ширину 3—5 км, амплитуду 200—1200 м.
Северо-Сахалинский синклинорий протя-
гивается в северо-западном направлении до
500 км при ширине 40—50 км. Мощность вы-
полняющих его отложений мезозоя и кай-
нозоя составляет 6—12 км. Со структурами
восточной части синклинория связано боль-
шинство известных месторождений Сахали-
на, объединенных в антиклинальные зоны:
Сабинскую, Волчинскую, Некрасовскую,
Астрахановскую и др.
В южной части острова в северо-западном
направлении на 350 км при ширине 30—
50 км протягивается Анивский синклинорий.
Мощность осадочного чехла 3—5 км. Верхне-
меловой, палеоген-нижнемиоценовый и верх-
немиоценовый комплексы характеризуются
различной дислоцированностью и несовпаде-
нием структурных планов.
Нефтегазоносность в северной части Саха-
лина связана с песчано-алевролитовыми от-
ложениями нутовской, окобыкайской и да-
гинской свит. Формирование продуктивных
отложений происходило в морских, лагунно-
морских и лагунно-континентальных усло-
виях. Коллекторские свойства миоценовых
и плиоценовых отложений благоприятны для
накопления в них нефти и газа: пористость
пород 5—25%, проницаемость 0,01—1 мкм2
и более. Улучшение коллекторских свойств
отмечается вверх по разрезу окобыкайской
свиты и в западном направлении от Эхабин-
ской антиклинальной зоны.
Залежи нефти'и газа в большинстве слу-
чаев пластовые сводовые с элементами текто-
нического и литологического экранирования.
Размеры залежей (1,4-4- 2,5 км)х(0,3-^0,8 км).
Глубина залегания 80—2700 м. Основные
запасы газа связаны с глубинами 1200—
2100 м. Пластовое давление в залежах обыч-
но соответствует нормальному гидростати-
ческому. Месторождения северной части Са-
халина в основном многопластовые. Наиболь-
шим вертикальным диапазоном промышлен-
ной нефтегазоносности характеризуются ме-
сторождения, связанные с антиклинальными
складками, осложненными многочисленными
нарушениями.
Газ продуктивных горизонтов на глубине
до 1200 м сухой, с незначительным количе-
ством углекислого газа (за исключением за-
лежей Тунгора), плотностью 0,57—0,59, а на
глубине более 1200 м, в большинстве случаев
жирные со значительным содержанием тяже-
лых углеводородов (табл. 38). Содержание
конденсата в газе 35—ПО г/м3. Конденсат
содержит преимущественно нафтеновые
ароматические углеводороды. Характеристи-
ка газовых и газоконденсатных месторожде-
ний приводится в табл. 39.
Тунгорское нефтегазоконденсатное место-
рождение расположено в 28 км в югу от
г. Оха. В его строении принимают участие
терригенные отложения дагинской, окобы-
кайской и нутовской свит миоцен-плиоцено-
вого возраста вскрытой мощностью 3600 м.
Тунгорская складка относится к Эхабинской
антиклинальной зоне Восточно-Сахалинского
антиклинория и представляет собой асим-
метричную брахиантиклиналь меридиональ-
ного простирания (рис. 74). Размеры складки
по кровле пласта XVIII 4,0х 1,5 км. Углы-
падения восточного крыла 14—20°, западного-
8—10°. По результатам бурения отмечается
некоторое несовпадение структурных планов
по глубине.
На месторождении Тунгор установлена^
газоносность горизонтов М, II и III нутов-
ской свиты, XII, XIII, XIV, XV, XVII,
XVIII и XIX окобыкайской свиты, нефте-
газоносность XX—Ж и нефтеносность XX
РИС. 74. Тунгорское'; нефтегазоконденсатное ме-
сторождение. Структурная карта по кровле гори-
зонта XVIII (составила В. Е. Лушникова).
1 — изогипсы в м; 2 — скважины, давшие газ
из горизонта XVIII; 3 — контур газоносности
165
Таблица 38
Характеристика газов месторождений Сахалина
Месторожден не Продук- тивный горизонт Плот- ность газа Состав газа, % по объему
сн4 С2н, с3 н« CJI,„ свн12 + + высшие со2 n2
Тунгорское м 95,7 1,3 0,3 0,5 0,2 0,9 1,1
III 0,5946 94,3 2,8 0,6 0,5 0,2 0,3 1,3
XII 0,6494 89,1 3,0 0,9 0,9 0,4 4,6 1,1
XIV 0,7418 80,6 2,8 1,15 1,15 0,3 13,0 1,1
XV 0,7615 78,0 2,9 1,3 0,9 0,3 16,1 0,5
XVII 0,7525 78,2 3,3 1,4 1,0 0,2 14,8 1,1
XIX 0,7350 80,4 2,9 1,3 1,0 0,3 13,1 1,0
Кыдыланьинское 5 0,5949 95,5 1,1 0,4 0,3 0,1 2,0 0,6
VII 0,6279 91,6 2,5 0,8 0,8 0,2 3,5 0,6
Волчинское IV 0,5700 96,6 0,2 0,1 — — 0,2 2,9
VII 0,5671 97,2 0,6 — — ~г~ — 2,2
IX—X 0,5640 98,0 0,2 — — —• 0,1 1,7
XII 0,5700 99,0 0,3 —. — — 0,6 0,1
XIV 0,5716 98,7 0,4 0,1 0,2 — 0,2 0,4
XXI 0,5882 95,35 1,8 0,1 0,45 0,2 0,85 1,25
XIV 0,5670 97,55 0,75 0,1 0,05 — — 1,45
XV 0,5641 98,5 0,7 — — — 0,4 0,4
XVII 0,5910 97,9 0,2 0,1 — — 0,6 1,2
XVII 0,5599 98,6 0,2 — — — — 1,2
'Шхунное VII 0,5633 98,8 0,4 0,1 — — 0,5 0,2
Vila 0,5711 97,4 0,5 0,2 — — 0,7 1,2
XVI 0,5983 93,7 2,4 0,1 — — 2,7 1,1
Колендинское V—VI 0,5626 96,9 0,3 0,2 — — 1,2 1,4
IX—X 0,5807 96,0 0,9 0,2 — — 1,3 1,6
IX—XII 0,5602 98,5 — — — — — 1,5
XIII 0,5962 95,4 2,1 1,2 0,6 0,3 0,4 —
XIV 0,5844 96,2 1,7 0,6 0,2 0,1 0,9 0,3
XVI 0,6387 91,7 1,9 0,8 0,3 0,2 5,0 0,1
XVIII 0,5707 97,7 — — — — 1,1 1,2
'Сабинское V 0,5155 98,3 0,2 0,2 0,2 — — 1,1
XIII 0,5645 98,2 0,4 0,1 0,1 — — 1,2
VI 0,5860 96,0 0,9 0,2 0,5 0,1 1,0 1,3
ХПа 0,5817 95,0 2,2 0,6 0,8 0,2 0,7 0,5
Крапивненское V 0,5674 97,6 1,6 — — — 0,2 0,6
XII 0,5647 97,9 0,9 0,1 — — — 1,1
XVII 0,5882 96,6 0,85 0,95 0,1 0,4 — 1,1
Эрри VII — 97,7 0,1 — — — 0,4 1,8
X 0,5647 98,4 0,5 — — — 0,5 0,6
XVII 0,5729 97,3 0,3 — — — 1,2 1,2
Малосабинское XI 0,5786 95,7 0,4 0,2 — — 0,8 2,9
XIX 0,5997 94,1 1,7 0,4 0,4 — 2,2 1,2
XXII 0,5835 96,4 1,7 1.0 0,3 0,2 — 0,4
XXIII— XXIV 0,6113 93,2 3,1 1,8 0,8 0,3 0,3 0,5
Некрасовское VII 0,6227 91,3 2,9 1,9 1,4 0,2 1,0 1,3
XV6 0,7060 82,4 6,9 3,8 2,9 0,9 0,4 2,7
Севере-Колендин- ское XVIII 0,5728 96,4 1,5 0,3 — — — 1,8
Южно-Колендин- ское XVIIa 0,5922 96,2 1,8 0,4 — — — 1,6
166
Продолжение табл. 38:
Месторожден не Продук- тивный горизонт Плот- . ность газа Состав газа, % по объему
сн4 с2н« с„н, с.н„ С|Н1± + + высшие СО2 N>
Южно-Охинское 16 0,5739 95,11 2,6 . 0,2 2,1
17 0,5765 95,3 2,5 — 0,7 1,5
Западное Эрри XIX 0,5882 94,9 2,0 0,2 0,4 0,1 0,6 1,8
Северо-Глухарское XIII 0,5798 94,4 — — — — 0,3 5,3
Астрахановское XVI 0,6210 92,0 3,6 1.5 1,0 0,3 1,0 —-
Южно- Кенигское XXI 0,6197 92,3 2,2 1,6 1,5 0,3 0,1 20
Прибрежное II 0,5625 98,6 0,1 — — — 0,2 1,1
V 0,5727 97,1 0,2 — — — 1,0 1,7
Центрально-Гыр- — 0,5666 97,4 0,3 — — — 0,1 2,2
гыланьинское Узловое II 0,6105 91,8 3,7 1,7 1,1 0,2 0,8 0,6
окобыкайской свиты. Продуктивные гори-
зонты залегают на глубинах 500—2200 м
и представлены песками с прослоями глин
и алевролитов. Общие мощности их колеб-
лются от 10 до 100 м.
Сабинское газонефтяное месторождение об-
наружено в 80 км южнее г. Оха. В его строе-
нии принимают участие неогеновые и четвер-
тичные отложения вскрытой мощностью око-
ло 3350 м. Приурочено оно к асимметричной
антиклинальной складке на северном окон-
чании Восточно-Сахалинского антиклинория.
Складка имеет субмеридиональное прости-
рание и размеры 20x4 км (рис. 75). В пре-
делах продуктивной части разреза она ослож-
нена одним продольным и четырнадцатью
поперечными разрывными нарушениями
с амплитудами от 30 до 200 м. Свод складки
вниз по разрезу смещается к северу на 8 км.
Газонефтеносные горизонты приурочены к от-
дельным тектоническим блокам. На место-
рождении выявлены 62 залежи на глубинах
980—2200 м. Продуктивные отложения пред-
ставлены глинистыми песчаниками с прос-
лоями глин. При опробовании получены
фонтаны газа дебитами до 2982 тыс. м3/сут.
Колендииское газонефтяное месторождение
расположено к северу от г. Оха. В геологи-
ческом строении месторождения участвуют
отложения нутовской, окобыкайской и да-
гинской свит вскрытой, мощностью 4000 м.
Колендинская структура является южным
окончанием Эспенбергской антиклинальной
зоны Восточно-Сахалинского антиклинория.
Она представляет собой брахиантиклиналь-
ную складку почти меридионального про-
стирания. Углы падения пород на западном
крыле 6—8°, на восточном 10—12°. Размеры
складки по кровле горизонта XVIIIa 5,9 х
X 2,25 км (рис. 76). С глубиной строение
складки изменяется незначительно. В се-
верной части она осложнена сбросо-надви-
гом северо-западного простирания, раз-
деляющим складку на два блока: се-
верный — приподнятый и южный — опу-
щенный.
РИС. 75. Сабинское газонефтяное месторожде-
ние. Структурная карта по кровле горизонта XII.
1 — изогипсы в м; 2 — скважины, давшие газ
из горизонтов XI и XII’, 3 — контур газоносности*,
4 — тектонические нарушения.
I—VIII — номера блоков
167
Характеристика месторождений природного газа Сахалина
сч О. СП СП Характеристика ра — песчан и
Месторождение Год открытия Год начала р ботки Залежь Свита, продуктивн ыи горизонт Глубина залегания, м Эффектив- ная мощ- ность, м Пористость, %
Эрри Западное Эрри Южное Эрри Мухтинское Некрасовское Сабинское 1953 1962 1965 1959 1957 1952 1956 1965 1957 г гк гк гк гк гк гк гк ГН г ГН г гк гк нгк н гк гк нгк нгк гк гк г г г г г г ГН г ГН г г ГН г ГН н н г н г н г Окобыкайская, VII X XIII XVI XVII XVIII XIX XIII Нутовская, А, Б, В Окобыкайская, I, б IV VIII Нутовская, II, III Окобыкайская, VII XII XIII ХШа XIV XV XVI XVII XVIII Окобыкайская, III IV V VIII IX X XI XII XIII ХШа XIV XVI XVII XVIIa XVIII XIX Дагинская, XX XX XXIII XXIV XXV 1180 1430 1660 1740 1742 1960 2294 1250 840 1338 1686—1708 1700 1400—1600 1917—1923 2175—2236 2215 2225 2195—2348 2295—2395 2276—2467 2445—2457 2500—2570 880 910. 920 1067 1180 1200 1225 1295 1610 1410 1680 1710 1828 1760 1900 1920 1960 2020 2200 2400 2628 5,8 10,2 4,4 7,8 11 15 9,3 3,6 6,4—13 4,5—7,2 10,2 5 9 5 3,2 7,3—10,4 4,9 4,7 7,4—41,0 11,8—15,9 9,9 19,2—23,9 91 3,4—3,8 8,7—11,0 11,1 8,4—19 7,5 15 6,5—10,5 25 2,8—5,3 7,2—14,9 3,5—7 3,2—9,5 2—5,1 4,4—8,0 20 20 20 18 23 18—23 24 18 25 25 21 21 17 18,5 18,5 18 18 23 21 20 20 18 16 18 16 . 19 16 21 18 17 21 16 16 18 20 17
Гиляко-Абунан- ское 1950 1950 г г г г Нутовская, М Окобыкайская, IV V XIII 238 815 965 1328 5 6,3 6 8 1 15 17 17 17
168
Таблица 39
коллекто- К8 Начальные ГВК. ГНК, ВНК. м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пла- ста, °C Содержание ста- бильного конден- сата, г/м* Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м>
Проницае- мость, Ю-1« м* 1 А + В+С, С,
— 1112 11,6 40 15(3) 244 41 675 69 —
— 1370 14,1 47 — 148 129 —
16,3 — — 119,8(9) — 264 —
16,5 58 — 214,8 — — —
—1785 15,6 — — 1745 55 52 —
— 18,0 — — 22,3 (9) — 161 —
20—23 —2294 22,9 67 — 60 (11) 32 296 —
366 — 12,2 — — 420 (15,6) — 1 078 —
430 — 7,1 — — 60 (8,5) — — —
— — — — — 1 440 27
2—180 — 17,1 — — 259 (12,7) — 65 247
__ —— — —— — —— 209
70 (6) 213 30 631 123 —
— 19,5 71 — 214 (11) — 69 —
— — 20,6 — 90 16 70
21,1 — — — 90 — —
— 21,8 — — 45 (4) — 60 —
— 21,9 — — 30 (4) 77 — —
5—27 — 23,5 —- — — — 83 —
—2386 — —- — 25,5 (8) — 12 —
—2458 23,7 —. — 90 (10) — 214
21—338 —(8464-1180) 8,6—12,2 1169—2982 354 36 6 528 2 414 —
— —(8964-910) 9,2 —. — 685,7 — 219 —
—896 9,2 — — 72,5 (7,9) — 134 —
— -(10594-1149) 10,5 — — 50,9 (5,5) 192 420 —
— -(11434-1235) п,з — — — 55 80 —
-(11814-1280) 11,8 — — 170 — 240 —
— -(11664-1250) 12,2 — — 50—1000 — 273 —
— 1276 12,7 —- — 309—818 — 88 ——
— -(15474-1587) 15,4 —- — 100—1173 68 789 —
—(13994-1433) 14,2 — — 47—824 — 67 —.
240 -(16274-1690) 16,7 — — 422—1214 — 239 —
— -(16144-1759) 18,7 — — 83—830 — 363 —
50—170 -(18024-1877) 18,6 — — 84—85 — 534 —
— —(17404-1801) 17,4 — — 47,6 (5) 3 159 —
—- -(18014-1887) 19,2 — — — — — —
— 1907 19,6 — — —— —— — ——
—- —(19184-1945) 19,4 — — 127—403 — 451 —
— 19,9 — — — —— —
— — 21,6 — — 100—486 — 58 —
— —— — —— — —
, — 90,6 (5) — — —
2,4 143,6 341 19 1 496 3 95.
7,4 — — 143,6 322 633 —
— 9,0 — — 15,5 — — —
— — 12,7 — — 25,3—40,1 — —
169
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки Залежь Свита, иродуктивн ый горизонт Глубина залегания, м Характеристика pa — пссчани
Эффектив- ная мощ- ность, м Пористость, %
Г иляко-Абунан- г Окобыкайская, XV 1413 10 19,6
ское ГН То же, XVI, XVII 1450 6—14 17
ГН Дагинская, XXIV, 2400 17 19
XXV
Тунгорское 1959 1965
г Нутовская, М 500—590 9,7 17
г II 656—750 3,1 22,4
г III 956—1050 3,3 19,4
гк Окобыкайская, XII, 1590 20,6 21,5
ХПа
гк То же, XIII 1605 • — —
гк XIV 1700 15,2 22
гк XV 1717 , 7,9 19
гк XVII 1880 8—24 17
гк XVIII 1975 12,6 16,2
гк XIX 2160 9,3 15,2
XX 2200 21—53 17,7
НГК ХХж 2250 7 17,7
Колендинское 1961 1966
Г V—VI 789—809 6,7 23
г IX—X 943—978 6,5—13,1 21
г XI—XII 1016—1022 22 25
г XIII 1139—1156 9,2 19
г XIV 1169—1204 12,9—14,6 24
г XVI 1295 18,2—20,7 22
г XVIa 1370 10,7 17
ГН XVII 1480 6,1—17,2 22
ГН XVIIa 1645 9 25
ГН XVIII 1470—1600 2,7—3,7 23
Северо-Колен- 1963 — г XIX 1300—1310 5,0 16,5
динское 4,
Кыдыланьин- 1961 1966
ское
г Нутовская 368—448 20,4 24
1961 1966 гк Окобыкайская, I 1121—1138 5,5 20
гк II 920—1138 10,5—21,5 20
гк IV 1113—1256 10,3—23,3 20
гк V 1265—1315 6 16
НГК VI 1327—1347 15-24 21
НГК Via 1250—1326 8,5 20
НГК VII 1516—1549 6—11 19
ГН Vila 1551—1610 23,2 17
гк VIII 1634—1670 10—20 17
гк IX 1630—1730 22,8 18
гк X 1948—1966 6,8 18
гк Ха 1980—2036 11,2 18
НГК XI 1963—2121 7 18
НГК XII 2005—2250 12—24 18
гк XIII, XV 2115—2163 11 18
Волчинское 1963
г IV 738—836 28,8 31
г VII 853—870 20,2 23
г IX 1084—1135 31,0 21
г XI 1200 3,8—17,7 21 .
г XIII 1280—1350 5,5-9,8 21
г XIV 1330—1764 2,6—11,6 21
470
Продолжение табл. 39
коллекто- ка Начальные ГВК, гнк, ВНК, м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пла- ста. °C Содержание ста- бильного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Проницае- мость, 10-“ м2 А+В+С, С,
13,1 — — 11—44,2
— 13,6 — —- —
— — — — — . — — 860 95.
6464 5 257
118 —489 5,3 18 — — 64 78
350 —629 7,0 18 — — — — —
— —884 9,4 24 — 60 (6) 90 37 —
29—798 — 1507 15,5 44 38,5 147 (10) 2719 2 119 —
16,3 47,4 — 43 (10) 95 175
29,5 — 1660 16,4 49,1 — 146 (9,7) 760 814 —
12 — 16,9 50,0 38,5 — 354 23 .
30—60 — 1934 18,6 65,5 65,5 — 1506 808
11—45 — 1990 • 19,8 58,5 101,1 — 770 236
2,6—40 — 1934 20,4 —' — — 106 939 —
11,5—207 — 21,1 , — — — — — —
— — — — — — 28 —
1674 1 143 —
1—824 —714 7,5 — — 124 100 — —
185 — 9,3 31,5 — 153 (11) 78 140
— — 11,0 — — 140 (10) 27 — —
2—140 — 1120 11,8 36,7 — 156 (10) 701 362 —
880 — 1147 11,9 — — 166 (10) 274 37 —
147—1470 — 12,9 42 — 185 (10) 480 61 —
128 — 13,2 44,5 — 212 (8) 10 231 —
1—480 — 14,6 — — 134 (8) 4 209 —
1—967 — 15,9 — — 500 — 103 —
— — 14,0 — — 80 — — —
254 — 12,3 — — 220 (15,9) — —
88 5 230 207
—354 3,6 — — 71 13 56
43—106 — 1082 10,8 28 — —. 17 1 474 151
52—212 — 9,0 33 — — — — —
161—479 — 10,4 36 — — — —
4—109 — 13,2 38 — — — —
31 — 1310 13,4 40 — —- — 155 —
138 — 13,1 42 — — — 449 —
— — 14,8 43 — — 311
3—43 — 15,2 43 — — — 207
11—380 — 1593 15,5 50 — — — 443
2—10 — 17,1 51 — — 824
— — 1905 18,4 53 —
— 1941 18,6 55 — —
— — 19,9 58 — — — 196
16 — 20,1 60 — — 800
— —2090 21,0 64 — — — 358 —
10 170 3626,
180 —691 7,9 — — 71,6 — 162 —
180 —821 8,7 — — 86,2 — 355
329 — 1076 11,1 — — 161 1 125
— — 1118 11,4 — — 32—174 — 480
24 — 1245 12,9 — — 123 — 310
88,5 — (1251-н 1722) 17,0 — — 42—303 — 1 102 300
171
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки Залежь Свита, продуктивны й горизонт Глубина залегания, м Характеристика ра — пссчаия
Эффектив- ная мощ- ность, м Пористость, %
г XV 1428—1460 3,9 21
г XVI 1500 4,4—12,0 19
г XVII 1530 7,6—17,7 20
г XIX 1600 5,3—17 20
ГН XX 1780 5,3—10,6 19
НГК Дагинская, XXVII 2700 — —
гк XXVIII 2820 10,4 18
Волчинское 1963 НГК Дагинская, XXIX 2650 13,8 20,5
Прибрежное 1964 — г II 492—511 17 29
г III 522—531 13,5 29
г IV 628—644 • 19 29
г V 721—762 —
г X 958—965 10,8 24
г Уйнинская 1067—1115 — —
Мостовое 1971 — г Окобыкайская, XIV 819—841 71 26
г XV 868—882 19,5 25
Гыргыланьин- 1966 — г Дагинская 340 18 23
ское Северо-Боата- 1967 — г Окобыкайская 684—705 — —
синское Абановское 1962 — г Окобыкайская, XII, XV 1545—1700 6 20
Северо-Глухар- 1963 — г То же, XIII 1295—1310 10 25
ское Южно- Кениг- 1964 — гк Дагинская, XXI 2088 9 18
ское Восточно-Лу- 1971 — гк Маруямская 970—1370 7,6—8,5 26—30
говское
Малосабинское 1958 — г Окобыкайская, X 848 7,7 21
г XI 764—948 5,2—10,1 19
гк То же, XVIII—XIX Дагинская, XXII 2000 8—16,5 19
гк 2200 2—4,5 16
гк То же, XXIII—XXIV 2200—2270 12,2 20
Крапивненское 1965 — г Окобыкайская, IV 760 4,7 28
г V—VI 818 24,1 27
г VII 907 21,1 25
г XI 1106 15,4 22,6
г XII 1190 11,6 20,5
г XIII 1322 6,9 20,5
г XVI 1482 5,6 21
г XVII 1625 6,4 23,4
г XIX 1722—1786 6,8 20
г Дагинская, XX 1880—1900 11,5 21,3
ГН XXI 1690 13,1 23,5
Нельминское 1964 — Г Окобыкайская, II 354 —
г X 1037 — —
г XIII 1092 — —
ГН XV 1460 5 20
ГН XVI 1509 5—23 20
н XVIII 2205 И 20
н XIX 2245 8,5 20
172
Продолжение табл. 39
коллекто- ка Начальные ГВК, ГНК. ВНК. м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа 1 Температура пла- ста, °C 1 Содержание ста- бильного конден- сата, г/ма Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. мя Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Проницае- мость. 10"1Б м2 А+В + С, с2
-(13404-1670) 13,5 — 116—362 — 542 122
— -(14154-1819) 16,9 — — 33—92 — 181 502
—(15104-1920) 14,7 — — 70—297 — 434 705
-(17524-2073) 19,4 — —. 26—300 — 294 40
15,5— — — 60—273 600 600 590
20,7
— 75(11) — 1 999 —
24,1 123,7 (8) — 271 —
—2819 — — — — 2 315 1367
287 590 —
2150 .— 5,2 — — — 287 435 —
— — 5,4 —• — — — — —
2070 — 6,6 27,4 — — — — —
2902 — 7,3 — — 268 (15,8) — — —
—954 9,6 — — 32 (5) — — —
— — — — — 10,9 (8,7) — 155 113 —
6,4 — 76 (15,2) — —
—— — 107,8 (11) — — —
— — 3,2 — — 43 (12) — — —
— — 7,3 — — 45,7 (12) — 117 —
— — 15,3 — — 124 (8) — 122 —
— — 12,5 — — 44,3 (10) — 117 —
— — 21 57 —- 58,1 (8) — 113 147
97 — 9,7—12,8 — — 52—105 (11) — 186 223
7 900 3971
40 —802 8,4 24 — — — 1 236 933
570—656 —887 8,6 35 — 84 — — —
106—305 . — — — — 160 — — —
30—561 —2151 21,6 — — 52 — 6 664 3038
8—126 —2215 28,3 72 — 160 — — —
— 4 826 501
—714,6 7,4 — — 18,7 — — —
—854,7 8,9 — —. 205,4 — 1 663 —
—911,2 9,5 — — 264,5 — 455 —
. — 1103 11,3 — — 172,7 — — 389
—1173,7 11,9 — — 140,7 — 261 —
— 1285 13,2 — — 164,2 — 80 —
— 1566,8 15,8 — — 211—276 — 83 —
— 1738,8 17,3 — — 156,5 — 1 300 —
— 1888,4 18,0 — — 139 (9) — 200 —
— 1885 18,9 — — 350 (13) — 784 —
- 1865 — — — — — — 112
764 —
— — — — — — — 177 —
— — — 174 —
70 —
94 —
— — 53 — — — 249 —
— 57 — — —
— — 21,0 66 — — — — —
173
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки Залежь Свита, продуктивный горизонт Глубина залегания, м Эффектив- X ная мощ- ность, м та м 113 я лстика лесчанн о X
Березовское Западно- Катан- глинское Шхунное Северный уча- сток Южный уча- сток Восточно-Да- гинское Астрахановское Монгинское Набильское Узловое Узловое 1967 1966 1964 1970 1973 1975 1975 1969 1969 II II III ГН г н н н н г н г г г г г г ГН н н гк нгк нгк нгк гк н нгк нгк н нгк ГН г ГН г г г г г г г г г г гк гк гк гк гк гк гк Дагинская Дагинская, III, XIXa, XX Окобыкайская, VII Vila VIII ХШа XVI—XVII XVIII VII Vila X Окобыкайская, IV VI VII Л Дагинская, I II, III Дагинская XIII, XVI Дагинская, II III IV V VI VII VIII, IX X, XIII, XIV XX Дагинская, II V, VII XV, XIXa, XX Окобыкайская, X XI Х1а XIII XIV XVI XVII XVIII Дагинская, 1а Дагинская, I II IV VII IX Уйнинская, I II III 2280 350 850 900 950 1069—1100 1170—1262 1300 750—785 790—825 925 876 930 1030—1090 1900—2000 2115—2165 2177 2800 1900—2300 1350 2050 2100 2150 1340—2200 2250 2750 2145 1000 1220 1520—2576 1185 1190 1340 1400 1460 1550 1690 1730 2030 2100 2128 2240 2460 2570 2886 2950 3160 6—14 25—17 19,8—22,8 16,4—20 9—28,2 5,8 37,6—43,8 43—44,2 16—34,4 1,0—20,6 6,4—13,4 9,8 4,1—8,3 10,3 137 2,5—35,5 37—63 13,9 56 31 34 33 51 34 20—35 40—36 21 42 4,6—10 5,4—13 5,9 3,0—9,2 17 3,6—8,3 28 6,6 5,2 6,0 4,4—11,0 9,4—16 5,9—11,0 11 1,8 15 2,6 17 29 32 30 28 23 17 20 32 30 27 23 25 25 18 16 17 20 20 23 23 23 23 23 23 23 27 31 29 29 31 28 27 29 28 12 27 28 24 23 23 22 20 18 15
174
Продолжение табл. 39
коллекто- ка Начальные ГВК. ГНК. ВНК. и Началь- ное пла- стовое давле- ние. МПа Температура пла- ста, °C Содержание ста- бильного конден- сата, г/з Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
V Я м U’ А+В + С, Сг
217 . __ 164 (12)
— — 3,5 — — 135 (18) — 55 3 005 146
—726 6,9 —. — — — — —
—752 6,9 — — — .— — —
—. —801 7,9 — — — — — —
- — 1043 8,1 — — — — —
192 —1159 12,8 34 —- 94,4 — ' 293 —
—1244 12,1 — . — — — — —
184—2400 —754 7,5 —— —. 50—71 — 1 647 —
654—1980 —754 7,7 — —- 64—148,3 — 800 —
1980 —877,7 9,0 — — 94,5 1 265 1 423 1602
. —886 8,2 — 178 (9) 1 410 1602
— —920 10,9 — — 223 (11) — — —
—1028 9,6 —- — 148,6 — — —
2—575 — 1951 19,3 — — 74 (7) — 1 013 —
21 —2001 20,6 — — — — — —
1—562 —2142 23,6 — — — — — —
— — 26,7 — — 310 (14) — 1 079 9 047 5535
20 64—74 30 116 (9) — 5 073 3389
30 21 54—72 38 189 (10) — 1 303 1362
150 21,2 68 67 167,1 (8) — 1 593 —
100 20,0 78 43 213 (12) — 537 —
21 71—75 43 1085 (10) — — —
20,0 48 43 120 (8) — 409 561
12 48—78 52 — 127 223
— — 23 59—82 — — — — —
— — — — — —. 5 238 502
— 25 — — 84
— 1213 12,0 39 — 215 (12) — 192 418
— — — — — — — 46 7 664 761
515—1711 — 11,6 38 — — .— 5 123 462
515—1711 — 11 — 12 39 — 146,8 (ГО) — —- —
515—1711 —. 13,1 40 97,4 (7) — —- —
66—1776 — 13,6 — — 124,9 (8) — —• —
66—1776 — 1435 14,7 54 — 206,2 (10) — — —
75—947 — 15,8 45 — — — —- —
162—1105 — 1663 16,9 50 — 233 (10) — — —
190—1093 24—947 —1711 17,6 20,2 50 58 62 — — — 1 978 250
24—947 — 20,4 63 — — — — —
24—947 —2091 21,4 65 28,7 — — — —-
14—1664 —2232 22,3 66 28,7 — — — —.
14—510 —2458 24,3 72 61,4 — — — —
22—1046 —2501 25,3 76 102 — — — —
1 — 101 —2924 29,1 86 102 — — 563 49
4—562 —2958 29,5 88 160 — —. —
4—48 —3161 31,4 94 160 — — — —
175
РИС. 76. Колендииское газонефтяное месторо-
ждение. Структурная карта по кровле горизонта
XVIПа (составила В. Е. Лушникова).
1 — изогипсы в м; скважины, давшие из гори-
зонта XVIIIa: 2 — нефть; 3 — газ; контуры:
4 — газоносности, 5 — нефтеносности; 6 —
разрывные нарушения
Разведочными работами установлена про-
мышленная газоносность горизонтов V—VI,
IX—X, XI—XII, XIII, XIV, XVI и XVIa,
нефтегазоносность XVII и нефтеносность
XVIII окобыкайской свиты неогена. Про-
дуктивные горизонты залегают на глубине
790—1650 м. По площади и разрезу они ли-
тологически изменчивы и представлены часто
чередующимися песчано-алевролитовыми по-
родами и глинами.
Малосабинское нефтегазовое месторожде-
ние расположено в 60 км к югу от г. Оха.
В его геологическом строении принимают
участие четвертичные и неогеновые отложе-
ния нутовской, окобыкайской и дагинской
свит, выраженные чередующимися глинами,
песками, песчаниками и алевролитами. Вскры-
176
тая мощность неогеновых отложений 2780 м.
Месторождение находится в Сабинской анти-
клинальной зоне. По кровле окобыкайской
свиты Малосабинская складка имеет субме-
ридиональное простирание и куполовидное
строение, размеры 4,7x2,7 км. Углы падения
пород на западном крыле 2—3°, на восточном
до 5—6°. По нижележащим отложениям от-
мечается смещение свода складки на 200—
250 м. Углы падения на западном крыле
увеличиваются до 5—6°, на восточном до
7—8°. Южная периклиналь складки ослож-
нена тремя поперечными сбросами с амплиту-
дами от 70 до 480 м (рис. 77), по которым
каждый северный блок опущен относительно
южного. Кроме диагональных сбросов на
восточном крыле складки отмечены два сброса
меридионального простирания.
По отложениям горизонта Х1а свод склад-
ки смещается на запад на расстояние 1 км,
образуя как бы самостоятельную структуру,
получившую название Покосненская. К это-
му своду приурочена нефтяная залежь в го-
ризонте Х1а.
На Малосабинском месторождении уста-
новлена газоносность горизонтов XXII,
XXIII и XXIV дагинской, а также газо-
ность X, XI, XVIII, XIX и нефтеносность
Х1а окобыкайской свит.
Шхунное газонефтяное месторождение рас-
положено в 35 км к юго-западу от г. Оха
в пределах северного погружения Гыргы-
ланьинской антиклинальной зоны. Место-
рождение контролируется асимметричной
брахиантиклинальной складкой северо-за-
падного простирания размерами 8x2,5 км
и с углами падения пород на восточном
РИС. 77. Малосабинское нефтегазовое месторо-
ждение. Структурная карта по кровле горизон-
та X.
1 — изогипсы в м; 2 — скважины, давшие гаэ
из горизонта X; 3 — контур газоносн сти; 4 —
тектонические нарушения
/ — изогипсы в м; а — предполагаемые, б — уста-
новленные; 2 — тектонические нарушения; а —
предполагаемые, б — установленные; 3 — внеш-
ние контуры: а — нефтеносности, б — газо-
носности; 4 — скважины поисково-разведочные
177
крыле 15—18°, на западном 8—10°. Складка
разбита многочисленными сбросами на от-
дельные тектонические блоки. Наиболее круп-
ный сброс разделяет ее на два участка: се-
верный и южный.
На месторождении установлены залежи
нефти и газа в отложениях окобыкайской
свиты неогена. На северном участке нефте-
носны горизонты VII, Vila, VIII, Xllla
и XVIII, газоносны — XVI—XVII; на юж-
ном газоносны VII, Vila и X. Продуктивные
горизонты представлены песками, песчани-
ками и алевролитами с прослоями глин.
Залежи нефти и газа пластовые сводовые,
тектонически экранированные.
Узловое газоконденсатное месторождение
расположено в 70 км от г. Оха в пределах
Астраханской антиклинальной зоны. Оно
приурочено к брахиантиклинали северо-за-
падного простирания с почти симметричным
строением крыльев размерами 20x5 км.
С глубиной свод складки становится уже.
Складка осложнена пятью поперечными раз-
рывами сбросового характера. В строении
месторождения принимают участие нутов-
ские, окобыкайские, дагинские, уйнинские
и даехуриинские отложения. Газоносны тер-
ригенные отложения уйнинской (горизон-
ты I, II, III), дагинской (II, IVa, IV, VI,
VII, IX) и окобыкайской (X, XI, Х1а,
XIII, XlVa, XIV, XVI, XVII, XVIII) свит,
залегающих на глубинах 1180—3210 м.
Наиболее крупной является газовая залежь
горизонтов окобыкайской свиты размерами
1,1X2,4 км, высотой 70 м. Залежи газа и
конденсата в основном пластовые, тектони-
чески экранированные.
Монгинское нефтегазоконденсатное место-
рождение расположено в Дагинском районе
и приурочено к восточному крылу крупного
Дагинского поднятия. Разрез его слагают
терригенные неогеновые отложения даеху-
рвднской, уйнинской, дагинской, окобыкай-
ской и нутовской свит мощностью 4,5—6 км.
По кровле дагйнской свиты Монгинская
структура представляет собой асимметрич-
ную брахиантиклинальную складку мери-
дионального простирания размерами 7,5 X
X 1,5 км и амплитудой 250' м (рис. 78).
Углы падения на восточном крыле 10—15°,
на западном до 5°. Складка пересечена много-
ГЛАВА{ 8
УКРАИНСКАЯ ССР
ВОСТОЧНАЯ ЧАСТЬ
Все запасы газа восточной части Украины
связаны с Днепровско-Донецкой впадиной
и северными окраинами Донбасса.
Днепровско-Донецкая впадина выполнена
мощной толщей девонских, каменноугольных,
пермских, триасовых, юрских, меловых, па-
леогеновых, неогеновых и четвертичных от-
ложений. Общая мощность осадочного ком-
плекса увеличивается с северо-запада впа-
дины (2500м) к юго-востоку, где кристалличе-
178
численными тектоническими нарушениями
типа сбросов, характеризующихся увеличе-
нием амплитуды с глубиной. Наиболее круп-
ный разрыв на западном крыле имеет ампли-
туду 600—900 м. Монгинская складка се-
рией субширотных конседиментационных
сбросов разделена на восемь тектонических
блоков. Основные по запасам залежи нефти
и газа на месторождении выявлены в верхней
части дагинской свиты (горизонты II—IX),
небольшая залежь нефти с газоконденсатной
шапкой открыта в основании дагинской
свиты (горизонт XX). Наибольший этаж
нефтегазоносности (до 430 м) отмечен в своде
складки; в приподнятых блоках наблюдается
увеличение газонасыщенности, в понижен-
ных — нефтенасыщенности. Основные за-
пасы газа связаны с горизонтом II дагинской
свиты.
Восточно-Дагинское газонефтяное место-
рождение расположено к северо-западу от
Монгинского. По кровле дагинской свиты
структура представляет собой асимметрич-
ную брахиантиклинальную складку разме-
рами 3,5x1 >5 км, амплитудой 300 м (см.
рис. 78). Восточное крыло складки более
крутое (10—12°), западное пологое (5—7°).
Складка рассечена серией субширотных сбро-
сов на ряд блоков. Амплитуда сбросов до
450 м. Залежи нефти приурочены к верхней
части дагинской свиты (горизонты I, II,
III, IV). В окобыкайской свите вскрыты
небольшие газовые залежи в пластах IV,
VI, VII, Ж, 3;, И и газонефтяная залежь
в пласте Л.
Восточно-Луговское газовое месторожде-
ние контролируется брахиантиклинальной
складкой субмеридионального простирания
размерами 2,5x1,5 км и амплитудой 50 м.
Складка сложена маруямскими (верхний
миоцен—плиоцен), невельскими, холмскими,
аракайскими (средний — нижний миоцен) и
верхнемеловыми отложениями. С севера и
запада она ограничена разрывными нару-
шениями. Газоносность месторождения свя-
зана с отложениями маруямской свиты,
представленными мелкозернистыми песча-
никами и алевролитами. Вскрыто пять га-
зоносных горизонтов суммарной эффектив-
ной мощностью до 80 м.
ский фундамент, согласно геологическим и
геофизическим материалам, опущен на глу-
бину около 10 км.
Девонские отложения в коренном залега-
нии вскрыты лишь в окраинных частях
впадины. Однако развитие соляных куполов
свидетельствует о широком распространении
отложений девона (максимальная мощность
4000 м). В разрезе девонских отложений пред-
полагается не менее трех мощных пластов соли
регионального значения. В северо-западной
части впадины вскрыта эффузивная толща.
Каменноугольные отложения в юго-восточ-
ной части Днепровско-Донецкой впадины ха-
рактеризуются полным непрерывным разре-
зом суммарной мощностью более 3000 м.
В северо-западном направлении происходит
постепенное сокращение их мощности до
1000—1500 м как за счет уменьшения мощ-
ностей отдельных свит, так и за счет выкли-
нивания ряда стратиграфических горизон-
тов. Турнейские и нижневизейские отложе-
ния представлены карбонатными породами
мощностью до 400 м, а вышележащие толщи
каменноугольных образований — ритмично
чередующимися аргиллитами, алевролитами,
песчаниками с подчиненными прослоями из-
вестняков и каменных углей.
Пермские отложения — преимущественно
пестроцветная толща аргиллитов, песчани-
ков, алевролитов, гипсов, ангидритов, ка-
менной соли с подчиненными прослоями
известняков и доломитов — широко развиты
во впадине. Гидрохимический комплекс при-
урочен к нижнему отделу; его слагают гип-
сы, ангидриты, каменная соль. В юго-восточ-
ной части впадины известны четыре пласта
каменной соли. В составе нижнепермских
отложений выделяют (снизу вверх) карта-
мышскую, никитовскую, славянскую и кра-
маторскую свиты. Мощность свит на юго-
востоке впадины более 2000 м, к северо-
западу она сокращается. Верхнепермско-
нижнетриасовая красноцветная глинисто-
песчаная толща более широко распростра-
нена и трансгрессивно перекрывает отложе-
ния нижней перми и карбона. В сравнитель-
но однородной толще выделяются три свиты
(снизу вверх): дроновская, серебрянская,
протопивская. Суммарная мощность свит
достигает 700—800 м.
Юра представлена всеми тремя отделами.
Доверхнебайосские отложения распростра-
нены лишь в юго-восточной части впадины,
в непосредственной близости от складчатого
Донбасса, и сложены песчаниками, глинами
с растительными остатками и линзами бурых
углей. Мощность до 160 м. Верхнебайосские
плотные глины', пористые песчаники, алев-
ролиты и вышележащие отложения юрской
системы распространены во всей впадине.
Общая мощность юрских отложений дости-
гает 800 м.
Верхнемеловые отложения слагаются пис-
чим мелом, глинистыми мергелями и в осно-
вании песчаниками (сеноманский ярус). Мощ-
ность верхнемеловой толщи до 800 м. В толще
палеогена (каневский, бучакский, киевский
и харьковский ярусы) выделены песчаные
породы с выдержанным по всей площади
пластом глин мощностью 10—60 м (киевский
ярус). Общая мощность отложений дости-
гает 400—450 м. Неогеновые кварцевые
пески с . прослоями глин и бурых углей
(полтавская свита) и пестроцветные глины
(горизонт пестрых глин) имеют мощность
20—100 м. Четвертичные образования сло-
жены песками, суглинками, глинами.
Днепровско-Донецкая впадина располо-
жена между Украинским и Воронежским
кристаллическими массивами, представляет
собой авлакоген, на юго-востоке связанный!
со складчатым Донбассом, а на северо-
западе — с подобной впадине структурой,.
Припятским прогибом. В основании авлако-
гена — грабен, заполненный отложениями
девона, турне и нижнего визе. Тектониче-
ские нарушения, определяющие границы,
грабена, очень слабо проявляются в выше-
лежащем осадочном комплексе. Эти наруше-
ния отделяют склоны криталлических мас-
сивов, характеризующихся спокойной тек-
тоникой и почти полным отсутствием локаль-
ных структур, от сложно построенной цен-
тральной части впадины.
В структуре Днепровско-Донецкой впа-
дины отчетливо выражена продольная зо-
нальность. Выделяются три основных тек-
тонических элемента: Центральный грабен
и склоны Воронежского и Украинского кри-
сталлических массивов, являющиеся одно-
временно бортовыми частями впадины. Гра-
ницы между Центральным грабеном и скло-
нами массивов, представляющими собой зоны
интенсивного погружения фундамента в сто-
рону центра впадины, выделяются как само-
стоятельные структурные элементы под на-
званием зон ступенчатых сбросов и флексур
или зон мобильных склонов. Фундамент
Воронежского кристаллического массива
сравнительно полого покружается на юго-
восток и на линии Ворошиловград—Харь-
ков—Ромны по предполагаемым разломам
опускается с 3—4 до 5—6 км и глубже.
Характерная особенность склона — отсут-
ствие в разрезе девонских отложений, а так-
же сравнительно простое тектоническое строе-
ние. Мощность осадочного чехла возрастает
также с северо-запада на юго-восток от
1500 до 4000 м (Ворошиловград).
Поверхность фундамента Украинского,
кристаллического массива вблизи системы-
тектонических нарушений, протягивающейся
через Голубовку—Михайловку — Колайдин-
цы, находится на глубине не более 1500 м.
По нарушениям фундамент погружен на
глубину более 6000 м. Северный склон мас-
сива на большом протяжении покрывается
породами верхневизейского нозраста. Более
древние отложения (нижний визе, турне,
девон), характеризующиеся большими мощ-
ностями, развиты непосредственно за раз-
ломом, в Центральном грабене.
Структуру склона Украинского массива
отличает простое строение, отсутствие ло-
кальных поднятий, сравнительно небольшая
мощность осадочного чехла, которая возра-
стает от 200—300 м на северо-западе до
1500 м на юго-востоке.
Центральный грабен — основная часть
Днепровско-Донецкой впадины, с которой
связано подавляющее большинство известных
месторождений газа и нефти. Это сравни-
тельно узкий (150—200 км) прогиб, протя-
гивающийся на расстояние 800 км. Осадоч-
ный чехол в этой части впадины погружается
с северо-запада на юго-восток от 2,5 до 10—
12 км. Структура характеризуется блоковым
строением. Кроме преобладающих продоль-
ных нарушений здесь имеют место попереч-
179-
ные разрывы, рассекающие грабен не менее
чем на три погружающиеся в юго-восточном
направлении ступени. Широко развита со-
ляная тектоника, связанная с соленосными
формациями девона.
В Центральном грабене геологическими и
геофизическими работами выявлено свыше
300 локальных структур. В юго-восточной
части впадины они приурочены к определен-
ным тектоническим зонам и образуют си-
стемы локальных поднятий, подчиненных
общему региональному простиранию впа-
дины. В северо-западной части эта приуро-
ченность выражена слабее. Большинство
локальных поднятий Центрального грабена
осложнено соляными куполами и раздроб-
лено. Отмечается несоответствие структур-
ных планов по мезозою и палеозою.
В геологическом разрезе впадины по
результатам геологоразведочных работ вы-
деляют шесть нефтегазоносных комплексов,
к которым приурочены все известные про-
мышленные скопления нефти и газа (рис. 79,
табл. 40, 41). С этими же комплексами свя-
заны и прогнозные запасы газа.
Среднеюрский комплекс (байосский ярус)
продуктивен в центральной части грабена на
. Солоховском, Бельском и" Рыбальском место-
рождениях. Газовые залежи приурочены к хо-
рошо выдержанным по простиранию пластам
песков и песчаников, разделенных про-
слоями глин.
Перспективы среднеюрских отложений свя-.
заны со сравнительно небольшой террито-
рией — зоной максимального их прогибания
в северной половине Центрального грабена,
где они залегают на глубине 1000 м и бо-
,лее.
Нижнетриасовый — верхнепермский ком-
плекс продуктивен на Шебелинском, Радчен-
ковском, Бельском, Са гай дакском, Рунов-
щинском, Рыбальском, Качановском и Крас-
нопоповском месторождениях. Газовые залежи
приурочены к прослоям песчаников в красно-
цветной глинисто-песчаной толще пермо-
триаса. Общая мощность толщи увеличивает-
,ся в юго-восточном направлении, где дости-
|Гает 800 м. Пористость песчаных горизонтов
17 %, проницаемость от 0,016 до0,350 мкм2.
Залежи известны в различных участках
Центрального грабена. На Краснопоповском
месторождении залежь в пермо-триасе рас-
положена непосредственно в зоне надвига,
ло которому Донецкое складчатое сооружение
сочленяется со склоном Воронежского мас-
сива. Залежи газа пермо-триасового ком-
плекса, как и юрского, по-видимому, вторич-
ные, образованные за счет разрушения зале-
жей в нижележащих горизонтах.
Нижнепермско- вер хнекаменноу гольный
нефтегазоносный комплекс газоносен на Ше-
..белинском, Крестищенском, Ефремовском,
Спиваковском и других месторождениях.
Коллекторами всюду служат, по-видимому,
трещиноватые алевролиты. Главные продук-
тивные горизонты известны в картамышской
.свите, нижне-и верхнеангидритовом горизон-
тах нижней перми, а также в араукаритовой
„свите верхнего карбона.
1180
Описанный комплекс развит в Днепров-
ско-Донецкой впадине от границ Донецкого
складчатого сооружения до Припятского
прогиба. Вещественный состав его на этом
протяжении неоднороден. Соленосные отло-
жения юго-восточной части впадины на се-
веро-западе замещаются преимущественно
глинистыми с маломощными прослоями анги-
дритов. В распределении нефтяных и газовых
месторождений отчетливо прослеживается зо-
нальность. В юго-восточной части впадины
известны лишь газовые залежи, в северо-
западной — только нефтяные. Наличие
сравнительно мощных отложений каменной
соли наряду с проявлением соляной текто-
ники, вызванной движением девонской соли,
усложняет структуру юго-восточной и цен-
тральной частей впадины. Отмечается резкое
несовпадение структурных планов мезозой-
ских и палеозойских отложений . Региональ-
ной покрышкой газовых залежей являются
пласты каменной соли в глинистых отложе-
ниях.
К среднекаменноугольному нефтегазонос-
ному комплексу приурочены нефтяные и
газовые месторождения в прибортовых ча-
стях Днепровско-Донецкой впадины. В юж-
ной части нефтяные и газовые месторождения
связаны с локальными структурами, образу-
ющими Голубовско-Колайдинский вал. На
Перещепинском газовом месторождении из-
вестно восемь продуктивных горизонтов в от-
ложениях башкирского яруса. Газовые
залежи в башкирских песчаниках и алев-
ролитах разведаны в Зачепиловском,
Левенцовском, Сагайдакском месторожде-
ниях.
В северной прибортовой части газоносность
среднекаменноугольного комплекса уста-
новлена на Качановском и Волоховском ме-
сторождениях. Газоносны рассматриваемые
отложения также на месторождениях север-
ных окраин Донецкого бассейна: Краснопо-
повском, Боровском, Вергу неком, Ольхов-
ском, Лобачевском, Кондрашевском. Про-
дуктивные горизонты представлены песча-
никами и алевролитами, присутствующими
в составе глинисто-песчаной толщи среднего
карбона. Мощность песчаных горизонтов
изменяется от 1 до 55 мм. Пористость 7—
20 %, проницаемость 0,0002—0,19 мкм2. По-
крышкой служат относительно мощные пла-
сты глин или аргиллитов.
В нижнекаменноугольном нефтегазоносном
комплексе открыты крупные залежи газа.
Это второй по значению комплекс в Днепров-
ско-Донецкой впадине. Газоносность его имеет
региональное значение. В комплексе выяв-
лено 20 продуктивных горизонтов мощ-
ностью от 1 до 20 м. Это в основном песча-
ники мелкозернистые пористостью до 20 %
и проницаемостью до 1 мкм2. Абсолютно
свободные дебиты газа достигают
10 млн. м3/сут.
Газ в нижнекаменноугольном комплексе
контролируется региональной глинистой по-
крышкой мощностью до 200 м, выделяемой
в составе нижнебашкирских и намюрских
отложений.
размещения месторождений нефти и газа восточной части Украины.
РИС. 79. Схема
Месторождения: а — газовые, б — нефтя-
ные, в — газонефтяные; г — границы зон
различного геологического строения:
/ — Припятского прогиба, // — Север-
ной прибортовой зоны Днепровско-До-
нецкой впадины, /// — Центрального
грабена, IV — Южной прибортовой эоны
Днепровско-Донецкой впадины, V —
северной окраины Донбасса, VI — склад-
чатого Донбасса.
Месторождения: 1 — Монастырищенское;
2 — Прилукское; 3 — Мильковское; 4 —
Леляковское; 5 — Оаерянское; б — Бог-
дановское; 7 — Гнединцевское; 8 — Бело-
усовское; 9 — Черем> хннское; Ю — Лу-
ценковское; И — Талалаевское; 12 —
Великобубновское; 13 — Артюховское;
14 — Анастасьевское; 15 — Шумское;
16 — Глннско-Розбышевское;’ 17 — Га-
дячское; 18 — Куличнхинское; 19 — Но-
вотроицкое; 20 — Тимофеевское; 21 —
Клинско-Краснознаменское; 22 — Харь-
ковцевское; 23 — Яблуновское; 24 —
Кибинцевское; 25 — Малосорочинское;
26 — Радченковское; 27 — Качановское;
28 — Рыбальское; 29 — Вельское; 30 —
Котелевское; 31 — Солоховское; 32 —
Опошнянское; 33 — Березовское; 34 —
Матвеевское; 35 — Гоголевское; 36 —
Сагайдакское; 37 — Семенцовское; 38 —
Абазовское; 39 — Васильевское; 40 —
Лимано-Потичанское; 41 — Зачепилов-
ское; 42 — Чутовское; 43 — Восточно-
Полтавское; 44 — Машевское; 45 — Су-
ходоловское; 46 — Кошевойское; 47 —
Руденковское; 48 — Николаевское; 49 —
Кременовское; 50 — Михайловское; 51 —
Юрьевское; 52 — Новогригорьевское;
53 — Новоселовсков; 54 — Восточно-Ново-
селовское; 55 — Пролетарское; 56 — Пе-
рещепинское; 57 — Голубовское; 58 —
Богатойскбе; 59 — Левенцовское; 60 —
Ланновское; 61 — Распашновское; 62 —
Новоукраинское; 63 — Западно-Крести-
щенское; 64 — Червоноярское; 65 — За-
падно-Староверовское; 66 — Медведов-
ское; 67 — Котляревское; 68 — Запад-
но-Сосновское; 69 — Кегичевское; 70 —
Восточно-Медведовское; 71 — Ефремов-
ское; 72 — Мелеховское; 73 — Шебелин-
ское; 74 — Волоховское; 75 — Миролю-
бовское; 76 — Спиваковское; 77 — Дру-
желюбовское; 78 — Зайцевское; 79 —
Краснопоповское; 80 — Боровское; 81 —
Капитановское; 82 — Муратовское; 83 —
Лобачевское; 84 — Вергунское; 85 —
Кондрашевское; 86 — Ольховское; 87 —
Коробчинское; 88 — Первомайское
Таблица 40
Характеристика газов месторождений восточной части Украины
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
сн. сгн« с, н. О си +-1 - 3 Т м л- n2 со2
Абазовское Н-4 0,700 65,10 11,87 7,78 1,20 11,14 1,2 1,71
Анастасьевское В-26 0,660 78,23 9,60 3,90 0,93 0,20 6,14 1,0
Артюховское В-18 В-19 0,643 0,688 87,85 78,88 6,66 8,54 1,66 2,41 0,15 0,42 0,009 0,05 0,05 6,17 3,62 3,43
В-26 0,650 83,33 8,50 2,40 0,40 1,40 2,59 1,38
Вельское 1+ II 0,609 90,18 4,76 0,14 0,40 0,16 3,94 0,42
К-24 0,607 88,47 4,23 1,54 0,39 0,12 3,91 1,34
Белоусовское Богятойское В-26 Б-13 0,650 0,660 89,26 91,51 4,76 4,60 1,93 0,75 0,70 0,04 0,60 0,04 1,42 2,27 1,33 0,79
Богдановское Боровское Б-7 Б-1 Б-7 0,630 0,644 0,645 84,25 83,95 85,80 7,06 2,62 3,52 3,50 1,13 1,91 0,38 0,50 0,73 2,0 0,61 0,5(59 1,77 10,74 7,12 1,04 0,04 0,21
Б-9 0,681 82,85 4,25 3,10 1,50 0,40 7,50 0,40
Великобубновское Волоховское В-15 М-5 (I) 0,751 0,679 72,74 83,78 10,22 6,44 4,77 3,01 2,61 1,22 1,04 1,04 7,06 3,60 0,99 0,58
М-6 (II) 0,676 84,02 6,10 3,62 1,52 0,73 3,66 0,02
Васильевское Восточно-Медве- В-17 А-5 0,650 0,630 83,21 91,27 4,76 4,20 1,93 1,15 0,77 0,49 0,60 0,81 0,72 1,74 1,42 0,32
довское Посточио-Новосе- М-7 0,596 92,57 0,94 0,04 0,04 0,47 5,94 —
ловское Б-5 0,633 88,49 8,38 0,14 0,12 0,57 1,79 —
Б-10 0,671 84,59 4,84 3,95 1,49 0,53 4,10 0,52
Б-12 0,654 86,29 5,60 2,81 1,46 1,05 2,54 0,50
Н-1-2 0,750 81,94 7,04 3,19 1,62 3,93 2,28 0,25.
Н-7 0,838 76,77 7,45 4,92 2,44 6,23 2,19 —
В-1 0,700 82,85 6,05 4,53 3,02 ' 1,51 1,03 —
В-2 0,615 85,29 6,75 3,57 1,53 1,15 1,33 1,01
В-3 0,690 81,13 8,64 4,13 1,06 0,48 3,35 0,38
Востпчнп-Полтав- к-н 0,692 79,23 14,02 3,19 0,95 0,40 1;19 1,03
ское К-12 0,673 84,59 8,01 3,68 1,57 0,37 1,46 0,32
М-1 0,687 79,53 12,96 5,18 0,12 Следы 1,14 1,07
М-3 0,613 89,92 4,96 1,09 0,38 0,02 2,87 0,76.
Гадячское В-16 В-18 0,663 0,722 86,54 83,95 5,20 5,45 2,62 2,58 0,94 1,31 0,53 2,64 1,81 1,27 2,36 2,80.
В-19 0,610 91,60 3,77 0,77 0,21 Следы 1,25 2,40
К-15 0,675 81,95 8,00 1,25 0,50 0,25 7,55 0,50
шевское Гнединцевское К-32 В-4 В-7 0,861 0,671 0,796 82,53 82,70 73,04 8,14 9,66 13,74 2,42 3,30 6,31 1,28 0,89 1,73 2,41 0,22 0,50 1,17 1,58 2,50 2,05 1,65 1,0
Н-5 0,620 90,87 3,99 1,68 0,16 0,04 1,99 1,27
Голубовское К-5 Н-3 0,600 0,795 93,61 90,45 3,85 6,90 0,35 0,27 0,25 0,11 0,1 0,34 1,51 1,60 0,26 0,21
Н-4 0,702 94,37 4,13 0,19 0,07 0,02 1,10 0,12
В-1 0,681 87,46 5,32 2,30 1,24 2,29 1,39 —
Дружелюбовское Ефремовское Б-3, Б-4 Никитовская 0,600 0,619 88,45 90,89 3,32 3,73 1,51 1,40 0,66 0,55 0,25 0,18 4,29 2,68 1,40 0,57
Картамышская 0,622 90,80 3,84. 1,60 0,66 0,22 2,39 0,49
свита 0,45 1,40 4,01 0,03 0,94
Араукаритовая свита 0,604 93,0 3,92 0,90 0,25
Зайцевское Западно-Крести- М-2 Картамышская 0,600 0,729 84,64 92,81 5,10 3,62 3,18 0,95 1 1,37 0,32 0,68 0,48 1,8 0,02
щенское свита Араукаритовая 0,735 92,61 3,54 0,96 0,31 0,67 1,8 0,08
свита — —
182
Продолжение табл. 40
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
сн. С2Н« С,Н, X о 4) S +§ 53 X ° и+ '"’I « % со,
Западно-Соснов- Картамышская 0,604 91,41 4,82 1,12 0,39 0,51 1,75 —
ское свита Араукаритовая 0,635 90,9 4,28 2,13 0,8 0,27 2,07 0,59
Западно-Старове- свита К-1 0,613 91,85 4,37 1,06 0,31 0,18 1,07 1,20
ровское
Зачепиловское Б-13 0,604 92,42 3,96 0,87 0,34 0,23 1,87 0,31
Н-3 0,762 61,01 5,28 6,92 4,03 2,23 0,43 0,10
В-12 0,656 88,86 4,10 1,00 1,20 2,30 2,50 0,04
В-14 0,607 92,71 3,16 1,24 0,57 0,33 1,44 0,10
В-17 0,613 93,50 2,90 0,80 2,20 0,10 0,50
В-19 0,612 92,43 3,82 1,19 0,49 0,54 1,47 0,06
Капитановское Б-1 0,622 85,92 2,27 0,48 0,21 0,18 10,89 —
Б-8 0,664 84,0 4,43 2,21 1,03 0,78 7,13 0,02
Качановское П-2 0,721 74,0 10,04 6,22 2,58 0,65 6,0 0,51
П-3 0,840 83,37 7,97 4,30 1,80 1,39 1,07 0,10
К-9 0,683 82,90 5,80 3,65 1,65 0,80 5,07 0,13
К-12 0,706 79,15 8,0 4,75 1,75 — 4,85 1,50
К-23 0,645 84,62 3,65 1,47 0,56 0,31 8,54 0,85
Кеги невское Славянская 0,627 91,52 4,10 1,10 0,34 1,37 1,28 —
свита Картамышская 0,608 92,67 3,71 0,96 0,27 0,55 1,64 —
Клииское свита В-16 0,805 84,42 6,44 0,57 0,08 0,49 224 5,76
Кондрашевское III 0,645 87,52 6,15 2,14 0,91 0,67 2,26 0,16
Котелевское Н-3 0,780 83,89 8,89 3,70 0,73 0,47 1,10 1,20
Краснознаменское В-16 0,790 89,75 4,76 1,93 0,77 0,60 1,42 0,72
Кременовское Б-12 0,667 99,34 4,68 1,66 1,00 2,12, 0,85 0,35
Н-3 0,704 85,96 5,26 2,81 1,42 2,68 1,65 0,17
В-1 0,664 84,98 8,77 3,35 0,96 0,24 0,64 1,06
В-16 0,672 87,86 5,86 0,94 2,17 2,10 0,05 1,02
В-21 0,669 88,49 4,63 2,31 1,56 1,54 0,47 1,0
Ланновское П-2 0,607 92,85 3,94 1,07 0,33 0,51 1,28 0,03
Левенцовское Б-1 0,615 90,95 1,70 0,75 0,23 — 3,75 2,63
Н-1 0,595 93,33 1,78 1,22 0,24 — 2,86 0,37
H-IV 0,638 88,64 3,7 2,01 1,0 0,22 3,67 0,76
В-5 0,623 90,29 3,81 2,13 0,01 0,33 2,12 1,31
Лимано-Потичан- В-19 0,610 87,05 5,17 2,99 1,17 1,22 — 2,40
ское
Лобачевское I 0,626 86,33 2,99 0,59 0,28 0,35 9,46 —
III 0,642 84,18 4,02 1,19 0,51 0,28 9,58 Следы
Малосорочинское В-19 0,652 86,01 6,78 3,77 0,75 1,0 0,94 0,61
В-23 0,657 87,25 6,79 2,63 1,07 1,37 0,89 1,25
Матвеевское Н-3 0,614 89,05 3,42 0,77 0,03 0,01 5,56 1,16
В-6 0,616 90,77 5,48 1,30 0,44 0,11 0,08 0,82
Машевское П-2 0,597 93,24 2,74 0,60 0,27 0,25 2,70 0,20
К-1 0,594 94,32 2,20 0,73 0,32 0,25 1,85 0,33
к-з 0,579 96,12 1,14 0,25 0,08 0,10 1,57 0,74
183
Продолжение табл. 40
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа .... . _ Состав газа, % по объему
СН4 с2н„ с3н„ X и Cs Н12 + 4* высшие n2 СО2
Медведовское Картамышская 0,629 91,02 4,51 1,07 0,44 0,83 1,97 0,12
свита 1,39 0,11
Мелеховское То же 0,608 92,73 3,89 0,85 0,27 0,630
Араукаритовая 0,603 93,25 3,61 0,84 0,26 0,504 1,17 0,24
свита 0,20
Мильковское В-16 0,760 88,90 3,75 2,91 0,97 0,39 —
Миролюбовское Авиловская 0,652 85,47 4,09 1,93 0,91 0,34 6,41 0,85
свита 0,77 0,75
Михайловское В-25 0,735 73,82 12,0 8,0 2,5 1,5
Муратовское V 0,700 84,38 6,55 2,75 1,12 0,63 3,17 1,4
Николаевское В-25 0,795 76,69 12,0 8,0 2,50 — 0,75 —
Новогригорьев- ское М-4 Н-4 0,565 0,638 98,65 84,82 4,80 1,53 0,50 0,50 0,85 7,60 0,5
Новоселовское Б-5 0,576 95,69 0,50 1,25 — —т~ 1,60 0,75
В-5 0,650 85,38 6,51 3,50 0,75 0,50 1,85 1,50
В-17 0,643 87,13 5,0 3,25 0,50 0,50 1,42 2,20
Ольховское IV 0,600 93,34 2,44 1,04 0,22 — 2,42 0,54
VIII 0,609 91,57 3,43 1,37 0,57 0,12 2,82 0,12
Опошнянское Б-12 0,624 89,55 4,78 1,41 0,50 0,49 3,27 2,14
Н-6 0,682 92,81 3,50 1,40 0,40 0,20 0,69 1,0
В-14 0,639 89,38 5,79 1,10 0,42 0,49 0,47 2,35
В-19 0,634 90,51 3,32 0,71 0,17 0,22 0,23 4,84
Перещепинское Б-6 Б-12 0,613 0,704 91,85 81,01 3,15 10,30 0,30 4,83 0,89 2,05 0,57 0,62 3,14 1,09 0,10 0,10
Н-3 0,644 89,97 5,19 2,72 1,22 0,52 0,29 0,09
Пролетарское М-7 Б-8 0,595 0,677 92,99 84,04 0,30 5,50 0,19 3,75 0,30 3,25 0,32 0,50 5,68 2,45 0,22 0,50
Радченковское Т-1 0,614 85,96 0,10 0,25 0,05 — 13,54 0,10
4Т6 0,629 89,70 2,07 1,43 0,85 0,73 5,12 0,10
РаСпашновское П-1 0,579 96,09 1,80 0,24 0,01 — 1,0 0,86
К-1 0,601 93,60 3,64 0,96 0,34 0,33 0,54 0,59
Н-6 0,576 96,22 1,36 0,18 0,02 0,02 1,48 0,72
Руденковское В-21 0,669 85,89 7,54 3,87 0,82 0,31 0,74 0,83
В-25 0,681 90,89 4,87 1,34 0,87 0,76 0,12 0,84
В-26 0,625 99,84 6,30 1,59 0,49 0,23 0,33 1,20
Т-2 0,643 87,55 2,03 8,30 0,79 0,25 0,03 1,05
Рыбальское Тпк 0,633 96,75 5,96 1,92 0,55 0,10 4,69 0,03
К-ю 0,679 78,65 9,01 3,50 1,17 0,40 6,51 0,76
В-17 0,890 80,10 8,23 4,21 2,10 2,81 2,55 —
В-23 0,858 83,77 6,75 3,25 1,48 2,75 1,89 0,11
Солоховское Н-8 0,637 89,02 4,52 2,38 0,92 1,40 1,51 0,25
В-7 0,652 86,47 6,25 3,50 1,75 0,50 0,70 0,75
Суходоловское Б-13 0,594 93,08 5,05 0,57 0,02 — 0,56 0,69
Н-4 0,730 75,63 14,96 4,70 1,71 0,41 0,97 1,62
Талалаевское В-15 0,871 73,35 20,0 4,05 0,97 — 0,18 1,40
В-26 0,984 63,37 5,47 11,25 2,19 0,85 11,35 0,48
Т имофеевское В-16 0,647 86,38 7,97 3,31 0,53 0,04 1,40 0,37
В-19 0,824 85,88 4,72 2,60 1,34 1,69 2,61 1,15
Чутовское К-2 0,620 93,03 3,37 1,21 0,46 0,24 0,03 1,66
Шебелинское Нижнеангидри- 0,589 94,56 3,26 0,59 0,18 0,05 1,12 0,24
! товый Араукаритовая 0,596 94,12 2,87 0,86 0,24 0,45 1,39 0,08
свита 0,99 1,02
Юрьевское В-19 0,592 94,38 2,62 0,85 0,13 0,01
В-20 0,602 22,78 3,38 1,24 0,05 0,04 1,46 1,05
Яблуновское Т-1 0,600 89,75 4,76 1,93 0,77 0,60 1,42 0,72
184
В отложениях девона в Днепровско-До-
нецкой впадине газовых или нефтяных место-
рождений не выявлено. Однако благоприят-
ный состав этих отложений, а также открытие
в аналогичных условиях месторождений неф-
ти в Припятском прогибе дают возможность
рассматривать девонский комплекс как один
из наиболее перспективных. В его составе
присутствует несколько мощных - пластов
соли, которые могут служить покрышкой для
газовых залежей в терригенной части раз-
реза. В табл. 40 и 41 приводится характе-
ристика газов и месторождений Восточной
Украины.
Шебелинское газоконденсатное месторож-
дение расположено к юго-востоку от Харь-
кова. Геологический разрез вскрыт до глу-
бины около 3000 м и представлен отложе-
ниями мезозоя — кайнозоя, верхней и ниж-
ней перми и верхнего и среднего карбона.
Основной продуктивный комплекс на место-
рождении —• нижнепермско-верхнекаменно-
угольный. Месторождение приурочено к круп-
ной брахиантиклинальной складке, фикси-
руемой по отложениям карбона и нижней
перми. Размеры складки 40x13 км (рис. 80).
Складка асимметричная. На юго-западном
крыле углы падения до 30°, на северо-во-
сточном не более 15°. Складка конседимента-
ционного типа, амплитуда ее уменьшается
от древних к более молодым отложениям,
в сводовой и присводовой частях многочис-
ленными нарушениями взбросового типа она
разбита на северо-восточный и юго-западный
блоки. Амплитуда нарушений достигает 100 м.
В сводовой части имеется небольшой грабен
амплитудой несколько десятков метров.
Залежь газа массивная, охватывает отло-
жения нижней перми и верхнего карбона.
Ее размеры 30х 10,5 км. Продуктивная толща
представлена терригенными породами (пес-
чаниками, алевролитами, глинами), которые
разделены ангидритами п каменной солью
на продуктивные горизонты. Основные из
них — араукаритовая, картамышская свиты
и нижнеангидритовый горизонт. Наибольшая
глубина залегания кровли нижнеангидрито-
вого горизонта 1570 м, картамышской свиты
1920 м и араукаритовой 2380 м.
Араукаритовая свита верхнего карбона
имеет мощность 460 м. Ее слагают алевро-
литы и глины. Коллекторами являются пес-
чано-алевролитовые породы, в составе кото-
рых выделяется шесть наиболее проницаемых
и газонасыщенных горизонтов — Ао, Ах, А2,
Ад, А4 и А5.
Картамышская свита представлена песча-
никами и алевролитами. Мощность коллек-
торов около 145 м. В составе толщи выде-
ляется сверху вниз пять наиболее прони-
цаемых горизонтов —.Mi, М2, М3, М4 и М-,.
Коллекторами нижнеангидритового гори-
зонта являются песчано-алевролитовые по-
роды. В 50 м выше нижнеангидритового го-
ризонта (не по всей площади) выделен сред-
неангидритовый газоносный горизонт в тол-
ще переслаивания мергелей, глин и ангидри-
тов общей мощностью 70 м. Кроме того,
имеется небольшая газовая залежь в триасе.
Она приурочена к центральному блоку
структуры и вскрыта в интервале глубин
750—1100 м. Продуктивный горизонт пред-
ставлен песчаниками, пористость которых
16—18%, проницаемость 0,106 мкм2.
Первоначальный газоводяной контакт ос-
новной части массивной залежи (картамыш-
ская и араукаритовая свиты) зафиксирован
на отметке —2270 м. Высота залежи 1160 м.
Ефремовское газоконденсатное месторож-
дение расположено южнее Харькова, в юго-
восточной части Днепровско-Донецкой впа-
дины, в зоне отличающейся широким разви-
тием соляных куполов и характеризующейся
несоответствием структурных планов палео-
зоя и мезозоя. Ефремовское поднятие по
кровле картамышской свиты (свита меди-
стых песчаников) представляет собой купол
размерами 12x7 км по изогипсе —3100 м,
ограниченный тектоническими нарушениями
(рис. 81). Амплитуда сброса на восточном
крыле складки достигает 1000 м. Благодаря
соляным куполам, прорывающим перикли-
нали палеозойского поднятия, в мезозое-
кайнозое сформировалась седловина, наибо-
лее погруженная часть которой соответствует
своду поднятия. Южное крыло купола круче
северного и осложнено продольным сбросом.
Амплитуда поднятия около 1400 м.
Газовая залежь вскрыта в отложениях
славянской, никитовской, картамышской и
араукаритовой свит в интервале глубин
1800—3375 м. Залежь массивная, коллекто-
рами служат песчаники и алевролиты. Зна-
чительную роль играют также трещинные
коллекторы. Месторождение имеет единый
ГВК, принятый при оценке запасов на абсо-
лютной отметке —3300 м. Высота залежи око-
ло 1300 м.
Запа дно- Крести щенское газоконденсатное
месторождение находится в 20 км от Красно-
града. Оно приурочено к погребенному па-
леозойскому поднятию, с запада и востока
ограниченному соляными штоками. По кров-
ле картамышских отложений поднятие пред-
ставляет собой антиклинальную складку
северо-западного простирания, осложненную
Белуховским и Крестищенским соляными
штоками (рис. 82). Размеры структуры между
штоками 10 X (6,5-г-4,5) км. Свод складки
пологий, широкий, осложнен тектоническими
нарушениями. На месторождении установ-
лены единая массивная газоконденсатная
залежь в отложениях картамышской свиты
нижней перми, араукаритовой и авиловской
свит верхнего карбона с этажом газонос-
ности 1163 м, а также газоносность хемоген-
ных отложений славянской свиты нижней
перми (подбрянцевская ритмопачка).
Руденковское газоконденсатное месторож-
дение расположено в 30 км южнее Полтавы,
в южной прибортовой зоне Днепровско-До-
нецкой впадины. Геологический разрез ме-
сторождения, мощность которого оценивается
в 6—7 тыс. м3, вскрыт до нижнего турне
(до глубины более 4700 м). Невскрытая часть
осадочного комплекса представлена, по всей
вероятности, терригенными отложениями. Ме-
сторождение связано с неструктурной ловуш-
185
РИС. 80. Шебелинское
газоконденсатное место-
рождение:
а — структурная карта
по кровле араукарнтовой
свиты; б — геологиче-
ский профиль.
1 — изогипсы в м; 2 —
внешний контур газо-
носности; 3 — сбросы;
4 — взбросы; 5 — газ;
6 — вода; НАГ — ниж-
неангидритовый гори-
зонт; СМП — свита I ме-
дистых песчаников (кар-
тамышская); АСК —
араукаритовая свита
карбона
Н.М
РИС. 81. Ефремовское газоконденсатное месторождение. Структурная карта по кровле картамышской
свиты (по А. М. Чернякову, А. М. Головашкину, И. Н. Сафонкиной).
1 — изогипсы в м; 2 — соляной шток; 3 — контур газоносности; 4 — тектонические нарушения
РИС. 82. Западно-Крестищенское газоконденсатное месторождение. Структурная карта по кровле про-
дуктивной толщи верхнего карбона.
7 — тектонические нарушения; 2 — изогипсы в м; 3 — контур газоносности; 4 — соляной шток
187
Характеристика месторождений природного газа восточной части Украины
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, мм Характеристика ра — песчани
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Солоховское 1954 1961 г Байосский 840—880 10,5 22
гк Намюрский, Н-7 2730—2740 4,4 17
гк Н-8 2780—2810 5,6 18
гк Визейский, В-6 2923—2994 6,9 14
гк В-7 2968—3048 4,8 10
гк В-14 3516—3548 15 17
гк В-16 3438—3528 11 10
гк В-17 3465—3584 10 7
гк В-19 3600—3728 20 14
гк В-20 3730
гк В-21 3850 — —
гк В-22 3940 ‘ —
гк В-23 4020—4050 13 14
Гадячское 1972 1975 гк В-16 4510—4650 23,3 13
гк В-17 4590—4714 2,8 10
гк В-18 4650—4826 28,2 12
гк В-20 4710—4853 17,9 12
Распашновское 1973 1977
гк Нижнепермский 3465 — —
гк П-1 3525—4156 17,7 12
гк Каширский, К-1, К-2 3768—4360 95,4 16
гк Башкирский, Б-6, 3580—3800 63 17
Б-12
гк Намюрский, Н-4, Н-6 3815—4090 53 12,5
Тимофеевское 1973 1978
гк Визейский, В-16 3840—3886 7,9 16
гк В-17 3900—3964 13,1 17
гк В-18 3980 2,3 10
гк В-21 4100 5,0—14,1 20
нгк Турнейский, Tj 4120—4158 23,1 17
Котелевское 1976 1979
гк Намюрский, Н-2 4434—4463 4,5 11,5
гк Н-3 4430—4480 2,8 14
гк Н-4 4445—4565 3,1 11
гк Н-5 4543—4718 14,2 14
гк Визейский, В-166 5358—5436 15 7,7
Новоукраинское 1976 1977
гк Нижнепермский 3515—3678 48 13
гк Нижнепермский — ' верхнекаменноуголь- 4290—4310 — —
ный
Гоголевское 1970 — ГН Намюрский, Н-5 4182—4207 16 12,8
Харьковцевское 1970 —
гк Визейский, В-16 4620—4641 17 12
нгк В-17 4695—4740 8,8 10
гк В-18 4650 —4816 8,5 12,5
гк В-19 4880—4929 4,4 8
гк В-20 5000—5020 5,6 10
гк Турнейский 5800
Руденковское 1970 —
гг Визейский, В-21, 3258—3598 3 10
В-23
гк В-25 3645—4076 4,7 11
1 гк В-26 3806—4380 20,8 9
188
Таблица 4Г
коллекто- ка Начальные ГВК. ГНК. ВНК, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/ма Началь- ный де- бит га- за, тыс. ма/сут (Диа- метр штуце- ра, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Прони- цаемость, 10-»» м» A+B + Cj С,
6—7 —696 8,2 25 148 6 205 1 871 8 854 102 7 150
1 — 18 —2 548 26,7 75 — — — 140 —
28—243 —2 614 28,5 76,5 98 — 364 1 —
20—50 30,9 — 81 — 34 571 —
0,5—1,2 32,4 — — — 114 —
2—16 —3 281 38,7 94 106 — 65 1 918 870.
2—32 —3 388 38,0 97 92,4 500 3 428 367 —
13,3 — 38,1 — 500 — 1 934 250'
31,7 —3 587 39,7 101 — 2 830 1 800-
- — 560
40,5 — — 2 720
40,7 .— — 950‘
41,0 924 443 877 —
0,6—22,2 48,3 119,5 256,5 1 582 623 9 318 3 897
49,0 —. 256 408 (12) — 190 —
0,4—75 50,9 122,5 290 431 4 469 —
5—327 50,4 286,5 528 762 —
3 594 28 466 5 730 2 940
1—10 —3 875,4 44,7 70,3 45,7 200—300 742 3 750 —
1—2 —4 100 47,1 74,5 58 500—700 2 308 19 212 2 790-
10—50 — 45,7 — 48 400—500 535 4 165 —
10—50 44,1 38,1 250 9 1 339 —
150—200 13,8 95 295,8 100 682 366 27 718 6 084 410
300—600 40,6 96 333 300 127 6 373 —
30—300 40,7 97 —. 500 — ПО —
130—300 43,1 100 374,4 1701 (24) — — 410
43,2 319,4 189 15 151 —
46,9 348,5 142,8 (8) 51 30 059 210 18 0401
• 46,9 348,5 59,7 (4) 3 827 4 110
47,7 348,5 800 (24) — 520 740
49,2 416,9 61 (10) 48 27 552 3 070
58,1 330,8 — 950 10 120
42,1 1 555 1 555 3 745 3 745 3 200 1 000
— — — — — — — 2 200-
0,4—72 —4 050 45,5 __ 1 000 1 182
48,1 1371,4 21,1 (6) — 2 590 890 5 000*
49,1 — 838 332 (14) — 810 —
49,8 — 12 409 (14) — 370 —
54,1 — 277,5 566 (16) —. 200 —
52,2 — 268 453 (18) — 320 —
— 5 000
0,1—0,4 — 30,5 — 40 100 19 569 634 12 940
1—20 —3 950,4 43,5 109 40 120 (4) — 2 000
5—13 —4 266,1 41,5 121 40 138 (16) — И 310 6 500
189»
Месторожден ие Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика ра — песчан и
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, % х
Матвеевское Михайловское Зачепиловское Пролетарское Вельское Гнединцевское Богдановское 1973 1963 1956 1966 1958 1959 1967 1959 1968 1963 1965 1971 гк гк гк гк гк гк г г г г нг нг гк гк гк гк н гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк нгк гк гк гк гк гк гк гк гк нгк гк гк Турнейский, Т-1 Т-2 Намюрский, Н-3 / Н-6 Н-ба Н-7 Визейский, 11 III IV VI Башкирский, Б-13 Намюрский, Н-3 Визейский, В-7 В-8 В-9 В-12 В-13 В-13а В-14 В-17 В-18 В-19 Московский, М-7 Башкирский, Б-5 Б-8 Б-9 Б-10 Б-12 Визейский, В-1 В-3 В-15 В-17 В-18 В-19 Байосский Триасовый, Тг Тпк Визейский, В-11 В-12 В-17 В-18 В-19 В-20 В-26 Нижнепермский — верхнекаменноуголь- ный Московский, М-4 М-6 М-8 4427—4460 2760—3625 3426—3454 3728—3948 3895—3908 3800—4003 875 945 1005 1140 720 765 1148 1164 1187 1295 1333 1353 1407 1482 1513 1543 1426 1665 1774 1823 1872 1947 2096 2326 2651 2800 2870 2890 1300—1513 1640—1820 1770—1820 3803—3846 3953—3977 3200 3220 3238 3271 3520—3590 1914 2093 2206 2398 4 34 3,7 4,5 5,2 5,4 20,1 10,7 19 13,2 3,4 1,9 1,2 5,7 7,8 5,9 2,1 5,4 4,7 11,3 5,2 9,4 13,4 14,4 4 18,4 6,5 11,7 3,4 13,8 7,3 4,7 2,4 11,1 3 1,8—5 2,8—7,5 28 6 1,5 5,1—10,3 7,8—15,6 6,8—13,7 22,5 1,5 10,8 27,5 8,4 10 8 13,6 11,5 11,5 14 22,6 20,7 22,8 17,5 23,2 15,6 16,5 20,2 25,2 148 20,0 20,0 17,8 22,0 23,0 25,0 22,3 20 16,7 18,6 6,1 17,6 16 13,8 13,5 11,2 13 10,2 18 31 12,6—29 0,1 0,1 16 16 16 16 16 13 16 20 12
Л 90
Продолжение табл. 41
коллекто- ка Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/м® Началь- ный де- бит га- за, тыс. м®/сут (Диа- метр штуце- ра, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м® Запасы газа на 1/1 1980j\, млн. м®
Прони- цаемость, Ю-«> м« А+В+С, С,
—4 340,3 61,6 122 42 525 640
0,1—2,2 —3 487,6 28,2 125 53,2 395 (14) 5 100 3 690 5 800 2 190
— — 35,2 — 69,8 600 400
— — 41,7 — 662 (18) — 870 680
— — 41,7 — 62 46,7 (7,9) — 380 530
— — 43,1 — 45 42,5 (16) 1 840 1 033 580 38
100—500 —725 8,8 31 80—120 —
50—250 —794 9,7 31 80—70 —
• 100—800 —820 10,1 31 40—120 —
100—600 —978 11,0 35 — 90 3 079 1 042 129
1—15 —601,2 6,8 24 55—61,7 — —
0,6—1,7 —662 24,7 —
2—24 — 1 115 12,0 33,8 — —
20—200 —1 125 12,6 32,6 — —
60—126 —1 139,7 12,6 32,9 — —
5—18 —1 296 14,1 36 . — —
— — 1 305 14,3 33 — — —
— 14,8 38 — —
10—100 —1 350 14,6 36,9 — —
— — 1 444 15,4 44,7 192—300 — — —
— — 1 460 15,4 46,1 — — —
— —1 435 16,3 48,1 — — 12 479 5 174
63—145 —1 330,6 14,6 39,5 40,3 200 — — —
10—80 — 1 562,7 16,9 45 35,5 200 — — —
10—40 —1 656,2 17,8 48 130 — — —
10—40 — 1 743,3 18,9 49,5 34,8 400 — — —
1—18 — 1 754,2 19 1 50 50,4 300 — — —
10—50 — 1 835,4 19,5 52 250 — — —
— —2 227 23,8 61 — 5 — — —
2—7 —2 238,5 23,8 62 40 400 — — —
3—15 —2 593,8 27,8 71 30,4 300 — — —
0,5—3,4 —2 690,5 29,9 75 28,8 10—170 — — —
0,1—0,8 —2 760,7 29,9 76 30 — — — —
0,4—6 —2 809,8 29,9 77,5 30 — 1 849 8 186
1000—2000 —1 368,6 16,8 42 18,3 240 1 165 308 —
20—200 — 1 531 17,4 50 24,5 40 121 366 —
10—400 —1 673 18,0 52 24,1 40 47 1 030 —
75 —3 675 102 362 538 516 5 782 —
75 —3 800 38,6 106 362 — 6 224 700 2 280 224
243 — 224
0,1—1264 —3 085 33,4 96 243 450 6 177 1 187 —
0,1—100 —3 108 33,9 96 — 420 — — —
32—380 —3 108 34,1 96 165 — — —
— — 36,7 96 310 314 (15) 47 475 1 093 2 504 —
35 — 1 767 — — — — — 26 —
86 200—300 —2 028 —2 093 22,8 — 319 250 254 424 27 343 253 617
6 —2 192 — — 250 — — 40 —
191
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика ра — песчаня
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
гк Намюрский, Н-1 2742 4,0 14
гк Визейский, В-17, В-18 2928 20,3 17
гк Турнейский, Т 3315 12 14
Лимано-Поти- 1967 1968
чанское г Намюрский, Н-3 Визейский, В-11, 1300 3,6—4,8 22
г 1500 4—12 18
В-13, В-16
гк В-19 1700 9,6 18
Радченковское 1950 1957 г Триасовый, Т1+2 900—970 22,6 19,8
г Верхнепермский, 4гб 1180—1270 1,8 16,3
г Намюрский, 2кб, Зкб Триасовый, Тик 1240—1280 4,6 22,5
Сагайдакское 1952 1955 г 700 10 17
Новогриюрьев- 1963 1970
ское г Московский, М-4, М-7 1342—1565 10,6— 17—26,8
15,4
г Башкирский, Б-13 1595—1968 13,6 21,5
гк Намюрский, Н-2—Н-4 Визейский, В-5—В-8 1777—1870 4,8—18,9 16,5
НГК 1861—2250 3,0—13,2 165
Глинско-Розбы- 1958 1967
шевское гк Башкирский, К-14 2678 6—7 15
гк К-15 2741 6—7,7 9
гкн Намюрский, Н-5 3028 5-9 9
гкн Визейский, В-16в 3200 13—20 12
гкн В-16н 3250 5,5—25 13
гкн В-17в 3320 3,5—9 14
гкн В-17н 3400 10—36 12
гкн В-18 3450 8—33 16
ГНК В-19 3520 23—43 16
гкн В-19 3600, 2—14 10
гк В-20 4190 9,7 —
Машевское 1962 1968 гк Пермский, П-2 3306 9,4 11,7
гк Каширский, К-1 3400 15,5 10,9
гк К-2 3450 115,8 14,4
гк к-з 3676 8,9 15,3
Ланновское 1965 1971
гк П-1 3357 3,9 9,4
гк П-2а 3480 14,3 12,0
гк П-2 3442 9,2 13,0
гк Каширский, К-1 3900 9,4 11,0
гк К-2 4009 15—15,6 12,6
Опошнянское 1969 1972
гк Башкирский, Б-12; 4—11 11—15
гк Намюрский, Н-За, 2900—2950 9 16
Н-Зб Н-46, Н-4в 2960—3100
гк Визейский, В-14 3800 11 12
гк В-15а 4050 12 12 '
гк В-16а, В-166, В-17 4250—4270 12—47 9—12
192
Продолжение табл. 41
коллекто- ка Начальные ГВК. ГНК. В НК. м Началь- ное пласто- вое давление. МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата. г/м2 Началь- ный де- бит га- за. тыс. м’/сут (диа- метр штуце- ра, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Прони- цаемость, 10’1а м2 A+B+Ct С,
—2 591 596 455 6 106
60 —2 842 30,4 85 274 352 37 745
1 0,1 — 1 —3 150 — — — — 62 717 1 388 50
— —1 231,4 13,2 45 —-. 386 (15) 236
— — 14,2— 15,9 — — 143 (10) — 477 50
233 — 17,5 56 — 460 2 481 675 —
200—500 —845 9,6 38 2 290
172—500 —1 088 — 44 — 55
400—1200 —1 158 11,6 46 — 136
5—54 —626 6,8 33,5 — — 27 35 43 1 448 64
10—350 — 9,7—12,9 29,8 — — 7 293 47
30—250 — 16,1 — 269
0,7—90 — 19,0—19,9 47—50 41,3 22 334 17
0,1—50 — 21,1—24,9 — — — 6 32 770 552 33 737 —
—2 527,5 26,8 67,7 .
— —2 637,5 27,8 71,7 150 505 (19) — —
— —2 891,3 31,8 81,2 170 390 (11) - —
— —3 626 38,4 92,3 180 160 (10)
645 —3 626 38,4 97,9 223 175 (12) —
—3 626 38,8 98 224 35 (8) —
1697 —3 626 39,0 103 224 524 (14) —
292 —3 626 39,2 103 248 692 (16) — — —
2—86 —3 626 39,2 103 248 722 (16) — . —
— —3 626 40,8 112 — 22 (13) —
— —4 088 44,6 120 — — 14 455 18 321 4 820
0,1 — 1 — 34,3 71 26 40 —
0,5—10 —4 020,5 43,8 72 45 272 .
1,6—1,8 —4 020,5 43,8 73 45 243
9,7—55 —4 020,5 43,8 74,5 45 190 2 504 181 134
—3 437,5 38,9 71,5 20 276 (11)
—3 437,5 39,5 71,5 19 .
0,1—292 —3 437,5 39,5 71,5 19 552
—3 880 41,7 82 19 245
0,07—7,8 —3 904,7 42,1 82,5 19 30 8 979 33 775 4 088
0,6—36 — 32,0 87 9,3—10,6 500 1 125 546 846
2—198 — — 92 59,5— 81,6 — — 341 322
0,5—2,9 —4 090 44,6 108 8—15,3 1 437 4 003 2 118
1—20 — 45,0 110 12,2 — 1 213 4 480 593
7—78 46,9 123 12,6— 13,0 480—550 4 904 24 405 209
7 Зак. 192
193
К Характеристика ра — песчани
Месторождение Год открьп Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Заиадно-Сос- новское Великобубнов- ское Кременовское Восточно-Пол- тавское Чутовское Абазовское Семен цовское Куличихинское Николаевское Новоселовское 1966 1968 1969 1974 1976 1977 1978 1978 1965 1968 1969 1971 1977 гк г к гк гк гк нгк нгк гк гк гк гк гк гк гк нгк нгк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк г гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк Картамышская свита Визейский, В-15 В-17, В-18 В-19в В-19н, В-20 Башкирский, Б-8 Б-12 Намюрский, H-3 Визейский, В-1, В-2 В-3, В-4 В-16 В-17 В-18 В-19 В-20 В-21 Каширский, К-Н К-12 Московский, М-1 М-3 П-1 Намюрский, Н-4 Н-5 Н-6 Н-3 Н-6, Н-7 Визейский, В-15 В-16 В-17 Турнейский, Т-1 Визейский, В-25 Башкирский, Б-5 Б-10 Б-11 Б-12 Визейский, В-1, В-2 В-5 В-6 В-11, В-12 В-14, В-15 В-17 3465—3918 2987 3056 3116 3145 1200 1350 1425 ' 1600 1800 2000 2100 2150 2200 2250 2300 4420—4466 4480—4512 4543—4586 4813—4860 2570 4310—4340 4375—4385- 4394—4434 4175—4190 4310—4358 3757—3816 3825 3885—3920 4092—4183 2500 1630—1650 1830—1840 1870—1876 1900—1910 2200—2220 2300—2330 2320—2335 2450—2485 2555—2580 2700—2746 3,3 4,3 7,2 14,6 13,0 14,6 3,3 13 1,7 9,0 2,8 6,2 8,2 145 25 7,5 5,2 10 10,7 11,2 9,6 8,5 9,3 28,1 12,4 9,8 2 64,1 5,3 5 2 1,4 5 5 7,5 8 10 10 5 2—15 20 21 18 20 28 25 21 23 17 16 16 16 17 16 16 12,5 10 9,8 9 И 14 И 12 13,8 15 18 14 15,9 16 17 12 13 15 12 14 11 10 13 10
194
Продолжение табл. 41
коллекто- ка Начальные ГВК, ГНК. ВНК. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура пласта, ®С
Прони- цаемость, Ю"15 м»
. £До 88 —3 775 — —
21—279 30,4 88
0,1 — 1800 — — 89
4,5—76,0 ; 90
2,6—970 — 31,9 95
12,1 .
552 —1 269,3 13,9 34
125 —1 339,5 14,4 35
626 —1 563,9 16,7 39
287 — 1 568,6 16,7 39
127 — 1 891,5 20,2 45
17 — 1 960,9 23,6 46
8 —2 025,2 23,6 47
83 —2 064,1 23,6 48
25 —2 230,5 24,0 50
197 — 24,0 —
0,2—2,6 —4 352,6 45,9 96
0,1—0,2 —4 398,6 47,9 99
0,5—0,8 —4 460 47,0 102
0,2 —4 745 50,4 107,5
— — — —
— 47,2
— — 46,1
— — 48,1 —
— — 46,3
— — 45,9 —
40,9
— — 41,5
— — 39,8 —
— — 43,5 ——
100—200 —2 770 29,4 86,5
5—50 — 1 530,2 16,3 43,5
0,1—0,2 —1 757 18,5 . 50
0,2—1,6 — 1 757 18,6 53
48—150 —1 791 19,3 53,4
— —2 098,7 21,9 58
— —2 213,9 23,4 60
84 . —2 250 22,6 64
0,5—10 —2 365,6 24,5 64
0 7—30 —2 459,4 24,7 66
0,3—7 —2 626 25,5 66
Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/м1 Началь- ный де- бит га- за, тыс. м*/сут (Диа- метр штуце- ра, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м»
С,
20 300 — — —
1 037 3 900 1 064
111
490—1000 — — — —
490
520 — — —. —
2 164 4 436 —
58,0 —
58,0 200 — —
69,0 — ——
74,5 500
74,5 — —
80,8 150 —. —
85,5 — —
91,0 —
91,0 — —
93,8 100—400 —. — —
95,1 100—400 — —
— 7 630 1 460
ПО —— 2 740 ——
102 — — 340 —
106 105,3 2 450
2 100 1 460
9 905 12 935
• 440
2 060 2 675
194,8 539 720 445
155,2 840 — 640 500
- 242,7 (8) — 700 1 730
— 4 480 7 970
215 1094(21,8) — 2 090 3 780
340 1122(19,8) — 2 390 4 190
47 9 603 4 880
374 336 (14) 47 943 830
304,8 570 (14) 780 1 100
208 118 (10) — 150 —
330 250 — 7 730 2 950
— 160—200 980 2 020
— 440 1 ПО —
—• 200 78 122 —
— — — 70 —
—_- - - - - - 45
— 250 200
106,2 — 80 20 —
—. 500 149 76 —
500 170 —
— 250 6 15 —
— 376 127 152 —
— 376 — 240 —
7*
195
К S 2 х Глубина залегания, м Характеристика ра — песчани
Месторождение ай о о Год нача/ разработк Залежь Продуктивный горизонт Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Восточно-Ново- селовское Юрьевское Богатойское Миролюбовское Медведовское Голубовское Левенцовское Шебелинское Спиваковское Кегичевское Ефремовское 1969 1974 1976 1966 1969 1965 1963 1950 1958 1963 1965 i 1975 1978 1978 1956 1961 1965 1967 гк гк гк гк гк гк нгк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк г г гк гк г г г г гк гк гк г гк гк гк гк гк гк гк Московский, М-7 Башкирский, В-5, В-6 Б-10 Б-12 Намюрский, Н-1, Н-7 Визейский, В-1—В-3 В-15 В-19 В-21 В-22, В-23 В-25 В-26а Башкирский,Б-13 Намюрский, Н-2 Турнейский, Т-1 Авиловская свита Мелиховская4-кар- тамышская свиты Араукаритовая свита Башкирский, Б-4 Б-5 Намюрский, Н-3, Н-4 Визейский, В-1, В-5, В-6 В-16, В-18, В-22 Башкирский, Б-1 Намюрский, Н-1 H-IV Визейский, В-IV, B-V Нижнеангидритовый Картамышская свита Араукаритовая свита Нижнепермский Славянская свита Картамышская свита Араукаритовая свита Славянская свита Никитовская свита Картамышская свита Араукаритовая свита 1400 1650 1850 1925 2100 2250 1380 1500 1530 1555 - 1620 1690 2480 2570 4447 2400 3000—3808 3500—3860 911 973 1322 1934 710—870 816—850 1050—1150 1310—1450 1450—1570 1570—1920 1920—2380 . 700 1950—2150 2400—2950 3085—3120 1800—2250 1900—2650 2150—3375 2900—3375 10 17 8 8 3—16 4—8 6 6 15 6 9,1 15 4,7 51,1 5,4 12,1— 38,0 54,3— 347,4 4 6,4 6—10 4,5—6,4 7 2,8 6,4 12,4— 2,8 35,8 92,8— 28,8 51,1 11,8— 19,7 6—9,5 28,1 8,5 6,5 23,2 90,0 20,4 17 15 12 20 8—12 14—18 26 23 12 12 12 23 13,7 7,2 12 13—15 12—15 20 22 18—24 14—20 19 13,9 14,6 18—12 4,43 8,85— 6,67 11,1 11,4— 14,5 16 12 11 16,0 1,5 17,5 10
196
Продолжение табл. 41
коллекто- ка Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/м3 Началь- ный де- бит га- за, тыс. м3/сут (диа- метр штуце- ра, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м1
Прони- цаемость, 10->‘ м» A+B + Ci Cl
300—550 — 1 326 13,8 39,8 215 1 046 336 1 554 354 —
40—120 — 1 533 16,2 45 — 200 — 340 —
0,2—0,8 — 1 751 18,5 51 20 300
250—350 —1 817 19,0 53 — 150 279 11
— — 19,1—19,9 55 — 100 56 464 —
22,6—23,5 61 300 375 85
— — 1 437,4 13,4 14,5 47 — 1 116 — 1 320 250 180 700»
— 1 579 15,7 49 — — 75 —
— — 15,6 — — 1 015 — 110 —
16,6 105
16,8 — 71 1 014 — 600 700
25,1 62,1 — 10 970 690 25 800 720
— — — 96 — — — 1 000
— 47,9 — 27,5 161,9 — 10 280 24 080
05—1,3 —2 253 23,6 85,3 200 100 97 261 —
3—22 —3 696 38,0 81 42—63 — 425 96 42 425 14 154 1 800 1 480
2—100 —3 696 81 83—87 329 28 271 320.
. —771 9,4 34 — 440 52
0,6 —836 9,2 35 — — — — —
17—400 — 12,6 50 — — — — —
1,1 — 12 13,4— 52—72 — — — — —
27 —585 21,6 6,6 31 100 — 836 90
5 —647 7,4 33 — 60 — 53 —
0,5 —1 037 9,9 37 — 60 — 258 —
6—48 — 12,7 51 — 87 — 435 —
5—10 23,1 50 12,0 365 478 906 108 524 49 094 17 476 —
5—10 —2 270 23,5 55 12,0 500 317 585 26 415 —
3—20 —2 270 24,2 62 12,0 600 52 797 5 203 —
0,5—5 —600 5,9 25 — 8—100 517 264 —
7—23 18,6 55 23,1 125—700 13 580 3 348 4 507 46,9
4—29 —2 725 30,0 68 25,7 440 10 232 3 768 —
1,5 —2 942 32,4 71 15,1 — 270 —
—3 300 57,3 24,8 44 387 65 583 11 336 1 136
1—8 —3 300 33,5 60,0 12,8 280 1 НО 2 734 10 200
12 —3 300 35,4 71,3 11,5 50—2200 37 626 55 906 —
9 —3 300 36,0 76,0 14,7 200 5 651 6 943 —
197
Глубина залегания, м Характеристика ра — песчани
Месторождение Год откры Год начал разработю Залежь продуктивный горизонт Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Суходоловское Малосорочин- ское 1971 1969 1979 НГК г ГН Башкирский, Б-12, Б-13; намюрский, Н-2, Н-3 Визейский, В-19 В-21 В-23 3350—3450 2350—2200 2350 4—8,3 5,1 — 15,4 15,5 10—13,5 15 9
Рыбальское 1963 1965 г гк Байосский Триасовый, Тп-|-Тпк 1313—1342 1494—1534 14 11 22 19
Юльховское Мелиховское Западно-Ефре- мовское Краснопопов- ское Лобачевское 1967 1967 1972 1961 1970 1975 1973 1965 гк гк гкн гкн гкн гкн гкн гк гк гк гк гк гк гк гк г г г г гк гк гк гк гк гк гк гк г гк гк Московский, К-6 К-7 К-8 К-9 К-9а к-ю К-13 Визейский, В-14 В-16 В-17 В-17а В-18 В-20 В-21 В-22, В-23 Московский, I II, Па, Пб, Ив 111, Ша IV, IVa Башкирский, V VI VII , Vila VIII, Villa IX Подбрянцевская свита Картамышская свита Араукаритовая свита Картамышская свита Триасовый Башкирский, III Московский, I—IV 2172—2304 2189—2272 2212—2305 2284—2361 2352—2439 2420 2370—2593 3007 3109 3162 3202 3265 3386 3544 3594 354 590 863 1043 1182 1226 1278 1408 1669 2240—2600 2700—3430 3400—3785 3400 400—450 1000—1150 1350—1920 2,7 6,6 2,8 3,05—8,6 4,7—8,2 8,7 10,5— 385 10,6 2,7 6,7 2,6 11,4 1,8 3,8 7,2 6,8 3,5—4,9 10 6,2—8,8 5,2 4,2 28—4,2 3—9,6 6,7 13,1 29 80 15 7 8,9 7,9—13,7 7 17 20 22,5 13,4 17,4 18,3 16 14 14 14 16 14 12 14 28 17-26 20 16—21 15 13 14 12—15 18 16 13 14 10 14,4 5,7—14,5 14—19
гк Башкирский, V 1959—1974 5,7 12
198
Продолжение табл. 41
коллекто- ка Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура 1 пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/ма Началь- ный де- бит га- за, тыс. Ма/сут (диа- метр штуце- ра, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980г., млн. ма Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Прони- цаемость, 10-“ м2 А+В + С, С.
0,1—40 — 34,8— 38,6 91—95 — — 713 3 547 181 900 110
17—79 — 23,3— 24,2 66—68 — — — 47 110
2,5 — 25,7— 26,5 72 — — 12 389 134 18 367 1 145
20—80 —1 256,7 13,1 47 4 — — — —
90—260 — 13,5— 15,4 48—50 32 — — — —
— —2 165,3 21,8 57 124 343 — — —
— —2 190,4 22,0 59,5 • 124 358 — — —
—2 231,1 23,0 59,7 101 302 — — —
6—400 —2 312,7 23,6 64 — — — — —
—2 312,7 24,4 66 — — — — —
67 —2 312,7 24,8 67 — — — — —
20—200 —2 513 26,3 74 51 — — — —
20—100 —2 928,6 30,4 76,5 88 130 — — —
—3 216 34,2 87 88 107 — — —
30—102 —3 417,5 35,6 90,1 90 100 .— — —
129 —3 442 35,6 97 90 200 — — —
41—101 —3 443,5 36,1 88 90 — — — —
39—163 —3 458 36,8 90,3 296 80—360 — — —
0,2 —3 588,7 37,8 96,2 296 265 — — —
29—132 —3 703,7 38,8 101,3 236 265 1 501 4 284 783-
300—600 —476 4,9 30 — 205 — — —
400—690 —525 — — — — — — —
807 24 (6—7) — — —
130 —980 11,0 43 — 61 (7) —- — —
2—20 —1 125 — — 4 52 (7) — — —
— — — 4 52 (7) — — —
— — 1 240 — — 4 27 — — —
7—15 — 1 349 — — 4 25 — — —
12—42 —1 620 17,7 60,2 4 10 13 492 33 081 5 100
39,7 — — 775 850 2 810 5 100
1,5—16 39,2 64 36,8 240 2 063 10 246 —
1,7—20 — 40,4 85 36,8 900 10 579 20 025 —
0,1—0,6 — 4,05 70 — 61 1 200 321 168
0,01—55 . 4,0 22 37 1 177 — —
1—31 — 11,9 38 — 69 23 324 321 3 776 168 507
6—83 — 13,8— 20,5 47— 66,5 19 115 (10) 324 3 494 507
3 — 1888 20,8 68 — — — 282 —
199
CR К Глубина залегания, м Характеристика ра — песчани
Месторождение 3 о К о Год начал разработю Залежь Продуктивный горизонт Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Вергунское Боровское Леляковское Мильковское Озерянское Кливско-Крас- нознаменское Белоусовское Кошевойское Яблуновское Луценковское Качановское 1965 1964 1962 1960 1978 1972 1977 1978 1977 1979 1957 1970 1967 ГК г г г г г г г г г гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк г ГН ГН гк НГК Московский, I 11 III IV Башкирский, V VI VII VIII IX Б-1 Б-7 Визейский, В-27 Турнейский, Т Московский, М-2н М-3 М-7 Башкирский, Б-Зн, Б-4, Б-5 Визейский, В-16н В-18н В-19в В-20 В-21 В-22 В-26 В-15, В-16 В-24, В-26 В-26 В-19 В-16— В-17 Турнейский, Т Визейский, В-22н П-2 Московский, К-7 К-8 К-9— К-13 Визейский, В-14— В-17 В-11, В-12, В-19, В-22 1165 1674 1758 1620 1749 1793 1989 2047 2082 1450—1500 1725—1800 3636—3642 3720—2726 2326 2359 2526 2626 2914 2955 2984 3031 3046 3060 4366—4385 4174—4600 5255—5630 4002—4008 5570 3800—4000 4686—5002 5115—5157 1725 2102—2215 2200—2210 2361—2550 2900—3300 3000—3360 9,7 3,0 5,2 4,4 7,0 3,6 5,3 11,2 8,3 11,9 17,2 4 3,7 9,3 9 14,4 3,2 2,4 2,0 6,8 4,9 2,4 1,8 2,4 9,3—15,4 I 8,2 2,8 17 30—39 52,3 5,2 9,7 9,3 2,5 4,1—9,8 4,2—22,3 2,9—22,3 22,0 12,0 12,0 13,0 12,0 13,0 12,0 12,0 10,0 21,6 18 17 16 21 19 18 15 18 18 18 18 17 19- 9 10—12 1 Ю,5 16 12,3 17,5—18 12 10 21 19 20,8 17—19,2 10,5—13 10,5—13
200
Продолжение табл. 4
коллекто- ка Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура пласта» °C
Прони- цаемость, 10““ м8
8—576 — 1066 12,0 40
10,7 — 1568 12,0 50,8
— 12,0
—1648 17,7 53,8
4—11 —1661 17,7 56
0,06—4 — 1730 17,7 56,8
0,7—6 —1889 21,4 64,8
0,5—12 — 1969 21,4 67,2
— — 1982 21,4 68,3
2—30 —1370 15,1 67
8 —1641 17,7 77
38,0
— — 34,4 —
186 —2186 23,7 72
373 —2233 24,2 72
41 —2397 25,7 77
— — 27,0 89
—2785 29,5 88
262 —2812 30,6 93
555 —2830 30,6 89
100—800 —2889 31,0 87
132 —2924 31,0 87
132 —2924 31,0 87
— — 37,8 —
50—150 —4 486 53,0 120
— — 62,8 —
— — 37,5 —
— — 57,5 —
39,9 104
— — 68,4 —
— — 51,4 —
15—76 —1552 17,2 48,5
36—279 —2008 22,1 57
12—38 —2020 22,1 57
0,2—157 — 23,0— 24,7 58—66
0,2—55 — 30,6— 31,4 71—76
0,2—55 — — —
Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/м8 Началь- ный де- бит га- за, тыс. м8/сут (Диа- метр штуце- ра, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
А+В + С, С,
2 744 375 601
2,9 46 (5) —— —
4,2 48 — —_
68 —
7,52 62 —. —
— 426 —
8,8 22 — — —
19,1 — — —
19,7 43 — — —
— 45 — —— .
1 147 704
15 397 341 322
21 466 806 82 —
540
— 358,4 (5) — 294
— 334 (12) — 246 —
14 1 512 6»
238 — 1 ОН —
1117
104 — — — —
140 — — — —
303 10 419 6»
303 — — — —
303 — — —
303 — — —
4 303 4 82 —
303 — — — —
— 239 (5,8) — 59 1 041
383 7 172 8 780
128,4 469 (12) 383 6 335 3 741
105 159 (9) — 637 4 626
603 219,8 (15) 27 288 1 765
207 46,2 (6) — 460 1 262
23 907 26 140
— — 4 780
— 660 (15) — 23 907 8 060
— 35,8 (8) — 200 520'
897 6 984 1 051
— 200 — 1 051
— 300 —- —
— 350 — — —
81 300 — — —
— — — — —
— — — — —
201.
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика ра — песчани
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, о О
Артюховское 1971 — гк В-19 3995 6,3—9,5 14
гк В-19а 4041 7,2—11,9 14
гк В-20 4100 7,1—9,4 16
гк В-26 4215 7,7—16,6 14
Новотроицкое 1963 1974 гк В-18 3300 18,8 16,3
Анастасьевское 1973 — гк В-196 4555 8,7 15
В-19в 4580 3 13
В-226 4700 2,5 14
гк Турнейский, Т-1 4786—4815 2,8 15
Шумское 1978 —
гк Визейский, В-20 4524 3 14
гк Турнейский, Т-1 4778 — —
Васильевское 1977 — гк Визейский, В-17н 4097 7,2 13,6
гк В-18а 4197 7 13
гк В-18в 4272 3,2 13
гк В-22, В-23 4643 — —
Новониколаев- 1979 — гк В-26 4160—4185 2,8—5,6 11-13
ское
Западно-Сос- 1966 1969 гк Картамышская-|-арау- 3350—3920 14,6 Н,2
невское каритовая свиты
Западно-Кре- 1968 1970
стищенское гк Подбрянцевская сви- 2390—2470 24,8 23
та
гк Картамышская свита 2700—3790 30 14
г к Араукаритовая, ави- 3200—3895 75,1 — 14—16
ловская свиты 93,6
Дружелюбов- 1976 —
ское гк Московский, М-2 1609—1632 4,7 19
гк М-3 1743—1754 3,9 19
гк М-4 1747—1767 12,4 23
нгк М-5 1763—1770 10,1 18
гк М-6 1945—1983 7,6 20
гк М-7 1962—1980 15,7 18
г к Башкирский, Б-2 2170—2222 15,3 17
гк Б-3 2265—2325 21,9 18
гк Б-4 2315—2358 6 16
гк Б-10 2630—2685 9,2 13
Талалаевское 1971 1973
Талалаевский гк Визейский, В-15 3360—3502 2,0—3,2 16—21
СВОД гк В-16в 3430—3436 2,0 14
гк В-16н 3473—3476 4,6 16
гк В-17 3482—3522 6,8—19,5 19
гк В-18н 3548—3566 9,2 18
гк В-19 3584—3596 7,4 18 '
гк В-26 3740—3779 14,8 17
гк Турнейский, Т 3797—3828 4,1 13
Скороходов- гк Визейский, В-20 3555—3578 4,1—5 18
ское подня- тие
Матлаховское гк В-17 3352—3419 12,2 19
поднятие гк В-26 3580—3644 5,8 18
•202
Продолжение табл. 41
коллекто- ка Начальные ГВК. ГНК, ВНК. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата. г/м8 Началь- ный де- бит га- за, тыс. м’/сут (Диа- метр штуце- ра, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980г., млн. м8 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Прони- цаемость, 10-1» М2 A+B+Ct С,
63—1236 41,6 1041 105 950 8 449 740
63—1236 — . 42,5 — 1041 260 — — —
63—1236 — . 42,8 115. 1041 260 — —
63—1236 — 44,1 121,6 382 260 — — —
300—2000 —3 232,3 35,6 79 338,5 600 (17) 2 121 9 499
100—300 - . 48,2 1285 519 11 11 2 150 1 290 7 862' 7 862
100—200 40—80 — 47,7 51,1 5,2 — 921 365 372 906,4 (20) 860
48,6 600 698 (17,9) 17 17 381 381 1 300
— 1 300
— 44,9 205 (12) . 1 650 I 080 390
— — 48,3 — — 300 (18) — 470 —
— — 44,2 — — 152 —— 100 —
— — — — — 179,9 — — 390
— — 44,1 — — 35 (8) — 200 770
3—30 — 41,8 86 — 232—310 3 083 1 931 —
6,1—13,9 — 27,9 57 — 72,1 (6) 143 459 189 441 322 27 451
11 —3 720 40,4 75 36,8 500 3 332 41 433 14 155
30—140 —3 720 40,7 77,5 39,6 1400 140 127 147 786 13 296
15,8 269 (16) 22 9 916 200 321
17,5 — 47,8 1 91 —
17,5 —- 47,8 2 229 —
— —1 698 18,6 — 47,8 — — — 84
— — 19,5 — 47,8 2 865 —
— —1 835 25,1 — 47,8 328 (15) — 132 237
27—378 — 21,7 — 47,8 355 (13) 5 1 764 —
27—378 — 23,1 — 47,8 8 5 057 —
— 23,3 — 47,8 — 4 359 —
—2535 26,3 — 47,8 572 (17) — 1 219 —
. 35,6 831 1 174 1 158 5 045 2 954 692 397
— 35,8 — 831 —
37,1 — 831 — —
1—3 — 37,0 — 831 — — —
— — 37,1 — 831 —
— 37,5 — 831 — — — —
1—45 — 39,5 — 1123 — —
— — 38,7 — 1123 ' — — —
— — 37,8 — 722 — 16 911 —
35,0 1380 995
— — 37,5 — 302 — — 185 295
203.
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика ра — песчани
Эффек- тивная мощ - ность, м Пори- стость, %
Перещепинское 1963 1965 ГН Башкирский, Б-5 1663 2,3 16,0
гк Б-6 1700 1,8 16,0
гк Б-7 1734 2,5 18,0
гк Б-8 1770 12,3 16,6
нгк Б-9 1877 11,5 16,5
нгк Б-10 1300 2,5 14,1
нгк Б-12 2000 13,5 17,9
гк Б-13 2060 5,1 15,1
гк Намюрский, Н-1 2100 2 13,8
гк Н-3 2154 4,2 15,3
гк Н-4 2200 7,5 17,2
гк Н-5, 2257 2,4 12,5
Н-6
гк Н-9 2383 ' 3,8 16,0
гк Визейский, В-4 2500 2,2 12,0
г к В-5 2544 2,0 —
гк В-10 2694 2,4 12,0
гк В-23 3280—3345 7 8
гк Турнейский, Т-1 3600—3640 16 7
Восточно-Мед- ведовское 1977 1978 гк Никитовская, А-5; картамышская, А-6, 3245—3329 9,2—25 13-14
А-7
Араукаритовая, К-1, 3636—3809 25 14
К-2
Волоховское 1969 1978 гк Московский, М-2, 2685—3073 — —
М-7
гк Башкирский, Б-2 3266—3320 13 13
гк Намюрский, Н-4 4192—4233 19 12
гк Н-8, Н-9 4262—4324 22 11
Западно-Старо- 1970 —
веровское гк Араукаритовая, К-1, 3900 36 10
К-2
Бсрезовское 1977 — гк Намюрский, Н-5 4564 22,8 12,7
Коробчинское Коробчин- ский свод 1979 гк Московский, М-6 2700—3500 — —
3034—3044
гк Визейский, В-17, В-18 5 13
гк В-24— В-26 3050—3115 6 13
Ртищевский гк Намюрский, Н-4 — — —
свод гк Визейский, В-17, 3399—3407 70' 13
В-18
Червоноярское 1979 — гк Верхнекаменноуголь- 3292—3660 72 14
ный, Г-6
Кондрашевское 1971 1979 г Башкирский, Б-1 1176—1187 4,3 17
г Б-1 ' 1235—1241 3 14
г Б-1" 1275—1282 3 14
г Б-2 1275—1282 3 14
г Б-2' 1398—1406 3,5 16
г Б-3 1594—1607 6 15
г Б-6 1810—1863 17 15
г Б-6 ' 1910—1920 4 14
204
Продолжение табл. 41
коллекто- ка Прони- цаемость, 10-“ м» Начальные ГВК, ГНК. ВНК, м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, “С Содер- жание стабнль- ного кон- денсата, г/м* Началь- ный де- бит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная добыча газа на 1/Г 1980 г., млн. м* Запас на 1/1 млн А+В + С, ы газа 1980 г., . м3 с,
1—140 1—82 3—15 0,3—3,2 11—189 2-64 5—20 40—300 5—20 0,1—0,3 0,7 3—30 —1 555 —1 595 —1 625 —1 695,8 —1 762,5 —1 792 —1 909 —1 981,2 —1 999,2 —2 056,6 —2 105,9 —2 129,4 —2 278 —2 570 —3 539 —1 150 —1 813 16,3 16,7 17,1 18,4 18,7 19,4 20,6 21,2 21,6 21,8 22,6 22,9 23,6 27,7 42,6 38,9 41,4 34,1 44,7 41,2 48,4 33,0 33,0 33,0 40,9 12,4 14,3 49,8 50,8 51,6 53,4 55,8 57 60,3 62,6 64 66 67 68 70,6 88 38 58 51 336 336 33,6 33,6 33,6 35 36 91,5 91,5 189—200 391,7 139 115 175 190 70,0 306 200 350 40 919 (31,3) 160,6 (И.5) 147,6 (9) 72,9 (9) 150 (11) 425 (12) 2156 389 906 130 (10) 80 120 3 933 2 242 1 237 229 34 191 195 195 226 226 9 9 1 571 808 281 7 71 404 3 405 1 205 2 200 6 374 2 374 800 1 000 2 200 1 606 9 940 1 460 500 700 260 2 010 1 528 191 40 40 567 80 110 450 1 450 550 680 1 000 1 100 700 400 300 22 620 940 3 000 50 830 830 1 020 270 2 000
205
Месторожден не Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
ра — песчани
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, % .4
Капитановское 1975 —
г Московский, I 1328—1335 3 18
г II 1454—1472 8 19
г III 1570—1579 4 18
г IV 1632—1642 6 19
гк Башкирский, V 1760—1798 9,5 17
Муратовское 1977 —
гк Среднекаменноуголь- 2570—2588 6 14
ныи
гк Намюрский ’ 2904—3048 26 13
Зайцевское 1977 — гк Московский, М-2 1400—1416 4 й 24
кой в зоне замещения песчаных пластов гли-
нисто-карбонатными в пределах северо-за-
падного моноклинального склона Суходолов-
ско-Нехворощинского блока. Эта зона соот-
ветствует резкому погружению склона в цен-
□3/ И.
РИС. 83. Руденковское газоконденсатное место-
рождение. Структурная карта по кровле продук-
тивного горизонта В-25-26.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
площадь газоносности; 4 — тектонические на-
рушения
тральную часть впадины и прослеживается
на десятки километров. Она осложнена
структурными носами и тектоническими на-
рушениями’» продольного и диагонального
направлений. К одному из таких осложнений
и приурочено месторождение
(рис. 83).
Промышленные притоки газа по-
лучены при испытании интервала
глубин 3500—4400 м из отложений
нижнего карбона, представлен-
ных чередующимися песчаниками,
алевролитами, аргиллитами. Залежи
литологически ограниченные. }Этаж
газоносности превышает 800 м.
Мощность отдельных выклиниваю-
щихся пропластков мелкозернис-
тых песчаников достигает 15 м.
Границы залежи определяются ли-
нией выклинивания песчаных плас-
тов изоной тектонических'ослож-
нений, связанной с резким погру-
жением моноклинали в центр,
впадины.
Машевское газоконденсатное мес-
торождение находится в 20 км юго-
восточнее Полтавы, в пределах
Центрального грабена. Мощность-
осадочной толщи в районе месторож-
дения 9—10 тыс. м. Вскрытый геологический
разрез общей мощностью более 5000 м пред-
ставлен отложениями верхнего карбона,
перми, триасы, юры, мела, палеогена, нео-
гена и антропогена. Каменная соль девон-
206
Продолжение табл. 41
коллекто- ка Начальные гвк. ГНК. ВНК. м Началь- ное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/м* Началь- ный де- бит га- за, тыс. Ма/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Запасы газа на \/\ 1980 г., мин. ма
Прони- цаемость, 10“16 ма А+В+С, с2
— 1 500 —
• — — 13,2 — — — — 100 —
— — 14,4 — — — — 400 —
— — 15,4 — — — — 200 —
— — 16,2 — — — — 300 —
— — 17,9 — 40 191 (12) — 500 —
— 700 1 600
— — 25,5 — 54 308 (14) — 100 600
— — 31,2 — 436 95,1 — 600 1 000
— — 1 234 13,9 — 136 134 (10) — 300 —
ского возраста вскрыта не в коренном за-
легании.
Месторождение приурочено к брахианти-
клинальной складке северо-западного про-
стирания, осложненной соляным куполом
в сводовой части. Размеры складки 10,5 х
X 4,5 км, амплитуда 90 м. Она разбита на-
рушениями на отдельные блоки. Углы паде-
ния на крыльях достигают 22—25°. Струк-
турные планы с глубиной в основном сохра-
няются.
Газоносны здесь полимиктовые песчани-
ки картамышской свиты нижней перми
(горизонт П-2) и араукаритовой свиты верх-
него карбона (К-1, К-2, К-3). Наиболее
выдержан горизонт К-2, который и содер-
жит основные запасы газа месторождения.
Этаж газоносности превышает 1000 м.
Кегичевское газоконденсатное месторожде-
ние расположено в юго-восточной части Дне-
провско-Донецкой впадины, в 6 км севернее
ст. Кегичевка. Оно приурочено к погребен-
ному палеозойскому поднятию размерами
7,5x6 км и амплитудой около 500 м (рис. 84),
выявленному картировочным и структурным
бурением между Сосновским и Павловским
соляными куполами. Газоносны здесь карбо-
натные, хемогенные и терригенные отложе-
ния нижней перми и верхнего карбона, в ко-
торых установлены три газовые залежи.
Основные запасы приурочены к массивной
залежи в картамышской свите нижней пер-
ми, представленной песчано-алевролитовыми
породами. Контур газоносности определяется
распространением проницаемых пород. На
крыльевых частях складки породы-коллек-
торы исчезают. Малопродуктивные участки
имеются и в сводовой части залежи. Залежь
в араукаритовой свите верхнего карбона
небольшая. Газовая залежь в славянской
свите нижней перми (верхнеангидритовый
горизонт) приурочена к толще пород, пред-
ставленной аргиллитами, ангидритами, алев-
ролитами и перекрытой пластом каменной
соли.
Глинско-Розбышевское нефтегазоконден-
сатное месторождение находится в 105 км
к северо-западу от Полтавы в наиболее при-
поднятой части одноименного валообразного
поднятия (Погаращинская брахиантикли-
наль). Структура характеризуется северо-
западным простиранием и асимметричным
строением (рис. 85). С глубиной амплитуда
поднятия увеличивается до 300 м, углы
падения на крыльях достигают 15—20°.
Тектоническими нарушениями складка раз-
бита на многочисленные блоки; поперечным
сбросом с амплитудой около 250 м она раз-
делена на две части, характеризующиеся
самостоятельным нефтегазонакоплением. От-
мечается совпадение структурных планов по
различным стратиграфическим горизонтам.
В геологическом разрезе отчетливо выде-
ляются два этажа нефтегазоносности — ниж-
непермский и нижнекаменноугольный. Пер-
вый, с которым связаны только нефтяные
залежи, контролируется глинами верхней
перми, а второй — глинисто-карбонатной тол-
207
РИС. 84. Кегнчевское газо-
конденсатное месторожде -
ние:
а — структурная карта по
кровле картамышской сви-
ты; б — геологический раз-
рез.
1 — скважины, давшие газ;
2 — изогипсы в м; 3 — кон-
тур газоносности; 4 — со-
ляной шток; 5 — песчаники;
6 — газ
[“□' EZE EZk EEh EEs EZk
РИС. 85. Глинско-Розбышевское нефтегазоконденсатное месторождение:
а — структурная карта по кровле продуктив- 1 — изогипсы в м; 2 — контуры газоносности-
ного горизонта К-26; б — геологический разрез. (а) и нефтеносности (б); 3 — тектонические на-
рушения; 4 — продуктивный горизонт
щей башкирского яруса. В нижнекаменно-
угольном нефтегазоносном комплексе уста-
новлено около 20 продуктивных горизонтов,
представленных песчано-алевролитовыми по-
родами с изменяющейся по площади прони-
цаемостью. Газовые залежи пластовые сво-
довые, в ряде случаев тектонически экрани-
рованные.
Качановское месторождение нефти и газа
расположено в Ахтырском районе Сумской
области, в 100 км южнее областного центра.
Оно контролируется куполовидным подня-
тием субширотного простирания, осложня-
ющим северную прибортовую зону Централь-
ного грабена. Поднятие имеет размеры 4,5 х
X 6 км. Свод складки с глубиной смещается
в северо-восточном направлении. Углы па-
дения пород увеличиваются на крыльях,
а форма складки становится более округлой.
Сбросами поднятие разбито на блок (рис. 86).
Месторождение содержит свыше 20 продук-
тивных горизонтов в отложениях карбона,
перми и триаса.
Гадячское газоконденсатное месторождение
находится в 100 км к северо-востоку от Пол-
тавы, в северной прибортовой зоне Централь-
ного грабена. Оно приурочено к асимметрич-
ной брахиантиклинальной складке, ослож-
ненной в западной периклинальной и в се-
верной краевой частях сбросами амплиту-
дой от 50 до 400 м. Размеры складки 5x2,5 км,
амплитуда 138 м. Промышленная газонос-
ность связана с отложениями верхневизей-
ского пбдъяруса (горизонты В-16, В-17,
В-18, В-20). Продуктивные пласты представ-
лены песчаниками и алевролитами. Залежи
пластовые сводовые (горизонты В-16, В-17),
пластовые сводовые литологически экрани-
рованные (В-18, В-20). Размеры залежей
от 3,4x2,! до 2x1,6 км.
Тимофеевское нефтегазоконденсатное место-
рождение расположено в ПО км к северо-
209
РИС. 86. Качановское нефтегазовое месторожде-
ние:
а — структурная карта по кровле продуктив-
ного горизонта К-27; 6 — геологический разрез
(по С. И. Черпаку).
1 — нефть; 2 — газ; 3 — тектонические нару-
шения; 4 — контур газоносности; 5 — зоны
нефтенасыщения
западу от Полтавы, в северной прибортовой
зоне Днепровско-Донецкой впадины. Оно
контролируется антиклинальной складкой
северо-западного простирания размерами
6x3,75 км и амплитудой 132 м. Промышлен-
ная нефтегазоносность связана с отложениями
визейского (горизонты В-16, В-17, В-18,
В-20, В-21) и турнейского (горизонт Т-1)
ярусов. Залежи пластовые и массивные
сводовые и литологически экранирован-
ные. Размеры залежей от 1,6x0,7 до 6,4Х
Х4,1 км.
Талалаевское нефтегазоконденсатное место-
рождение расположено в 240 км к юго-во-
стоку от Чернигова, в северной прибортовой
зоне впадины. Оно приурочено к брахиан-
тиклинальной складке северо-западного про-
стирания, размерами 13x12 км. Складка ос-
ложнена тремя сводами— Талалаевским, Ско-
роходовским и Матлаховским. Наиболее круп-
ный Талалаевский свод размерами 3,7x2,7 км,
амплитудой 110 м. На месторождении вы-
деляются 10 нефтяных и газоконденсатных
горизонтов на глубинах 3295—3725 м, при-
уроченных к отложениям визейского и тур-
нейского ярусов. На Талалаевском подня-
тии промышленные залежи газа выявлены
в горизонтах В-15, В-16в, В-16н, В-17,
В-18н, В-19, В-26 и Т, на Скороходовском —
В-20 и на Матлаховском — В-17 и В-26.
210
Залежи пластовые сводовые, иногда текто-
нически экранированные.
Артюховское нефтегазоконденсатное место-
рождение, находящееся в 10 км к северо-
западу от г. Сумы, приурочено к антиклиналь-
ной складке, осложняющей Талалаевско-
Липоводолинскую антиклинальную зону
(рис. 87). Складка разбита нарушениями,
размеры ее 8,4x3,4 км, амплитуда 200 м.
Нефтегазоносность связана с отложениями
визейского и турнейского ярусов.
Яблуновское газоконденсатное месторож-
дение расположено в 10 км к юго-востоку
от г. Лохвица, в центральной части Днепров»
ско-Донецкой впадины. Оно контролируется
брахиантиклинальной складкой субширот-
ного простирания размерами 11x5 км и
амплитудой 450 м. Северное крыло струк-
туры осложнено сбросом амплитудой 150—
200 м (рис. 88). Вверх по разрезу карбона
амплитуда поднятия уменьшается, и по отло-
жениям верхней перми и вышезалегающим
структура не прослеживается. Газоносны
турнейские (горизонт Т), верхневизейские
(горизонты В-17н, В-16н) и башкирские
(горизонты Б-9 и Б-10) отложения. Залежь
горизонта Т массивная, этаж газоносности
450 м.
Луценковское газоконденсатное месторож-
дение открыто в центральной части Централь-
ного грабена, в пределах Свиридовско-Крас-
нозаводской седловины. Оно приурочено
к брахиантиклинальной складке, ограничен-
ной с севера и юга сбросами амплитудой
10—50 м (рис. 89).
РИС. 87. Артюховское газоконденсатное место-
рождение. Структурная карта по кровле продук-
тивного горизонта В-19 (по В. А. Лещенко,
1975 г.).
/ — изогипсы; 2 — контур газоносности; 3 »
разлом
РИС. 88. Яблуновское газоконденсатное месторождение:
а — структурная карта; б геологический ющему горизонту Vb4 (по И. Т. Ильницкому);
разрез (по данным объединения Чернигов- 3 — тектонические нарушения, по данным
нефтегазгеология). сейсморазведки; 4 — контур газоносности; 5 —
Изогипсы в м: 1 — по кровле продуктивного зона потери корреляции*. 6 и 7 —соленосные
горизонта Т, 2 — по сейсмическому стража- и карбонатные отложения; 8 — газ
£РИС. 89. Луценковское газоконденсатное месторождение. Структурная карта (по данным объединения
Черниговнефтегазгеология).
Изогипсы: 1 — по кровле продуктивного гори-
зонта В-22н, 2 — по сейсмическому отражающему
горизонту VB^ (по А. Е. Клименко); <3 — тектони-
ческие нарушения; контуры газоносности:
4 — в верхнем визе, 5 — предполагаемый в турне
ЗАПАДНАЯ ЧАСТЬ
(ПРИКАРПАТСКАЯ
НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ)
Газовые месторождения западной части
Украины располагаются в зоне сочленения
юго-восточного склона Русской платформы
• с Карпатским горным сооружением, в крае-
вом прогибе, соединяющем эти два крупней-
ших геотектонических элемента (рис. 90).
В краевом прогибе выделяются две зоны:
Внешняя, примыкающая к склону платформы,
и надвинутая на нее со стороны складчатых
Карпат Внутренняя.
Внешняя зона прогиба характеризуется пре-
имущественно газоносностью. К ней приуро-
чено большинство разведанных газовых ме-
сторождений. Осадочный комплекс зоны пред-
ставлен песчано-карбонатными отложениями
юры, мела и несогласно перекрывающими
их молассовыми толщами миоцена. Фунда-
ментом служат дислоцированные породы
палеозоя. Вскрытая мощность осадочных об-
разований в северо-западной части зоны пре-
вышает 4500 м. Отложения миоцена и мезозоя
Внешней зоны характеризуются пологим
моноклинальным залеганием. Продольными
и поперечными нарушениями они разбиты на
отдельные крупные блоки, вдоль которых
прослеживаются пологие брахиантиклиналь-
ные складки северо-западного простирания,
с которыми связаны газовые месторождения
Прикарпатской нефтегазоносной области.
Залежи газа Внешней зоны прогиба приуро-
чены к песчаным горизонтам гельветского
и мелового возраста (Угерско, Бильче-Во-
;212
лица), а также к известняковой толще верх-'
ней юры (Рудки). Газовые залежи в основном
массивные.
Внутренняя зона прогиба надвинута на
Внешнюю; величина горизонтального сме-
щения достигает 20 км. На юго-западе она
ограничена Скибовой зоной Карпат. Геоло-
гический разрез представлен отложениями
неогена и флишевым комплексом палеогена
и мела. Породы сильно дислоцированы и
образуют большое число разбитых тектони-
ческими нарушениями антиклинальных скла-
док, часто опрокинутых на северо-восток.
Внутренняя зона прогиба по характеру
строения подразделяется на две продольные
подзоны: Покутско-Бориславскую и Сам-
борскую.
Покутско-Бориславская подзона представ-
ляет собой сравнительно узкий сложнопо-
строенный антиклинорий в флишевых тол-
щах палеогена, мела и молассах нижнего
миоцена. В пределах антиклинория установ-
лено не менее четырех ярусов, линейно-
вытянутых в северо-западном направлении,
надвинутых одна на другую антиклинальных
складок. К верхнему (первому) ярусу скла-
док приурочены нефтяные залежи большин-
ства месторождений Внутренней зоны. Во
втором ярусе в отложениях эоцена открыта
крупная газоконденсатная залежь на Бит-
ков-Бабченском месторождении. Самбор-
ская подзона представляет собой синклино-
рий, протягивающийся от г. Косов до г. Пе-
ремышль, выполненный пестроцветными тол-
щами гельвета.
Юго-западный склон Русской платформы—
сравнительно пологая моноклиналь, на юго-
ТИС. 90. Схема размещения месторождений нефти ч газа западной части Украины.
Месторождения: а — газовые, б — нефтяные, в —
газонефтяные; г — границы зон различного
геологического строения: I — юго-западной
окраины Русской платформы, II и III —
Внешней и Внутренней зон Предкарпатского
прогиба, IV — складчатых Карпат, V — За-
карпатского прогиба.
Месторождения: 1 — Свидчицкое; 2 — Ходно-
вичское; 3 — Садковичское; 4 — Пынянское;
5 — Залужанское; 6 — Стрельбичское; 7 —
Старосамборское; 8 — Новоселковское; 9 —
Рудковское; 10 — Малогорожанское; 11 —
Грушевское; 12 — Медыничское; 13 — Опарское;
14 — Кавское; 15 — Угерское; 16 — Бильче-
Волицкое; 17 — Дашавское; 18 — Кадобнян;
ское; 19 — Грыновское; 20 — Б згородчанское
21 — Яблоновское; 22 — Ковалгвское; 23 —
Косовское; 24 — Бориславское; 25 — Ивани-
ковское; 26 — Сходннцкое; 27 — Оров-Уличан-
ское; 28 — Стыповское; 29 — Выгода-Ветвиц-
кое; 30 — Северо-Долинское; 31 — Долинское;
32 — Спасское; 33 — Струтыньское; 34 — Рып-
нянское; 35 — Рассольнянское; 36 — Космач-
скос; 37 — Пасечанское; 38 — Пневское; 39 —
Гвиздецкос; 40 — Битков-Бабченскос; 41 —
Танявское
западе переходящая з краевой прогиб, ослож-
ненная крупной отрицательной структурой—
Львовским прогибом, глубина залегадпя
фундамента в котором превышает 7 км.
Прогиб выполнен отложениями палеозоя,
юры и мела.
В табл. 42 и 43 приводится характеристика
газов и месторождений западной части УССР.
Пынянское газовое месторождение распо-
ложено в 8 км северо-западнее г. Самбор,
на юго-восточной периклинали Садковичско-
Пынянской складки. Геологический разрез
представлен отложениями сармата и антропо-
гена. Складка размерами 13X8 км асимме-
трична. Крутое юго-западное крыло (3—4°)
срезано Стебнпковским надвигом (рис. 91).
Плоскость надвига в пределах месторожде-
ния наклонена на юго-запад под углом 30—
35°.
На месторождении выявлено пять газонос-
ных горизонтов, представленных чередую-
щимися песчаниками и алевролитами с про-
слоями глин. Глинистость разреза в северо-
западном направлении увеличивается, мощ-
213
ности продуктивных горизонтов сокращаются
вплоть до полного выклинивания. Залежи на
северо-западе имеют литологический экран.
Общая мощность продуктивной толщи 500—
600 м.
Битков-Бабченское газоконденсатнонеф-
тяное месторождение расположено в 40 км
к юго-западу от г. Ивано-Франковск. В его
геологическом строении принимают участие
отложения верхнего мела, палеогена и не-
огена. Месторождение приурочено к группе
надвинутых одна на другую складок. Среди
них нефтеносны складки Дил, Старая Ко-
пальня, Молодьковская, Раковецкая, а неф-
тегазоносны — Майданская (Сливки-Ябло-
нька), Бабченская и Глубинная. Глубинная
складка представляет собой лежачую анти-
клиналь с подвернутым северо-западным
крылом (рис. 92). В южной части складка
выполаживается, свод расширяется, прости-
рание пород меняется с северо-западного,
характерного для большей части структуры,
на меридиональное. Размеры складки: по
длинной оси 22 км, по короткой 4,5 км.
Углы падения подвернутого крыла дости-
гают 40—50°, противоположного 15—20°.
Подвернутое крыло отделено от основной
складки надвигом, амплитуда которого 100—
150 м. Глубинная складка поперечными на-
рушениями разделена на Битковский, Баб-
ченский, Старунский и Бухтовецкий блоки.
К складке приурочены нефтяные залежи
214
в менилитовой свите олигоцена и две газо-
конденсатные в выгодской и манявской
свитах эоцена. Коллекторы — песчано-алев-
ролитовые отложения. Общая мощность вы-
годской свиты 60 м, манявской 240 м.
Иваниковское газоконденсатное месторож-
дение находится в 10 км к юго-востоку от
г. Дрогобыч. Месторождение характеризует-
ся сложным геологическим строением вслед-
ствие различия структурных планов по стра-
тиграфическим комплексам, наличия ряда
разрывных нарушений, аномально высоких
пластовых давлений в залежах. В строении
принимают участие флишевые образования
мела, палеогена и толща моласс миоцена.
В тектоническом отношении месторождение
приурочено к Борислав-Покутской зоне
Предкарпатского прогиба и охватывает че-
тыре антиклинальные складки, из которых
на Иваниковской и Южно-Иваниковской
установлены залежи газа. Иваниковская
складка представляет собой наклонную анти-
клиналь, надвинутую на отложения третьего
структурного яруса. Складка разбита по-
перечным нарушением на два блока и имеет
размеры 9x3 км. Южно-Иваниковская склад-
ка протягивается в длину на 14 км от Рато-
чинского до Оровского поперечных сбросо-
сдвигов.
Промышленно газоносны на месторожде-
нии отложения выгодской и быстрицкой свит
эоцена Иваниковской складки, содержащие
Таблица 42
Характеристика газов месторождений западной части Украины
Месторождение Продуктивный горизонт 1 Плотность газа Состав газа, % по объему
‘X О С2Н. СЭН, с4н10 — 1 С»Н1,+ 1 -(-высшие Z О Q
Опарское I 0,570 97,95 0,13 0,05 0,08 — 1,66 0,13
I+II 0,573 98,47 0,09 0,02 0,12 0,04 1,21 0,05
III 0,566 98,06 0,18 0,04 0,08 — 1,49 0,15
IV 0,568 98,35 0,16 0,07 0,11 0,04 1,19 0,08
V 0,573 98,16 0,15 0,04 0,09 — 0,44 0,12
VI 0,571 98,01 0,20 0,07 0,10 — 1,45 0,17
Ходновичское VIII 0,561 99,8 0,02 0,5 — — 0,45. 0,4
IX—X 0,559 99,15 0,05 0,03 — — 0,6 0,2
XI, XII, XIV 0,561 98,7 0,02 0,01 — — 1,5 0,2
Медыни чское Гельветский 0,596 94,48 0,46 0,72 0,68 0,34 2,94 0,4
Сенонский 0,579 95,88 0,36 0,52 0,30 0,50 1,94 0,3
Рудковское II, III, IV 0,561 98,7 0,15 0,08 0,05 — 0,92 0,07
Юрский-гел ьветский 0,590 96,3 0,47 0,29 0,22 0,46 0,84 0,07
Битков-Бабчен, Эоценовый 0,607 92,3 3,15 1,05 0,55 0,25 2,4 0,3
ское Олигоценовый 0,610 93,55 3,1 1,4 0,8 0,5 0,2 0,15
» — ДО, 46 3,1 1,45 1,0 0,5 1,7 0,25
V 0,558 99,47 0,03 — — — 0,2 0,3
Свидницко- Коха- VI, VII 0,569 98,10 0,01 — — — 1,5 0,3
невское VIII, IX 0,559 99,27 — — — — 0,4 0,3
Угерское XIV 0,564 98,7 0,16 0,28 0,04 1,0 0,3 0,2
XV 0,577 97,5 0,32 0,44 0,29 0,10 0,5 0,3
XV6 0,570 97,6 0,24 0,29 0,18 0,24 1,7 0,2
XVI 0,577 99,4 0,08 0,99 0,98 0,20 1,4 0,1
XVI 0,571 97,78 0,14 0,14 0,13 0,21 1,27 0,3
Богородчанское (Южно-Угерский блок) Сарматский 0,570 97,80 0 60 0,03 — —' 0,97 0,6
Малогорожанское Гельветский 0,565 97,2 0,3 0,09 0,03 — 2,3 0.1
Нижнесарматский, А 0,567 97,4 0,51 0,24 0,13 0,09 1,4 0,2
Б 0,565 97,6 0,39 0,18 0,13 0,15 1,4 0,1
Г 0,572 97,0 0,56 0,32 0,14 0,09 1,6 о,з
Д/Д1 0,567 97,6 0,34 0,14 0,10 0,06 1,5 0,2
Е 0,569 97,2 0,38 0,18 0,09 0,02 1,1 0,3
ж 0,567 97,7 0,35 0,19 0,11 0,06 1,4 0,2
Бильче-Волицкое Гельветский 0,575 97,2 0,18 0,06 0,09 0,01 1,60 0,9
Кадобнянское Нижнесарматский 0,568 96,9 0,16 0,11 0,12 0 Р5 2 ,40 02
Северо-Долинское Эоценовый 0,689 88,3 5,30 2,70 0,70 — 0,45 1,0
Космачское Олигоценовый 0,617 92,4 4,30 1,21 0,93 — 0,46 0,5
Рассольнянское Эоценовый 0,620 92,3 4,50 1,50 0,80 — 0,20 0,7
215
Характеристика месторождений природного газа западной части Украины
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Песчаник
Опарское Свиднинкое 1940 1856 1940 1964 Г Г Г г г г г г Нижний сармат, I 11 III 360 376 420 465 521 583 876 177 8 15 29 25 22,8 20 1,8 5 21,8 21,8 17,5 18,5 15,7 15,7 12 10
IV-песчаный комплекс IV V VI IVa
Алевролит
Г V 321 16,2 21,1
Г VI 358 11,3 21
Г VII 398 42,8 18
г VIII 473 25 13
г IX 658 27,5 13,8
Песчаник
Малогорожан- 1952 1956 г Тортонский 465—490 22,9 17,4
ское
Дашавское 1920 1924
г Нижний сармат, 180—770 1—3 24
М-1, М-2
г С-1, С-2 200 4—28 24
г Д, Е, Ж 670 10—17 22
г А, Б, Г 730 5—7 24,2
г Алевролито-глини- 770 15 18
стый
Угерское 1944 1946 г Сармат, II 239 4,2 23
г Па 272 — 23
г III—Ша 320 8,0 21,7
г IV 380 8,5 20
г V—Va 496 5 20,6
г VI 437 6 8,2
г VIII 461 5 20
г XIV 490 4,5 26,5
г XV 730 14,5 22,5
г XV6 901 15,0 24
г Сенон, XVI 889 94,8 21,4
Бильче-Волиц- 1949 1949 г Сенон, XVI 951—1080 84 21
кое
Новосел ковское 1972 1973 г Нижний сармат, 1930—1980 9,3 10
НД-17
Косовское 1951 1958
г Сарматский 121—221 9—15,6 16,9— 26,1
г Тортонский 500 14,5 19
216
Таблица 43
коллектора Началь- ные ГВК, ГНК, внк, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/м* Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
А+В + С, с.
Прони- цаемость, 10-‘« м3
12 162 121 —
50—1750 — 177 4,3 22 —... 504 4 193 18 —
50—1750 —177 4,3 22 — 504 — — —
708 —285 5,4 26,5 — 630 3 379 23 —
200—400 —343 6 28 — 131 805 — —
50—200 —454 7 32 — 215 1 842 — —
60—250 —552 7,7 34 — 424 1 887 — —
190—250 —571 7,7 35 — 26,4 56 17 —
4 758 1 890 518
0,1—0,5 —30 2,4 16,3 — 14 27 1 122
0,7 —120 3,5 19,5 56,5 100 462 46
5,2 — 170 4,6 21,4 — 412 1 320 481 130
0,8—1,8 —210 5,8 22,8 — — — — —
0,5—1 —370 5,8 28,2 — 1379,5 3 311 946 220
0,1—5 —470 5,8 31,8 — — — — —
325 —261 5,3 23 — 60 615 657 —
|12 138 545 —
— — 3 11 — 17 — — —
4,5 18 14 742 140
201—335 —427 6,5 25 — 320 7 889 158 —
160—800 —483 6,8 27 — 430 2 844 9 —
43—87 —490 6 30 — 40 663 238 —
> 42 053 192
100 15 — 18 — 67,3 273 17 —
100 — 16 2,2 19 — — — — —
50—150 — 107 — 21 — — 1 497 147 —
50—150 —107 4,5 21 — 461,6 —- —
209 —198 3,6 23 — — — — —
— 196 — — — — — — —
—235 — — — — 1 — —
200—300 —490 32 — 9,3 1 930 — —
30 —498 7,2 32,5 — 9,3 1 021 — —
350 —703 9,1 37 — 120,9 350 21 —
100—150 —798 10,1 38,5 300 36 973 —
150—200 —798 10,2 47 — 60—450 37 800 636 —
2—19 — 21,9 68 — 300 116 585 800
360 159
7—80 — 1,1 3 — 35 98 55 —
3—10 — 4,7 18,6 — 15—54 262 104 —
217
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Кадобнянское 1953 1959 г Сарматский 650 11,7 15
г Тортонский 750 15,8 19
Пынянское 1967 1968 г Нижний
сармат, VIII 2000 — —
г XII 1500 3,5 12
г XIII 1638—1772 9,8 15
г XIV 1680—1810 5,2 10
г XV 1852—2135 9,4 15
г Сенон, XVI 1953—2420 7,1 10
Иваниковское, 1966 1968
складки: Иваниковская г к- Выгодская и быстрин- 3070 7—35 8—13
кая свиты
Южно-Ива- гк Менилитовая свита 3350 9—11 9
никовская
Садковичское 1965 — г Нижний сармат, VI 710—1340 6,7 9,2
г VII 780—910 8,1 9,8
г VIII 880—1000 6,6 11,6
г IX 1000—1080 3,2 9,3
г Ха 1070—1200 7,1 11,3
г Хб 1200—1200 4,9 12,4
г XI 1210—1340 8,6 12,2
Кавское 1960 1966 г II 480—539 17,1 20,1
г III 560—642 7,2 19,8
г Ша 648—729 10,7 12
г Шб 726—807 5,4 12
г Шв 758—850 14,2 12
Рудковское 1953 1957 г III 813 3 13,6
г Ша 896 1,8 13,6
г Шб 962 3,2 13,6
г IV 1020 8,5 13,6
гк Юрско-гельветский 1293 44,6 12
Ходновичское 1942 1943 г Нижний сармат, VII 570 4,3 11,3
г VIII 650 11,4 11,9
г IX 710 7 13,2
г X 765 23,2 21,3
г XI 886 13,1 13,5
г XII 1010 11,7 12,1
г XIV 2245 5,8 12,4
Медыничское 1960 1964 г Гельветский 1330 14,2 20,2
г Сенонский 1350 7 14
Г рушевское 1973 — гк Нижний сармат, 1800—2000 4,5 16,8
НД-14-15
гк НД-16 1900—2100 [15,3 16,6
218
219
РР юРР РРРР Р Р £сл — Сл — 4^. 4к СО <Л — 00 СО СЛ — — — —. ,-s — —* tO _ к-. — , -s —. ФО О О II -°| | §| 1 1 1 1 II 1 ££81 1 1 1 1 1 -°°1 I I -S-I ££| II ч“ 8 ££ -Х'^'оо. Ъо ° ° 8§ Прони- цаемость, 10-16 М2 коллектора
1 1 II 1 II 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 II II 1 1 1 . .11111. । ,. — — — — Ф ОС 00 ~Ч ~Ч Ф Ф — -Ч *4 Ф СЛ СЛ СП 4^ со to ф ф 00 ~Ч ф СЛ —‘ — — — — 00 ZZZZ 00 00 О СО СО Ф — — -Ч — 4^ СЛ СЛ О О О W -ч СО «£ СЛ — СЛ 4^ 1 1 -Ч ф 4^ 4^ СО 1 1 — to О О СЛ 00 СЛ СЛ СЛ tO Ф Ф ф “Ч -Ч С> “Ч СЛ СО 4^ — о to о ОС О О О СО Ф Ф *4 СЛ to to *Ч ~Ч 00 ел-ч ел Ф ел Ж ОЭПН- ® S3 • • “ tr
to— —— — — — — — — — со . ею to to — — — — 00 0CGQ to — О 00 QO 00 СЮ *0000 00 ~Ч СЛ Ф СЛ 4* to — Ф Со *4 “Ч со ^Р СО СО -ч -ч СЛ | -Ч Ф "СО со ’ю 00 00 4^“ СО СОСЛСЛф'ю 00 Ф СЛФ Ф Сл’сл фф'ф ^"ф *р ел СЛ 00*3*4 1 ео*ч J3 tu з >св ь Sb, и S □ л о о £ я л Н S о ф Началь- ное
, , 4* 4* Дк 4^ СО СО СО tO ГО Ф4^4^4*СЧ tO tO Ю ГО СО СО СО СО СО tO tO tO 00 -Ч фФСЛСЛСЛ СО tO — JO СЛ to Ф JO to со J-Ч Ф Ф СО — 00 to 4^ -ч ф — -Ч 4»-to О 00 ел to -Ч 00 4> tO *4 Ф СО 1 — 00 ел ел ФФ СЛ to 00 ел со '’«ч'ф 4k 00 ел Ф *4’-4 OoVj ратура пласта, °C Темпе-
1 1 II i 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 § § 1 1 1 1 1 1 1 1 Содержание стабильного конденсата, г/м*
k „ to >.o to ос — — О A — — — СЛ 4^ СЛ . — tO — CO Ф — . CO — to co co . P , to 4^ ел co О 1 1 Ф ф to 00 О 1 Co О to СЛСОСЛФФ ~Ч Ф 4^—1 СЛ Ф ел — — Ф 1 *4 Go ФФ Ф 1 1 — — tO СЛ — 1 Ф 4k to — CO CO -4 Ф 4 фФФОСЛ 1 ф ф О Ф СО 4* Ф 1 Д- <х> Ф СЛ ф со ф ня! «si« •—' л s м ° н> м « г> 13 н Начальный дебит газа.
— — to to to to CO co СЛ co 00 — — — CO to ф 1 II ^^^lllll^-^^lll-^lllll-ll^lu1!!- 1 CO со Ф I СЛ00 Ф ел — Ф'*1,10ь.ЬС)ФФ,| *СЛСл1''1*Ф1'00| 1 1 ф to 00 О ' О CO Ф | to ФФ00-Ч ООО to 4^ Ф 00 ф4 — 00 co *4 to Ф 00 *4 to to Ф — 00 Ф быча гааа на 1/1 1980г., млн. ма Суммар- ная до-
co ел —— eo о — to — to 4^ to o to -4 — — — 1 1 1 I 1 1 —»- СЛ I 1 1 eno 1 1 1 1 1 — 1 1 to —ooto —— to “Ч Ф I Ф-44^00 о — •Ч ЮФ_^СЛСЛ|1'||*фф— I'ICJI 1 1 1 1 1 СО ’ I — — Ф“Ч— ф СЛ СЛ*ООФ*Чф 4^- — СО о 00 Ф — Ф СО ф 4k 4». to оо 4^ —ф ф Ф 4k Ф 00 4^ Ф СО Ю СЛ QO 4» 4^ 00 tO ’э+н+v Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
оо — >— ьэ II 8 32 1 1 1 1 1 1 1 I gsg 1 1 1 I §§ I I I | 1 1 I 1 1 III 1 1 1 1 1 1 1 1 II 11^ to ф — 00 4=“ to о №
Продолжение табл. 43
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, О о
Сусоливский гк НД-15 2300—3100 30 13
блок
Г рыновское 1952 1961 г Верхнетортонский 850 0,4-9,7 11
Северо-Долин- 1954 1962
ское н Олигоценовый 2300
нгк Эоценовый 2970 20,9 10,7
Богородчанское 1963 1969 г Верхнетортонский 1050—1200 22,8 17,2
Выгода-Ветвиц- 1967 — г Стрыйский 1855—2140 171 3
кое
Космачское 1967 1968 г Олигоценовый 2365—2640 14,7 11,7
г Эоценовый 2800—3450 93 9
Залужанское 1971 1975 г Нижний сармат, 1080—1140 9,4 15
г ВД-13, ВД-14 1160—1280 — —
г НД-5 1700—1800 6,4 10
г НД-6 1850—2200 —
г НД-7 1900—2350
г НД-8, НД-9 2130—2380 6—18,6 10—12
г НД-10—НД-12А 2500—3150 7,5—12,5 10
г нд-13 2850—3050 8,5 10
г НД-15 3250—3500 19,6 14
Майничский г НД-12А, НД-В, 2750—3700 10—16 10
блок НД-15
Никловичское 1979 — г 7—8,9 1150—1450 14 ' 16,7
Битков-Баб- 1958 1962
ченское
Глубинная гк Эоценовый 2350 82,1 10,9
складка Бабченская гк Менилитовый 1500 20,1 8,5
складка Майданская гк 1163 13,5 8,5
складка
Бухтовепкий гк Палеогеновый 2015 20,6 9
участок Дил-П
Струтыньское 1959 1961 г Менилитовый 1500—1900 11,8 8,2
Танявское 1965 1972 гк Ямненский 3600—4200 — —
Довбу шанское 1977 — ГН Менилитовый 2265 — —
Яблоновское 1973 — г Вер х нетортонский 1492—1516 17,5 14
Ковалевское 1972 1972 г 1350—2000 16,5 17
Луквинское 1977 — ГН Эоценовый 950—1100 9 12
Рассольнянское 1968 1969 гк Олигоцен-менилито- 2130—2150 38 15
вый
Песчаник,
гк Олигоцен-поляницкий 1 2130—2160 35,2 16,5 |
1 гк Эоценовый 2600—3200 97,5 7,5
220
Продолжение табл. 43^
коллектора Началь- ные ГВК. ГНК. В НК. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/м8 Начальный дебит газа, тыс. м’/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м8
Прони- цаемость, 10““ м« А+В + С, С,
— — 37,3 — 50 56 (10) — 1 100 2 000-
60—400 — 5,8—9 28—35 — ' 7—47 571 1 975 3 278 843 2 462
—2409 78 230 — —
10 —2421,5 33,1 — 308 — 1 975 843 —•
20—130 —823 10,2 37 — 115 (10) 2 265 2 591 —
0,1—50 —2787 29,5 75 — 1—12 6 043 500 5 210 —
28,0 —2300 41,6 68,5 263 380 (10) 1 047 1 326 —
10 —2900 46,6 82 86 439 (12) 4 996 875 3 884 23 785 17 2201
100—200 —864 10,7 33 — 550 694 1 576 —
__ — 200 —
33 —1513 17 56 — — 179 4 391 1 080
20,9 25,5 (22) — 100 —
- 22,1 16,4 — 1 000 —
33 . 22' 68 2 8 388 2 400
. 29,4—42,5 82—90 19,5 (3) — 4 630 740
. 43,1 18,6 (6) — 500 1 900
51,4 24,8 (6,8) — 2 000 8 500
— — 30,2— 43,1 — — 23 (3,2) — 1 000 2 600
— — 12 — — 4—20,5 31 330 1 500 15 460 1 3001 1 148-
0,5—20 —1945 29,8 67 16,7 8 180 30 951 13 280 763'
0,5—17 —1100 17,2 47 — 50 127 227 —
0,5—10 —745 ' 13,5 40 — 103 189 1 464 385,
1,5 —1148 21,5 49 — 80 63 489 — -
3,8 —1156,5 25,9 50 — 30 4 596 —
— — — — — 251 462 —
— — — — — — — 316 —
0,5—5 —1146 13,1 43 — 25—80 — 2 640 —
22 —1627 18,3 66 — 320 92 658 1 500
— — 12 — — 123 (10) 3 751 400 11 943
1—2 алевролит —1742,6 35,4 59 235 300 600 2 888
32 —1896,6 36,7 64 295 400 5 310 —
1—4 —2533 38,5 76 61 360 3 146 8 745 —
221
газоконденсатные залежи в Иваниковском
и нефтяные в Поняровском блоках, а также
отложения менилитовой свиты Южно-Ивани-
ковской складки.
ЮЖНАЯ ЧАСТЬ
Южная часть Украины включает южный
склон Украинского массива (краевую часть
докембрийской платформы), эпигерцинскую
платформу (Равнинный Крым), зону сочлене-
ния складчатых оснований двух платформ
(Сивашская и Преддобруджская впадины)
и зону альпийской складчатости (Горный
Крым).
В платформенном чехле этих структурных
элементов выделены кембрийские, силурий-
ские, триасовые, юрские, меловые, палеоге-
новые, неогеновые и четвертичные отложе-
ния. Отложения палеозоя (кембрия и силура)
вскрыты скважинами лишь на северном
склоне Преддобруджской впадины. Кембрий
слагают аргиллиты, алевролиты, песчаники,
силур — известняки и мергели мощностью
до 350 м.
Триасовые отложения известны в складча-
тых областях Крыма и Добруджи и на эпи-
герцинской платформе (в составе фундамен-
та). Юрские отложения широко развиты
в Западном Причерноморье и представлены
песчаниками, аргиллитами и известняками.
К юре в Равнинном Крыму относят вскры-
тую скважинами в ряде пунктов сланцевую
толщу с прослоями песчаников, алевролитов.
Меловые отложения развиты широко. В За-
падном Причерноморье нижнемеловые отло-
жения состоят из песчаников с прослоями
известняков-ракушечников и толщи пестро-
цветных глин. Общая мощность около 180 м.
В Равнинном Крыму к нижнему мелу относят
толщу песчаников, аргиллитов, мергелей
мощностью до 1000 м и более, а на Тархан-
кутском полуострове до 2000 м. На Джанкой-
ском месторождении вскрыты эффузивы.
В Западном Причерноморье верхнемеловые
отложения представлены мергелями и пис-
чим мелом, а в Равнинном Крыму — извест-
няками и алевролитами с песчаниками и гли-
нами в основании. Мощность 2000 м и более.
Палеогеновые отложения на всей рассма-
триваемой территории слагаются мергелями,
глинами с прослоями алевролитов и песча-
ников. Максимальная мощность около 3000 м.
Известняки, глины, пески и песчаники нео-
гена в Равнинном Крыму залегают на поро-
дах различного возраста, от майкопских до
юрских. Мощность их в Индольском про-
гибе до 700 м, а на Керченском полуострове
свыше 1100 м.
В пределах Равнинного Крыма выделяются
Сивашская впадина, Новоселковско-Симфе-
ропольское поднятие с Новоцарицынским
выступом фундамента и Альминской впади-
ной, Индольский прогиб.
Сивашская впадина — структура субши-
ротного простирания — занимает северную
часть Крымского полуострова, зону Сиваша
и примыкающую к ней с севера часть При-
азовья и Каркинитского залива. На запад
222
и восток Сивашская впадина прослеживается
в море.
Новоселковско-Симферопольское поднятие
с Новоцарицынским выступом фундамента
и Альминской впадиной представляет собой
крупную область высокого положения склад-
чатого основания, занимающую центральную
и западную предгорные части Крымского
полуострова. Поднятие в целом представляет
собой поперечную структуру, прослеживае-
мую как в Горном Крыму, так и на плат-
форме, сложенную отдельными выступами
фундамента, разделенными узкими грабено-об-
разными прогибами. На севере поднятие огра-
ничено разломом амплитудой более 1,5 км.
Индольский предгорный прогиб занимает
юго-восточную часть Крымского полуостро-
ва, Азовское море и часть Западного Пред-
кавказья. Ось прогиба приблизительно сов-
падает с северной береговой линией Керчен-
ского полуострова. Прогиб выполнен мощ-
ной толщей (до 9 км) мезозойско-кайнозой-
ских отложений. На Керченском полуострове
выявлено большое число мелких криптодиа-
пировых структур. По аналогии с кавказской
частью предполагается наличие структур,
приуроченных к региональным разломам.
Преддобруджская впадина, как и Сиваш-
ская, входит в зону сочленения разновозраст-
ных платформ. Впадина имеет субширотное
простирание, северный борт пологий, юж-
ный—крутой. Характер сочленения платформ
неясен. Впадина выполнена в основном
юрскими отложениями. Границей между скло-
ном Украинского кристаллического массива
и впадиной служит предполагаемое здесь
тектоническое нарушение типа надвига.
В равнинной части Крыма газовые место-
рождения (рис. 93; табл. 44, 45) приурочены
к трем регионально газоносным комплек-
сам — майкопской свите, палеоцену и ниж-
нему мелу.
Джанкойское газовое месторождение рас-
положено в 10 км западнее Джанкоя. В ге-
ологическом строении месторождения прини-
мают участие отложения мела, палеогена и
неогена. Поднятйе расположено на южном
борту Сивашской впадины в единой цепочке
структур, протягивающейся от Тарханкут-
ского полуострова. По кровле майкопской
свиты (изогипса —210 м) поднятие представ-
ляет собой пологую брахиантиклинальную
складку субширотного простирания разме-
рами 10,5x4,5 км и амплитудой 14 м (рис. 94).
Западная периклиналь круче восточной. По
продуктивному горизонту Г поднятие имеет
размеры 18,5x7,5 км и амплитуду около
60 м. Углы падения 0°—18'.
Газоносны алевролиты майкопской свиты.
Всего выделяется четыре глин исто-алеврито-
вых горизонта (сверху вниз) — А, Б, В и Г.
Все горизонты, за исключением А, промыш-
ленно газоносны. Горизонты Г и В по воз-
расту соответствуют нижнему Майкопу, Б —
среднему, А — верхнему. Все они отделены
друг от друга мощными толщами глин.
Задорненское газовое месторождение на-
ходится в западной части южного склона
Сивашской впадины. Структура представля-
Характеристика газов месторождений Крыма Таблица 44 Состав газа, % по объему •оэ —^О СОЮ Л ОО СО СО ’Т' 0*000 00 О 0*0
'N •^ОООЬ'ООСОЮООСЧ СО ~ ДСО СО —Г о* о* —* о* сч* со* сч* сч* —*
эишэна + + "Н’Э г- ю ю ю N 1 1 1 1
01Н»э-и О О О О 1 1 1 1 1 1 СО о о
•’Н’Э-1 — Ю о о N 1 1 1 1 —1 о о о
•н’э СО о о со о о — ю 1 1 00* ^* сч* СЧ* о* о’ 0*0*
•н’э счюоооо — — ою 00 (дОО^^-СО СОД- 1 о* о* ^* ю* ю* о* о* о* о*
’нэ ОО^сО^сюсо^Ь- — Ь- со О о 1О СЧ СЧ О СОД О) —* —* о о* со* Ю* СО* со* Г4»* ь-* Ь-ооООООООООО
Плот- ность газа CD С О С О О О 00 СО СЧ о-о^-о- ^сог-ю о — сосоооог^ь-сосо ь-г^соююююююю о* о* о* о" о* о* о* о* о* о*
Интервал залегания, м о сч г- о СОЮОСОЮООООСОО — о—1 О О СО <30 О оо ю СЧ СЧ — — Ю Ю Ю 00 TF Ю 1 1 1 1 1 1 1 II 1 ^СОСОООООО^Г^-Ю СЧ О СЧ (30 со О) СО Ю Г- 00’—'ОЮЮЮОО^Ю сч сч —
Продуктивный горизонт Vfr*; Ка (С-15) Ki(A-20) Палеоценовый Нижнепалеоценовый Палеоценовый Б В Гу VI
Месторождение Западно-Октябрьское Карлавское Глебовское Задорненское Джанкойское Стрелковое ю OJ __
Характеристика месторождений природного газа южной части Украины
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллек- тор Характе
Эффек- тивная мощ- ность, м
Глебовское 1961 1966 гк Нижнепалеоценовый 1110 Извест- 76
няк
Залорненское 1960 1968 г Палеоценовый 570 То же 34
Джанкойское 1962 1970
г Майкоп, А 331—371 Песча- 2,2
НИК
г Б 507—584 То же 13,8
г В 558—673 » 3,6
г Г 885 » 4,1
Северо-Кер- 1976 —
ченское
г Неоген, 1, 11, 111, IV 1150—1370 » 11,2
Морское 1977 — г Майкопский 610—675 » 5,2
Южно-Сиваш- -1977 — г Майкоп, М-2 2020—2300 6,6
ское
Голицинское 1975
г Майкоп, М-П 380—498 Алеврит 8,8
г М-111 515—540 16,8
г M-IV 565—592 » 8,4
г M-V 580—627 » —
Шмидтовское 1979 — гк Эоцен-вер хнемеловой 2120—2600 Извест- 20,8
НЯК 24,7
г Майкоп, М-111 625—664 Песча- 11,6
НИК
г M-V 685—722 То же 7,6
Западно- 1964 — гк Альб, А-19 2800—3300 44
Октябрьское
Фонтановское 1976 —
гк Майкоп, M-I1I, 3420 Песча- 3-8,1
M-V НИК
гк Эоцен, Э-VI 3220 То же 2,6
Карлавское 1961 — г Палеоцен 1070—1100 Извест- 20,9
НЯК
Татьяновское 1977 — гк Нижний мел, А-20, 21 4400—4660 Песча- 14,8
НИК
Сл релковое 1963 1976
г Майкоп, IV 436—440 То же 4,4
г V 475—550 » 7,8
г VI 520—600 6,5
•ет собой брахиантиклинальную складку раз-
мерами 4,4Х 1.75 км, амплитудой 200—400 м.
На месторождении выявлена одна газовая
залежь массивного типа в палеоценовых от-
ложениях на глубине 570 м. Коллекторы —
песчаниковидные известняки, имеющие га-
зонасыщенную мощность 23,9 м. ГВК на
южном крыле поднятия находится на отмет-
ке —526,9 м, на северном — 509,8 м, высота
залежи 70 м.
Стрелковое газовое месторождение распо-
ложено в 42 км к востоку от Джанкоя. За-
падная часть структуры находится в централь-
224
ной части Арабатской Стрелки, основная
часть структуры — под водами Азовского
моря. В тектоническом отношении месторо-
ждение приурочено к западному погруже-
нию Стрелкового вала и по кровле про-
дуктивного горизонта VI среднего Майкопа
представляет собой брахиантиклинальную
складку субширотного простирания разме-
рами 14,7x6,1 км, амплитудой 30 м (рис. 95).
Промышленно газоносны три горизонта сред-
него Майкопа: IV, V и VI. Коллекторы —
переслаивающиеся алевролиты, пески, пес-
чаники, глины. В разрезе горизонта IV нас-
Таблица 45
ристика коллектора Началь- ные ГВК. ГНК. внк. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура пласта, °C Содержание стабильного конденсата, г/м8 Начальный дебит газа, тыс. м8/сут (диаметр штуцера, мм) Суммарная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. ма Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м8
Пори- стость, ' % Проницае- мость, 10"1* м2 А4-В4-С, с.
7—25 5—100 — 1018 10,7 63 36 по 3981 589 —
26 12—140 —510 5,8 43 — 120 883 137
2296 3 432 .
33,4 34 —316 3,7 16,5 — 17 19 91 —
30,5 34 —530 6,1 33,7 6,5—281 2182 2 993
28,9 21 —629 6,9 30,1 20 76 348
23,9 2,1 —872 9,4 48 — 6 19 — —
22 12,6 67,5 (13) 1 340 3 833
29 — — 7 — — 103 (14) — 550 3 150
26 — — 37,5 — — 21 (6) — 1 130 2 400
25 530 20 950
28 — —473 5,2 — 6,6 (4) — 740 1 500
29,6 — — 5,4 —— 65,5 (10) . 3 055 300
27,5 — — 5,9 — — 31 (8) — 370 2 450
—— — — —• — — 1 950 1 160
10,1—18 — 34,4 71 147—670 19 420 10 540
— 696 4 747
28 — — 7,6 — — 85,5 (12) — 429 2 871
28 7,9 141,2 (14) 267 1 876
3—9 0,01—1 —3300 32,6 110 674 31 58 2 375 3 767
3 260 570
13,8—18 — —3115 51,7—53 — — 315,8 (12) — 2 980 470
14,5 53 53,8 (4) 280 100
12 0,1 — 1076 10,6 70 — 20 — 500 —
9 — — 39 — — 75,8 (15) — 900 4 661
380 2 705 996
29 556 —434 4,3 25 — 44 (8 — 275 50
31 205 —488 4,8 28,5 90 (11) 310 1 201 378
32 124 —544 5,4 30 — 203 (22) 70 1 229 568
читывается от одного до семи пластов-кол-
лекторов мощностью от 0,4 до 7,6 м общей
эффективной мощностью 7,8—11,2 м; в раз-
резе горизонта V — от двух до пяти пластов
алевролитов и песчаников мощностью 0,6—
36,4 м, общей эффективной мощностью 27,8—
41,2 м; в разрезе горизонта VI—9—12
пластов-коллекторов общей эффективной
мощностью 15,2—27,4 м. Эффективная мощ-
ность коллекторов в разрезе всех пачек
уменьшается с северо-запада на юго-восток,
в этом направлении происходит литологи-
ческое замещение песков глинами.
8 Зак. 192
Северо-Керченское газовое месторождение
расположено в южной части акватории Азов-
ского моря, в 30 км севернее г. Керчь. Оно
приурочено к осевой части Индоло-Кубан-
ского прогиба и контролируется структурой
куполовидной формы размерами 5x7 км,
амплитудой 300 м.
Фоитановское месторождение находится на
Керченском полуострове, в 30 км к западу
от г. Керчь. Оно связано с Индоло-Кубанским
прогибом и характеризуется сложным блоко-
вым строением, наличием разрывных наруше-
ний сбросо-сдвигового типа. Газоносны здесь
225
РИС. 93. Схема размещения месторождений нефти
Месторождения: а — газовые, б — нефтяные,
6 — газонефтяные; г — границы зон различного
геологического строения: / — склона Украин-
ского кристаллического массива, // — Сиваш-
ской впадины, III — Новоселковско-Симферо-
польского поднятия, IV — Альминской впа-
дины, V — Индоло-Кубанского прогиба, VI —
Горного Крыма, VII — восточного погружения
Горного Крыма.
Месторождения: / — Октябрьское; 2 — Влади-
славское; 3 — Машкаревское; 4 — Куйбышев-
и газа Крыма.
ское; 5 — Белокаменское; б — Ленсовое; 7 —
Малобабчинское; 8 — Борзовское; 9 — Глазов-
ское; 10 — Приозерное; 11 — Пограничное;
12 — Краснополянское; 13 — Глебовское; 14 —
Западно-Октябрьское; 15 — Джанкойское; 16 —
Стрелковое; 17 — Оленевское; 18 — Меловое;
19 — Карлавское; 20 — Задорненское; 21 —
Черноморское; 22 — Голицинское; 23 — Тать-
яновское; 24 — Северо-Керченское; 25 — Фонта-
новское
отложения нижнего Майкопа и верхнего эо-
цена (горизонты М-Ш, E-V и E-VI). Залежи
газоконденсатные, коллекторами служат пес-
чаники с прослоями трещиноватых мергелей.
По кровле горизонта E-VI структура разло-
мом разделена на два блока. Залежь газа на-
ходится в опущенном блоке.
РИС. 94. Джанкойское газовое месторождение.
Структурная карта по кровле продуктивной пачки
Г майкопской свиты
226
R=|j РдЯ*
РИС. 95. Стрелковое газовое месторождение.
Структурная карта по кровле продуктивного го-
ризонта VI.
1 — изогипсы в м; контуры газоносности гори-
зонтов: 2 — VI, 3 — V, 4 — IV
ГЛАВА 9
АЗЕРБАЙДЖАНСКАЯ ССР
В геологическом строении территории Азер-
байджана принимает участие мощный ком-
плекс осадочных отложений мезозойско-кай-
нозойского возраста. Мезозойские отложения,
представляющие интерес для поисков место-
рождений газа на склонах и погружениях
Большого и Малого Кавказа, в пределах ос-
новных нефтегазоносных районов залегают
на глубинах 5—8 км и более. Наиболее рас-
пространены неогеновые и палеогеновые об-
разования, содержащие практически все из-
вестные залежи нефти и газа.
С труктурный план и геологическое стро-
ение территории определяются наличием
крупных структурных элементов — антикли-
нориев Большого и Малого Кавказа, разде-
ленных обширной Куринской межгорной
впадиной, и прилегающих к территории
Азербайджана Средне- и Южно-Каспийской
впадин.
Южно-Каспийская впадина в современном
структурном плане представляет со-
бой крупную область альпийского прогиба-
ния с мощностью осадочного чехла 15—
25 км. Она охватывает акваторию Южного
Каспия и сопредельные низменные террито-
рии суши: Западно-Тукменскую низменность
на востоке, прибрежную низменность Ирана
на юге, Нижнекуринский, Кобыстанский и
Апшеронский районы Азербайджана на за-
паде. На северо-западе впадина ограничива-
ется мегантиклинориями Большого Кавказа,
на западе Талыш-Вандамским древним высту-
пом, на востоке граница проходит по Малому
Балхану и западным отрогам Копетдага.
Наиболее крупный тектонический элемент
внешней зоны Южно-Каспийской впадины —-
Апшероно-Прибалханская зона поднятий,
с которой связано большинство газовых и
нефтяных месторождений Азербайджана и
запада Туркмении. Локальные структуры
этой зоны поднятий осложнены многочислен-
ными нарушениями и грязевыми вулканами.
К юго-западу от Апшероно-Прибалханской
зоны поднятий выделяется Джейранчекмез-
ская депрессия, в пределах которой резко
погружается зона развития палеоген-мио-
ценовой складчатости Центрального и Юж-
ного Кобыстана. Депрессия характеризу-
ется развитием большого числа локальных
поднятий, в основном осложненных грязевы-
ми вулканами. В юго-восточном направлении
складчатые линии Джейранчекмезской деп-
рессии продолжаются в акватории приб-
режного шельфа, составляя северную часть
структур Бакинского архипелага. Нижне-
куринская депрессия на юго-западе ограни-
чена Талыш-Вандамской зоной погребенных
выступов, на юго-востоке открывается к Юж-
ному Каспию. Депрессия характеризуется
асимметричным строением, ее северо-восточ-
ный борт крутой, юго-западный относи-
тельно пологий.
По особенностям геологического строения,
характеру и стратиграфическому диапазону
8*
нефтегазоносности в пределах Азербайджана
выделяется несколько нефтегазоносных рай-
онов. Основные по запасам и добыче нефти —
Апшеронский, охватывающий Апшеронский
полуостров и прилегающий к нему одноимен-
ный архипелаг, и Нижнекуринский, в со-
став которого входят месторождения дельты
р. Куры и островов Бакинского архипелага
(рис. 96). Небольшие месторождения нефти
и газа известны в Кобыстанском районе, за-
нимающем южный склон Большого Кавка-
за, Кубино-Прикаспийском, расположенном
к северу от Большого Кавказа, и Кировобад-
ском, охватывающем предгорья северного
склона Малого Кавказа.
Газоконденсатные месторождения известны
в основном в акватории Южного Каспия.
В пространственном размещении залежей
нефти и газа отмечается закономерность уве-
личения газонасыщенности продуктивных го-
РИС. 96. Обзорная карта нефтегазоносности
Азербайджанской ССР.
Месторождения: а — газовые и газоконденсат-
ные, б — газонефтяные, в — нефтяные; г —
линия выклинивания или отсутствия продук-
тивной толщи; д — локальные положительные
гравитационные аномалии; е — границы нефте-
газоносных районов: / — Апшеронского, II —
Кубино-Прикаспийского, III — Кобыстанского,
IV — Нижнекуринского.
Месторождения: 1 — банка Дарвина; 2 —
о-в Артема; 3 — Гюргяны-море; 4 — о-в Жилой;
5 — Южное; 6 — Ази-Асланова; 7 — Грязевая
сопка; 8 — Нефтяные Камни; 9 — Зыря; 10 —
Кала; 11 — Бузовны-Маштаги; 12 — Бахар;
13 — Песчаный-море; 14 — Карачухур-Зых;
15 — Гоусаны; 16 —Сураханы; 17 —Бала-
ханы — Сабунчи — Романы; 18 — Кирмаки;
19 — Бинагады-Чахнагляр; 20 — Сулутепе; 21 —
Пута; 22 — Локбатан; 23 — Шабандаг; 24 —
Шонгар; 25 — Кергез-Кызалтепе; 26 — Куш-
хана; 27 — Карадаг; 28 — Умбаки; 29 — Кя-
низадаг; 30 — Дуванпый; 31 — Сангачалы-
море; 32 — Дуванный-море; 33 — о-в Булла;
34 — Булла-море; 35 — Калмас; 36 — Мишов-
даг; 37 — Кюровдаг; 38 — Карабаглы: 39 —
Кюрсангя; 40 — Нефгечала; 41 — Кешчай;
42 — Бегимдаг-Тегчай
227
Таблица 4&
Стратиграфическое расчленение разреза продуктивной толщи
Апшеронского полуострова и Бакинского архипелага
Отдел Свита Карадаг, о-в Булла Локбатан Бибиэйбат Сураханы, Кала, Песчаный- море, Бахар
Верхний Сураханская Сабунчинская Балаханская I II III IV V VI а b А I 1а I II III П1а, ШЬ, Шс IV IVa, IVb, IVc, IVd V VI Via, VIb VI—VIIt VI—VII2 VI-VII3 А I II III Свита III пласта IV V VI VII VIII IX X Свита X пласта XI Свита XI пласта XII Свита XII пласта XIII XIII XIV Свита XIV пла- ста XV А В С CD D I-H1 II III IV IVa IVb IVc, IVd, IVe V VI VII VIII IX X
Средний Свита «перерыва» VII Vila VII VII1 Vila Свита XV пласта XVI Свита «перерыва»
Нижний Надкирмакинская гли- нистая нкг НКГ Свита XVI пла- ста нкг
Надкирмакинская пес- чаная Кирмакинская Подкирмакинская Калинская VIII КС ПК КаС VIII КС пк КаС XVII КС ПК КаС нкп КС пк КаС
Таблица 47
Характеристика газов месторождений Азербайджанской ССР
Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % по объему
X О X о н'э £ о 4) + 1 о S3 X® и+ о о
Карадаг нкп 94,2 1,95 1,21 0,95 0,88 0,40
ПК 94,6 2,38 1,45 0,88 0,68 0,40
IV 95,6 2,38 1,50 0,32 — 0,20
V 95,4 1,86 0,92 0,57 — 0,82
228
Продолжение табл. 47
Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % по объему
X и и С3Н8 х о + в м О "2 X 0 U + о" о
Кюрсангя III 93,2 4,04 2,19 0,44 0,11
Дуванный V 97,3 1,50 0,56 0,30 0,34 —
Пирсагат VII 97,7 3,78 1,50 0,70 0,30
Локбатан ПК 95,9 1,98 1,14 0,50 0,16 0,37
VI 96,0 2,63 0,59 0,25 0,38 0,17
НКП 94,5 2,54 1,20 0,72 0,55 0,20
Южное КС 96,7 1,53 1,10 0,28 0,29 0,10'
ПК 94,4 2,59 1,21 0,95 0,52 0,35
Бахар VI 95,0 2,47 0,88 0,49 1,И 0,10'
VII 96,6 1,79 0.63 0,29 0,54 0,10
X 93,5 3,51 1,51 0,75 1,46 0,25
Кянизадаг VII 96,1 1,76 0,47 0,76 0,37
Сангачалы-море VIII 93,1 3,43 1,42 0,56 0,28 0,41
Кал мае Апшеронский 96,9 1,50 1,10 0,51 — —
I 95,3 2,18 1,70 0,78 0,20
II 94,0 2,56 1,93 1,49 — 0,40
III 95,0 2,16 1,70 1,14
Карабаглы III 94,5 1,81 1,31 1,15 1,26 —
V 94,5 2,21 1,70 0,80 0,49 —
Зыря нкг 88,7 5,26 1,65 1,39 0,67 2,27
КС — нижний 91,9 4,23 1,80 1,19 0,59 0,15
ПК — верхний 92,3 3,60 1,91 1,17 0,67 0,11
ПК — нижний 92,4 3,78 1,41 1,03 0,91 0,28
КАС — верхний 93,6 3,47 1,14 0,88 2,78 0,13
КАС — нижний 91,7 3,82 1,77 1,01 0,57 0,18
ризонтов среднего плиоцена в направлении
их регионального погружения в сторону
внутренней части Южно-Каспийской впади-
ны, переход от нефтяных залежей к газо-
нефтяным и газоконденсатным.
Стратиграфический диапазон нефтегазо-
носности в Азербайджане — от нижнего мела
до апшеронского яруса. Подавляющая часть
залежей связана с продуктивной толщей.
Нефтегазоносность других комплексов огра-
ничена. Продуктивная толща повсюду пред-
ставлена песчано-глинистыми отложениями.
Она делится на три отдела (табл. 46).
Залежи нефти и газа в нижнем мелу из-
вестны только в пределах Кубино-Прикас-
пийского района на месторождениях Бегим-
даг-Тегчай, Кешчай и др. В Кировабадском
и Кубино-Прикаспийском районах нефтегазо-
носны эоценовые (фораминиферовые слои),
миоцен-олигоценовые (майкопская свита)
и миоценовые (чокракский горизонт) отло-
жения, с которыми связаны малодебитные
залежи нефти.
Природные газы месторождений метановые
(табл. 47), содержание конденсата в газе
колеблется от 10 г/м3 (Южное) до 548 г/м3
(Песчаный-море).
Запасы газа Азербайджанской ССР на
начало 1980 г. оценивались по категориям
А + В + Cj в 138,3 млрд, м3, из них
122,5 млрд, м3 приходится на морские место-
рождения. Добыча газа осуществляется в ос-
новном на морских месторождениях — Юж-
ном, Бахар и Песчаный-море (табл. 48).
Нефтегазоконденсатное месторождение
Песчаный-море расположено в 21 км к юго-
востоку от г. Баку. Площадь его находится
под водой, и только северная часть ее — на
о-ве Песчаный. Структура находится на
южной периклинали Карач-Зыхской анти-
клинали. Размеры ее 59х 16 км. Периклиналь
разбита системой продольных и поперечных
сбросов на 19 тектонических блоков, к кото-
рым приурочены отдельные залежи (рис. 97).
Амплитуды сбросов от 10—25 до 30—70 м.
На месторождении выявлено 13 продуктив-
ных горизонтов в отложениях свит балахан-
ской, «перерыва», надкирмакинской, кирма-
кинской, подкирмакинской и калинской.
Продуктивные отложения представлены
в основном песчаниками и алевролитами.
Газоконденсатнонефтяное месторождение
Бахар расположено юго-восточнее месторо-
ждения Песчаный-море. Оно приурочено
к пологой погребенной брахиантиклинальной
складке меридионального простирания, ос-
ложненной продольными и поперечными раз-
рывами. Размеры складки по изогипсе
—4700 м 12,5x4,0 км. На месторождении
установлена газонефтеносность горизонтов
балаханской свиты (V, VI, VII, VIII, IX
и X), свиты «перерыва», НКП, ПК и КаС.
Газоконденсатное месторождение Южное
(банка Южная), открытое в акватории Кас-
229
Характеристика месторождений природного газа Азербайджанской ССР
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характери коллектора —
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Карадаг 1940 1940 нгк IV, Va, VI-VII3 1400—2000 6,9—10,5 20
нгк VIIH- Vila 2600—4100 55 22
нгк VIII 3100—4600 17 18
гк пк 4800 7 18
гк Миоцен, диатомовая 4500 12 15,6
свита
Кал мае 1956 1958 г Апшеронский 1100 22—24
г Акчагылнекий 1200 — 22—24
гнк I, II, III 1400—2700 — 20
Дуванный 1941 — гк VII 2600—2900 , 11,8 19
(суша) Бузовны- Маштаги 1941 1941 ГН Верхний отдел про- 1170—1440 26
дуктивной толщи
н нкг-нкп 1550—1620 — 25
ГН КС 1640—1870 — 24
н ПК 1920 — 19
Кала 1932 1932 ГН Верхний отдел про- 650—350 10-18 25
дуктивной толщи
ГН нкг+нкп 1450—1610 18—25 20
ГН кс 1680—2150 9—10 20
Н ПК 1970—2300 — 20
Зыря 1956 1958 нгк нкг 4200
гк КС 4440 30—40 16
нгк ПК 4460 — 19
н КаС 4800 — 16
Кюровдаг 1961 1961 ГН Апшеронский 600—1550 6,8 26
н Акчагыл некий 2550 — 16—18
г Продуктивная толща 1290—1840 13—28,2 24
н То же 2000—3400 — 25
Карабаглы 1960 1960 гкн Апшеронский 2600 4,5—12 20
гкн I—VII 2880—3000 2,5—30 21-23
Кюрсангя 1965 1965 нгк Апшеронский 1690—2600 16,7 24
гкн I—IV 2750—2950 21 22
Даниил ь- Делениз 1961 1961 г VII 2700—4700 90 20
Бахар (банка Макарова) 1968 1979 '— 3700
гкн V 5 20
гк VI 3700 7 20
гк , VII 3950 10 18
гк VIII 4000 12 18
гкн IX— X 4500 30 20
гкн Свита «перерыва» 4800 8 18
гкн нкп 4900 10 13
гк ПК 5000 15 20
гкн КаС 5200 10 17
230
Таблица 4ft
стика песчаника Начальные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пластовое давление, МПа Температура пласта, °C Солер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/м8 Начальный дебит газа, тыс. м8/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м8 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м’
Прони- цаемость, 10-»» м» А+В + С, С,
27 362
53—527 — 13,8—30,5 64—84 180 440 (16) 282
85 —3950 36,1 85 180 400—900 20 721
17—107 —4200 39,8 89 130 250—800 4 402
35 —4975 47 104 120 1100 (19) 1 523
2,5—8,8 — 36,3 72 200 1000 434 — —
3 449 3 129
35—90 — — — — 11—26 348 1 743 __
35—90 — —. — — 30 171
22—140 — 14,6—24,6 34—57 — 35—210 2 930 1 386
1—416 —820 40,7 37 100 4—75 (11) 759 114 —
570 820 —
160—800 — 11,7—14,4 52 — — 446 46 —
91,7—395 15,5—16,2 57
164—269 16,4—18,7 60—68 124 774
223—315 — 19 70 —
1 902 977
28—268 — 6,5—11 31—41 — 60—120 7 И —
104—187 — 16—17 53 100 (22) 2 119
101—375 —- 17,2—19,5 57—62 100—300 1 894 847
164 — 19,5 — — — — —
5 659 62 —
— — — — 183 104
3—17 — 43,-1 85 250 475 (12) 992 62 —
20—555 — 46 90 368 350—700 4 563
137 — 45,1—46,1 95 — . —
1 312 3 419 41
465 —860 8,4 35 — 61 (14) 455 14
150—300 — 24,5 —
24—50 — 13—31,7 58—65 80—120 (14) 857 3 405 41
24—500 — 23—24
875 2 308 1 259
43,6 — 22,6—29,1 60 31 33—45 (8) 366 671 365
103—311 — 32,4—47,2 70—74 146—259 20—247 509 1 637 894
5 270 1 845 353
173 — 30,6—37 47—67 200 150 (12) 667 1 НО
82 — 36,3 63 300 200 (14) 4 603 735 353
— — — — — 120 33 1 333 1 862
30 076 40 896 32 920
83 — 36,3 82 121 130 (12) 227 533 1 500
83 —3905 37,3 83 121 850 (22) 13 422 29 155 12 585
179 —4137 38,5 85 123 250 (22) —
16—141 —4126 39,5 90 121 580 (22)
85—109 —4407 41,2 90 235 530 (22) 14 610 3 615 —
— — 44,1 94 235 50 (21) — ——
34 —5050 47,6 100 100 400 (10) 1 817 7 593 471
105—93 — 51,6 107 — 11 588
— 53,9 — — —. 6 776
231
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характери коллектора—
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Южное 1962 1964
ГК Плиоцен, V 2475 8,7 20
гк VI 2547 6,2 23
гкн нкп 3416 8,6 22
гк КС 3675 14 16
гк пк 3750 26,5 20
Южное-2 1976 — гк нкп 4690—4740 20 20
Песчаный-море 1955 1955
нгк Верхний отдел про- 2220—2810 — 18—23
дуктивной толщи
нгк нкп 2750 19,1 — 18
25,6
н КС 3280 5,5—7,3 17
нгк пк 3440—3520 7/8—11,7 16
нгк КаС 3580 8,2 21
Сангачалы- 1963 1979
море — Дуван-
ный-море —
о-в Булла
нгк V 3400—5300 8 20
нгк VII 2000—5318 20 19
гк VIII 3700—5150 12—15 22
нгк ПК 5150 — —
Булла-море 1973 —
нгк V 4578 15 14
нгк VII 5112—5730 18—36 • 16
пийского моря, в 60 км к юго-востоку от
г. Баку, контролируется пологой складкой
северо-западного простирания, Юго-за-
падное крыло ее более крутое (8—11°), се-
веро-восточное пологое (5—6°). Размеры
структуры по кровле свиты ПК 5,7x2,4 км,
амплитуда 155 м (рис. 98). В юго-восточной
части складка осложнена нарушением. Га-
зоносны здесь отложения горизонтов V и
VI балаханской свиты и свит НКП, КС и ПК.
Залежи пластовые сводовые, тектонические
экранированные. Газоконденсатные залежи
свит НКП, КС и ПК смещены относительно
свода структуры на северо-восточное крыло.
Основные запасы газа месторождения свя-
заны со свитой ПК. Продуктивные пески и
песчаники свиты имеют общую мощность
НО м.
Газоконденсатнонефтяное месторождение
Сангачалы-море — Дуванный-море — о. Булла
расположено в 45 км к юго-востоку от
г. Баку. Оно связано с брахиантиклинальной
складкой (рис. 99), осложненной тремя купо-
лами Сангачалы-море, Дуванный-море, о-в
РИС. 97. Нефтегазоконденсатное месторождение
Песчаный-море. Структурная карта по кровле
свиты ПК.
/ — изогипсы в м; 2 — тектонические нарушения.
I, II, III — соответственно центральный, юго-
восточный и северный блоки
232
Продолжение табл. 48
стика песчаника Начальные ГВК, ГНК. ВНК, м Начальное пластовое давление, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/м» Начальный дебит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м’
Прони- цаемость 10-“ м2 А+В + С, С,
11 319 5 158 5 786
255 — 28,1 74 10 300 (7) 2 995 463 2 808
298 — 28,5 75 12 300 — — __
34 — 35,1 88 183 300 2 186 446 1 037
191 — 35,8 95 83 250 62 2 271 1 941
30 — 36,2 96 164 1075 (9) 6 076 1 978
— — 47,1 — 182 500 (13) — 1 397 7 500
5 041 4 429 986
29—393 — 19,2—22,9 62—77 23—548 19—408 4 245 2 281 102
153 — 30,9—31,7 87—91 57—112 7—234 552 1 948 —
191 54 — 34,4 — 1—269 201 200 844
127 — 33,4 100 — 6—269 43 — 40
12 927 22 936 8 396
146 40,8 125 400 (18) 145 3 119
131 —5351 43,1 86—95 — — — 7 662
120 — 54,9 105 154—257 400—500 12 782 12 155 6 892 1 504 41 740
8 263 47 426
— — 52,2 — — — 1 193 3 836
— — 69,9 — 460 800 (15) 7 070 43 590 41 740
Булла. В приосевой части складки проходит
продольное нарушение, разделяющее ее на
два крыла: крутое (28—38°) — северо-восточ-
ное и пологое (10—23°) — юго-западное.
К нарушению приурочены подводные грязевые
вулканы и многочисленные нефтегазопрояв-
ления. Промышленно нефтегазоносны гори-
РИС. 98. Газоконденсатное месторождение Юж-
ное. Структурная карта по кровле свиты ПК
зонты V, VII продуктивной толщи. Гэзокое-
денсатная залежь горизонта VIII пластовая,
тектонически экранированная. С горизон-
РИС. 99. Газоконденсатнонефтяное месторожде-
ние Сангачалы-море — Дуванный-море — о.в
Булла. Структурная карта по кровле горизонта
VIII (по данным ВПО Каспморнефтегазпром)
233
том VII связаны нефтяные залежи с газовы-
ми шапками в пределах северо-восточных
крыльев структур. Высота залежи более
1000 м. Газ газовых шапок содержит кон-
денсат.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Булла-море расположено в 55 км к юго-
западу от г. Баку, в депрессионной зоне ме-
жду антиклинальными зонами Кянизадаг —
о-в Булла на северо-востоке и Пирсагат—
Камень Игнатия на юго-западе. Поднятие
Булла-море представляет собой крупную
брахиантиклиналь юго-восточного прости-
рания. Складка асимметрична, с крутым
(20—21°) юго-западным и относительно поло-
ГЛАВА 10
СРЕДНЯЯ АЗИЯ|
Основные запасы природного газа республик
Средней Азии приурочены к Среднеазиатской
платформе, которая занимает большую часть
территории Туркменской ССР и Узбекской
ССР и прилегающие районы Казахской ССР.
Среднеазиатская платформа сложена комплек-
сом верхнепалеозойских, мезозойских и
кайнозойских отложений, сложно дифферен-
цированных в литолого-фациальном и струк-
турном отношении.
Наиболее крупные тектонические элементы
Среднеазиатской платформы — Каракум-
ский и Карабугазский своды, Туаркырская
зона поднятий, Амударьинская синеклиза.
Северная и северо-западная части платформы
осложнены Горным Мангышлаком и Цен-
тральным Устюртом и сопряженными с ними
прогибами Южномангышлакско-Устюрт-
ской и Северо-Устюртской систем. С юга
и востока Среднеазиатская платформа окай-
мляется Предкопетдагским и Предгиссар-
ским прогибами.
Промышленная газоносность Среднеазиат-
ской платформы связана с меловыми, юр-
скими и пермо-триасовыми отложениями.
Пермо-триасовые отложения выполняют срав-
нительно узкие, глубокие прогибы, распро-
странены спорадически. Большинство ис-
следователей относит их к промежуточному
комплексу. Более широко развиты отложения
нижней и средней юры, характеризующиеся
значительным содержанием угольного органи-
ческого вещества.
С юрскими и меловыми образованиями свя-
заны основные разведанные запасы природ-
ного газа. Верхнеюрский гидрохимический
комплекс служит региональной покрышкой,
под которой • сформировались газовые ме-
сторождения в Амударьинской синеклизе и
прилегающих к ней районах. Все месторо-
ждения Средней Азии открыты или в зоне
развития этого комплекса, или в непосред-
ственной близости от границ его выклинива-
ния. Так, под соляным экраном выявлены
месторождения Уртабулак, Самантепе,
Кандым, а непосредственно за границами
его распространения — Газли, Ачак,
Наип.
234
гим (16 — 17°) северо-восточным крыльями.
Северо-восточное крыло складки через уз-
кую синклиналь сочленяется с юго-западным
крылом поднятия о-в Булла, а юго-западное
крыло переходит в широкий Кичикдаг-
Андреевский синклинорий. Структура осло-
жнена продольным нарушением, проходя-
щим по приосевой части, в результате чего
приподнято северо-восточное крыло. По глу-
боким горизонтам отмечается смещение свода
складки на северо-восток, увеличение углов
падения пород. Нефтегазоконденсатоносны
на месторождении отложения горизонтов V
и VII продуктивной толщи.
Характерная особенность этого района —
наличие скоплений газа в надсолевом оса-
дочном комплексе (Шатлык, Байрамали, Май-
ское и др.).
Газы месторождений, приуроченных к кар-
бонатным отложениям верхней юры, содержат
сероводород. Бессернистые газы характерны
для нижнемеловых залежей.
ТУРКМЕНСКАЯ ССР
Промышленная газоносность Туркменской
ССР установлена на Среднеазиатской плат-
форме и в Западно-Туркменской межгорно“и
впадине. В пределах платформы по особен-
ностям геологического строения и характеру
газоносности выделяются центральная и вос-
точная части. Западно-Туркменская впадина,
расположенная на западе республики, где
развиты нефтяные, нефтегазоконденсатные и
газоконденсатные месторождения, рассмат-
ривается как самостоятельный нефтегазонос-
ный район.
Западная часть
Промышленная нефтегазоносность западной
части Туркмении связана с Западно-TypKj
менской впадиной, являющейся восточней
частью Южно-Каспийской впадины. Здесь
располагается один из старейших нефтедобы-
вающих районов страны. В 1972 г. было
открыто нефтегазоконденсатное месторожде-
ние Гограньдаг, а в 1972—1973 гг. на мор-
ском продолжении Прибалханской зоны под-
нятий — газоконденсатные месторождения:
банка Жданова, банка Лам, банка Ливанова.
В строении Западно-Туркменской впадины
участвуют юрские, меловые, палеогеновые,
неогеновые и антропогеновые отложения
мощностью 6—12 км. Мезозойские породы
выходят на поверхность на территориях,
ограничивающих впадину с севера, востока
и юга — Большебалханской антиклинали,
Аладаг-Мессарианской ступени в Западном
Копетдаге. Плиоценовый комплекс пород,
с которым связаны месторождения Западно-
Туркменской впадины, представлен отложе-
ниями понтического яруса, среднего плио-
цена (красноцветная толща), акчагыльского
и апшеронского ярусов. Понтические отло-
женця имеют мощность до 3800 м, состоят
преимущественно из глин и вскрыты скважи-
нами на структурах Боядаг, Кумдаг, Сыр-
танли. Выше залегает красноцветная толща —
аналог продуктивной толщи Азербайджана.
Мощность ее 600—2650 м и более, максималь-
ная мощность вскрыта на структурах Котур-
тепе и Барса-Гельмес. Разрез красноцветной
толщи расчленяется на верхний, средний
и нижний отделы. В верхнем отделе песчаные
разности преобладают над глинистыми,
в среднем и нижнем отделах глинистые породы
составляют 50—70 % мощности. Отложения
акчагыльского и апшеронского ярусов пред-
ставлены чередующимися глинами с мало-
мощными прослоями песчаников и алевро-
литов.
В Западно-Туркменской впадине выделя-
ются Прибалханская и Гограньдаг-Окарем-
ская зоны поднятий, разделенные Кызыл-
кумским прогибом (рис. 100). Локальные
структуры Прибалханской зоны поднятий
характеризуются субширотным простира-
нием, Гограньдаг-Окаремской — меридио-
нальным. От Большебалханской и Кубадаг-
ской антиклиналей Прибалханская зона от-
деляется Келькорским прогибом. Шахман-
ский прогиб' разделяет Гограньдаг-Окарем-
скую зону поднятий и Аладаг-Мессарианскую
ступень.
Промышленная нефтегазоносность связа-
на с апшеронскими, йкчагыльскими и красно-
цветными отложениями (табл. 49). На место-
рождении Челекен продуктивны породы,
подстилающие красноцветную толщу. Кол-
лекторы нефти и газа красноцветных отло-
жений характеризуются пористостью 16—
28 %, проницаемостью до 0,2 мкм2, при этом
отмечается уменьшение проницаемости с глу-
биной.
Месторождения многопластовые, содержат
от 2—3 (Куйджик, Кызылкум) до 17—25
(Небит-Даг, Ленинское) продуктивных гори-
зонтов. Залежи, нефти и газа залегают на
глубинах 400—4550 м. Большинство зале-
жей характеризуется аномально высокими
пластовыми давлениями. Залежи в основном
пластовые сводовые, тектонически экрани-
рованные. Свободные газы метановые с нез-
начительным количеством углекислоты и азо-
та (табл. 50). Сероводород в них отсутствует.
Характеристика газоконденсатных и нефте-
газоконденсатных месторождений приводится
в табл. 51.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Барса-Гельмес расположено в 55 км к западу
от г. Небит-Даг, в центральной части При-
балханской зоны поднятий. Оно приурочено
к брахиантиклинальной складке субширот-
ного простирания, которая разбита серией
крупных и мелких нарушений сбросового
типа. По наиболее значительным сбросам
с амплитудами 200—300 м юго-восточного
простирания Барса-Гельмесская складка
делится на три основных тектонических бло-
ка — I, II и III. Эти блоки образуют два
РИС. 100. Обзорная карта Западно-Туркмен-
ской впадины.
/ — выходы юрских и меловых пород; 2 — тек-
тонические нарушения; месторождения: 3 —
нефтяные, 4 — нефтегазовые, 5 — газовые;
6 — границы тектонических элементов: / —
Келькорского прогиба, //— Прибалханской1
зоны поднятий, III — Кызалкумского про -
гиба, IV — Гограньдаг-Окаремской зоны под-
нятий, V — западного погружения Копетдага.
Месторождения: / — банка ЦентральцОгЛиад-
новская; 9. — банка Восточно-Ливано^ская,
банка Губкина; 4 — банка Лам; 15
Жданова; б — Челекен; 7 ДСомебмодьод^е;
8 — Котуртепе; 9 — Барса-Гельмес; г 10 — Бу-
рун; 11 — Небитдаг; . 12х — Кызылкум; 13 —
Кумдаг; 14 — Куйджик; 15 — Эрдекли; 16 —
Гограньдаг; 17 — Камышлджа; 18 — Окарем;
19 — Чикишляр
участка — западный (блок I) и восточный
(блоки II и III). Западный участок, гипсо-
метрически приподнят относительна’''^йо-
сточного на 350—400 м. В пределах восточ-
ного участка установлены залежи нефти
с газоконденсатными шапками в апшерон-
ском (горизонты Б, В, Г, Д и I) и акчагыль-
ском (горизонт Па) ярусах. На западном
участке нефтегазоносны отложения акча-
гыльского яруса, верхнего (пласты III,
Ша, IV), среднего и нижнего отделов крас-
ноцветной толщи.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Куйджик находится в 10 км к югу от пос.
Кум-Даг в Прибалханской зоне поднятий.
Оно приурочено к брахиантиклинальной
складке субширотного простирания разме-
рами по нижнекрасноцветным отложениям
3,5у 12 км. Складка осложнена системой
сбросов амплитудой 100—500 м. Углы паде-
ния пород на северном крыле 24—25°, на юж-
ном 18—20°. Установлена нефтегазоносность
нижнекрасноцветных отложений (горизонты
HKj, НК2, НК2а и НК3), состоящих из
песчано-алевролитовых и глинистых пород.
Коллекторы характеризуются непостоян-
ством мощностей и линзовидным залеганием.
Залежи газа и нефти пластовые сводовые, тек-
тонически и литологически экранированные.
Залежь горизонта НК2 в блоке 11 нефтегазо-
235
Таблица 49
Промысловая номенклатура продуктивных горизонтов месторождений
западной части Туркмении
Возраст Челекен, банка Жданова, банка Лам Барса- Гельмес Ленинское (Котуртепе) Кызыл- кум Гогрань- Даг, Камышл- джа, Окарем
Апшеронский ярус Б В Г д I А 1а Б В Г (16) Д(1в) I
Акчагыльский ярус II Па I! III Ша IV
Красно- цветная толща Верхний отдел I II III Ша IV III Ша IV V VI VII
Средний отдел III IV V VI VIII IX
Нижний отдел VII VIII Villa Ннжне- красно- цветные отложе- ния, го- ризонты нкгнк9
конденсатная, остальные — газоконденсат-
ные, в ряде случаев с непромышленными
нефтяными оторочками.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Ленинское (Котуртепе) расположено в 60 км
юго-западнее ст. Джебел, в Прибалханской зо-
не поднятий. Оно приурочено к брахианти-
клинальной складке широтного простирания
размерами 40x20 км, разделенной системами
крупных сбросов на три блока (участка) —
западный, центральный и восточный, ступен-
чато спускающихся на восток (рис. 101).
Эти участки многочисленными более мел-
кими нарушениями разбиты на мелкие блоки.
Углы наклона пластов возрастают с глуби-
ной от 5—7° в апшеронских отложениях до
30° в нижнекрасноцветных. Нефтегазоносна
мощная толща (свыше 4000 м) терригеи-
236
ных песчано-глинистых отложений миоцена)
апшеронского (горизонты А, Б, В, Г, Д и 1-
и акчагыльского (II) ярусов и красноцветной
толщи, разделяющейся на три отдела: верх-
ний (III—VII), средний (VIII и IX) и ниж-
ний (HKi—НКэ). Число и размеры газовых
залежей увеличиваются в направлении более
погруженного восточного участка и с глуби-
ной залегания. Залежи в основном тектони-
чески экранированные. Основные запасы
газа приурочены к пластам I, II, VIII—IX,
НКв.
Газоконденсатное месторождение Кызыл-
кум расположено в 55 км к юго-западу от
г. Небит-Даг, в южной части Прибалханской
зоны поднятий. Оно контролируется пологой
ненарушенной брахиантиклинальной склад-
кой субширотного простирания размерами
11X5 км. Южное крыло складки более кру-
тое (6—7°), чем северное (2—3°). Промышлен-
ная газоносность месторождения связана
с отложениями нижней части акчагыльского
яруса, где выделяются III, Ша и IV продук-
тивные горизонты, и с отложениями нижнего
отдела красноцветной толщи (НК3, НК4).
Газоконденсатнонефтяное месторождение
Камышлджа находится в 115 км к югу от
г. Небит-Даг, в северной части Гограньдаг-
Окаремской зоны поднятий. Оно приуро-
чено к брахиантиклинальной складке, вы-
тянутой с северо-востока на юго-запад. Се-
веро-западное крыло несколько круче (от
3—5° в отложениях акчагыла до 18—23°
в нижнекрасноцветных), чем юго-восточное
(соответственно 2—3 и 15—18°). Размеры
складки по кровле нижнекрасноцветной тол-
щи 10x5 км, высота 400 м. Складка разбита
серией сбросов на отдельные тектонические
блоки (рис. 102).
Промышленная нефтегазоносность связана
с отложениями нижнего отдела красноцвет-
ной толщи (HKia, НК1б. НК2, НК3, НК4
и НКБ). Продуктивные отложения представ-
лены песчано-глинистыми породами.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Окарем расположено в 125 км к югу от
г. Небит-Даг. В геологическом строении
месторождения принимают участие песчано-
глинистые отложения красноцветной толщи,
акчагыльского и апшеронского ярусов и чет-
вертичные образования общей мощностью
3600 м. Месторождение приурочено к склад-
ке, занимающей наиболее высокое гипсо-
метрическое положение среди структур Гог-
раньдаг-Окаремской зоны поднятий. Склад-
ка по данным бурения представляет собой
пологую брахиантиклиналь субмеридио-
нального простирания. Углы падения на
крыльях в отложениях верхней части крас-
ноцветной толщи составляют 5—10°, увели-
чиваясь с глубиной до 15—20°. Размеры
складки по кровле красноцветной толщи
10x4,5 км, высота более 300 м (рис. 103).
Нефтегазоносны на месторождении отло-
жения красноцветной толщи (НК4, HKia,
НК2, НК„ НКБ).
Газоконденсатнонефтяное месторождение
Гограиьдаг находится в 75 км к юго-западу
от г.; Небит-Даг в Гограньдаг-Окаремской
зоне1 поднятий. Оно контролируется антикли-
нальной складкой с пологим южным и более
крутым северным крыльями. Размеры струк-
туры 20 ХШ км. Она расчленена продоль-
ными и поперечными нарушениями на отдель-
ные тектонические блоки. Выделяется пять
.тектонических' блоков, разделяющих струк-
туру на три участка', Ступенчато погружаю-
щихся на ’юго-запад: .''зайа'дный (блоки I
-и III), центральный .(блок III), восточный
(блоки IV и V). Газоконденсатные залежи
установлены на западном и центральном
участках и приурбчейы к низам красноцвет-
ной толщи. Залежь горизонта НКБ пластовая,
тейтоническй.,: экранированная. На месторо-
ждении предполагается продуктивность гори-
зонтов НК4, НКз-и НК4-
Газоконденсатное месторождение банка
Жданова приурочено к брахиантиклинальной
складке широтного простирания размерами
15x5 км, осложненной продольными и по-
перечными нарушениями. На месторождении
РИС. 102. Газоконденсатнонефтяное месторождение Камышлджа:
а структурная карта по кровле горизонта НКа 1 — изогипсы в м; 2 — тектонические нарушения;
(по X. Ходжибердыеву); б — геологический 3 — контур газоносности; 4 — газ; 5 нефть
разрез.
238
Таблица 50
Характеристика газов месторождений западной части Туркмении
Месторождение продук- тивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
К О •н’э •н'э X и CsHja + 4- высшие О о • Z
Ленинское г 0,610 95,4 1,76 0,92 0,54 0,51 0,60 0,28
д 0,625 93,8 3,03 1,41 0,82 0,27 0,20 0,46
I — 93,0 2,25 1,01 0,70 2,50 0,49 —
II 0,630 94,3 1,81 0,93 0,54 2,49 0,10 —
III — 93,1 1,81 1,01 0,98 2,50 0,49 0,20
нк1+2 0,640 88,2 5,33 3,33 1,78 0,60 0,42 0,44
нк9 — 96,2 0,98 0,51 0,33 0,28 0,20 1Д7
БарсаТельмес г 0,593 92,5 3,52 1,90 1,40 0,70 —
д — 94,3 2,40 1,01 0,70 0,39 0,78 0,44
II 0,605 93,1 3,34 1,45 0,65 0,22 0,85 0,40
III — 92,0 3,16 1,72 1,30 1,50 0,10 0,42
нк — 92,0 2,50 0,90 0,60 3,40 0,60 —
Кызылкум III 0,620 94,1 . 1,80 1,00 0,90; 1,40 0,80 —
Ша 0,635 94,8 2,20 1,60 0,80. 0,60 — —
IV 0,625 93,1 0,40 3,30; 2,40/ 0,80 — —
НК — 95,0 2,39 1,11 0,57, 0,57 0,60 —
Куйджик нк2 — 93,4 2,82 1,53 1,23; 0,61 0,25 0,20
нк3 97,0 1,54 0,64' 0,29 о.н — 0,42
Камьпилджа НК., 0,748 97,2 1,26 0,41! j 0,24 0,24 0,60 —
нк4 — .97,8 1,41 0,37 0,25 0,16 — —
нк5а 0,756 97,5 1,10 0,39 0,48 0,18 0,11 0,48
Окарем ' нк4 0,575 97,8 0,91 0,40 0,26 0,21 — 1,4
НК,а 0,576 97,3 1,40 0,80 0,40 0,10 — —
Челекен VI — 78,3 6,30 3,20 1,50 0,70 0,70 0,30
V — 89,5 5,40 2,10 1,40 0,70 0,25 0,10
Банка Жданова VIII 0,678 97,5 1,40 0,66 0,27 0,20 — —
239
Характеристика месторождений природного газа западной части Туркмении
К 2 я Глубина залегания, м Характери коллектора—
Месторождение о о л * sr о <3 «о X л Ч сп fO л Залежь Продуктивный горизонт Эффективная мощность, м По- рис- тость %
Ленинское (Котур- тепе), участки; Западный Центральный Восточный Барса-Гельмес Бурун Гограньдаг Чикишляр Экиз-Ак Кызылкум Окарем 1956 1965 1967 1972 1974 1977 1963 1956 1964 1965 1963 1962 гк гк гк гк нгк гк гк нгк гк гк гк гк нгк гк нгк нгк нгк нгк нгк гк гк гк гк гк гк гк гк нгк нгк нгк нгк нгк нгк нгк нгк нгк нгк гк гк гк нгк гк гк гк гк гк гк гк гк гк III Ша VIII IX НК. НК. НК,а НК,б II III (IH+IIla+IV) VII+VIII нк+нк1+2 В г д I II Ш+П1а IV VIII—IX НК1+2 НК3+4 нк. нк. НК,а НК,б НК. Б в г д I II Па III Ша НК nrt Г НК НК,НК. Верхнекрасно- цветный НКа III Ша IV нк.+нк4 НК1 нк1а нк2 1550—2400 2376—2411 2360 2600—2910 3000 3200 3250 340 1500—1700 1554—1600 2435 2750 1850—1900 2150—2250 2200—2300 2100—2320 2260—2610 2350—2500 2577 2880—3250 3250 3300—3250 3500 3600 3700 3750 3910—4115 1505 1845—1995 2420—2445 2340—2585 2420 2500—2800 2500—2800 2530—2800 2530—2800 4450 826—2000 1110—2583 3184—4864 3305—3314 3000—3250 2820 1780 1825 1847 3400—3700 2500 2500 2530 7,2—21,1 13 46,7 14,8 9,6—24,6 9,2 30,9 10,7—15,6 2—14,7 20,9—37,3 3,9—10 ' 6,5 3,2—6,6 2—4,7 3—4,1 4,5—28,6 5,4—13,4 23,9 12,3 8,2—33,8 21,8—22,5 8,6—31 13 20,9 2,9 2,6 6,3 9,6 6,7 4,0 10,8 6,5 39 12,5 9—31 22 55 8 10—18 25,6 13,3 6,8 6,6 4,2 9,2 28,7 28,7 23,5 20,6 19,5 18,6 18,4 18,6 23,6 26 25,4 20,6 23,4 23,4 23,4 25,2 23,6 24,1 24,1 22,8 22 21 21,9 20,5 20,3 21,3 19,9 23,1 22,1 23,8 24,8 23,0 23,6 23,7 25,7 25,4 18 17 19 17—20 20 20 20 20 19,5 19,5 19,5
240
Таблиц a'5L
стика песчаника Началь- ные гвк, ГНК. ВНК, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура ! пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/м* Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м9 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м9
Прони- цаемость, 10-“ м» А+В + С, С„
21 736 35 361 12 706
1500—2000 18,4 275,9 799 2 313
1500—2000 — 18,4 — — 70 (6) 225
— — 33,3 — 225 313
— — 34,2 — 225 117
40—60 — 41,1 — 314 214
40—60 — 41,9 — 335 59—750 (18) 97
40—60 — 41,5 — 329 600
40—60 — 43,3 350 ___ 466
20—750 — 19,5 — — 74—89 (10) 10 56 16
16—800 — 20 — 20,7 210 (8) 476 169 364
160 — 24,8 142 119
100 — 46,5 — 220 750 (12) 72
100 — 20,4 — 70 750 (12) 175 300 —
20—80 — 24,7 58 120 204 (10) 776 229 1 360
27 — 27,6 63 134 220—500 22 1 013 92
15—360 — 28,9 — 158 150 (12) 9 308 9 533 3 049
15—360 — 30,3 — 176 76—520 (14) 1 062 6 121 353
160—800 — 27,8 182 160 (8) 280 766 662
160—800 — 30,1 — 216 160 (8) 5 459 100 100
— — 39,6 — 290 54 3 217 409
— — 40,5 340 — 892 408
— — 41,8 — 364 3 036 3 234
— — 44,9 — 378 — — 602 2 533
— —. 46 385 1 037 3 420 126
— — 39,3 391 926 —
— — 46,1 —- 391 522 155
— — 52,5 — 425 1 756 290 —
8 575 33 578 21 928
12 — 1606,8 21,6 52,6 99 87 (12) 59 569 —
30—50 — 21,6 56,5 99 32 (8) 2 878 —
30 —2155,4 22 60,5 99 275 (12) 148 90 —
98 — 33,9 — 145 275 (12) 400 1 303 —
250 —2669 26—30 145 188 269 —
100—300 — 27—31 — 140 930 (16) 2 101 1 981 —
25—100 —2578 31,7 — 145 —
350—1000 —. 33,3 106 808 (20) 3 441 6 779 150
350—1000 — 32,4 72 106 44 779 —.
230 — 61,8 397 995 (20) 2 194 18 930 21 778
103 8 546 1 590
— — — — 55 — — 148 —
— —- — —— 55 25
— — — — 148—318 103 8 373 1 590
—- — 40,4 90 120 250 (16) 26 270 22 538
6—46 — 40,6 85 100 222 (8) — 13 319 8 681
38,2 100 323 (10) 3 563 36 658
2 696 12 159 3 338
42 —1835 22,8 — 96 80—590 2 412 2 933 —
42 —1865 22,8 96 250—320 241 2 660 —.
42 —1875 23,2 59 96 50 1 889 —
— — 46,5 98 100 150 (10) 43 4 677 3 338
785 7 559 —
68 —2538 30,9 73 267 500 11 1 124 —
31 30,9 73 267 — 403 —
57 — 30,9 73 267 500 — 4 060 —
241
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характери коллектора—
Эффективная мощность, м По- рис- тость, %
нгк НКз 2650—2850 20 19,5
гк НК4 2571—2744 10,6 19,5
Куйджик 1968 1974
гк НК1 2323 7,1 18,1
гк нк2 2400 9,5 19,5
нгк нк2а 2500 9,6 21,4
нгк НКз 2667 6,7 17,3
Камышлджа 1959 1975
нгк нк1а 2620 8,4 19,2
гк нк1б 2620 6,5 19
нгк нк2 2800 10,6 18,4
нгк НКз 2900 7,8 19.6
нгк нк4 2930 10 21,6
нгк нк5 3100—3300 25 19
Эр.^екли 1975 —
гк II 2245 76 —
гк III, Ша, IV 2265 — —
Каратепе 1977 — г Верхнекрасно- 1040 16 18 :
цветным
„Кеймар 1977 — ГН НК, III, IV 2600—2900 8—11 20,5
Восточный Челе- 1979 — гк НК 3473—3611 10 18
кен
;Банка Жданова 1968 —
нгк Villa, VIIIb 3102—3315 3,5—19 18—20
ГК IXb 3454—3756 8—17 20
нгк X 4314 37 15
Банка Лам 1973 1978
гк . V . 2630, 14 15
нгк VI, 3450 12 15
н VII J 3290 — 15 !
нгк VIII 3260, — 15
Банка Ливанова 1979 —
(Восточная) нгк VIII 4090 18 20
Причеленский ку- 1976 — ГН нк 3200 — —
ПОЛ
Им. Баринова 1976 — г VIII 3000 7 20
-242
Продолжение табл. 51
ика есчаника Началь- ные ГВК. ГНК. ВНК. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного кон- денсата, г/ма Начальный дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1880 г., млн. м*
Прони- цаемость, 10“*® м‘ А+В+С, с,
75 — 38,2—43,3 74 227 — — 705 —
28 — 44,1 80 221 700—800 774 1 267 —
2 109 17 790 2 678
18—106 — 31,5 — 80,4 — 167 1 614 —
18—106 — 34,2 — 128 1,3—306 1 555 7 907 508
18—106 — 33,4 — 128 3,6—305 300 8 207 49'
18—106 — 33,7 — 81 — 87 62 2 121
382 37 024 2 851
80—380 —2570 32,6 82 100 — — — 476
80—380 —2665 33,9 83 100 — — — 389'
53—208 —2779 36,7 84 100 — — — 1 986-
23—123 —2810 37,9 85 100 1300 210 325 —
21—131 —2326 38 86 100 — — 42 —
46—148 . : 44,1 88 НО 700—Л 070 172 . 36 657 —
- — 8 686 —
— — 26,3 — 80 150 (10) , — 6 003 —
— — — — . 80- . ч — 2 683 —
— — 11,9 — . — 200 (10) .• — 658 3 150.
— —2825 37,7—40,0 73 ; . —- 235 (8) — 2 684 6 524
2—127 — 49,7 — 47 (4) — 645 —
- .. 874 10 364 6 6011
— — 45,2—53,6 — 100 — 591 3 891 6 601
—. — ‘ 47—48 — 85 — 283 3 176 —
— — 69 — 150 — — 3 297 —
80 6 548 5 739*
— '— — — 150 — 49 1 351 —
— — 38,2 — 150 300 (9) — 918 —
— — — — — — — — —
— — — — 140 — 31 4 279 5 739-
— 6 130 8 340
— — — — НО — — — —
— — — — — — — 3 481 —
— — 35,3 — — 500 (12) — 1 235 5 700
243
РИС. 103. Газоконденсатнонефтяное месторожде
ние Окарем:
а — структурная карта по кровле горизонта НК,
(по данным объединения Туркменнефть); 6 —
геологический разрез.
1 — контур газоносности; 2 — газ; 3 — нефть;
4 — граница замещения коллекторов
установлены газоконденсатная залежь с неф-
тяной оторочкой в.горизонте VIIIb красно-
цветной толщи (аналог свиты ПК продуктив-
ной толщи) и газоконденсатная залежь
в горизонте Villa. Перспективны отложения,
подстилающие красноцветную толщу.
Центральная часть
Газовые месторождения центральной части
Туркмении приурочены к Зеагли-Дарва-
зинскому поднятию Центрально-Каракум-
ского свода. В строении свода участвуют от-
ложения мезозоя и кайнозоя мощностью
1500—3000 м. Минимальные мощности от-
мечаются в центральной части свода. Здесь
из разреза выпадают нижне- и верхнеюрские
отложения. Максимальные мощности харак-
терны для склонов свода.
Центрально-Каракумский свод (рис. 104)
представляет собой крупное асимметричное
поднятие округлой формы размерами 270х
Х200 км. Свод морфологически довольно
четко выражен во всех слоях земной коры —
от поверхности Мохоровичича до неоген-
Таблица 52
Характеристика газов месторождений Зеагли-Дарвазинской группы
М есторожден не Продук- тивный горизонт Состав газа, % по объему
сн4 С2Н« С3Н, С3Н10 С»Н(1 + -|-высшие СО, N3
Атабай Ai 52,45 0,17 0,02 0,01 0,05 47,3
55,68 о,и 0,01 — — 44,3
IV 96,43 3,10 0,05 0,03 0,01 0,33
IVa 90,02 2,80 1,04 0,50 0,41 0,50 4,7
IV6 90,00 2,70 0,58 0,33 0,24 0,50 5,52
V 94,68 3,00 1,30 0,50 0,30 — 0,2
VI 69,60 2,20 0,37 0,12 0,16 0,35 0,2
Via 83,65 3,90 1,55 0,72 1,38 0,23 6,5
VI6 89,22 2,82 0,67 0,07 0,12 0.80 6,3
Vila 88,40 4,10 1,30 0,45 0,50 1,50 3,3
Чалджульба А 82,30 0,27 — 0,09 — 0,50 16,7
В 97,40 — — — — 1,60 1,0
Bi 95,80 — — — 0,20 4,0
Г 99,00 — 0,60 0,4
И 96,00 0,20 — 0,10 0,10 3,6
1 96,90 2,80 — —— 0,30 —
II 98,40 0,80 — — 0,80 —
Па 97,80 0,60 0,10 0,10 0,20 1,20 —
Шиих-Дарваза В 98,80 — — — 0,30 0,9
Г1 94,93 0,08 0,14 0,15 0,10 0,20 4,4
Г 97,00 — — — 0,30 2,7
I 97,30 2,67 0,03 —.
I 93,51 3,00 0,90 1,80 1,6
Па 90,38 3,20 0,27 0,44 0,01 0,70 5,3
11 92,50 3,16 0,22 0,19 0,13 0,2 3,6
II 94,98 0,07 0,18 0,17 0,10 0,5 1,0
III 97,80 1,80 0,40 — .—
III 90,43 5,37 0,78 0,48 0,14 0,2 2,6
IV 90,50 3,60 1,90 1,70 2,30 —
IV 94,80 2,40 1,80 0,50 0,30 .—
IVa 96,60 2,50 0,80 0,10
IVa 89,92 5,40 1,53 0,76 0,39 2,0 1,3
IV6 90,90 4,90 1,40 0,60 0,50 0,4
IVb 93,42 2,80 0,77 0,32 0,09 0,7 1,9
V 92,73 3,43 1,29 0,51 0,14 0,5 1,4
Va 95,20 3,10 1,30 0,30 0,10 .—
VI 95,45 1,51 2,22 0,73 0,09
VI 85,72 3,37 0,87 0,30 0,04 0,2 9,5
Топджульба л 82,30 0,27 — 0,09 .—. 0,5 16,7
IV 97,37 1,26 0,42 0,05 — 0,6 0,9
IV 60,47 3,74 1,37 0,42 0,35 3,29
IVa 94,10 3,60 1,30 0,20 0,60 0,2 —
IV6 93,96 3,44 1,05 0,30 0,10 0,1 1,05
V 93,88 3,95 1,46 0,36 0,35 ___
VI 90,47 4,99 1,48 0,57 0,24 0,2 2,05
245
Продолжение табл. 52
Месторождение Продук- тивный горизонт Состав газа, % по объему
СН4 с2Н, СяНв С.н,„ CSH12 + + высшие СО, N2
Via 92,24 3,36 1,22 0,50 0,18 1,9 0,6
VII 91,43 3,20 0,99 0,32 0,11 0,9 3,05
Топорджульба IVa 90,26 3,95 1,47 0,39 0,40 0,24 3,29
IV6 91,69 3,92 1,50 0,35 0,49 0,12 1,93
V 90,67 4,22 1,73 0,51 0,61 0,37 1,87
Чиммерли Va 96,97 1,92 0,48 0,08 — 0,13 0,25
VI 95,85 2,09 0,63 0,12 0,01 0,2 1,1
Чашхын VI 85,30 3,60 1,70 1,10 2,50 1,4 4,4
V16 85,50 4,40 0,95 0,95 2,40 2,0 3,96
XI 86,15 2,50 0,55 0,12 • 0,28 0,28 0,5
Сакарчага Vila 92,92 4,00 0,50 0,40 0,17 0,9 1,1
VI Пб 92,01 6,20 0,62 0,55 0,22 0,4 —
IX 71,85 6,25 1,00 0,70 0,60 — 19,16
Курук V 96,20 2,50 0,50 0,34 0,27 — —
VI 92,06 3,40 2,10 1,40 0,13 ' 0,38 0,53
VI6 90,07 2,30 1,05 0,36 0,72 0,61 4,89
Восточное VIII 92,46 4,40 1,40 0,54 0,80 0,4 —
Шиханли . IX 90,70 4,50 1,80 1,20 1,10- — —
РИС. 104. Обзорная карта центральной части
Туркмении:
а — границы основных тектонических элемен-
тов; б — тектонические нарушения; место-
рождения: в — газовые, е — нефтегазовые.
Месторождения: 1 — Чалджульба; 2 — Шиих-
Дарваза; 3 — Восточное Аккуи; 4 — Топ-
джульба; 5 — Атабай; 6 — Топорджульба; 7 —
Чнммерли; 8 — Чашхын; 9 — Сакарчага; 10 —
Курук; 11 — Коюн-Шарлык; 12 — Модар
246
четвертичного комплекса. С севера он огра-
ничен Дарьялык-Дауданским, а с запада
Верхнеузбойскйм прогибами. Южный склон
его переходив через Бахардокскую моно-
клиналь в ПредкопетДагский прогиб.* Вос-
точный'склон осложнен Беурдешикской сту-
пенью.! ,
Промышленная газоносность центральной
части Туркмении свярана с терригенными
породами турбна — верхней юры, в разрезе
которых установлено 34 пласта. Продуктив-
ные отложения представлены в основном
песйанцками, Характеризующимися. Литоло-
гической невыдержанностью. Газонасыщен-
ная мощность в большйнстве случаев 3—5 м,
иногда 10—30 м, пористость коллекторов
12—22%, проницаемость колеблется от
0,002 до 1,8 мкм2, средняя 0,4 мкм2.
Зеагли-Дарвазинское поднятие,# размеры
которого по верхнемеловым отложениям со-
ставляют 145x125 км, а амплитуда 250 м,
со всех сторон окаймляется флексурно-
разрывной зоной. В пределах поднятия вы-
явлено 10 месторождений, связанных с от-
дельными локальными складками, объеди-
ненных в Зеагли-Дарвазинскую группу ме-
сторождений (рис. 105). При этом Дарвазин-
ская, Такырская, Шиихская и Пришиихская
складки имеют общие контуры газоносности
по некоторым горизонтам и представляют
единое месторождение. Все месторождения
многопластовые.
Залежи газа связаны с туронскими (про-
дуктивные горизонты A, А1г А2, Б, Бг),
сеноманскими (В, Bj, В2), альбскими (Г,
Г1( Г2, Г3, I, II, Па), аптскими (III, Ilia,
IV, IVa, IV6, IVb, V, Va, VI, Via, VI6,
VII, Vila), барремскими (VIII), готерив-
скими (IX) и келловейскими (X и XI)
отложениями.
РИС. 105. Зеагли-Дарвазинская группа газовых месторождений:
а — структурная карта по кровле нижнеаптских
отложений (горизонт VI); б — геологический
разрез.
/ — тектонические нарушения; 2 — месторожде-
ния с промышленными запасами газа; 3 — газ.
Локальные складки: I — Чалджульба; // —
Дарваза; III — .Джарал-Такыр; IV — Аккуи;
V — Восточное Аккуи; VI — Такыр; VII —
Пришиих; VIII — Шпих; IX — Дарьялык-
Такыр; X — Гугуртли; XI — Топджульба;
XII — Атабай; XIII — Топорджульба; XIV —
Чиммерли; XV — Чашхын; XVI — Шиханли;
XVII — Южный Чашхын; XVIII — Восточный
Коюн; XIX — Северный Курук; XX — Курук;
XXI — Сакарчага
247
to
00 Характеристика месторождений природного газа центральной части Туркмении
Таблица 53
Месторождение, купол Год открытия Залежь Продук- тивный гори- зонт Глубина залега- ния, м Характеристика коллектора—песчаника Началь- ные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пластовое дав- ление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Началь- ный де- бит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, % Прони- цаемость, 10-1Б м2 А + В+С, С2
Чалджульба 1962 6 517 142
г А 230 6 15,8 —146 2,4 32 12,5 483 .
г Ах 270 5 15,8 — — 186 2,8 34 4,3 475
г Б 300 5 30 —246 4,1 - 576
г Бт 350 3,5 30 —262 3,7 142
г В 420 5 30 —336 4,1 39 33,6
г В1 480 4 30 — —392 К 42 274
г г 615 2 22,5 — —524 6,5 47 126,3 4 983
Восточная Чалджуль- ба 1962 г II 800 2,5 21,2 — —684 7,7 50 125 830 —
г в 420 5 30 —336 4,1
Дарваза г II 800 2,5 21,2 —684 7,7 50
1959 235 2 490 2 584
г А 4,1 15,8 118 — 146 2,4 — 454
г Б 374 5,5 15,8 —276 3,6 . 275
г Bi 474 4,4 29,9 —376 4,4 — — 931
г I 760 3 23,4 650 —668 7,5 49 44—300 1 111
г II 785 2 18 — —688 — 50—376 924
г III 925 3,5 19,6 350 —830 7,8 55 974
Такыр 1959 г IV 957 2 21 —855 8,8 56 385 405
г А 236 4 15,8 — 146 2,4 266
г Б 373 7 15,8 17,3 —280 3,6 290
г В 420 3,5 29,9 — —333 4,2 38,5 6,8—92 659
г Bi 470 3,3 29,9 — —370 4,6 39,6 3—10 573
г Гг 620 5,5 19,9 470 —536 6,3 48 180 467
г Г2 640 1,9 29,9 — -565 6,5 50 600 534
Такыр+Шиих 1 г г I II 750 790 2,5 3,1 23,4 23,4 650 1200 —668 —688 7,2 7,7 52 46 328 320 2 719 1 904 —
Такыр-)- Пришиих Такыр+Шиих г г г III IV IVa 900 950 960 7,5 2,4 2,2 19,6 21 16,5 — Ш LO О — Ю Г- ОО ОО 00 1 1 1 8,8 9,3 9,6 54 56 60 310 31 297—1130 2 992 940 2 806 —
г IV6 970 2,9 20,9 — —870 9,8 56 936 1 264 —
Г г IVb V 980 1025 2,5 12 18 19,7 — —890 —927 9,9 10,4 56 62 428 34—913 149 4 925 —
Щних Шиих-дПришпнх 1959 1 Va 1030 4,9 19,7 — —933 10,1 62 109 551
г г г., 11 680 780 4 9,5 29,9 23,4 —598 —688 6,8 7,4 50 48 1416 165—785 414 5 060 —
г Па 800 5 30 797 —688 7,9 50 424 2 417
г 111 910 2,5 19,6 — —825 8,7 53 308 362
Шиих+Такыр г г IV IVa 940 960 2,5 4,5 21 19,5 — —855 —870 8,9 9,6 55 60 376—393 388 3 233
г IV5 - 970 3 20,9 220 —869 9,3 392 1 147
г IVb 990 1,5 . 18 — —902 9,7 56 134 304
г V 1010 2,5 24,7 — —927 9,5 56 28,5 1 684
Пришиих Пришиих+Шиих 1959 г VI 1100 4,5 18,7 455 —958 10,6 64 239—300 3 240
г г II IV 780 940 6 6 21,4 26,5 —688 —855 7,5 8,8 48 57 165—785 498 730 —
Пришиих-)-Такыр г IVa 960 2 16,5 — —870 8,9 59 393—472 462
г IV6 980 1,5 20,9 —879 9,4 60 87
г IVb 1000 1 18 —. —909 9,8 60 90 46
Топджульба г VI 1050 1,5 18,7 202 —963 10,3 62 123 77
1961 г A 230 7 30,9 —170 2,5 2 139
г Ila 748 3,6 28,2 — —673 7,5 211
г IV 960 3,1 21 — —763 9,3 54—56 920—1430 3 343
г IVa 980 3,5 16,5 156 —875 9,1 55—58 187—905 701
г IV6 1050 4,5 20,9 — —892 9,6 59 137 2 378
г V 1070 5,5 17,6 — —941 9,9 56—59 58—101 2 272
г VI 1100 4 16,4 455 —982 10,3 60—71 48—354 1 235
г Via 1150 7,5 16,4 — —1002 11 62 111—728 1 364
Тоиорджульба 1957 г VII 1280 3,5 16,1 — —1060 11,6 62 44—118 280
III 900 4 439 716
г 2,2 23,9 729 —817 9,3 209
г Illa 940 3 19,6 — —850 9,7 57 120,7 507
г IVa 960 2 16,5 — —892 9,1 58 11'8 274
г IV6 1020 6 20,9 — —902 9,8 207' 774
г V 1070 3 16,8 — —965 10,4 62 10—42 1 452
Чиммерли г VI 1300 7,6 24 405 —994 10,9 62,5 82 690 1 939 1 434
1963 г IVa 1080 2,5 16,5 — —996 10,7 59 155 336
Восточное Аккуи 1962 г VI 1090 6 26 — —1006 10,7 59 302 772 2 735
г IV6 1020 2 20,9 10,1 357 294
Атабай 1960 260 1 697
г A 3 18 — —172 2,6 28 14,6 163
г A2 370 6 18 — —236 3,5 34,5 149^2 412
г IVa 970 2 20,6 — —876 9,9 51 338 182
г IV6 985 3 16,3 — —898 10,1 51 525 440 —
ьэ С£> .
сл
о
Продолжение табл. 53
Месторожден не, купол Год открытия Залежь Продук- тивный гори- зонт Глубина залега- ния, м Характеристика коллектора—песчаника Началь- ные ГВК, ГНК, ВНК, м Начальное пластовое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Началь- ный де- бит газа, тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Запасы газа на I/I 1980 г., млн. мэ
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, % Прони- цаемость, 10“1Ь м2 А-НВ+С, С2
Г Via 1100 3 20,6 —1010 11,1 71 329 336
Г VI6 1160 2 19,2 — —1044 11,4 73 270 164 —
Чашхын 1966 570
Г А 250 3 18 —158 2,7 29,5 10,7 274
г XI 1550 3 18 —1454 15,2 76 6,7 323
г V 1080— 4,5—11,5 20 — —1082 11,3 60 16,4 7 200 10 100
1464
Сакарчага 1965 3 856
г V 1140 1 19,6 —1054 8 58 16,4 226
г Vila 1275 4 18 — — 1198 14,1 71 220 1 545
г VII6 1320 3 18 222 —1276 14.1 85,5 218 940
г IX 1450 3 17 3000 —1364 14,5 88 652 1 145 —
Курук 1964 2 787
г IV6 1070 2,5 16,5 — — 10,9 — 394 587 —
г V ИЗО 2,5 20 — п,з — 16 1 188 ___.
г VI 1160 3,5 19,7 116 — 11,4 — — 1 012 —
Коюн 1966 10 027
IVa 990 4 21 — —909 .— 3 304
V 1040 3 21 —969 10,6 57 — 1 465
VI 1100 3 20 254—1170 —1024 12,4 59,5 — 1 709
X 1600 4 15 21 —1502 15,9 81 200 3 549 —
Тамдырли 1969 2 573 3 400
г VI 1290 — — — — — — — 3 400
гк VII 1300 — — — — 13,2 — 59,1 (6) 2 573 —
Атаса ры 1977 г VI—VII 1840 3,2—10 20—26 607—1405 — 19,2 — ИЗ (8) 672 —
Продуктивный пласт имеет общий контур газоносности ь пределах указанных куполов.
Большинство залежей пластовые, сводовые,
часто с литологическими и, реже, тектониче-
скими нарушениями. Залежи в основном во-
доплавающие, высотой не более 10 м. Все
месторождения находятся в консервации.
Газы месторождений содержат более 90%
метана и относятся к группе сухих (табл. 52).
Начиная с отложений альба отмечено нали-
чие конденсата. С глубиной его выход увели-
чивается нт 1,5—2,2 до 22—30 г/м3. Харак-
теристика месторождений дана в табл. 53.
Восточная часть
Месторождения выявлены в Амударьинской
синеклизе, в пределах которой выделяются
ступени: Чарджоуская, Багаджинская, Бе-
урдешикская, Карабиль-Бадхызская; про-
гибы: Калаиморский, Обручевский, Северо-
Карабильский, Илимский, Северо-Бадхыз-
ский, Балкуинский, Заунгузский; Бадхыз-
ский выступ, а также ряд поднятий и валов
(рис. 106). Балкуинский и Илимский прогибы
разделены Кирпичлинским валом,в пределах
Балкуинского прогиба расположены Ачак-
ский и Кошуйский валы. В восточной и юж-
ной частях синеклизы выделяются Марий-
ское и Учаджинское поднятия, Кушкинская
зона поднятий. Основные структурные эле-
менты территории разделены региональ-
ными разломами, которым в осадочном
Обзорная карта восточной части Туркмении:
'РИС. 106.
а — границы тектонических элементов; б — тек-
тонические нарушения; в — газовые н газо-
конденсатные месторождения: / — Ачак; 2 —
Северный Ачак; 3 — Стихийное,- 4 — Южный
Нани; .5 — Наил; 6 — Северный Наил; 7 —
Гугуртлп; 8 — Северное Гугуртли; 9 — Север-
ное Балкуи; 10 — Кирпичли; 11 — Беурдешик;
12 — Гагаринское; 13 — Багаджа; 14 — Малай;
15 — Кпштуван; 16 — Фараб; 17 — Самантепе;
18 — Сазар; 19 — Метеджан; 20 — Сундуклн;
21 — Бешкизыл; 22 — Восточное Учаджп; 23 —
Учаджи; 24 — Сейраб; 25 — Шарапля; 26 —
Кели,- 27 — Еланское,- 28 — Байрамали,- 29 —
Майское; 30 — Шатлык; 31 — Теджен; 32 —
Восточный Теджен; 33 — Моллакер; 34 — Шор-
кель; 35 — Даулетабад-Донмез (Советабад);
36 — Карабиль; 37 — Ислим; 38 — Карачоп
251
чехле обычно соответствуют флексуры и
валы.
Осадочный чехол синеклизы образуют по-
роды мезозоя и кайнозоя, погружающиеся
к ее центру. Их мощность достигает 5—6 км.
Ниже залегает мощная толща (6—7 км) пер-
мо-триасовых отложений промежуточного
комплекса. Отложения меловой системы пред-
ставлены в верхней части разреза известня-
ками, в нижней — песчаниками и алевроли-
тами, юрской — органогенно-обломочными
известняками и песчаниками. Галогенная
толща верхней юры широко развита в юго-
восточной части синеклизы и выклинивается
в северной. Линия выклинивания солей гаур-
дакской свиты проходит южнее месторожде-
ний Гугуртли и Наип и западнее месторожде-
ния Беурдешик, где мощность соленосных
отложений 30—50 м. В центральной и юж-
ной частях синеклизы мощность галогенной
толщи до 1200 м и более, она выклини-
вается к югу от Сандыкачинской зоны про-
гибов.
Установлена промышленная газоносность
юрских и меловых отложений. В северной
части Амударьинской синеклизы выделя-
ются горизонты: I, Па, Пб, III (апт); IV,
IVa, IV6, IVb, V, Va, V6 (неоком); VI, VII,
Vila, VII6, VIII, Villa, VIII6, IX и X
(верхняя юра). В восточной части синеклизы
номенклатура продуктивных горизонтов ана-
логична западно-узбекистанской, т. е. здесь
выделяются XI (альб); XII и ХПа (апт),
XIII (баррем), XIV (нижний мел — верхняя
юра); XV (верхняя юра), XVII, XVIII
(нижняя + средняя юра); XXI (кора вывет-
ривания).
Газ на севере синеклизы в основном бессер-
нистый, на востоке есть месторождения газа,
содержащие сероводород (Самантепе и др.).
На юге синеклизы выделяются газонефте-
носные районы — Карабиль-Бадхызский и
Кушкинский. В пределах первого промыш-
ленно газоносны отложения готерива и па-
леоцена, две непромышленные залежи за-
фиксированы также в разрезе верхнего мела.
В Кушкинском районе залежи нефти и газа
связаны с юрскими, неоком-аптскими и
маастрихтскими отложениями.
К западу от Амударьинской синеклизы рас-
положен Предкопетдагский прогиб, состоя-
щий из нескольких депрессий, разделенных
седловинами. Мощный осадочный чехол ин-
тенсивно дислоцирован в пределах внутрен-
него борта прогиба и намного слабее — на
площади внешнего борта, примыкающего
к платформенной зоне. В пределах внешнего
борта открыты месторождения Теджен и
Восточный Теджен, где газоносны терриген-
ные отложения нижнего мела.
Характеристика газов и месторождений
восточной части Туркмении приводится,
в табл. 54 и 55.
Газоконденсатное месторождение Ачак
расположено в северной части Туркменской
ССР. В геологическом строении месторожде-
ния принимают участие отложения пермо-
триаса, юры, мела, палеогена и неогена общей
мощностью более 3700 м. -Ачакская струк-
тура представляет собой крупную асимметрич-
ную складку северо-восточного простирания
размерами 19x8,5 км и высотой 150 м, ос-
ложненную тектоническим нарушением типа
сброса амплитудой до 120 м, проходящим
вдоль северо-западного крыла структуры
(рис. 107).
Месторождение многопластовое. Здесь
насчитывается 13 продуктивных горизонтов.
Газоносные отложения нижнего мела (I,
Па, Пб, III, IVa, IV6, IVb, V горизонты)
представлены преимущественно песчаниками
и алевролитами с линзообразными прослоя-
ми глин, реже известняков; газоносные от-
ложения верхней юры (VI, VII, VIII, IX,
X горизонты) — преимущественно известня-
ками органогенно-обломочными и хемоген-
ными с маломощными прослоями ангидри-
тов, песчаников, алевролитов и глин. Газо-
вые залежи пластовые сводовые размерами
(4,1-г- 15,6)X(1,6-=-5,6) км.
107. Газоконденсатное месторождение Ачак:
а — структурная карта по кровле V горизонта;
б — геологический разрез.
1 — изогипсы в м; контуры газоносности: 2 —
внешний, 3 — внутренний; 4 — тектоническое
нарушение; 5 — газ
252
Газоконденсатное месторождение Северный
Ачак находится в 22 км к северо-востоку
от месторождения Ачак. Оно контролируется
брахиантиклинальной складкой субширот-
ного простирания (рис. 108). Газоконденсат-
ные залежи приурочены к Па!, Па,, Пб!,
Пб2, III горизонтам анта, к IVa, IVo, IVb,
V горизонтам неокома и к VI6, VII, VIII,
IX и X горизонтам юры. Залежи пласто-
вые сводовые. Размеры их (3,8ч-10,5)х
Х(118ч-3,6) км.
Газоконденсатное месторождение Наип
расположено в 50 км к юго-востоку от Ачака.
Оно приурочено к куполовидной антикли-
нальной складке северо-северо-восточного
простирания (рис. 109). Складка асимметрич-
ная: пологое восточное крыло (до 1°) и отно-
сительно более крутое западное (до 2,5°).
Размеры поднятия по продуктивным гори-
зонтам нижнего мела 10x15 км, амплитуд»
около 65 м. В разрезе отложений верхней»
юры и нижнего мела выделены продуктивные
горизонты: Па, Пб, III (апт); IVa, IV6,
VIb, V, Va (неоком); VI, VII, VIII, IX и X
(верхняя юра).
Коллекторами продуктивных горизонтов
аптского яруса и неокома служат песчаники,
эффективная мощность которых колеблется
от 3 до 21 м. Горизонты VI, VII, VIII, IX
и X приурочены к карбонатным коллекторам
верхней юры. Размеры залежей (8,5ч-15,0)х
Х(6,5ч-10,2) км, высота 41—92 м.
Газоконденсатное месторождение Гугуртли
выявлено в 160 км к северо-западу от г. Чар-
джоу. В геологическом строении его прини-
мают участие отложения пермо-триаса, юры,
мела, палеогена, неогена и четвертичного-
возраста. Месторождение приурочено к анти-
253^
клинальной складке северо-западного про-
стирания (рис. 110). По кровле основного
продуктивного горизонта келловей-оксфорд-
ских отложений складка имеет размеры
23,5хИ км и амплитуду 170 м. Углы паде-
ния крыльев 1,5—2,5°. На юго-западном
замыкании складка осложнена сбросами се-
веро-западного простирания. Со стратигра-
фической глубиной происходит смещении
свода структуры к северо-западу, которое
от кровли горизонта XI (альб) до кровли
XVIII (юра) достигает 3,5 км. Газ и конден-
сат содержатся в отложениях от альба до
коры выветривания палеозойского фунда-
мента. В разрезе месторождения установлено
13 продуктивных горизонтов. Коллекторами
РИС. 108. Газоконденсатное месторождение Се-
верный Ачак. Структурная карта по кровле го-
ризонта IV6 (по данным объединения Туркмен-
газпром).
1 — изогипсы в м; 2 —• контур газоносности
газа нижнемеловых отложений служат в ос-
новном песчаники, юрских — пласты извест-
ияков и ангидритов. Залежь горизонта XV
имеет размеры 23хЮ км и высоту 170 м.
В газе горизонта XV содержится сероводо-
род, газ всех остальных горизонтов бессер-
нистый.
Газоконденсатное месторождение Беурде-
шик расположено в 130 км к востоку от пос.
Серный Завод. Оно приурочено к антикли-
нальной складке северо-восточного прости-
рания размерами по кровле горизонта
XIV титонских отложений 23,5x12,5 км
и амплитудой 38 м (рис. 111). С глубиной свод
структуры смещается к юго-западу на рас-
стояние до 3,5 км. В пределах месторождения
отмечается выклинивание соленосной толщи
верхней юры.
В разрезе установлено пять газоносных
горизонтов в отложениях юры: XIV (киме-
ридж—титон); XVi, XVa, XV3 (келловей—
Оксфорд) и XVII (средняя юра). Основной
продуктивный горизонт XIV представлен
известняками с редкими прослоями ангидри-
тов. Тип коллекторов преимущественно гра-
нулярно-поровый. В юго-восточной части
структуры из горизонта XIV получены при-
токи газа и водонефтяной эмульсии. Нефтя-
ная оторочка промышленного значения не
имеет.
Газоконденсатное месторождение Северный
Нанп открыто в 40 км к юго-западу от пос.
Газ-Ачак. Оно приурочено к вытянутой
с юга на север брахиантиклинальной складке
длиной свыше 27 км и высотой около 50 м.
Углы падения восточного крыла 1°, западного
3—9°. По поверхности нижнемеловых от-
ложений установлено смещение свода склад-
ки относительно палеоген-верхнемелового
структурного плана на 20—23 км в северном
направлении. Газоносны здесь горизонты
III апта и V и V6 неокома. Продуктивные
отложения горизонта III представлены пес-
чаниками и алевролитами. Эффективная мощ-
ность 7,8 м, пористость 22%. Горизонт V
неоднороден по составу, подразделяется на
три литологические пачки, из которых верх-
няя мощностью 22—30 м наиболее литологи-
чески невыдержана и с ней в основном связа-
на газоносность горизонта. Размеры зале-
РИС. 109. Газоконденсатное месторождение
Наин. Структурная карта по кровле горизонта Va
(поданным объединения Туркменгазпром).
1 — изогипсы в м; контуры газоносности: 2 —
внутренний, 3 — внешний
жей от 8x1,5 до 25x3 км, высота от 24
до 42 км. Залежи пластовые, сводо-
вые.
Газоконденсатное месторождение Кирпичли
находится в 90 км к юго-западу от Наип-
ского на Кирпичлинском валу, выделяемом
на южном борту Балкуинского прогиба.
Размеры складки по кровле горизонта X
28,5-18,5 км, высота 187 м (рис. 112). Мощ-
ность верхнеюрской соленосной толщи в
пределах месторождения 110—146 м. Газо-
носны горизонты X и XVII верхней юры.
В горизонте X газонасыщенными породами-
коллекторами являются рыхлые, слабо-
цементированные известняки «рухляки», ли-
тологически изменчивые по площади и раз-
резу. Общая мощность горизонта 61—68 м.
Газоконденсатная залежь имеет размеры
41x24 км, высоту 218 м.
254
РИС. 110. Газоконден-
сатное месторождение
Гугуртли:
а — структурная карта
по кровле горизонта
XV; б — геологический
разрез (по В. Я. Соко-
лову и др.).
/ — контуру газоносно*
сти; 2 — газ
Характеристика газов месторождений восточной части Туркмении
Таблица 54
Место- рождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа. % по объему
о с,н8 CsHa Е О с5н12 + 4- высшие и
Ачак Ант, На, Пб 0,612 92,4 3,94 1,16 0,34 0,50 0,26 1,40
Неоком, IV6 0,598 93,9 3,71 0,95 0,28 0,30 0,21 0,65 —
Va 0,600 93,3 3,68 1,11 0,32 0,29 0,1 1,2 —
V6 0,602 93,3 3,73 1,14 0,31 0,28 0,24 1,0 —
Верхняя юра, Via 0,612 91,5 3,79 1,21 0,32 0,47 1,21 2,5
IX 0,616 90,4 4,07 1,70 0,35 0,18 0,45 2,85 —
X 0,624 89,8 4,09 1,72 0,87 0,45 0,7 3,0 —
Гугуртли Альб, XI6 0,608 93,5 3,32 0,93 0,27 0,38 0,5 1,1
ХПа 0,603 93,9 3,24 0,83 0,25 0,28 0,3 1,2 —
ХПб 0,599 93,1 3,32 0,86 0,24 0,28 0,5 1,7 —
Неоком, XIII 0,619 95,6 2,10 0,52 0,17 0,53 0,3' 0,6 —
XlVa 0,607 95,0 3,13 0,84 0,29 0,29 0,15 0,3 —
XIV6 0,591 95,1 з,н 0,64 0,18 0,32 0,15 0,5 —
Келловей— Оксфорд, XV 0,620 92,1 3,00 0,88 0,26 0,37 2,72 0,5 0,17
Бат—байос, XVIII 0,659 85,0 4,62 1,77 0,76 1,55 2,50 3,8 —
Северный Апт, III 0,606 92,4 3,52 0,93 0,33 0,37 0,35 2,1
Ачак Неоком, IV6 0,604 92,75 3,65 0,88 0,31 0,31 0,50 1,6 —
•Самантеле Келловей— оксфордский 0,625 90,5 2,07 0,30 о,и 0,05 0,4 6,5
То же 0,634 89,85 1,72 0,25 0,14 0,14 4,6 0,3 3,0
Сакар — 93,3 3,4 0,70 0,28 0,10 — 1,9 —
Фараб » 0,638 90,1 3,36 0,58 0,26 0,23 4,0 1,45 —
Кабаклы » 0,621 90,65 3,66 0,66 0,03 . — 2,8 2,2 —
Шзтлык Карабильская свита 0,587 95,05 1,63 0,20 0,07 0,07 1,2 1,75 —
Байрамали То же 0,578 98,2 0,99 0,11 — — 0,2 0,5 —
Майское » 0,576 96,9 1,11 0,17 0,04 0,33 0,95 0,5
0,578 97,0 1,14 0,17 0,01 — 0,6 1,08 —
Еланское » 0,593 95,9 2,07 — — 0,03 0,7 1,3 —
Кел и » 0,575 96,01 0,95 0,07 0,01 0,01 0,15 2,8 —
Шарапли » 0,596 95,5 0,99 0,07 0,01 0,03 0,8 2,6 —
Карачоп Датский 0,657 87,27 6,25 3,80 0,75 1,07 0,51
Маастрихтский 0,735 76,13 7,98 3,72 1,19 1,98 2,0 7,0 —
256
Продолжение табл. 54
Место- рождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
д и ' д о X о X о С.Н„ + 4- высшие О о 2 X
Ислим Туронский 0,750 65,1 8,80 3,70 1,56 0,64 1,8 16,4
Неоком- 0,767 74,47 10,02 5,70 1,58 1,83 2,2 4,2 —
аптский Келловей— 0,762 73,65 9,20 4,80 2,4 1,60 3,05 5,3
Багаджа оксфордский Келловей— Оксфорд, XV 0,623 92,24 3,35 2,61 0,32 0,36 2,21 0,54 0,37
Беурдешик То же 0,540 89,60 4,97 1,86 0,83 0,89 0,70 1,15 —
Карабильская свита, XIV 0,598 93,42 3,04 0,80 0,61 0,69 0,30 1,14 —
Гагаринское Келловей— Оксфорд, VIII, 0,530 93,50 3,93 0,79 0,28 0,09 0,73 0,68 0,055
Даулетабад- X Готеривский 0,586 95,68 1,20 0,3 Следы 1,2 1,6
Донмез
Карабиль » 0,550 89,50 1,26 0,09 0,007 0,38 0,03 4,88 3,88
Киштуван Келловей — оксфордский 0,612 92,24 3,35 0,61 0,32 0,36 2,21 0,54 0,37
Кирпичли Юра, X 0,620 92,73 3,47 1,03 0,64 0,91 0,42 0,80 —
Моллакер Карабильская 0,746 95,50 2,10 0,45 0,24 0,11 1,60 — Следы
Северное Балкуи свита Верхняя юра, VIII 0,540 86,60 5,67 1,64 0,56 0,76 0,57 4,21 0,0089
X 0,540 89,90 4,34 1,09 0,37 0,80 0,31 3,12 0,0142
Наип Апт, III 0,614 95,14 2,46 0,74 0,74 0,49 Сле- 0,23 —
Северный Неоком, V 0,619 91,40 3,50 0,85 0,34 0,42 ды 1,3 2,20
Наип V 0,632 91,10 4,10 1,80 0,73 0,61 0,40 1,26 —
Южный IV6 0,619 91,61 3,97 1,01 0,35 0,65 1,20 1,12
Наип V 0,619 92,10 4,05 1,17 0,38 0,58 0,64 1,08 —
Сейраб Карабильский 0,560 96,14 2,29 0,19 0,02 0,003 0,14 1,19 —
Стихийное Келловей— 0,792 88,19 5,94 2,19 1,22 1,18 0,93 0,35 —
Теджен оксфордский Карабильская 0,590 92,76 1,26 0,35 0,23 0,36 1,57 3,47
Восточный свита То же 0,688 96,02 1,52 0,25 0,16 0,10 1,04 1,0
Теджен
Шоркель 0,744 92,85 2,94 0,72 0,81 0,56 1,75 0,37 0,0001
9 Зак. 192
257
Характеристика месторождений природного газа восточной части Туркмении
Я Ха
та та
Месторождение эд открыти? эд начала р )ТКН из * и ч Продуктивный горизонт Глуби- на за- легания, м Коллектор s З'Е t- о g = Л •О’ К о
Р-1 I—< СО (I) й х
Ачак 1966 1966 ГК ГК ГК ГК ГК гк гк гк гк гк гк гк гк Апт, I Па Нб III Неоком, IVa IV6 IVb V Верхняя юра, VI VII VIII IX X 1420 1500 1560 1620 1690 1720 1760 1830 1960 2030 2060 ' 2120 2155 Песчаник » » » » » » » У) Известняк » Песчаник » 19 23.2 10,5 12,5 5,16 21,5 6,7 28,6 15 5,3 4,6 12,1 10,4
Северный Ачак 1968 1972 гк гк гк гк гк гк гк Апт, Па Пб III Неоком, IV6 V Верхняя юра, VI VII 1660 ' 1730 1800 1870 2040 2120 2158 » » » » » Известняк » 8,48 9,5 18,9 6,7 4,17 3,6 2,8
Наип 1970 1972 гк гк ГК гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк гк Апт, I Па На2 Пб III Неоком, IVa IV6 V Va Юра, VI Villa VIII6 IX X XI XII XIII XlVa XIV6 XV XVI 1650 1700 1740 1790 1849 1920 1954 2120 2190 2250 2390 2440 2471 2501 2577 . 2734 2780 2806 2844 2914 2934 Песчаник » » » » » » » » » » » » » » » » » » » » 6,5 4,8 8,8 1,1 20 4,4 21 8,9 17 9 9 18 18 1,8 1,10 3,6 5,8 4,9 6,3 5,7
Северный Наип 1974 1976 гк гк гк Апт, III Неоком, Va V6 1882 2130 2200 » » 7,8 4,2 2,3
Южный Наип 1964 — гк гк IV6 Неоком, V 2060 2280 » » 4 28,4
258
« Г- н- h- to >- >- 4а j-qj© JOJO 00 00 to 'cnVj V) сг> — — — — — to — to — to to to to _4a СЛ_4а СЛ JO — СЛ ГО СЛ 4a tO CO О 4a То O'} СП сл'о Co'ja Пористость, % рактерс коллекп
о Т5 О
— СО to to СО "»4 -о о со СО СП О 0О со со to СП CO 4a CO CO tO »— t0t0t0t0C0CnC0CH"0O4aC»-0 -ocoa>coooH-ooojaQo-sjc0O'> Проницае- мость, io-м м« » К к
1 1 1 1 1 1 1 tO tO — — — — — О о 00 СП сл сл -О СО to СО 4а 0О О СП •— 00 СО — со о 1 II 1 1 1 1 1 II 1 1 1 tOLOb-*-— OOcDtOOOOOOiO'iOCn^^tO CnCncn4a00₽-O>CT>tOCO<O00CD OOOOtOtO*-4aOOOOQ)4a<OMCO Ин“>=5 «®я£гё &
to to to >— — — — JO tO О JO 00 --J o> \j СП "to CO "rfa QO СД totototototo*-H-^-a-₽-M- — JO JOj“* J-О О 00 00 *qj-q o> O> 4a 4a Co CO О Ci'tOUt CH 00 О CO^-"h- Начальное пласто- вое давление» МПа
Температура пла-
ста, “С
Таблица 55
Месторождение Год открытия Год начала разра- ботки Залежь 1 Продуктивный горизонт Глуби- на за- легания, м Коллектор Ха
Эффектив- ная мощ- ность, м
Северное Балкуи 1975 — гк г к гк Верхняя юра, VIII X (верхний) X (нижний) 2600 3050 3100 Известняк » » 4,1 8,1 20,2
Гугуртли 1965 1970 гк гк гк гк гк гк гк гк Апт, XI XII (верхний) XII (нижний) Баррем, XIII XIV Юра, XV XVII XVIII 1266 1455 1530 1605 1808 1849 2150 2184 Песчаник » » Известняк Песчаник » » » 19,2 36,9 28,5 13,6 13 61,6 11 20,6
Северное Гугуртли 1969 — гк XVII 1897 » 10
Беурдешик 1971 гк гк гк гк гк Мел, Юра XIV XV, xv2 xv3 XVII 2308 2398 2447 2548 2780 Известняк » » » » 21,8 4,2 13,4 0,7 7
Кирпичли 1972 1978 гк гк Юра X XVII 2897 3073 » Песчаник 39,2 7
Сакар 1966 — гк Юра VII 2750 Известняк 4,7
Багаджа 1971 — гк гк Юра XVi xvn 2850 3360 » » 8 13,2
Фараб 1962 — гк Келловей-оксфорд- ский 2340— 2500 » 59
Самантепе 1964 — гк Ангидритовая пачка Пачка пластовых из- 2304 2369 Ангидрит Известняк 60 33
вестников Пачка массивных из- 2402 » 127
вести я ков
Киштуван 1969 — гк Келловей-оксфорд- ский 2510 » 67
Метеджан 1969 гк То же 2730 » 118
Сундукли 1973 — гк » 3461 53
Мал ай 1978 — Юра , VIII IX—X 3600 3620, » » 12,6
Гагаринское 1978 — гк X 3135— 3198 » 37,4
260
4^- сл — — to to сл tOj— сл оо со to © >(». © Ci to 0o © -4 -4~4ь-tOj-4 CO^-4 <© © ©co© '© oo -4 © © co’© '4x co’to co ’© co ’-4 Пористость, % рактер! коллек
g pp III II 1 । 7^ T* 1 1 ° to 00 1 to —III 1 ’ ’ ' 1 1 — co to 1 II I 1 © to to 00 00 CO • О О СЛ tO *4 00 — — III СЛ — Ci Ci СЛ СЛ -4 -4 Проницае- мость, Ю-i» м» ясткка гора
III II 1 1 II -III III 1 1 1 1 1 1 11111111 II to co CO co to IO to to to to co to to co to to to to to to tototo —— to to 1 © Jx CO jx Jx Jx CO coco CO ©© сл ООО Ci CO to to >— О О О CO-4 W - QD4 1 О CO СИ © -4 -4 О © о о —* СЛ СЛ © *4 СЛ 4^ -4 — 4х — СЛ СО Jx О © О 4^ tO — СЛ СП © о° О Ci О0 О ©О о 00 — -4 Ю Со О © Jx © 4х 0О -4 — Со — — Сл tO о © Jx sS3“e Началь-
СО СО СО Ci to to to to to to Ox co to COCO to to to to to to to to to — — — — — co co to 4x © С» — c© Ci Ci Ci Cl co О © 0c tO— © © © Jx CO — СоЬООСО*4ФСЛ4х О © © О 00 oo 'co Ю о Ъо ”00 00 Vj '—'jx О Co’© 7© — © ’© CI 00 — Ci © ’©’©’© Начальное пласто- вое давление, МПа
I tO © COO © О о о © — i © © © О © © © © ©©©0dQ0-4-4-4© г i i 1 р- СЛ СЛ СЛ р ор Jx © I СЛ t© СО СО м СП СО СП jfx jx ©р-4 4хр^© | | | СЛ 00 "to 'to to сл'сл'сл сл 'сл сл'сл Температура ста, °C пла-
to — — — — сл — — СО сл tocococoto tototo — — — Jx Jx Jx СЛ pp I | I со 00 00 1 to Ю — 1 Q0 ООООФОО 1 рр 4*- О0 to to to to 4 «4 © ’©© jx 'сл ’сл Сл’сл ©’©CO о жание стабиль- ного кон- денсата, г/мв Содер-
Co — © : cn p сл Jx сл сл— § CO CO top ^4 CO — 4ь S £ — CO Jx £ CO j». — — 2^ О О - - — P - 4 *4 CO © ’ 00CO4O1 © - p © СЛ Jx CD —1 СЛ tO tO 4 о 1 CD 1 © 4x Ю CO СЛ — — 00 СЛ Lj co Oc (© *“ to о ^40 —OtO-^^Д I I — 00 I •—4 J . Z-^, Z—< —S Z—K—• Z-V Z—KZ—4. z-Ч, z—m —•«z—^Z—4.^--VZ—<. z—s Z*-. Z«4 ZV—. Z-. Z«4 —. । 1 Z—V to bO ci to — to to to — IO to 00 too X to to to to totob^totototototo X X — о 2 S 2 '2’2 -2—ч ®2222 2 22®2-2222 coco-2 — 2 дебит газа, тыс. ма/сут (диаметр штуцера, мм) Начальный
— — —to i i i i i i i iiii i i i i i 11g i i i i i i i i i i 00 00 -Ч <© 00 CO >—Qo *4 СЛСЛ ! Sg п схю-§
— — 00 О — COCO 4»-Jx & oo CO— СЛ ►— CO СЛ to to 4^ ~~4 — сл tO Oo oo Jx jx. — to CO СП СЛ to — СЛ Jx © ° CnCD— | О — tO -4 4^ CO CD | 1 О СЛ | X— 1 1 1 1 OO Oo -4 1 P CO -4 Ю — p C© CTi CD Jx 1 © 00 © О О I CD О CO ©4^-4 О 1 1 tO co 1 SS <© ‘III СЛ СЛ СЛ 1 <© <© ©1 O> Ф> <© © 00 О 1 00 00 © C> © -4 CO 4* ©04^ © 00© о© сл сл О ^©COJxO^JxfOOtO tO AJB+C, Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
© £2 oo c© CO © O <x> CO *4 c© 4x — 5 1 S 1 1 III 1 III I x 1 = S1 s 1 gg 1 ц1 1 1 1 1 1 1 ей 1 1 §gg§ © to О to Q 00 00 сл co -4 4 СЛ СЛ п
Продолжение табл. 55
Месторождение Год открытия 1 Год начала разра- ботки 1 Залежь Продуктивный горизонт Глуби- на за- легания, м Коллектор Ха
Эффектив- ная мощ- ность, м
Стихийное 1978 — г Юра, VII 2830 Известняк 8
г VIII 2860 » 1,6
Шатлык 1968 1973 гк Карабильская свита 3219 Песчаник 24
гк Келловей-оксфорд- 3350 Известняк —
ский
Майское 1964 1970 г Карабильская свита 3018 Песчаник 30
Байрамали 1961 1977 г То же 2800 » 59
Еланы 1965 — г » 2855 ' » 18
Кел и 1965 — г » 2469 » 24
Шарапли 1963 — г » 2288 » 24
Теджен 1974 — гк » 3900 » 9,9
Восточный Теджен 1978 — гк » 3810 » 6,4
Моллакер 1976 — гк 3770 9,5
Шоркель 1978 — гк 3765 » 8,1
Учаджи 1978 — г » 2520 » 40,8
Восточное Учаджи 1979 — г Готеривский 2560 » 16,0
Сейраб 1978 — г Карабильская свита 2530 » 58,4
.Ислим . 1963 — г Туронский 1725— Известняк 80
1950
г Апт-неокомский 2197— » 30
2277.
г Верхнеюрский 2304— 2422 Песчаник 50
Карачоп 1961 — г Датский 640—720 Известняк 20
г Маастрихтский 784 » 70
Карабиль 1971 — г Бухарский 1375 » 10,2
г Готерив, Tj 2068 Песчаник 20,7
г г2 2049 » 1,3
Бешкизы 1980 — г Готеривский 2740 » 7
Даулетабад-Дон- 1974 —
мез
Северный блок гк » 2560 » 17,7
Южный » гк » 3578 » 9,9
Восточный » гк » 3578 9,4
262
Продолжение табл. 55-
рактеристика коллектора Началь- . а ОС га Ч . С Содер- Начальный Суммар- Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
иые и g га жанне дебит газа, ная до-
А гвк, о. стабиль- тыс. м8/сут быча
о О и X о сг£ Проницае мость, 10-»» м! ГНК. внк, м о <□ х ч J9 « со Ч Z <и Я X м Ф X а а &ои О « Н и кого кон- денсата, г/ма (диаметр штуцера, мм) на 1/1 1980 г.» млн. м* А+В+С, С.
1 000 2 027
20,5 — 7,9 — — 1 000 1 670
19,5 — —2702 29,6 — — 69,7 — — 357
157 046 465 954 352 514
20,9 210 —3245 36,8 137 12 966 (20) 157 046 465 954 352 514
19,7 268 —2810 32,2 124 — 1020 (22) 6 605 И 604 —
20,7 181 —2618 30,2 108 — 989 (28) 9 310 43 258 —
12 133 —2688 30,6 121 — 984 (28) — 7 900 . —
12 97 —2292 26,4 100 — 876 (24) — 1 600 —
20,7 198 —2313 25,1 90 — 422 (12) — 1 016 —
18,3 — —3750 41,1 — 14,6 580 (20) 724 16 424 —
22,1 — —3612 40,6 — — 974 (16) — 4 209 1 069
18,8 — —3585 39,0 — 4,7 795 (16) — 16 200 —
19,4 — —3561 38,6 — 19,5 910 (16) — 9 000 1 813
21,1 — —2351 25,9 — — 559 (16) — 46 277 —
20,0 — — 27,6 — — — — 6 018 1 034
21,1 — —2351 25,9 — — 1000 (20) — 49 122 8 700
4 400 —
4,6 50 — 24,4 100 — 16,7 (10) — 700 ' —
4,6 13 — 25,5 113 — 18 (10) — 1 000 —
7,7 19,5 —2035 26,6 117 36,6 (12) — 2 700 —
4 400
6,2 — — 5,8 50 — 19,7 (10) — 900 —
12,3 57—151 — 6,8 52 — 169 (19) — 3 500 —
36 090 988
16 —945 13,5 69 — — — 5 577 —
15 44 — 1776 29,7 96 63—540 —. 30 082 —
11 — — 29,7 — — — — 431 988
18 — — 29,2 — — — — 1 513 3 478
— 186 000 568 000
19,3 195—707 —3408 39,0 133,1 5,8 — — — —
20,8 195—707 —2711 38,2 120,0 15,9 — — — —
18,3 195—707 —2586 34,3 120,0
265
Хазаоли
Беурдешик
РИС. 111. Газоконденсатное месторождение Бе-
урдешик:
а — структурная карта по подошве меловых
отложений; б — геологический разрез (по дан-
ным треста Туркменнефтеразведка).
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; по-
крышки; 3 — глинистая, 4 —глинисто-анги-
дритовая; 5 — газ; 6 — соленосная толща;
7 — нефтяная оторочка
Газоконденсатное месторождение Северное
Балкуи расположено в пределах юго-восточ-
ной части Заунгузских Каракумов. В тек-
тоническом отношении приурочено к купо-
ловидной структуре Кирпичлинского вала.
Характеризуется пологим сводом и сравни-
тельно крутыми крыльями (около 2°). По
кровле горизонта X размеры складки
14,5x80,5 км, амплитуда НО м (рис. 113).
Промышленная газоносность установлена в го-
ризонтах VIII и X келловей-оксфордских
карбонатных отложений верхней юры. Го-
ризонт X сложен светлыми карбонатными
породами и состоит из двух подгоризонтов —
верхнего и нижнего, разделенных 4—6-
метровой пачкой плотных микрозернистых
известняков. Подгоризонты имеют самостоя-
тельные ГВК, и различное число проницае-
мых интервалов. Залежь горизонта VIII от-
носится к кровельной части карбонатной
формации и сложена преимущественно плот-
ными известняками с прослоями ангидритов
и пористых известняков невыдержанной мощ-
ности. Газовые залежи пластовые сводовые.
Гагаринское газоконденсатйое месторож-
дение расположено в 40 км к юго-востоку
от Кирпичлинского месторождения, в пре-
делах антиклинальной складки субмериди-
онального простирания размерами 14х
Х5,7 км и амплитудой 84 м. Залежь газа
приурочена к горизонту X верхней юры,
мощность горизонта 40 м. Размеры залежи
13,3x5,4 км, высота 79 м.
Газовое месторождение Карабиль нахо-
дится в 200 км к юго-востоку от г. Мары.
Оно контролируется одноименной антикли-
нальной складкой, входящей в состав прираз-
ломного Курукбелийского вала в централь-
ной части Бадхыз-Карабильской ступени.
Структура представляет собой асимметричную
брахиантиклинальную складку запад-се-
веро-западного простирания размерами по
кровле пласта Бх 13,8x8,5 км и амплитудой
83 м. Свод структуры по бухарским отложе-
ниям смещен к югу относительно свода по
РИС. 112. Газоконденсатное месторождение Кирпичли:
а — структурная карта по кровле горизонта X 1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
верхней юры (по Б. М. Тагмурадову, В. В. Тата- газ
ринову, 1976 г.); б — геологический разрез.
264
РИС. 113. Газоконденсатное месторождение Северное Балкуи:
а — структурная карта по кровле горизонта X 1 — изогипсы в м; 2 - контур газоносности; з —
верхней юры (по материалам объединения Турк- газ
менгазпром), б — геологический разрез.
нижнемеловым. Газоносны бухарские, бар-
ремские и готеривские отложения. Литологи-
чески готеривский горизонт представлен мел-
козернистыми песчаниками, алевролитами
и органогенно-обломочными известняками,
барремский — алевролитистыми известня-
ками, бухарский — карбонатно-песчанисты-
ми отложениями. Площадь газоносности за-
лежей от 12,5x5,8 до 14,5x6,25 км. Основ-
ные запасы газа (77 %) связаны с готерив-
скими отложениями, запасы барремских —
незначительны.
Газоконденсатное месторождение Теджен
выявлено в 20 км южнее г. Теджен, в преде-
лах Тедженской зоны поднятий. Асимметрич-
ная сложного строения брахиантиклиналь
вытянута с юго-запада на северо-восток,
размеры ее 12,5x8 км и амплитуда 100 м.
Северное крыло более крутое. Газоносны
песчано-глинистые отложения шатлыкского
горизонта (готеривский ярус). Продуктив-
ный горизонт имеет общую мощность 28—
38 м. Залежь пластовая сводовая размерами
9,5x6,5 км, высотой 76 м.
Газоконденсатное месторождение Восточ-
ный Теджен отделяется от соседнего место-
рождения Теджен мульдой. Структура пред-
ставляет собой брахиантиклиналь широт-
ного простирания с узким сводом размерами
12x5 км, амплитудой 40 м. Газоносные пес-
чаники шатлыкского горизонта имеют общую
мощность 47—56 м. Залежь газа пластовая
сводовая, водоплавающая размерами 8,5х
Х3,5 км и высотой 26 м.
Газовое месторождение Учаджи находится
в 25 км к юго-востоку от ст. Учаджи. Оно
приурочено к брахиантиклинальной складке
размерами по кровле песчаников карабиль-
ской свиты 14x9 км и амплитудой 42 м
(рис. 114). Мощность газоносных карабиль-
ских песчаников 42—86 м. Залежь газа водо-
плавающая, сводовая.
Газовое месторождение Сейраб располо-
жено в 25—40 км к западу от ст. Учаджи.
По кровле продуктивных карабильских пес-
чаников складка характеризуется асиммет-
ричным строением: юго-западное крыло
крутое, северо-восточное — пологое. Раз-
меры структуры 14,2x8,1 км, амплитуда
66 м. Залежь газа в карабильских песчаниках
неполнопластовая, водоплавающая, разме-
рами 13,6x7,7 км и высотой 61 м.
Газоконденсатное месторождение Багаджа
находится в 75 км к северо-западу от г. Чард-
жоу, в центральной части Амударьинской
впадины. По кровле продуктивных келло-
вей-оксфордских отложений структура пред-
ставляет собой брахиантиклиналь северо-
западного простирания размерами 15х
38 км и амплитудой 237 м. Углы падения
крыльев 1°30'—2°50' Коллекторы — поро-
вые известняки. Выделяются две залежи
с разными положениями ГВК- Верхняя за-
лежь — пластовая сводовая, ГВК проводится
по абсолютной отметке —,2951 м. Нижняя
залежь — массивная с отметкой ГВК —3018 м.
РИС. 114. Учаджинское газовое месторождение.
Структурна» карта по кровле карабильской свиты
265.
a — структурная карта по кровле продуктив-
ных келловей-оксфордских известняков; б —
геологический профиль (по А. М. Эйвазову).
J — контур газоносности; 2 — газ; 3 — вода
Газовое месторождение Самантепе распо-
ложено юго-восточнее г. Чарджоу и связано
с брахиантиклиналью, осложняющей Денгиз-
кульский вал Чарджоуской структурной
ступени. Скважинами вскрыты верхнеюр-
ские, меловые, палеогеновые и неогеновые
отложения, представленные в основном тер-
ригенными породами. Брахиантиклиналь
имеет широтное простирание. Размеры ее
28x17 км, высота 210 м. Крылья слабоасим-
метричные, имеют наклон 2—3° (рис. 115).
Газоносны карбонатные породы подсолевой
части верхней юры. Карбонатные породы
подразделяются на три литологические пачки:
ангидритовую, пластовых известняков и мас-
сивных известняков. Основные запасы газа
связаны с пачкой массивных известняков.
Газовая залежь массивного типа, ее разме-
ры 10х 16 км, высота 200 м. ГВК прово-
дится на абсолютной отметке —2300 м.
Газовое месторождение Байрамали нахо-
дится в 40 км к северу от г. Мары. Оно при-
урочено к южной части одноименного вала.
Структура представляет собой узкую и по-
логую антиклинальную складку субмериди-
•онального простирания (рис. 116). Западное
крыло складки несколько круче восточного.
-Углы падения пород на крыльях и периклина-
лях не превышают 5—7°. Размеры складки
.26x4 км, высота 66 м.
Промышленная газоносность месторожде-
ния связана с отложениями карабильской
-свиты. Газовая залежь относится к верхней
части свиты, сложенной песчаниками кир-
пично-красного цвета. Залежь пластовая
-266
сводовая, размеры 23,5x4 км, высота 59 м.
Характерная особенность залежи — высо-
кое содержание в газе метана (до 96—98 %)
и отсутствие конденсата.
Майское газовое месторождение располо-
жено в 30 км к юго-востоку от г. Мары. Оно
приурочено к узкой брахиантиклинальной
складке почти меридиоЕгального простира-
ния. Размеры складки по кровле карабиль-
ской свиты 19,5x4,5 км, амплитуда 70 м
(рис. 117). Складка имеет два купола — се-
верный и южный. Продуктивный горизонт
карабильской свиты сложен песчаниками
с прослоями глин. Залежь пластовая сводо-
вая, размеры 18,3x4,9 км, высота 41 м.
Газоконденсатное месторождение Даулета-
бад-Донмез, выявленное в пределах Бадхыз-
Карабильской зоны поднятий, представляет
собой крупную экранированную зону газо-
накопления, охватывающую полузамкнутый
Даулетабадский вал, Бирлешикскую моно-
клиналь и Донмезский структурный нос.
В строении месторождения принимают уча-
стие юрские, меловые, палеоценовые и чет-
вертичные отложения. Газоносность связана
с шатлыкским продуктивным горизонтом
(IV пачка) готеривского яруса, представлен-
ным переслаиванием песчаников, алевроли-
тов и глин. IV продуктивная пачка имеет
общую мощность 7—35 м, эффективную газо-
насыщенную 4—24 м, отмечается уменьше-
ние мощностей с севера на юг. В центральной
и южной частях Бирлешикской моноклинали
газоносна также V пачка мощностью до
15 м. От IV пачки она отделяется 10—15-
метровой пачкой алевролитов.
На месторождении выделяются три блока
(северный, южный и восточный), содержащие
РИС. 116. Газовое месторождение Байрамали:
а — структурная карта по кровле карабильской
свиты; б — геологический разрез (по данным
В. Я- Соколова, Я. А. Пнлипа).
1 — контур газоносности; 2 — газ
I
РИС. 117. Майское газовое месторождение.
Структурная карта по кровле песчаников кара-
бильской свиты.
1 — контур газоносности
гидродинамически разобщенные залежи газа,
имеющие самостоятельный ГВК. Залежь
газа наиболее крупного северного блока имеет
размеры 50x45 км, высоту 860 м, является
тектонически экранированной. Газ в основном
метановый, содержание тяжелых углеводо-
родов 1,5—2,0%, содержание конденсата
5,4—15,9 г/м3. Месторождение находится
в разведке.
УЗБЕКСКАЯ ССР
По особенностям геологического строения
территория Узбекистана подразделяется на
две части: западную, относящуюся к Средне-
азиатской платформе, и восточную, охваты-
вающую Ферганскую межгорную впадину.
Подавляющая часть запасов и основная добы-
ча газа сосредоточены в западной части.
Западная часть
Западная часть Узбекистана охватывает се-
вер Амударьинской синеклизы, Кызылкум-
ский свод, восточные части Южномангышлак-
ско-Устюртского и Северо-Устюртского про-
гибов и ряд смежных с ними структурных
элементов Среднеазиатской платформы. На
юге к рассматриваемой территории относится
Сурхандарьинская мегасинклиналь, пред-
ставляющая собой часть Предъюжногиссар-
ского прогиба.
Газовые месторождения западной части
Узбекистана находятся главным образом
в Бухаро-Хивинской нефтегазоносной обла-
сти, которая соответствует северной бортовой
зоне Амударьинской синеклизы. Указанная
бортовая зона представляет моноклиналь
мезозойских и кайнозойских пород, наклонен-
ную на юго-запад, т. е. к центру синеклизы.
В этом направлении происходит наращивание
стратиграфического объема чехла и его мощ-
ности, достигающей 6—8 км и более. Моно-
клиналь северного борта имеет ступенчато-
флексурный характер, что проявляется в су-
ществовании систем выступов и разломов
в рельефе складчатого основания и систем
валообразных поднятий и флексур в осадоч-
ном чехле. К настоящему времени бурением
и геофизическими работами изучены Бухар-
ская (северная) и Чарджоуская (южная)
ступени, структурные формы которых не-
посредственно контролируют распределение
газовых и нефтяных месторождений (рис. 118).
Стратиграфический диапазон промышлен-
ной газоносности изменяется от нижней юры
до верхнего мела и в значительной степени
определяется формационным составом газо-
вмещающих и перекрывающих комплексов.
В обобщенном разрезе рассматриваемой тер-
ритории выделяются четыре главные форма-
ции: нижне-среднеюрская терригенная,
средне-верхнеюрская карбонатная, верхнеюр-
ская эвапоритовая и меловая терригенная.
В них выделяются следующие продуктивные
горизонты: VII — сенон; VIII, Villa,
VIII6 — турон; IX и X —сеноман; XI,
Х1а — альб; XII — апт; XIII, XIVt—не-
оком; X1V2—кимеридж-титон; 'XV, XV1F
XV2, XV3, XVa, XVHP (надрифовый), XVnP
(подрифовый), XVI — келловей-оксфорд;
XVII<, XVIII — средняя юра.
На стратиграфическое распределение и
площадную зональность газовых месторожде-
ний решающее влияние оказала соленосно-
ангидритовая формация верхней юры. Пов-
семестно в районах распространения этой
формации газовые залежи встречены только
в подсолевой части разреза, причем газ
этих залежей содержит повышенные кон-
центрации сероводорода, достигающие 5—
6,5%. Газоносность меловых отложений
установлена только за пределами области
соленакопления.
Указанные структурные и литологические
факторы определяют существенные различия
в строении газовых месторождений на Бу-
харской и Чарджоуской ступенях. Бухар-
ская зона преимущественно газоносная,
нефть присутствует в виде оторочек на отдель-
ных залежах. Эвапоритовый комплекс верх-
ней юры полностью или частично отсутствует,
в результате чего месторождения имеют боль-
шой этаж газоносности в пределах всего раз-
реза юры и мела, многопластовые (до 8—•
10 залежей), с преимущественно метановым,
составом газов.
Чарджоускую зону из-за более глубокого
гипсометрического положения (поверхность
фундамента на глубине 1500—3000 м) начали
изучать позднее Бухарской. Присутствие
267
268
РИС. 118. Схема размеще-
ния месторождений нефти
и газа в западной части
Узбекистана.
Месторождения: а — газо-
вые и газоконденсатные,
б — газонефтяные; « — гра-
ницы основных тектониче-
ских элементов: поднятий:
/ — Янгиказганского, II —
Газлинского, III — Китай-
ского, IV — Мубарекского;
V — Ташлинского; проги-
бов: VI — Тузкойского,
VII — Рометанского,
VIII — Ямбашинского. IX —
Пулаты-Кокдал и некого.
Месторождения: 1 — Янги-
казган; 2 — Газли; 3 —
Ташкудук; 4 — Учкыр; 5 —
Даяхатын; 6 — Кульбеш-
как; 7 — Ходжиказган; 8 —
Парсанкуль; 9 — Аккум;
10 — Западный Ходжи;
11 — Ходжи; 12 — Кандым;
13 ~ Алат; 14 — Тегермен;
15 — Узуншор; 16 — Саман-
тепе (Туркменская ССР)
17 — Северный Денгизкулъ;
'18 — Умид; 19 — Южное
Кемачи; 20 — Уртабулак;
21 — Северный Уртабулак;
22 — Сардобское; 23 — Мар-
ковское; 24 — Пнрназар;
25 — Зеварды; 26 — Алан;
27 — Южный Памук; 28 —
Северный Памук: 29 — Кул-
так; 30 — Камаши; 31 —
Башкент; 32 — Чандыр;
33 — Караулбазар — Сары-
таш; 34 — Джаркак; 35 —
АкДЖар; 36 — Шурчи; 37 —
Юлдузкак; 38 — Сеталан-
тепе; 39 — Шуртепе; 40 —
Шумак; 41 — Казылрабат;
42 — Карим; 43 — Север-
ный Мубарек; 44 — Юж-
ный Мубарек; 45 — Север-
ный Майманак; 46 — Ход-
жихайрам; 4~ — Каракум;
48 — Карабаир; 4Q — Ка-
рактай; 50 — Восточное
Ташлы; 51 — Сарыча; 52 —
Увады; 53 — Шуртан; 54 —
Пачкамар; 55 — Аманата;
56 — i умбулак; 57 — Адам-
таш
солей обусловило ограничение стратиграфи-
ческого интервала газоносности юрскими от-
ложениями, и только в районе сокращения
покрышки распространены меловые газовые
залежи (Гугуртли, Учкыр). Месторождения
в Чарджоуской зоне в отличие от Бухарской
в основном однопластовые и кроме газовых
содержат нефтяные и нефтегазовые залежи.
Ловушки здесь заполнены на 90—100 %,
в то время как на месторождениях Бухар-
ской ступени степень заполнения ловушек
не превышает 60%. Такая закономерность
подтверждает представления о формировании
газовых месторождений на северном борту
Амударьинской синеклизы за счет миграции
углеводородов из центральных участков деп-
рессии.
Региональная газоносность на месторожде-
ниях Чарджоуской зоны связана с карбонат-
ными породами, залегающими непосредствен-
но под соленосно-ангидритовым комплексом
верхней юры. На большинстве месторождений
коллекторы представлены известняками, тре-
щиноватыми, со средними значениями пори-
стости до 5—10 % (Фараб, Кандым и др.)
На месторождениях Уртабулак, Денгизкуль
и других установлена газоносность рифоген-
ных известняков.
В западной части Денгизкульского вала
открыты газовые месторождения Узуншор и
Шадын, связанные с верхнеюрскими карбо-
натными породами на глубине 2400—2600 м.
На северо-западе Западного Узбекистана,
в пределах Каракалпакии, расположен газо-
носный район, охватывающий восточные впа-
дины Южномангышлакско-Устюртского и Се-
веро-Устюртского прогибов. В Ассакеаудан-
ской впадине, замыкающей с востока Южно-
мангышлакско-Устюртский прогиб, в юр-
ских отложениях открыто Шахпахтинское
многопластовое газовое месторождение; в Се-
веро-Устюртском прогибе (Барсакельмесская
впадина) — месторождение Куаныш.
В Гиссарском районе, охватывающем юго-
западные отроги Гиссарского хребта и
Пр'едъюжногиссарскнй прогиб, промышленная
газоносность также связана в основном
с подсолевыми карбонатными отложениями
верхней юры. В районе открыты газовые ме-
сторождения Адамташ, Гумбулак, Шуртан,
Пачкамар и др. (табл. 56, 57).
Газовое месторождение Газли расположено
северо-западнее г. Бухара. В его строении
принимают участие отложения юрской, ме-
ловой, палеогеновой и неогеновой систем,
перекрывающие палеозойский складчатый
фундамент. Месторождение контролируется
антиклинальной складкой асимметричного
строения размерами 38x12 км (рис. 119).
Северное и . южное крылья имеют наклон
соответственно 1,5—-2 и 20°. В региональном
плане это поднятие приурочено к Бухарской
ступени и находится непосредственно к се-
веру от зоны выклинивания соленосной верх-
неюрской толщи (гаурдакская свита), широко
развитой в более южных районах.
На месторождении выявлено десять газо-
вых и газоконденсатных залежей и одна нефтя-
ная в отложениях нижнего и верхнего мела.
269
Таблица 56
Характеристика газов месторождений Узбекской ССР
Месторождение Продук- тивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
сн4 с2н. СзНа С4Н10 с5н12 + -f- высшие n2 СО2 H2S
Газли IX 0,573 96,34 2,68 0,01 0,007 0,007 0,80 0,14
X 0,580 95,49 3,06 0,25 0,15 0,04 0,70 0,31 —
XI—Х1а — 93,32 4,18 0,97 0,38 0,29 0,44 0,42 —
хп+хш 0,596 94,40 3,09 0,71 0,27 0,42 0,80 0,31 —
Янгиказган XII 0,789 87,68 4,46 2,28 0,94 0,84 2,89 0,91 —
Учкыр XI Vi — 94,25 2,63 0,81 0,33 0,37 0,31 1,3 —
XV 0,755 90,41 2,92 1,07 0,36 0,34 1,25 2,25 1,40
Ташкудук IX 0,566 97,51 0,10 0,03 0,04 — 2,20 0,12 —
Кульбешкак xv2 — 90,92 4,37 0,98 0,42 0,67 0,53 2,01 0,10
Даяхатын xvM — 91,10 3,70 0,92 0,33 0,66 0,80 2,27 0,22
Северный Мубарек XVa 0,636 91,10 4,23 1.15 0,47 1,13 0,07 1,55 0,30
XVIII 0,640 87,89 6,18 1,90 0,37 0,66- 2,00 1,00 —
Южный Мубарек XVa 0,633 91,03 4,19 1,03 0,35 1,15 0,35 1,60 0,30
Уртабулак XV 0,659 85,59 1,57 1,90 0,29 0,23 0,17 5,24 5,01
Каракум XV—XVa 0,627 89,61 4,00 1,02 0,38 1,44 1,60 1,70 0,25
Зеварды XV 0,620 89,97 3,68 0,74 0,29 1,2 0,52 3,50 0,08
Денгизкуль- XVa, XV 0,648 38,63 1,40 0,26 о,н 0,33 0,51 4,27 4,49
Хаузак Памук 0,655 90,14 3,83 0,92 0,41 0,84 0,43 3,35 0,08
Алан XV — 89,39 4,02 0,82 0,29 0,89 0,49 3,96 0,14
Култак XV. 2 0,630 91,31 3,12 1,02 0,41 0,83 0,69 2,42 0,20
Акджар XII 0,595 93,76 2,10 0,12 0,06 0,46 2,90 0,60 —
XIII 0,589 95,14 1,13 0,50 0,26 0,17 1,90 0,90
Джаркак XII 0,596 93,40 2,80 0,34 0,63 0,63 2,100 0,10 —
XIII 0,590 95,57 2,44 0,53 0,38 0,48 0,50 0,10 —
XV 0,613 92,15 4,10 0,96 0,73 — 0,40 1,60 0,06
Шурчи XII 0,590 93,94 1,70 0,14 0,12 0,20 3,10 0,80 —
XIII 0,582 95,53 0,95 0,06 — 0,06 2,0 1,40 —
Бешкент XV, XVa 0,645 89,87 3,60 1,30 0,60 0,65 0,65 3,10 0,22
Камаши XV — 88,22 2,75 1,28 0,65 2,97 0,77 3,36 0,06
Караулбазар XV 0,618 91,84 3,30 0,78 0,44 0,94 2,20 0,50 —
XIII 0,607 93,55 3,40 0,92 0,40 0,68 0,85 0,20 0,09
Сарыташ XV 0,617 92,85 3,02 0,53 0,38 0,90 0,80 1,43 0,06
Ходжихайрам XV 0,642 88,84 4,62 1,27 0,13 0,28 3,70 1,10 0,06
Кандым XV1>2 0,615 91,46 2,36 0,40 0,21 0,50 0,30 2,80 1,97
Аккум XVi 2 0,666 9,01 3,33 0,85 0,32 1,60 1,74 1 ,62 0 53
Парсанкуль XV11213 ’ XV 0,626 89,55 4,05 0,69 0,25 0,64 0,87 2,79 1,16
Шуртан 0,636 90,12 4,10 0,92 0,35 1,06 0,64 2,73 0,08
Адамташ XV, XVa, 0,716 74,20 12,19 6,03 1,36 3,30 0,55 2,20 0,17
Гумбулак XVI XVa 0,640 89,39 4,30 1,33 0,75 1,39 1,45 0,92 0,14
Карактай XIII 0,578 95,41 0,25 0,09 0,05 Сле- 3,60 0,60 —
У вады XII, XIII 0,576 95,635 1,59 0,045 0,02 ДЫ 0,01 2,70 —
Шахпахты I 0,615 87,95 3,52 0,83 0,28 0,05 7,27 0,10 —
II 0,632 84,85 3,88 0,91 0,36 0,07 9,50 0,43 —
Куаныш J2 0,800 68,19 13,0 5,2 1,94 0,96 7,50 2,56 0,65
Северный Майма- XVII 0,637 88,85 5,39 1,56 0,45 0,43 1,2 2,12 —
нак Южное Кемачи XV 0,638 90,05 3,5 0,84 0,31 0,40 0,4 4,44 0,06
Чандыр XVp 0,647 88,5 3,34 0,76 . 0,33 0,29 0,4 4,68 1,7
XVIII 0,634 89,4 4,02 1,34 0,42 0,75 2.5 1,15 —
У мид XV 0,659 80,3 3,5 0,87 0,43 1,16 0,45 4,26 0,04
Пирназар XV 0,635 91,25 3,55 0,85 0,33 0,41 0,5 4,0 0,05
Марковское XV 0,633 90,2 3,6 0,8 0,32 0,31 0,7 4,0 0,05
270
Продуктивные горизонты представлены в ос-
новном песчаниками и алевролитами с про-
слоями глин. Коллекторские свойства песча-
ников высокие. Все залежи относятся к типу
пластовых сводовых.
Г азоконденсатнонефтяное месторождение
Уртабулак находится в 75 км к юго-западу
от ст. Мубарек. В геологическом строении
его принимают участие отложения юры,
мела, палеогена, неогена общей мощностью
около 3500 м. Месторождение, приурочено
к массиву рифогенных известняков верхней
юры в пределах Чарджоуской ступени. Кон-
тролируется асимметричной брахиантикли-
нальной складкой широтного простирания
размерами по кровле бухарских слоев палео-
гена 27x12 км, высотой 160 м. Свод струк-
туры осложнен узким широтным грабеном
с амплитудой смещения слоев до 190—320 м.
Ширина грабена 0,8—1,5 км, протяженность
около 11 км.
Массив рифогенных известняков смещен
относительно структурного плана вышележа-
щих отложений к юго-западу. Размеры его
17x4 км, высота 320 м (рис. 120). В восточ-
ной части структуры по кровле рифогенных
известняков отмечается разрывное наруше-
ние амплитудой 80 м, которое, возможно,
ле нарушает сообщаемость северной и юж-
ной частей залежи.
На месторождении установлена газонефте-
носность горизонта XV келловея—Оксфорда.
Мощность его изменяется от 320 м в своде
до полного выклинивания на севере, востоке
и западе. Рифогенные породы в нижней части
(70—80 м) представлены плотными известня-
ками с единичными проницаемыми прослоя-
ми; в средней (150 м) — пористо-каверноз-
ными карбонатными и в верхней (30—110 м) —
кавернозными низкопористыми карбонатами.
Суммарная эффективная мощность составляет
60—90 % от общей мощности рифогенных по-
род и варьирует от 13,9 до 88,6 м.
Залежь газовая, с нефтяной оторочкой в
южной и восточной частях структуры, ча-
стично литологически экранированная, раз-
меры 16,5х (0,5-ьЗ,2) км, высота 20 м.
Газоконденсатное месторождение Култак
расположено в 70 км к западу от г. Карши
на юго-восточном окончании Денгизкуль-
ского вала. Структура по кровле сеноман-
ских отложений представляет собой брахи-
антиклинальную складку юго-западного
простирания размерами 23x16 км, амплиту-
дой 210 м. По кровле карбонатной формации
верхней юры складка подразделяется на два
поднятия — структурно-эрозионных вы-
ступа, которые протягиваются с юго-востока
на северо-запад (рис. 121). Северный струк-
турно-эрозионный выступ по замкнутому
контуру —2660 м имеет размеры 9x6 км,
высоту 90 м, а южный — 6x1 км и 15 м.
Оба выступа по изогипсе —2680 м объединя-
ются в одно куполовидное поднятие.
Промышленная газоносность связана с вер-
хней частью келловей-оксфордских известня-
ков (XVat и XVa2 горизонты). Раздела между
горизонтами нет, и они представляют единый
резервуар, но имеют разные формы залега-
ния. Два изолированных в пласте холмооб-
разных тела составляют горизонт XVaj,
горизонт XVa2 имеет пластовую форму.
Залежь сводовая, массивная.
Газоконденсатное месторождение Кульбеш-
как находится в 70 км к западу от пос. Газли.
В геологическом строении участвуют юр-
ские, меловые и палеогеновые отложения.
Палеозойский фундамент вскрыт на глубине
РИС. 120. Газоконденсатное месторождение Уртабулак:
а — структурная карта по кровле горизонта XV: 1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности;
(по Н. Ч. Чернову); б — геологический разрез: 3 — газ; 4 — нефть
(по В. И. Соколову).
271
Характеристика месторождений природного газа западной части Узбекистана
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор Характе
Эффек- тивная мощ- ность, м
Газли 1956 1962 г VII 100 Песчаник 10
г VIII 450 » 20
г Villa 475 У> 40
г VII16 600 » 15
г IX 680 » 100
г X 800 » 74
гк XI 870 » 10
гк Xia 960 » 5,5
гк XII+XIII 1050 » 40
гк Западный купол 1080 » —
XHI
Янгиказган 1963 1973 г XII 1200 » 6,8
г XIII, 1362 » 3,6
г XIV 1450 » 2,6
г XV 1562 Известняк 7,9
Ташкудук 1953 1972 г VII 280 Песчаник 4,5
г IX 530 » 4,6
Джаркак 1955 1958 г XII 880 » 12,7
ГН XIII 980 » 11,6
ГН XV 1200 Известняк 18
Сеталантепе 1956 1976 г XI 560 Песчаник 8
г XII 830 » 13,5
г XVI 1000 Известняк 3
г XVII 1050 Песчаник 3,6
Караулбазар- Сарыташ 1975 1966 г XII 960 » 2,2
ГН XIII 1020 » 2,6
ГН XV 1200 Известняк 15
Юлдузкак 1960 1968 г XII 800—840 Песчаник 15,6
г XIII 850—890 » 16
г XV 1080—1190 Известняк 9,8
г XVI 1080—1185 . » 18
г XVII 1220—1285 Песчаник 3,1
н XIII 900 » 6,1
Западный Юлдузкак 1969 1958 1971 ГН XV 1200 Известняк 0,5
Мамаджургаты — г XII 950—1000 Песчаник
г XV 1220—1350 Известняк —
Акджар 1959 1965 г IX 253 Песчаник 31,3
г XII 550 » 5,5
г XIII 585 » 17,6
г XIV 670—717 » 5,7
ГН XV 729—768 » 2,6
н XVI 800 »
272
ш
— — — tO ND * — — — — — — — — — — — — — ю ND — •— ND |ф —— — tO — — — — 00 О 00 © Со 4* со © 4=- ND О ND СО Си СП СП сл Си to — 45- Со О ND О О © СО О СО © 4- со О О О © СП © CD М со ’© СО М М Пори- стость, % ристика коллек- тора
м nd to ом nd©4--v to © — м —© СО о — О О ООСоЯ 4-ND О — G0 _ _ _ л Т* to СО СО © © СО to I | — ^ <О 1 ^ © III III ^ | | । ОС I 1 II —1 СЛ 45* со © сл I I I I 00 © СО СО м со мео to © о о to о о — М — 45- СО — со ел _ — © 1 4> © to 4=* СО © — CD М 1 1 1 1 ND СО © М © — О too? М М 4=- © © ND О СЛ СОСИ О О 1Л О — О ND О О 45- о о о 1 Прони- l цаемость, 10"la м2
1 1 1 1 1 1 1 lllll'lll Illi III II Illi 1 II 1 1 1 1 1 45- 45*- СО СО СО — © < | i — cD М © © СС © © М М 45- СО 0ОСЛСЛ © М — *- и- *- СО <D 0О М © СЛ Сл СО | । СО М СО 00 М Q со 1 1 О © СО — СО 4* м СО сл ел © о © со со сл оо © nd го о со О © NO to со © сл СЛ 00 © 00 ND о — te 4- СО СО О ел © ОС©О © СП О 00 О © О 4- ГО © © 00 © со о © о о м ос СО gsato Началь- ные
ММ©©©© СО© ND о со ND ND © © to 0 © О О © © — Qo © ©nd 4- 4> co nd — — © © oo-q Ч От © о CO© ©00 GO© 0’^ 4a* ©CM© ’4-’© 45-’—© ’©"м’ю’© ’to’co о ’©’м ©4=*’© ’to ’nd о оо оЯ о ’o’© 00 00 Начальное пла- стовое давле- ние, МПа
© © 4ь. 45* 45- © ( 4> 1 1 © © © © © © 45*. 4* © 45*. 45* © © © © ©to м M м © ©©©©©©©45*1 1 ООМС5СЛД Im 1 1 JO О CO © 4- ND © M О CO О © to — О M© ©J© ©_M — OcDM©OOMl 1 ’co to’© © ’©’© ел д-о Я ш о № Н Темпе-
i i i i i i ii i i i i i i i sii 1111 111 11 Sc“~^i । । । 1 1 Содержание стабильного конденсата, г/м3
© — © © *— © 4b. to NO cd eo м 45*. co to 00 © © © ' ( •— eo © 4- — ro CO [ 1 -4 1 © © © № 45*. О —to NO _ 1 © 00 О © — M © © I to 4^ 4- < . . . © M 00 © © - to © o_ © — 0 A4^- © О 0 О 1 О 0 © 1 ©©OOM ^to to to to to м CZ) to to fQ 0 © to "3) —© Н-Ь0©0 ОО ООО -2 'S тыс. м3/сут (диаметр штуцера, мм) Начальный дебит газа.
*— — © © 0 0 © ©© to© too “ w © © 1 1 1 SSI SI 1 1 Illi S cocol 83SSSI SUSI gg-SSSI Ills M© О © © 45*. 0 CO to © м M О © © О © W 45- 45*. 0 0 © © 0 © to © 45* to 0 Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м8
to — — © © >— © — — — —— ©©>^M00©O © I 45-45* •— [ 1 I ! л to 1 ©©45-45- 45*1 © 4b. — 45-Oo©45- — © i И! to 0 О OO©CDO©>£l I |CO 1 M © © © M — 1 1 1 ©1 © © © to 1 COO©*— ©1 45- © — — 4^tOCO©0©‘ CHcOOO — co м м 0 © 0 1 1 1 45-O45-O4-© to 45- 0 — to © © 45- to — — 45* to 45- © © M 0 0 © © ^tooco 0 45* 45-45-— © 0 M ‘э+a+v Запас: на 1/1 млн
1 to 1 I 1 1 ro 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 co 1 ro cnl 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 SSool 00 © — 0 0 to © M О м ы газа 1980 г., . м8
н
со
о
tl
X
я
м
СЛ
К к Глубина залегания. Характе
Месторождение 3 ST О та л ' Продуктивный горизонт Коллектор Эффек- тивная
о S та S •1, <U ч мощ-
ч Ч г} ность,
Uh СО •’ м
Шурчи 1959 1964 г XII 560—650 Песчаник 7,8
г XIII 600—850 » 9,5
ГН XV 690—870 Известняк 2
ГН XVI 740—890 Песчаник 4,2
ГН XVII 780—850 » 18
Шуртепе 1960 1966 гк хн 1230—1500 » 8.2
ГН XIII 1285—1500 » 1,9
Южный Мубарек 1958 1964 гк XI 1050 »
гк XII 1160—1470 » 17,1
гк XIII 1230—1450 '» 12,8
гк XVa 1650 Известняк 12,3
гк XVIII 1930 Песчаник 15
Северный Мубарек 1960 1961 гкн XV+XVa 1795—2190 Известняк 44
гк XVIII 2080—2400 Песчаник 12,8
Ходжи хай рам 1959 1978 г XVa 1700—1800 Известняк 6,5
г XVII 1940—1952 Песчаник
Кызылрабат 1960 — г XVa 1400 Известняк 17,9
Карабаир 1960 1971 г XII 1045 Песчаник 13,8
ГН XIII 1125 » 18
н XV 1125 Известняк 2,4
Карактай 1961 1967 г XII 411—567 Песчаник П,1
г XIII 447_629 » 23,3
н XV, XVa, XVI . 800 Известняк 47
Восточное 1963 — гк XVa+XVI 1460—1530 » 17,9
Ташли Каракум 1967 1975 гк XV 2000—2040 » 5,3
гк XVa 2060—2150 » 23,1
Сарыча 1967 — г XII+XHI 1050—1090 Песчаник 10,5
Карим 1966 1973 гк XV 2100 Известняк 12,6
гк XVa 2115 » 8,8
Култак 1963 — гк XVax 2900—3200 » 26
гк XVa2 2900—3200 » 19
Адамташ 1962 — гк XV 1107—1710 ПО
гк XVa 1283—1710 » 80
Гумбулак 1968 — гк XV+XVa 2300—2500 » 36—88
Камаши 1970 — гк XV+XVa 3260 » 9,1
Шумак 1973 1976 гк XVa 1770 » 4,3
гк XVIII 2010 Песчаник 11
Зеварды 1968 — гк XVHP 2597 Известняк 27
У вады 1966 — гк г 1 XVp XII—XIII 2650 730 » Песчаник 86 13
1274
275
СЛ
Пори-
стость,
%
Начальное пла-
стовое давле-
ние, МПа
Содержание
стабильного
конденсата, г/м3
3
О
о
*
я
S
Л
ьз
о
Sq
сл
К X Глубина залегания, м Характе
Месторождение 3 X J3 & <х> Продуктивный горизонт Коллектор Эффек- тивная
о ® <ч мощ-
ес 5 О л ность.
СО м
Кандым 1966 — гк XVx 2050 Известняк 7,3
гк xv2 2100 » 8,4
Денгизкуль- Хаузак-Шады 1966 — гк XVp+XVHp 2316—2378 2185 » 18
Уртабулак 1963 1973 гкн XV » 72
Учкыр 1960 1968 гк XII 1280 Песчаник 15
гк XIVj 1600 » 6,9
гк . Xivla 1640 » 0,6
гк XIV2 1650 » 2,7
ГНК XVx 1690 Доломит 18,3
гк xv2 1700 Известняк 5,5'
гк XVI 1830 • » 15
Кульбешкак 1964 — гк XVx 1794 » 4
гк XV2 1830 » 4,9
Аккум 1966 — гк XVx 2080 » 9
гк XV2 2170 » 8
Даяхатын 1966 — гк XVx 1832—1976 » 7
гк xv2a xv26 1856 » 13,3
гк 1879 » 13,0
гк XV2B 1912 » 6,4
гк XVIII 2260 Песчаник 4,2
Куаныш 1966 — гк T2 . 3220 » 14
Парсанкуль 1969 — гк 2050
гк XVi Известняк 9
гк xv2 2100 » 5,5
гк xv3 2180 » 2,4
Шахпахты 1963 1971 г Верхняя юра, la 1611 — 1693 Песчаник 3,8
г Верхняя юра, 1636—1755 » 8,3
г II 1724—1764 » 9,4
г III 1772 4,7
г Ша 1810 » 5,9
г IV 1860 » 2
г VIII 2216 » 9,1
г Villa 2226 >/ 5,1
Ляль-Микар 1943 1947 ГН Бухарский, I 895 Известняк 3,5
ГН II 885—1090 Доломит 26
ГН III 935—1115 Известняк 6
ГН IV 955—1075 » 10
Н V 990—1130 5,8
н Акджарский, VI Сенон, VII, VIII, 1190 » 4
гк 1252—1301 Песчаник —
IX
Гаджак 1974 — г Нижнемеловой 2440 »
гк XV 3300 Известняк 75
Шуртан 1974 — гк XVnp+XVp+XVnp 3000 » 46—100
Пачкамар 1974 —. гк XVa, XV 2080 » 27
Алан 1977 — гк ХУнр-!- XVp 2650 » 17,8
Аманата 1976 — г XVa 620—800 » 32
276
Пори-
стость,
! %
Начальное пла-
стовое давле-
ние, МПа
Содержание
стабильного
конденсата, г/м*
Продолжение табл. 57
К S Глубина залегания, Характе
Месторождение & Н ч- Т о Продуктивный горизонт Коллектор Эффек-
о X я Я м . тивная
Ч е; мощ-
СД Си СО м
Умид 1976 НГК XV 2600 Известняк 27,7
Пирназар 1977 — ГК XVHP 2600 » 17,8
Марковское 1978 — ГК XVHp 2700 » 30
Сардобское 1979 — гк XV 2710 » 3
Северн ый Майманак 1979 — гк XVIII 2440 Песчаник 7,2
Ходжиказган 1970 — гк XV ! 1850 Известняк 5,7
гк XV 2 1910 » 10
гк XV з 2030 » 5,4
гк XVI 2170 Песчаник 5,8
гк XVIII 2380 » 20,4
Алат 1973 — гк XIV 1960 , » 2,1
гк XV 2 2240 Известняк 4,7
Тегермен 1976 — гк XV_2 2400 » 5,7
Северный Денгизкуль 1975 — гк XV_p+XV_Hp 2600 15
Чандыр 1976 — гк XV_Hp 2000 » 8,6
Узуншор 1974 — гк XV 2700 » 5,7
Южное Кемачи 1979 — НГК XV 2320 » 33,6
Ходжи 1969 —
Западный гк XV_16 2156 » 5,4
. купол Восточный гк XVlt3 2216 » 3,9
купол гк XV_16 2155 » 3,9
гк 2214 » 5,2
Западный 1978 — гк Верхнеюрский 2200 Песчаник 9
Ходжи Памук 1965
Централь- нгк XVp+XVHp 2800 Известняк 15
ный купол Южный нгк XVhp 2683 » 85
купол Северный ГН XVhp 2700 » 3,8
купол
Бешкент 1974 — гк XV+XVa 3280 » 39
2710 м. Месторождение приурочено к одно-
именной антиклинальной складке субширот-
ного простирания, расположенной в северо-
западной части Чарджоуской ступени. По
кровле горизонта XVj складка осложнена
двумя куполами — западным и восточным.
Размеры восточного купола 18x5,8 км,
западного 5x2,2 км. Общие размеры складки
по горизонту XV2 35x10 км, высота 160 м.
Структура асимметрична, северное крыло
круче южного. Восточная и западная пери-
клинали осложнены нарушениями.
Промышленные залежи газа и конденсата
связаны горизонтами XVi, XV2 и XVI. Про-
дуктивные отложения представлены извест-
няками с прослоями доломитов и глин. За-
лежи пластовые сводовые. Размеры залежей
горизонтов XVi, XV2 и XVI соответственно
30,7x7,8, 24x4,7, 11,5x3,5 км.
278
Газоконденсатное месторождение Даяхатын
находится в 80—90 км к западу от пос. Газ-
ли и приурочено к брахиантиклинальной
складке, расположенной в северо-западной
части Чарджоуской ступени. Северо-западное
крыло и юго-восточная периклиналь складки
осложнены серией тектонических нарушений,
отделяющих ее от Гугуртлинского поднятия
(рис. 122). По кровле горизонта XV2 верх-
ней юры размеры складки 18x12 км, ампли-
туда 230 м. Свод плоский, овальной формы,
вытянут с запада на восток. Крылья по-
логие, углы падения пород верхней
юры 1,5—2°. Смещения свода по меловым и
юрским отложениям не наблюдается.
Промышленная газоносность установлена в
верхнеюрских карбонатных отложениях
(XVi и XV2), а также в горизонте XVIII
средней юры.
Продолжение табл. 57
ристика коллек- тора Началь- ные ГВК, ГНК, ВНК. м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа Темпе- ратура пласта, «С । Содержание стабильного конденсата, г/м* Начальный дебит газа, тыс. м’/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м’
Пори- стость, % Прони- цаемость, 10-*« м! А+В+С, С,
12 26,2 64,8 705 (23) 630 6 140
8,4 — —2379 27,0 — 42 — 117 552
10 — —2441 27,3 40 265 (9) 111 4 860
20 — — 35,2 — 65 533 (18) — 98 143
15 — —2125 24,7 — 49 325,6 (12) — ПО 6 899 2 440 1 003
10 — — 1716 19,2 — 33 62—430 — 418
13 — — 1791 19,5 29 62—430 2 925
10 10 —1855 —2011 20,6 22,2 — 36 34 — 556 239
10 — —2305 24,2 — 58 — 3 000 2 462 764
10 — —1768 20,2 — 18 117(11) 286 —
14 — —2058 23,5 — 18 130 (13) — 2 176
10 — — 23,5 171 (15) 13 — 100 710
10,7 — • —2332 26,1 — 21,6 181—486 — .8 860 7 340
10 — 1926 21,3 103—250 35 2 200 5 720
11 — —2263,7 25,2 — 29 — 974 430
8,7 — —2061 23,4 — 33 136 (4) 149 1 332 33 190 628
15 — —1977 21,7 — 28 — — 803 361
16 —2027 21,6 28 529 267
15 — — 1987 21,7 — 28 — — — —
16 — —2033 21,6 28
12 — —2014 21,9 — 28 212 (15) — 230 4 470
12 — —2500 — — 68 11—435 — 61 851 5 484
16 —2644 85,7 914—2000 2 288
12 — —2477 — — — 38 (10) — 59 563 5 484
5,5 — —2947 54,4 — 209 977 (18) — 5 322 —
Горизонт XVj залегает в кровле келловей-
оксфордских отложений, представлен изве-
стняками с прослоями ангидритов общей
мощностью 32—34 м. Газоконденсатная за-
лежь пластовая сводовая размерами 8х
Х4,5 км и высотой 80 м.
Горизонт XVIII приурочен к средней части
бат-нижнекелловейской терригенной толщи
и представлен песчаниками с прослоями алев-
ролитов и глин. Общая мощность горизонта
25—30 м. Газоконденсатная залежь не-
больших размеров, площадь газоносности
5,35 км'2.
Газоконденсатное месторождение Кандым
расположено в 75 км к югу от пос. Газли.
В геологическом строении принимают участие
отложения палеозойского фундамента и юр-
ского, мелового и неоген-антропогенового
осадочного чехла. Отложения фундамента
вскрыты в своде структуры на глубине
2413 м. Месторождение залегает с верхне-
юрских карбонатных отложений, слагающих
брахиантиклинальную складку в северо-
западной части Чарджоуского поднятия,
осложняющего Чарджоускую ступень. По
кровле известняков палеоцена структура
имеет сложные очертания. Северная часть
ее — купол диаметром 15 км, южная —
вытянута в северо-западном направлении
на 25 км. Углы падения слоев изменяются от
5° на востоке до 0°15' на юго-западе. Высота
структуры 100 м.
Структурный план карбонатной толщи
юры значительно отличается от описанного.
К северо-западу от скв. 6 обособляются две
складки. На севере от центрального купола
отделяется Ходжойская структура с двумя
незначительными по размерам и амплитуде
279
РИС. 121. Газоконденсатное месторождение Кул-
так:
а — структурная карта по кровле карбонатной
формации верхнеюрского возраста; б — условия
залегания газовой залежи.
J — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
ангидриты кимеридж-тйтонского возраста (глав-
ный флюидоупор); 4 — пачка высокогаммных
пород (верхняя продуктивная непромысловая
эона); 5 — пласты непроницаемых или очень
слабо проницаемых пород; 6 — газ; 7 — вода
куполами (рис. 123). Размеры Кандымской
структуры следующие: длина 35 км, ширина
24 км, высота 150 м. Углы падения на восточ-
ном крыле До 3°, на западном до 1°.
Газоносность месторождения связана с кел-
ловей-оксфордскими известняками (гори-
зонты XVj и XV2), перекрытыми соляно-
ангидритовой пачкой кимериджа—титона.
Горизонты XVi и XV2 разделены выдержан-
ной по площади пачкой глин мощностью
10 м. В связи с тем, что пласты имеют само-
стоятельные контакты, горизонт XVj условно
делится на два объекта (XVla и XVjg),
а горизонт XV2 — на шесть (XV|, XV|+a,
XVj, XVf, XVf, XVf), причем лишь первые
пять пластов содержат промышленные залежи
газа.
• 7
>
РИС. 122. Газоконденсатное месторождение Да-
яхатын. Структурная карта по кровле горизонта
XV (по Н. М. Лунину).
Контуры газоносности: 1 — внутренний; 2 —
внешний; 3 — тектоническое нарушение
Газоконденсатное месторождение Аккум на-
ходится в 65 км к северо-западу от ст. Ка-
ракуль. По кровле палеоценовых отложений
структура представляет собой слабовыра-
женную куполовидную складку размерами
9x6 км и амплитудой 12 м. По кровле гори-
РИС. 123. Газоконденсатное месторождение Кан-
дым. Структурная карта по кровле горизонта
XVjfj (по Б. Я. Календареву).
Контуры газоносности: 1 — внутренний; 2 —
внешний
280
зонта XVi в пределах структуры намечаются
два купола, разделенные неглубоким проги-
бом. Размеры структуры по горизонту XVi
13x3,54-8 км, амплитуда до 28 м. Углы па-
дения пород 1°.
Газоносны юрские карбонатные отложения.
Газоконденсатное месторождение Парсан-
куль выявлено к западу от Аккумского.
По кровле палеоценовых отложений Парсан-
кульская складка выражена в форме струк-
турного носа, вытянутого в юго-восточном
направлении. По кровле горизонт XVi пред-
ставлен двумя куполами. Размеры складки
13x9 км, высота 25 м (рис. 124).
На месторождении газоносны горизонты
XVx, XV2, XV3 и XVIII.
Нефтегазоконденсатное месторождение Па-
мук расположено в 40 км восточнее г. Карши
и приурочено к Денгизкульскому поднятию.
По кровле верхнеюрских известняков в пре-
делах поднятия выделяются три купола,
приуроченных к рифовым массивам: южный
к Южно-Памукскому, центральный и север-
ный к Северо-Памукскому (рис. 125). Юж-
ный купол вытянут с северо-запада на юго-
восток и имеет размеры 6,5x5 км, высоту
240—250 м, центральный купол имеет раз-
меры 4x3 км, северный — осложнен двумя
небольшими куполами размерами 4,5х
Х1.5 и 2,5x1,5 км при высоте 30 м. Про-
мышленная нефтегазоносность связана с кар-
бонатными отложениями верхней юры, в ко-
торых выделяются (снизу вверх) горизонты
XV рифовый (XVP) и XV надрифовый
(XVHp). Мощности горизонтов меняются
соответственно от 57 до 154 и от 59 до 86 м.
С южным куполом связана газоконденсатная
залежь. В пределах центрального купола
выявлена газоконденсатная залежь с нефтя-
той оторочкой, на северном куполе — нефтя-
ная залежь с газовой шапкой.
Газоконденсатное месторождение Денгиз-
куль—Хаузак—Шады находится в 110 км от
ст. Караулбазар. В тектоническом отношении
приурочено к центральной части Денгиз-
кульского вала Чарджоуской тектонической
ступени, осложняющей северный борт Аму-
дарьинской впадины. Восточная часть струк-
туры (Денгизкульский участок) представляет
собой западное продолжение Уртабулакской
структуры, центральная часть — осложнение
Самантепинской антиклинали. Шадынская
структура по палеогеновым и верхнемеловым
отложениям не выражена. По более глубоким
горизонтам мела и газа структурные элементы
приобретают более контрастные формы: обо-
собляется Хаузакская складка, увеличива-
ется амплитуда Денгизкульской структуры,
появляется Шадынская складка.
Газовая залежь представляет единый резер-
вуар, охватывающий Денгпзкульскую, Ха-
узакскую и Шадынскую площади, и приуро-
чена к горизонтам XVP и XVHP верхней юры
(рис. 126). В восточной части коллекторы
представлены карбонатными рифовыми по-
родами, на всей остальной площади имеют
слоистое строение.
Примыкающее с севера Северо-Денгизкуль-
ское месторождение представляет собой с
Денгизкульским единый рифовый массив
с отметкой ГВК —2332 м.
Газоконденсатное месторождение Зеварды
расположено в 50 км к югу от ст. Мубарек
и приурочено к юго-восточной части Денгиз-
кульского вала. По кровле горизонта XVHp
структура представляет собой антиклиналь-
ную складку субмеридионального простира-
ния сложной конфигурации, которая обус-
ловлена наличием крупного рифового мас-
сива (размерами 10,5x3,75 км) келловей-
оксфордского возраста (рис. 127). В пределах
массива выделяются три купола. Газоносны
здесь карбонатные отложения горизонтов
XVP и XVHp- Залежь горизонта XVHp мас-
сивная, имеет размеры 10,5x(3,7-s-7,5) км,
высоту 270 м, горизонта XVP — соответ-
ственно 10,5х (2,25-j- 5,5) км, высоту
255 м.
Газоконденсатное месторождение Шуртан
находится в 40 км северо-западнее г. Карши,
в юго-восточной части Бешкентского про-
гиба. По кровле продуктивных карбонатных
верхнеюрских отложений контролируется
сложнопостроенной брахиантиклиналью раз-
мерами 20Х 15 км и высотой 420 м (рис. 128).
Западное крыло складки более крутое,
восточное — пологое, свод складки делится
на два купола: северный размерами 6,5x2 км
и южный 6,5x3 км. В пределах площади
выделяются два рифовых тела: южный,
охватывающий основную часть структуры
(собственно Шуртанский), и северный, име-
ющий, по-видимому, самостоятельное значе-
ние (Северо-Шуртанский). В разрезе юрских
карбонатных отложений выделяются три
продуктивных горизонта: XVnp, XVP и
XVHp. Горизонты представлены пористо-
кавернозными комковато-водорослевыми из-
вестняками и доломитами. В нижней части
горизонта XVnp (60—180 м) гранулярные
коллекторы отсутствуют. Глубина зале-
гания продуктивных горизонтов более
3000 м.
По промыслово-геофизическим материалам
и данным опробования в пределах южного
рифа установлена массивная газовая залежь
размерами 22x11 км и высотой 320 м. Эф-
фективная газонасыщенная мощность 46—
100 м, пористость 13 %. Начальное пластовое
давление 35,5 МПа. При испытании скважин
получены притоки газа с дебитом 12,3—
827 тыс. м3/сут, а также притоки нефти.
В южном рифе выделяются две зоны с раз-
ными ГВК. Первая зона (скв. 10, 21, 22, 23)
имеет ГВК —-2637, вторая (скв. 6, 12, 19,
20) имеет ГВК на отметке —2680 м. Такие
различия отметок ГВК возможно обуслов-
лены значительной неоднородностью.
Залежь северного рифа имеет раз-
меры 21x4 км, высоту 380 м. ГВК прово-
дится на абсолютной отметке —3080 м.
Основные запасы газа связаны с южным
рифом.
Газоконденсатное месторождение Адамташ
расположено в 215 км от г. Навои. Оно при-
урочено к западной части антиклинория юго-
западного Гиссара и контролируется брахи-
антиклиналью, вытянутой с юго-запада на
281
РИС. 124. Газокон-
денсатное место-
рождение Аккум —
Парсанкуль. Струк-
турная карта по
кровле горизонта
XVi верхней юры
(по Н. И. Сторожен-
ко, 1972 г.).
I — Парсанкуль;
II — Аккум.
1 — изогипсы в м;
2 — контур газонос-
ности; 3 — газ
северо-восток. Северо-западное крыло склАдки
осложнено надвигом. Размеры брахи-
антиклинали по кровле горизонта XV
верхней юры 14x4 км, высота 600 м
(рис. 129).
высоту 151 м. Горизонт’ XVa сложен извест-
няками общей мощностью 81—173 м. Га-
зоконденсатная залежь горизонта имеет
размеры 8,7x2,4 км, этаж газоносности
334 м.
Промышленная газоносность связана с кар-
бонатной толщей кимериджа—титона и кел-
ловея—Оксфорда. Выделяются продуктив-
ные горизонты XV, XVa, XVI, образующие
единую массивную газоконденсатную залежь.
Горизонт XV представлен кавернозными из-
вестняками с прослоями ангидритов. Общая
мощность горизонта 119—270 м. Газоконден-
сатная залежь имеет размеры 12,2x4,4 км,
Газоконденсатное месторождение Гумбулак
выявлено в 3—5 км юго-западнее месторожде-
ния Адамташ. По кровле горизонта XV
верхней юры структура представляет собой
антиклинальную складку северо-восточного
простирания (рис. 130). Свод имеет два ку-
пола — западный и восточный. Структура
осложнена нарушением типа сбросо-надвига.
Размер складки по горизонту XV 17x4 км,
283
РИС. 126. Газоконден-
сатное месторождение
Денгизкуль-Хаузак-Ша-
ды:
а — структурная карта
по кровле горизонта
XV—r» (по Г. Н. Могилев
скому); б — геологиче-
ский разрез (по
Н. И. Стороженко,
О. В. Логиновой).
/ — Денгизкуль; // —
Хаузак; III — Шады;
IV — Северный Денгиз-
куль; V — Самантепе.
1 — изогипсы в м; 2 —
контур газоносности;
3 — граница рифа; 4 —
зона ухудшения кол-
лекторских свойств го-
ризонта XV_-.; 5 — газ
нр
I 1
(У ю ск8.з 2 V2 22 сз
a
РИС. 127. Газоконденсатное месторождение Зеварды:
а — структурная карта по кровле юрских кар-
бонатных отложений (по В. И. Соколову); б —
геологический разрез.
/ — изогипсы в м; 2 — контур газоносности
3 — граница замещения коллекторов; 4 — гра
ннца рифового тела; 5 — газ
высота на западном куполе 400 м, на восточ-
ном 300 м. На месторождении установлена
газоносность горизонтов XV и XVa. Продук-
тивные отложения представлены известня-
ками общей мощностью 86—93 м. Коллек-
торы гранулярного и трещинно-кавернозного
типов.
Газоконденсатное месторождение Камаши
находится в 60 км южнее ст. Кассан, в севе-
ро-западной части Бешкентского прогиба
Чарджоуской тектонической ступени. Струк-
тура представляет собой узкую антиклиналь
субширотного простирания, на фоне которой
обособляются три купола: западный, цент-
ральный и восточный. По изогипсе —3100 м
размеры складки 15х(2->2,5) км. Про-
РИС. 128. Газоконденсатное месторождение Шуртан. Структурная карта по кровле известняков верх-
ней юры (по В. И. Деревянко, Т. Докунихиной).
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 — газ
285
'РИС. 129. Газоконденсатное месторождение Адамташ. Структурная карта по кровле горизонта XVa
(по Л. Н. Жданову, А. А. Богданову).
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 — тектоническое нарушение
мышленная газоносность связана с верх-
неюрскими отложениями, горизонтами
XV и XVa. Залежь газа массивного
типа.
Газоконденсатное месторождение Бешкент
расположено в 30 км юго-западнее г. Карши,
в северо-западной части Бешкентского про-
гиба. Бешкентская структура отделяется от
Камашинской синклинальным прогибом ам-
плитудой 100—150 м и представляет собой
антиклиналь субширотного простирания,
осложненную западным, центральным и вос-
точным куполами. Размеры складки по изо-
гипсе —3050 м 13х(1,5ч-3) м. Промышлен-
ная газоносность связана с горизонтами
XV и XVa верхней юры. Карбонатные кол-
лекторы имеют мощность 39 м, пористость
5,5 %. Дебит газа в скв. 1 составил 977 тыс.
м3/сут при 18-мм штуцере. Залежь газа пла-
стовая сводовая, на севере контролируется
тектоническим нарушением. ГВК проводится
на отметке —2947 м.
Газоконденсатное месторождение Куаныш
выявлено в 150 км к северо-западу от г. Кун-
град. Оно приурочено к северо-восточной
части Барсакельмесского прогиба и контро-
лируется брахиантиклиналью северо-запад-
ного простирания размерами 16,5x6,5 км
и высотой по кровле продуктивного горизонта
160 м. Северо-западная часть складки ослож-
нена тектоническим нарушением, которое
делит структуру на поднятую юго-вос-
точную и опущенную северо-западную
части.
Газоконденсатная залежь приурочена к
пласту песчаников, залегающему в основании
юры. Мощность продуктивного горизонта
286
52—74 м, пористость коллекторов 6—
Г азоконденсатное месторождение Шахпахты
находится в 215 км к юго-западу от г. Кун-
град в пределах одноименной ступени фунда-
мента, осложняющей северный борт Ассаке-
ауданского прогиба и связано с пологой
брахиантиклинальной складкой северо-за-
падного простирания, прослеживающейся
по всему разрезу мезозоя — кайнозоя
(рис. 131). Складка слегка асимметрична —
южное крыло ее несколько круче северного.
Углы падения на крыльях и периклиналях
не превышают 1°50'. Вверх по разрезу склад-
ка заметно выполаживается и ее очертания
приобретают куполовидную форму. Размеры
структуры по верхнеюрским отложениям
15x6 км, высота 51 м.
Промышленная газоносность связана с пес-
чано-глинистыми отложениями верхней и
средней юры. В их разрезе выделяется девять
газоносных горизонтов — la, I, II, III,
Ша, IV, VI, VIII и Villa. При этом основные
запасы газа месторождения приурочены к го-
ризонтам I и II. Непромышленные скопления
газа связаны с V и IX горизонтами, из кото-
рых при опробовании получены единичные
притоки газа.
Газоносные горизонты сложены пластами
песчаников, разделенными прослоями глин.
Число песчаных пластов и их мощности зна-
чительно меняются по площади месторожде-
ния. Общие мощности горизонтов 14—65 м,
эффективные 2—10 м.
Все выявленные залежи пластовые сводо-
вые. Залежи горизонтов VII и VIII водо-
плавающие.
РИС. 130. Газоконденсатное месторождение Гум-
булак:
а — структурная карта по кровле пород гори-
зонта XV верхней юры (по 3. П. Мелединой,
1974 г.); б — геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
газ; 4— тектоническое нарушение
-2000
Н,М
верхняя
5
РИС. 131. Газоконденсатное месторождение Шахпахты:
а —структурная карта по кровле горизонта II; 1 —изогипсы в м; контуры газоносности: 2 —
6 — геологический разрез (по данным Сред- внешний, <3 — внутренний; 4 — газ
аз НИИгаза).
Восточная часть (Ферганская
впадина)
Ферганская межгорная впадина на северо-
западе ограничена Кураминским, на севере —
Чаткальским, на востоке — Ферганским и
на юге — Алайским и Туркестанским хреб-
тами. Площадь ее превышает 40 тыс. км2.
В административном отношении большая
часть территории относится к Узбекской
ССР, меньшая — к Киргизской ССР и Тад-
жикской ССР.
Впадина выполнена мощным комплексом
осадочных отложений мезозоя и кайнозоя,
залегающих на палеозойском фундаменте.
Палеозойские породы обнажаются в обрам-
ляющих впадину горных хребтах, а в
самой впадине погружаются на глубину 7—
11 км.
Ферганская межгорная впадина характери-
зуется ступенчатым строением северного и
южного бортов, которые по дизъюнктивным
нарушениям уступами погружаются к цен-
тральной части. В осадочном чехле с зонами
этих уступов связано большое число локаль-
ных складок, расположенных цепочками па-
раллельно простиранию основных обрамля-
ющих горных хребтов. Южная часть впадины
соответствует южной ступени, протягиваю-
щейся с запада на восток на 350 км при ши-
рине 20—25 км. Ступень осложнена рядом
прогибов и поднятий, связанных с опущен-
ными и приподнятыми блоками фундамента.
На крайнем западе южной ступени выделя-
ется Аксой-Тоганская эона террас и моно-
клиналей, далее к востоку обособляются
Южно-Ферганская ступенчато-разрывная
зона, Чимионская зона поднятий и террас
и Андижанская зона поднятий. С локальными
структурами этих зон связаны месторождения
288
нефти и газа Северный Сох, Чонгара-Гальча,
Палванташ, Андижан и др. (рис. 132).
Центральная часть впадины наиболее прог-
нута и выделяется как центральный грабен.
Его длина 120—125 км, максимальная ширина
50 км. Грабен отделяется от южной и север-
ной зон системой разрывных нарушений,
прослеживаемых в фундаменте и осадочном
чехле.
В северной части впадины выделяются
Нарынская, Чустпап-Наманганская и Су-
петауская ступени. Нарынская ступень
осложнена Майлисуйским погребенным вы-
ступом, к которому приурочены локальные
складки Майлису I, II, III, IV, Бедре,
Кызылалма. Размеры выступа 20x10 км,
глубина залегания складчатого фундамента
2,5 км. Южнее выступа прослеживается
Избаскент-Карабулакская зона поднятий, где
открыты газонефтяное месторождение Изба-
скент и нефтяное Восточный Избаскент.
Чустпап-Наманганская ступень протягива-
ется на 125—130 км при ширине 5—30 км,
она осложнена зонами поднятий и прогибов.
Здесь открыто Наманганское нефтяное место-
рождение. Супетауская ступень располагается
на западе впадины, длина ее около 100 км,
ширина 20—40 км.
Промышленная нефтегазоносность - Фер-
ганской впадины установлена в юрских, ме-
ловых, палеогеновых и неогеновых отло-
жениях. Юрские отложения содержат зале-
жи нефти и газа на месторождениях Кызылал-
ма, Ходжиабад, Северный Сох, Майлису
IV и др. Продуктивные отложения представ-
лены песчано-алевролитовыми породами. Кол-
лекторы в северной зоне имеют пористость
7—32 % и проницаемость до 3,5 мкм2, в юж-
ной — соответственно 7—14 % и до 0,1 мкм2.
В отложениях юры выделяются (сверху вниз)
РИС. 132. Обзорная карта Ферганской впадины.
а — границы Ферганской нефтегазоносной об- (Сельрохо); 3 — Рават; 4 — Айритан; 5 — Неф-
ласти; б — крупные глубинные разломы; в — теабад; 6 — Нурсук; 7 — Чонгара; 8 — Север-
флексурно-разрывные зоны; <? — границы тек- ный Сох; 9 — Гальча; 10 — Северный Риштан;
тонических элементов; д — выходы пород па- 11 — Сарыкамыш; 12 — Сарыток; 13 — Чаур;
леозоя; месторождения: е — газовые, яс — 14 — Яркутан; 15 — Чимион; 16 — Ханкыэ-
нефтяные, я — газонефтяные 17 — Восточный Ауваль; 1? — Западный Пал-
ванташ; 19 — Палванташ; 20 — Хаджаосман;
I — Исфарино-Ляканский прогиб; II — Кур- 21 — Андижан; 22 — Ходжиабад; 23 — Бостон;
шано-УзгенскиЙ прогиб; III — Южная борто- 24 — Хартум; 25 — Южный Аламышик; 26 —
вая зона; IV — Центральный грабен; V — Чангырташ; 27 —Сузак; 28 — Избаскент; 29 —
Супетауская ступень; VI — Чустпап-Наман- Восточный Избаскент; 30 — Майлису IV; 31 —
ганская ступень; VII — Майлисуйский выступ. Бедре; 32 — Майлису III; 33 — Кызылалмя:
Месторождения: 1 — Канибадам; 2 — КИМ 34 — Майлисай; 35 — Наманган
Характеристика газов месторождений Ферганской впадины
Таблица 58
Месторождение Продук- тивный горизонт Плотность газа . Состав газа, % по объему
сн. С2Н. с.н. С4Н,„ СЬНП + + высшие СО2 N. H,S
Северный Сох II 0,685 83,0 8,4 3,2 1,1 0,7 0,6 3,0
IV 0,710 81,7 8,5 3,5 1,3 0,9 1,8 2,3
V 0,663 86,5 9,1 1,5 0,3 0,6 0,3 1,7
XIII 0,662 86,0 5,2 1,8 0,8 0,3 0,6 5,3
XVIII 0,692 85,3 5,1 2,3 0,6 1,6 0,9 4,1 0,1
ЧонгараТальча XXII 0,648 91,6 4,0 1,6 0,7 0,8 1,3
IV 0,688 85,8 4,0 1,7 0,8 1,6 3,6 2,5
Палванташ V 0,951 54,8 17,3 И,6 9,5 4,5 0,4 1,9
VII 0,849 65,3 13,3 10,6 4,3 4,2 0,3 2,0
VIII 0,050 44,5 10,6 9,8 8,7 5,6 12,1 5,6 1,1
XIV 0,691 79,3 10,6 2,2 0,3 0,1 0,2 7,3
Хартум VII 0,756 77,3 Н,4 3,7 1,6 3,2 0,1 2,7
Ханкыз XVII 0,714 80,2 П,7 3,4 0,7 1,2 0,1 2,7
Бостон XIX 0,650 89,8 2,4 1,2 0,7 1,2 0,1 4,6
Шарихан-Ходжиабад XX 0,680 82,9 5,8 2,0 0,5 2,0 0,2 6,6
XXI 0,669 85,4 6,2 1,9 0,7 1,2 0,2 4,4
XXII 0,671 85,5 4,5 1,8 0,9 1,2 0,2 5,9 —
10 Зак. 192
289
Характеристика месторождений природного газа Ферганской впадины
Месторождение Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор Эффектив- ная мощ- ность, м
Узбекская
Палванташ 1942 1951 н III 555 Песчаник 4
н IV 620—650 » 5
ГН V—VI 680—820 Известняк 8
ГН VII 720—860 » 18
ГН VIII 858—920 » 9
г XIII—XIV 1250 < Песчаник 10
Шари хан-Ходжиа- 1974 1963
бад н I 400 » 20
н III 520 » 8
н V—VI 620—690 Известняк 5
н VII 740 » 19
гкн VIII 1050 » 8
гк XIX 1900 Песчаник 22
гкн XX, XXI, XXII 2150—2300 » 10
гкн XXIII 2350 » —
гк XXVII 2400 —
гк XXVIII 2500 » —
Андижан 1937 1957 г VIII 950 Известняк 18
Южный Аламы- 1945 — ГН XXIII 1450 Песчаник —
ШИК
Бостон 1952 1957 н I+II 400—800 » 26
г XIX 2300 Песчаник —
г XXVI 2750 » —
Северный Сох 1956 1956 гк II 1070—1350 » 14
гк IV 1300—1420 3
гк V 1370—1450 Известняк 5
гк- VII 1380—1520 » 15,3
н VIII 1470—1590 » 16
гк XIV 1546—1617 Песчаник 7
гк XlVa 1600—1657 » 8
гк XV 1639—1712 13
гк XVIII 1854—1345 Известняк 17
гк XXII 1900 Песчаник —
гк XXIII 1900 » —
гк XXIV 2000 » —.
гк XXV 2200—2270 » 35
Чонгара-Гальча 1949 — ГН IV 450 » 10
г V 420 Известняк 5
г VII 460 » 11
Ханкыз 1957 1961 н II 1360 Песчаник 9
н VII 1700—1800 » 12
г Калачинский 2450 » 15
г Кызыл-ииляль- 2500 » —
ский
Варик 1971 — ГН V 5000—5200 Известняк 3,4
290
Таблица 59
Характеристика коллектора Началь- ные ГВК. ГНК. ВНК. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Содержание стабильно- го конденсата, г/м* Начальные дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Пористость, % Прони- цаемость, 10-“ м‘ A-pB-f-Ci О
ССР
246 102
10 1—5 4 — — — — — —
24 2—40 — 5,9 — — — — —
23 130—380 — 6,8 — 18 41 —
20 500 6,9 —. —— 42 43 —
20 62 — 7,5 — —-, 5 18 —
20 12,3 430 181 — —
1926 240 —
20 54—80 3,9 — — —
16 80 — 5,1 — — — —. — —
16 260—400 — 6,7 — — — — — . —
20 300—400 7,1 —— — — —. — —-
17 10—150 —. 11,3 97 — 9 93 —
19,6 94 18,8 72 46 300 — — —
10 22 — 22,4 74 18 100 (10) 1737 96 —
10 1 — 100 — 27,0 137 400 49 51 —
10 1—100 — — — 29 — —
14 1—100 — — — — 102 — —
18 350 — 7,0 — — — 21 32 —•
— 110—240 — 14,8 — — 25 — 45 —
104 53 —
— — — 5,5 — — — — — —
15 40 — 37 —
16 40 — 67 53 —
4594 2525 —
20 208 — 10,7 — — 450 — — —
17 1—13 — 14,6 49 — 152 109 162 —
20 55—136 — 14,6 — — 420 309 56 —
12,5 94 — 14,7 —. — 190 1018 471 —
18 160—180 —- 15,3 — — — — — * —
16 90 —948 16,3 56 49 — 1261 178 —
17 189 —998 16,5 56,5 39 — — — —
17,5 283 —998 17,7 58,5 39 — —. — —
42 28—70 —1225 21,3 62,5 50 217 489 42 —
— — — 21,6 63 40 — 39 — —
— — ——- 22,1 — 40 — — —— —
— 23,5 — 40 60 1369 1616 —
12,8 120 —1525 24,8 72 41 450 — — —
14 150 4,7 505 —
14 — — 4,7 — — 250 — 18 —
15 210 4,4 80 — 27 —
624 790 —
17 2—25 — 15,0 — — — —
14 5—30 — 16,9 — — — —
18 35 27,5 140 531 383 —
— — — — — — 100 93 407 —
11,8 — —3023 38,6 — — — — 200 —
10*
291
Месторождение открытия начала разработки Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Коллектор
ектив- мощ- Ъ, м
к КС ч •8* к о
о о О
Um СО (t)XI
Киргизская
Майлису IV 1948 1959 Н V—VII, IX, XIII 8С0—1360 Известняк 3—6
НГК XIII 1360 » 17
НГК XIV 1430 » 6
гк XV 1600 Песчаник 6
гк XVI 1640 » —
гк XVII 1720 —
гк XVIII 1850 ' » 7
гк XIX 2000 » 3,7
гк XXII 2200 » 3,7
гк XXIII 2280 » 12
Избаскент 1949 1960 н HI, V—VII, 2200—2285 Известняк 7—8
IX—X
гк XIII 2500 » 15
гк XIV 2938 » —
гк XV 3052 Песчаник —
гк XVIII 3200 Известняк 24
Майлису III 1962 1967 г XIII 810 Песчаник 17
г XVII 1223 Известняк 7
г XVlIIa 1250 Песчаник 7
г XXIII 1870 » 12
Сузакское 1969 1970 г XIX 1863 » 16
г XXI 1900 » 16
Кызылалма 1966 1968 г XXIII 2750 » 23
Северный Риштан 1954 1956 г XIV 400—750 » 5
г XVIII 950 » 5
н XVI, VII 775—970 » 5 >
Сарыкамыш 1955 1970
г XIV 315 Песчаник 6
г XVII 650 Известняк 8
г XXIII 1000 Песчаник —
Сарыток 1963 1970 г Юра 1150 10
продуктивные горизонты XXIII, XXIV,
XXVII и XXVIII.
Меловые отложения — песчано-глинистые,
конгломерато-гравийные и карбонатно-суль-
фатные общей мощностью до 2000 м. Неоком-
аптские отложения слагают муянскую свиту,
представленную в нижней части конгломера-
тами, в верхней — глинами и песчаниками.
Базальный конгломерат на промысловых
площадях выделяется как горизонт XXII,
а пачки песчаников слагают горизонты XXI,
XX и XIX. Отложения нижнего альба
(ляканская свита) на южном борту впадины
292
состоят из известняков, на северном и северо-
восточном бортах — из песчаников с прослоя-
ми известняков и мергелей (горизонт XVIII).
Верхнеальбские и сеноманские отложения —
песчаники с прослоями конгломератов —
составляют кызылпиляльскую и Калачинскую
свиты. Нижнетуронские известняки с про-
слоями глин составляют устричную свиту.
В южной части впадины в кровле свиты выде-
ляются горизонты XVII и XVI. Верхнету-
ронские — сенонские отложения (свита яло-
вач) представлены пестроцветными песками
и глинистыми песчаниками (горизонт XVa),
Продолжение табл. 59"
Характеристика коллектора Началь- ные ГВК» ГНК» ВНК. м Началь- ное пласто- вое давление. МПа Темпе- ратура пласта, °C Содержание стабильно- го конденста, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м8/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м« Заласы газа на 1/1 1980 г., млн. м8
Пористость. 2 Прони- цаемость, Ю-1» Мз A-I-B + C, о
ССР
8—15 13,7 10—70 603 — 14,5— 18,8 15,0 43 — 250 3638 1043 2546 588 1691
10 540 — 16,5 44 — 33 (8) 101 1
10,2 425 — 18,0 48 — 120 58 379 169
—• — — — — — — —• 198 —-
— — —— — __ 70
12 300—900 — 21,8— 22,7 55—58 — 350 (10) 1973 1151 —
10 45 31,4 373 135 —-
7,2 20 32,6 — 62 24 - -
20 15—325 — 29,7 — — — 28 300 3343 2721
15—20 3—500 — 30 — — — — — —
25 310—3360 27,4 46 146
— — — 268 (14) 43 114 —
НО (14) 265 —
10 — — — — — 63 211 558 2818 710 2721
14 600 — — — — — 60 224 —
— — - —— 111 —
15 600 — — — 21 103 —
20 15—325 — — — — — 477 322 272 1226 —
14,7 — — 38 5 222 —
14,7 — — — 317 1004 —
20,7 40—50 — 31,4 — — 947 (22) 323 71 1096 13
12,8 113—310 — 3,7 — — 300 60 6 —
8 80 — 8,8 — — 106 И 7 —
10 45—120 — 8,4 — — — 567 677 —
13 70—90 — 3,8 — 350 20 9 —
8 — 6,4 — 250 9 6 —
— — 11,5 — — 180 (15) 536 662 —
22,4 65 — И,7 — — 60 (6,2) 248 252 —
сенонские (пестроцветная свита) — известня-
ками и песчаниками (горизонты XV, XIV,
XIII, XII и XI). Коллекторские свойства
меловых отложений улучшаются вверх по
разрезу: пористость изменяется от 4 до
19%, проницаемость от 0,01 до 0,7 мкм2.
В палеогеновых отложениях выделяются
бухарские (горизонты IX и VIII), алайские
(горизонт VII), туркестанские (VI, V), ришта-
нские (IV), сумсарские (III, II) слои. Регио-
нальной нефтегазоносностью и высокой про-
дуктивностью характеризуются горизонты
VII и V, сложенные известняками.
В неогеновых отложениях залежи нефти
и газа обнаружены в породах кирпично-
красной (КК) и бледно-розовой (БР) свит
и бактрийского яруса (горизонты la, I).
Для месторождений Ферганской впадины
характерно увеличение масштабов газонос-
ности вниз по разрезу. В отложениях ниж-
него мела и юры установлены преимуществен-
но газоконденсатные залежи (табл. 58, 59).
Залежи нефти и газа приурочены к струк-
турам, осложненным продольными и попереч-
ными нарушениями, и относятся к пласто-
вым сводовым, к пластовым сводовым тек-
293
тонически экранированным и к пластовым
тектонически экранированным. На месторо-
ждении Южный Аламышик встречены стра-
тиграфически экранированные залежи в го-
ризонтах III, V, VI и VII.
КИРГИЗСКАЯ ССР
На начало 1980 г. суммарные запасы газо-
нефтяных, газовых и газоконденсатных ме-
сторождений по категориям А + В + Сг
составляют 2,9 млрд. м3.
Все месторождения природного газа рас-
положены в северной части Ферганской меж-
горной впадины и связаны с отложениями
неогена, палеогена, мела и юры. В тектони-
ческом отношении почти все они приурочены
к Нарымской ступени, осложняющему ее
Майлисуйскому погребенному выступу пале-
озойского фундамента и Избаскент-Карабу-
лакской зоне поднятий. Промышленно газо-
носны меловые и юрские отложения (см.
табл. 50), нефтяные залежи известны в палео-
геновых отложениях. Для отдельных зале-
жей характерно несоответствие НВК и ГВК
изогипсам кровли или подошвы продуктив-
ного пласта, что обусловлено особенностями
гидродинамической системы
ТАДЖИКСКАЯ ССР
Газовые, газоконденсатные и нефтяные место-
рождения Таджикской ССР расположены
в Ферганской и Таджикской впадинах. В Фер-
ганской впадине эти месторождения занимают
юго-западную часть и приурочены к Южно-
Ферганской ступенчато-разрывной зоне.
Здесь открыты газонефтяные месторождения
Айритан, Канибадам, Рават и нефтяные
Сельрохо, Нефтеабад, Кичикбель и Акбаша-
дыр. В строении месторождений участвуют
юрские, меловые, палеогеновые и неогено-
РИС. 133, Обзорная карта Таджикской впадины.
Месторождения: / — Шаамбары; 2 — Комсо-
мольское; 3 — Андыгеи; 4 — Северная Кур-
ганча; 5 — Кыаыл-Тумшук; 6 — Акбаш; 7 —
Кичик-Бель; Я — Бештентяк; Я — Сульдузы
294
вые отложения. Газовые и нефтяные залежи
установлены в палеогеновых отложения х.
Основные запасы газа связаны с бухарскими
слоями, представленными песчаниками
(горизонты VIII, IX, 1Ха).
Таджикская (Афгано-Таджикская) меж-
горная впадина охватывает территорию юго-
западной части Таджикистана, южной —
Узбекистана и северной — Афганистана.
Она выполнена мощной толщей отложений
мезозойско-кайнозойского возраста общей
мощностью до 14—16 км, причем около
6—7 км приходится на долю неоген-четвер-
тичных осадков. Юрские отложения выходят
на поверхность в обрамлениях впадины.
В пределах впадины наиболее развиты отло-
жения кимериджа—титона (гаурдакская
свита), представленные гипсами и ангидрита-
ми с маломощными прослоями известняков.
Мощность свиты достигает 900 м. Отложе-
ния нижнего мела представлены терриген-
ными породами, верхнего кампана—Маастри-
хта—карбонатными. Мощность отложений
900—2500 м. Палеогеновые отложения выра-
жены переслаиванием гипсов, ангидритов
и известняков (акджарские слои), известня-
ково-глинистой толщей (бухарские слои),
карбонатно-терригенным комплексом эоце-
на, терригенными породами олигоцена. Мощ-
ность палеогена 300—1200 м. Неогеновые и
четвертичные отложения составляет толща
континентальных преимущественно красно-
цветных моласс.
Таджикская впадина по характеру текто-
нического строения относится к эпиплатфор-
менной орогеническои о бласти До олиго-
цена она вместе с юго-западными отрогами
Гиссарского хребта и Бу харо-Хивинской
областью представляла единое целое. В по-
слепалеогеновое время произошло формиро-
вание межгорной впадины с чертами, прису-
щими складчатым областям. Современный
структурный план представляется как си-
стема чередующихся линейно вытянутых
зон поднятий и прогибов.
С запада на восток выделяются следующие
тектонические элементы: Сурханская мега-
синклиналь, Кафирниганская зона поднятий,
Вахшский прогиб, Обигармская зона подня-
тий , Кулябская мегасинклиналь (рис. 133).
На севере Таджикской впадины выделяется
субширотная Южно-Гиссарская ступень
(Душанбинский прогиб). В пределах этих
тектонических элементов, осложненных сту-
пенеобразными дислокациями в виде разры-
вов большой амплитуды и флексур, развиты
узкие, линейные кулисообразно располо-
женные антиклинальные складки субмериди-
онального простирания, а в Душанбинском
прогибе — широтного. В некоторых зонах
эти складки осложнены соляной тектони-
кой.
В Таджикской впадине газовые залежи
открыты в палеогеновых отложениях. Кол-
лекторами служат известняки и доломиты
бухарских и акджарских слоев. Газоконден-
сатные залежи открыты на месторождениях
Комсомольское и Андыген в пределах Ду-
шанбинского прогиба. Химический состав
Характеристика газов месторождений Таджикской ССР
Таблица 60
Месторождение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
сн4 С2Н. С„Н. 0,Н’э CsHlt + + высшие со2 N, H,S
Рават V 0,681 86,8 3,09 2,6 1,03 1,1 2,82 2,3
VII 0,625 86,9 3,7 3,5 2,8 0,4 1,7 0,9
1Х+1Ха 0,669 85,1 6,9 2,1 0,83 0,53 0,92 3,6 —
Канибадам IX 0,664 79,3 8,98 6,1 0,8 0,08 0,56 3,54 —-
Айритан VIII 0,600 93,21 0,80 0,74 — — 0,3 4,45 —
Кызыл-Тумшук Бухарский, I 0,625 90,7 0,40 0,15 0,1 0,25 0,97 — 0,0123
Акдажарский, IV 0,586 93,35 0,67 0,11 0,06 — 0,4 5,4 —
Комсомольское Бухарский 0,599 94,2 1,87 0,37 0,31 0,58 0,47 1,0 1,2
Сеноман, X 0,614 89,4 5,3 0,7 0,4 3,4 0,8 ——.
Андыген Альбский 0,627 87,05 2,2 0,94 0,53 0,38 8,6 0,3 —
Готеривский 0,627 87,6 4,5 1,1 0,5 0,3 5,5 0,5 —
Ниязбек Палеогеновый — 73,39 13,5 7,1 1,1 1,47 0,14 3,3 —
газов и характеристика месторождений при-
водятся в табл. 60 и 61.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Рават выявлено в Ферганской впадине,
в 12 км к северу от пос. Нефтеабад. Структура
представляет собой брахиантиклиналь ши-
ротного простирания размерами по кровле
горизонта II 8x2 км. Южное крыло складки
осложнено тектоническим нарушением типа
взброса. На месторождении выявлены неф-
тяные залежи в сумсарских (горизонт II)
и риштанских (IV), газонефтяные в алайских
(VII), газовые и газоконденсатные в турке-
станских (V) и бухарских (IX + 1Ха) слоях.
Нефтегазоконденсатное месторождение Ка-
нибадам расположено кулисообразно по от-
ношению к Раватской структуре и гипсометри-
чески находится на 290 м выше последней.
Складка имеет асимметричное строение с бо-
лее крутым южным крылом. Размеры складки
по кровле горизонта V 6,75x1,5 км. На
месторождении установлена газонефтяная
залежь в горизонте V, нефтегазоконденсатная
в VII и газоконденсатные в IX и 1Ха. Залежи
нефти и газа пластовые сводовые.
Комсомольское газовое месторождение рас-
положено в 5 км к северу от г. Душанбе.
В геологическом строении участвуют терри-
генные и карбонатные отложения триаса,
юры, мела, палеогена и неогена. Месторо-
ждение приурочено к узкой линейной склад-
ке антиклинального типа субширотного про-
стирания, расположенной в северной части
Душанбинского прогиба. Размеры складки
4,1x0,7 км, углы падения северного крыла
40—50°, южного 60—70°. Южное крыло
осложнено продольным взбросом амплитудой
20—30 м, северо-восточная периклиналь ра-
зорвана взбросом. На месторождении уста-
новлена газоносность сеноман-альбских
(пласт X), альбских (пласт XII), готеривских
(пласт XIV) и юрских (пласт XV) отложений.
Залежь газа горизонта X пластовая сводо-
вая размерами 3,5x0,55 км, высотой 120 м.
Коллекторами являются песчаники и алев-
ролиты газонасыщенной мощностью 31—
49,5 м. Залежь газа горизонта XIV имеет
размеры 3,5x0,5 км, высоту 170 м. Газы
преимущественно метановые.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Ниязбек относится к юго-западной части
Ферганской впадины. Оно приурочено к
крупной антиклинальной складке северо-
восточного простирания, охватывающей Ни-
язбекское и Северо-Каракчикумское подня-
тия и имеющей амплитуду свыше 1 тыс. м.
Южное крыло складки крутое (углы ДО'
42°), северное пологое (12°). Северо-Карак-
чикумский купол приподнят на 700 м относи-
тельно Ниязбекского. Южное крыло складки
осложнено Тузлукским разломом.
На месторождении Ниязбек выявлено де-
сять продуктивных пластов, из них восемь
(II, Па, IV, V, VI, VII, Vila и XX) в палео-
геновых и два — в меловых отложениях
(XI и XII). Большинство горизонтов на
Ниязбекском куполе нефтяные, на Северо-
Каракчикумском—газоконденсатные (VI,
IX, XI, XII). Газоконденсатные залежи
расположены на глубинах 3340—3975 м,
коллекторы представлены песчаниками и алев-
ролитами. Залежь горизонта VI имеет раз-
меры 7,2x1,7 км, IX 10,2x2,45 км, XI
9,0x2,2 км, этаж газоносности 314—520 м.
Для залежей характерно аномально высокое
пластовое давление. Продуктивная характе-
ристика залежей низкая. Конденсаты тяже-
лые, вязкие, содержат до 62—77 % парафи-
новых фракций. При низких температурах
выпадает парафин. В опытно-промышленной
эксплуатации находятся газовые залежи го-
ризонтов VI и IX.
295
Характеристика месторождений природного газа Таджикской ССР
Месторождение ! Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залега- ния, м Коллектор Характе
Эффек- тивная мощ- ность, м
Комсомольское 1961 1966 г Сеноман, альб, X 1200 Песчаник 31—49,5
г Альб, XII 1400 —. —
г Готерив, XIV 1700 Песчаник 46,7—
72,5
г Юра, XV 1900 Известняк —
Кызыл-Тумшук 1959 1964
г Бухарский, I 630 » 6,9
г II 650 » 62,5
г Акджарский, IV 1100 » 22,5
г IVa+IV6 1125 » 14
г Сенон, V 1150 >> 37,5
Айритан 1967 1970 ГН Сумсарский, II 1320 Песчаник
г Бухарский, VIII 1490 » 19
г IX 1570 » 8,5
г 1Ха 1600 » —
Канибадам 1965 1970 ГН Туркестанский, V 2930 » 3
гкн Алайский, VII 2900 Известняк 12,1
гк Бухарский, 1Х+1Ха 3140 Песчаник 6,4
Рават 1961 1970
н Сумсарский, II 3070 ;> 3—9,2
н Риштанский, IV 3210 » 0,6—8,3
гк Туркестанский, V 3240 Известняк 3,5—6,0
гкн Алайский, VII 3280 » 4,2—6,6
гк Бухарский, 1Х+1Ха 3350 » 20—30,5
Ниязбек 1974 1978 гк 3500— Песчаник 2,6
Туркестанский, VI
3600
ГН Алайский, Vila 3500 Известняк —
гк Бухарский, IX 3640 Песчаник 7,5
гк Мел, XI 3720 , » 8
гк XII 3727 » —
Бештентяк 1972 — ГН Бухарский, II 1643— Известняк 108
2110
ГЛАВА 11
КАЗАХСКАЯ ССР
Территория Казахской ССР имеет сложное
геологическое строение и включает разно-
возрастные газоносные и перспективные на
газ бассейны в пределах Прикаспийской
впадины, Мангышлака, Устюрта и впадин
Южного Казахстана (Чу-Сарысуйская сине-
клиза и др.). Прикаспийская впадина —
угловая синеклиза на юго-востоке Русской
платформы. Платформенный чехол ее вклю-
чает отложения кайнозоя, мезозоя и верх-
него протерозоя, мощность которых в центра-
льной части впадины оценивается в 25—20 км.
Важнейшая геологическая особенность При-
каспийской впадины — наличие мощного со-
296
леносного комплекса кунгура, обусловивше-
го резкое несоответствие структурных пла-
нов надсолевых и подсолевых осадков. Вслед-
ствие больших различий в строении и глу-
бине залегания надсолевые и подсолевые от-
ложения представляют самостоятельные объ-
екты геологоразведочных работ на нефть и газ.
С подсолевыми отложениями (низы кун-
гура — верхний протерозой) связаны основ-
ные перспективы нефтегазоносности Прикас-
пийской впадины, но реализация этих пер-
спектив является сложной задачей из-за
больших глубин погружения, достигающих
в центральных районах 9—11 км, и трудно-
Таблица 61
ристика коллектора Началь- ные ГВК. ГНК, ВНК. м Начальное пла- стовое давле- ние, МПа Температура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м3 Начальный дебит газа, тыс. м*/сут Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м< Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м3
Пори- стость, % Прони- цае- мость, 10“13 м« A+B + Q
1 1 ’ • ‘| 1890 1 3098 .
15 233 —248,3 14,9 — — — 658 44 . —
г— —— — — —— — —— 12 >
15 20—30 —823,3 22,8 6 230 (15) • 1198 87 —
8,6 12 —1212 20,8 • — — 176(19) 22 820 ’ 2967. 804
10 1005 — 7,6 47,1 — 258—736 - — / 55
20 247 — 7,6 48,6 . — 295—1571 637
19 25—60 — 9,6 222—543 385
19,3 25—60 — 9,7 — — 222—543 245 112 ,
19 — — 9,7 — — 950 190 206 472 ? —
. — - — 54
16 — > 15,7 — — 130 (13) — 29
15 — — 16,0 — —. 237 (13) 106 234
— — — — — — — 100 1632 155 857 —
—. — — — — 62 — — 123
16 — — — — 82 55,7 33 63 -
20,1 — — 32,8 — 20—40 69 (9) 1599 160 671 1164 —
— — — — — — — — — —
— — — —
17,5 —2638 33,0 172 31 23
14 —2651 35,2 — 177 — 40
18,6 — —2695 35,4 — 130 — 129 78 1101 6441
18 — — 43,8 124 430 101,5 (9) 20 1066 —
45,6 584 71 (9) 148
17 — — 48,3 129 620 46,5 (7) 58 2743
10 До 6400 — 50,1 129 533 16,8 (5,2) — 243
10 До 6400 — 50,1 — 533 180 (9,1) — 2241 —
6,7 — , —780 — — 88 22,6 (8,2) — 2500 —
стей картирования структурного плана под
соленосными породами большой мощности.
В настоящее время такая задача решается
в бортовых зонах впадины, где поверхность
подсолевого ложа вскрывается скважинами
на глубинах менее 5 км.
К прибортовой зоне Прикаспийской впади-
ны приурочен ряд газовых и газоконденсат-
ных месторождений (табл. 62, 63).
Наиболее важным результатом буровых
работ в казахской части впадины было от-
крытие в 1979 г. газоконденсатного месторо-
ждения Карачаганск, на северном борту
впадины, в 115 км восточнее г. Уральск.
Структура представляет собой крупное под-
нятие в кровле подсолевых нижнепермских
отложений размерами 31 х 16 км, амплитудой
более 1000 мм. Она имеет три свода — за-
падный, центральный и восточный. Газонос-
ны здесь артинские (I объект) и ассельские
(II объект) отложения нижней перми. Кол-
лекторы представлены известняками и доло-
митами. Состав газа в % по объему: метан —
75,31; этан — 5,45; пропан — 2,62; бутаны —
1,37; пентаны и высшие — 5,98; сероводо-
род — 3,69; углекислота — 4,79; азот —
0,70. Месторождение находится в раз-
ведке.
Западно-Т еп ловское нефтегазоконденсат-
ное месторождение расположено в 25 км
к северу-западу от г. Уральск и приурочено
к антиклинальной складке широтного про-
стирания, осложненной разломами. Притоки
нефти, газа и конденсата получены из карбо-
натных отложений артинского яруса и филип-
повского горизонта кунгура.
297
Характеристика газов месторождений Казахской ССР
Месторождение, площадь Продуктивный горизонт Плот- ность газа
Айракты Нижнепермский 0,796
Амангельды Намюрский 0,682
Нижневизейский 0,764
Актас Хб 0,680
Асар IVa 0,625
Восточный Жетыбай' Ха 0,582
Хб 0,667
Дунга Ю-1а 0,670
Ю-16 0,700
Еспелисай Ю-1 0,730
Жаксыкоянкулак Эоценовый 0,580
Жетыбай Юрский, 1 0,718
II 0,893
VIIIb 0,780
Западный Тенге IXa 0,626
Камышитовое Среднеальбский 0,640
Кансу Меловой, юрский 0,666
Кзылой Эоценовый 0,623
Кумырлы Турнейский 0,795
Малдыбай Нижневизейский 0,632
Придорожное Верхневизейский 0,523
Прорва Келловейский 0,630
Тажигали Карбон 0,803
Тасбулат III, IVa, IV6 0.690
Тенге XIX 0,621
Узень XVII 0,705
Чагырлы-Чумышты 0,544
Южный Жетыбай IX 0,С63
XII 0,733
XIII 0,701
Таблица 26
Состав газа, % по объему
сн. СгН, CSH, C4H10 СвН,, + 4- высшие со2 H.S N,
44,54 4,6 1,3 0,48 0,45 0,37 48,0
81,45 9,99 3,0 0,92 0,78 0,76 2,9
74,12 11,37 4,46 2,36 2,49 5,2
82,4 9,6 2,8 1,6 0,6 3,0
86,54 3,9 0,85 0,32 0,16 8,13
92,6 4,0 1,1 0,3 1,0 1,0
85,9 9,2 2,6 1,2 0,1 0,88 0,7
85,2 6,5 1,5 0,65 0,3 1,7 4.2
83,0 6,4 2,0 0,8 0,7 1,5 5,6
83,9 8,2 2,4 1,2 0,5 1,7 2,1
94,7 0,12 Следы 1,2 4,0
74,5 7,2 4,0 2,2 0,75 1,2 10,33
77,0 7,3 3,5 0,8 0,2 0,4 10,8
76,4 10,74 6,06 2,63 1,07 1,1 2,17
89,3 6,1 2,1 0,4 Следы 1,0 1,1
86,14 7,96 1,37 0,82 0,27 0,43 3,01
83,4 5,6 2,4 1,8 0.1 0,6 6.1
91,3 1,22 0,32 0,2 Следы 1,03 5,76
42,06 2,06 0,68 0,3 54 95
83,65 0,5 0,05 Следы 1,5 14,67
84,0 1,8 0,2 0,06 2,57 0 52
86,4 3,5 1,5 3,5 2,6 1,0 1,5
67,41 7,19 3,59 1,19 1,29 4,98 11,61 2 7
87,5 8,3 2,0 0,5 0,7 1 0
89.28 6,75 1,29 0,51 0,2 0,8 1 1
89,8 3,о 2,0 ' 1,3 0,7 0,7 2 5
96,4 0,8 1,0 1 8
86,25 7,73 4,52 1,39 011
73,2 9,76 4,65 2,01 0,69 9 4
82,3 8,15 4,27 2,38 — 0,5 — 1,58
Гремячинское газоконденсатное месторож-
дение находится в 60 км от г. Уральск, в се-
верной прибортовой зоне Прикаспийской
впадины. По кровле артинских отложений
структура представляет собой антиклиналь-
ную складку размерами 2x7 км. Северный
склон складки пологий (6°), южный — кру-
той (30°). Притоки нефти получены из артин-
ских отложений, притоки газа — из филип-
повских.
Восточно- Г ремячинское газоконденсатное
месторождение отделяется от Гремячинского
мульдообразным прогибом. Оно контролиру-
ется брахиантиклинальной складкой разме-
рами 1,76x6,5 км, амплитудой 100 м. Газо-
носность связана с артинскими отложениями.
Нефтегазовое месторождение Каламкас рас-
положено на п-ове Бузачи. Оно приурочено
к антиклинальной складке размерами 26х
Х7 км и амплитудой 100 м, характеризую-
щейся сложной тектоникой, обусловленной
наличием серии нарушений, разделяющих
месторождение на семь блоков (I—VII).
Месторождение многопластовое. В его раз-
резе выделяются шесть газоносных горизон-
тов в неокоме (А, Б, В, Г, Д, Е), газоносные
в апте и семь в юре (Ю-I, Ю-П, Ю-Ш,
Ю-IV, Ю-V, Ю-VI и Ю-VII). К горизонтам
Ю-I и Ю-П приурочены газонефтяные зале-
жи, а к остальным—нефтяные. Литологически
горизон ы представлены в различной степени
сцементированными песчаниками, алевро-
литами и глинами.
На территории Мангышлака и Устюрта,
занимающих юго-западную часть Казахстана,
выделяются Северо-Устюртский и Южноман-
гышлакско-Устюртский нефтегазоносные рай-
оны. В геологическом отношении они пред-
ставляют одноименные сложные по строению
впадины (синеклизы), входящие в состав
Среднеазиатской платформы.
На севере Северо-Устюртская впадина
глубинным разломом вдоль склона Южно-
Эмбенского поднятия отделяется от При-
каспийской впадины, на юге она ограничена
системой Горного Мангышлака и Централь-
ного Устюрта. В строении впадины участвуют
разновозрастные образования мезозоя—
кайнозоя, мощность и стратиграфический объ-
ем которых увеличиваются к центру депрес-
сии; наибольшая мощность чехла оценивается
в 8—10 км. Впадина сложно дифференциро-
вана.
Газоносны в Северо-Устюртской впадине
эоценовые и юрские отложения. Эоценовый
комплекс (кумский горизонт) продуктивен
в Косбулакской впадине, в которой мощность
эоцена увеличена до 1200 м. Залежи промыш-
ленного значения открыты на Базайском,
Кзылойском и Чагырлы-Чумыштинском ме-
сторождениях. При небольшой глубине за-
легания (300—450 м) и низком пластовом
давлении (30— 40 кгс/см2) дебиты газа в от-
дельных скважинах достигали 400—600 тыс.
м3/сут.
Юрский газоносный комплекс установлен
в Барса-Гельмесском прогибе, но единствен-
ное газовое месторождение (Куанышское)
открыто в узбекской части впадины, а па
территории Казахстана обнаружены интен-
сивные газопроявления до выбросов газа
в скважинах.
Южномангышлакско-Устюртская впадина
(рис- 134) заключена между Горным Ман-
гышлаком и Центральным Устюртом на се-
вере и Карабогазским сходом на юге. Впади-
на подразделяется на несколько прогибов:
Сегендыкский.Жазгурлинский, Учкудукский,
а также Ассакеауданский, расположенный
на территории Узбекистана. В их строении
участвуют мезозойско-кайнозойские и верх-
непалеозойские отложения. Глубина по-
гружения складчатого допермского фунда-
мента до 7—10 км в наиболее глубоком Жаз-
гурлинском прогибе.
К настоящему времени залежи природного’
газа открыты в отложениях нижнего мела,
верхней, средней и нижней юры и пермо-
триаса, но основные запасы относятся к сред-
неюрскому песчано-глинистому комплексу.
Нефтегазоносность верхнеюрских и меловых
отложений связана в основном с участками
полной или частичной разгерметизации верх-
неюрской терригенно-карбонатной толщи,
служащей региональной покрышкой (место-
рождения Жетыбай, Тасбулат, Узень и др.).
Месторождения приурочены к структур-
ным или структурно-литологическим ловуш-
кам, многопластовые.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Жетыбай находится в 70 км к юго-востоку
от пос. Ералиево. По продуктивным отложе-
ниям юры оно связано с одноименной струк-
турой, расположенной на Жетыбай-Узень-
ской тектонической ступени. Структура пред-
ставляет собой брахиантиклинальную склад-
ку северо-западного простирания размерами
22x7,5 км по замкнутой изогипсе —2110 м
(рис. 135). Углы падения крыльев 2—3°30',
амплитуда складки 95 м. Южное крыло осло-
жнено продольным нарушением амплитудой
60 м. Структурные планы складки по различ-
ным продуктивным горизонтам юры в основ-
ном совпадают. Месторождение многопласто-
вое. Промышленная нефтегазоносность вы-
явлена в средне-верхнеюрских отложениях.
Газоконденсатнонефтяное месторождение
Тенге находится в 120 км к юго-востоку от
г. Шевченко. Оно приурочено к локальной
структуре северо-западного простирания (рис.
136). расположенной в восточной части Жеты-
бай Узеньской тектонической ступени. Струк-
тура представляет собой антиклинальную-
складку размерами 20x3 км и амплитудой до
70 м по изогипсе —1200 м (подошва отложе-
ний валанжинского яруса). Амплитуда склад-
ки увеличивается с глубиной до 140 м.
Газоконденсатные и газоконденсатнонефтя-
ные залежи выявлены в десяти горизонтах
(XIII6, XIV, XV, XVI, XVII, XVIIIa,
XVIII6, XIX, XXII, XXIII), представлен-
ных чередующимися песчаниками, алевроли-
тами и глинами верхне-среднеюрского воз-
раста.
Чу-Сарысуйская синеклиза (рис. 137) на-
ходится в Южном Казахстане между каледо-
нидами южного окончания Казахской склад-
чатой страны и передовыми антиклинориями
29»
«РИС. 134. Обзорная карта Мангышлака.
Границы тектонических элементов: а — I по-
рядка, б — II и III порядков; в — флексурно-
разрывные зоны; г—границы между тектони-
ческими блоками; месторождения: д — нефтя-
ные, р — газонефтяные, яс — газовые и газо-
конденсатные.
Л — Северо-Устюртская впадина; Б — Цен-
трально-Мангышлакская зона поднятий (валы:
I — ТюбкараганскиЙ, // — Каратауский, III —
Тумгачннский, IV — БекебашкудукскиЙ; про-
гибы: V — Чакырганский, VI — Колеайский);
В — Южномангышлакско-Устюртская впадина
(ступени: / — Жетыбай-Узеньская, II — Кокум-
байская: П-1 — Кокумбайский блок, П-2 —
Кансуйский блок; прогибы: III — Сегендык-
-скнй, IV Жазгурлннский, V — Ассакеаудан-
<кий; седловины: VI — Карагинская, VII —
Турыкская; VIII — Аксу-Кендырлинский вал;
IX — Песчаномысско-Ракушечная зона подня-
тий); Г — Карабогазский свод (/ — Восточно;
Карабогазское поднятие); 11 — Бузачннская
зона (/ — Северо-Бузачинский выступ; // —
Текубайский вал; III — Южно-Б узачинска я
зона прогибания).
Месторождения: I — Каламкас; 2 — Севере-
Бузачинское; 3 — Каражанбас; 4 — Тюбеджик-
ское; 5 — Джангуршинское; 6 — Жолоскан;
7 — Дунга; 8 — Рспилнсай-, 9 — Северо-Запад-
ный Жетыбай; 10 — Жетыбай; 11 — Бектурлы;
12 — Южный Жетыбай; 13 — Актас; 14 — Тас-
булат; 15 — Западный Тенге; 16 — Тенге; 17 —
Узень; 18 — Карамандыбас; 19 — Туркменой;
20 — Асар; 21 — Восточный Жетыбай; 22 —
Кансу; 23 — Аксу-Кендырли; 24 — Тамды;
25 — Южный Аламурын
300
РИС. 135. Нефтегазоконденсатное месторождение Жетыбай. Структурная карта по кровле горизонта IX.
Контуры: I — нефтегазоносности, 2 — газоносности; 3 — сброс
РИС. 136. Газоконденсатнонефтяное месторождение Тенге. Структурная карта по кровле горизонтаУ!.
Контуры: 1 — газоносности; 2 — нефтеносности
Обзорная карта Чу-Сарысуйской синеклизы.
РИС. 137.
а — выходы фундамента на поверхность в об-
рамлениях и бортовых частях синеклизы*, б —
выходы осадочных пород среднего — верхнего
палеозоя; в — основные разломы; г — основные
впадины; д — газовые месторождения; / —
Малдыбай; 2 — Анабай; 3 — Амангельды; 4 —
Жаркум*. 5 — Айракты1, 6 — Учарал -Кемпыр-
тюбе; 7 — Северный Учарал; 8 — Придорож-
ное; 9 — Орталык; 10 — Тамгалы-Тар
301
Характеристика месторождений природного газа Казахской ССР
Месторождение, площадь Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика кол
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори стость, %
Извест
Западно-Теплов- 1973 —
ское гк Филипповский 2823—2960
нгк Артинский 2800—3000 — —
Гремячинское 1977 гк Филипповский 2827—2896
гк Артинский 2876—2938 — —
Восточно-Гремя- 1977 — гк » 2830—2874 — —
чинское
Карачаганак 1979 — гк » 3750—4850 — —
Тажигали 1956 — ГН Неокомский 388—1040 2,9 27
Мартыши 1962 — ГН Меловой 590 , 3,8 33,1
Камышитовое 1967 — ГН » 240 7,3 25
Прорва 1960 —
Центральная и гкн Келловей, 2219—2345 2—6,1 18
Восточная I+II+III
I гк 1 I 2205—2255 3 18
Песча
Западная 1964 1 гк I (VII у 2179—2234 10 19 1
гкн II (Vliy 2219—2259 5 17
гкн III (VIH3) 2248—2281 5 19
гк VIII4 2283—2311 3,8 17
гк Ват, IV (IХг) 2307—2340 5,5 17
гк IX2 2320—2342 7,9 19
гкн Пермо-триас, II, HI 3183—3224
Узень Карамандыбасская 1961 1965
площадь Западная н Юра, XIII (I) 1277—1330 17
н XIV (ID 1337—1355 — 23
ГН XV (III) 1400 21 23
г XVIa+6 (IV) XVII (V) 1480 6,2 20,4
Восточная г 1567—1595 13,1 19,7
г XVIII (VI) 1570 30,7 19,8
ГН XIX, XX, XXI 1700 — —
Узеньская площадь
г Альб, VIII 550 14 30,6
Г X 700 11,2 30,6
Г XI1 750 2,7 30
г XI2 800 6,9 27,3
1 г Неоком, XVI 900 6,5 26,3
Н Юра, XIII 1054—1385 — 25,7
н XIV 1109—1396 20 24,2
н XV 1260—1444 51 24,3
и XVI, 1223—1412 22 21,9
ГН XVII 1265 30 22,7
ГН XIXa 1400 — —
г • XX?, xx.f 1435—1462 5,7—6,0 21—23
302
Таблица 63
лектора Началь- ные ГВК, ГНК. ВНК. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Содер- жанне стабиль- ного конден- сата, г/м’ Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. и* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
Прони- цаемость, 10-“ м« А+В + С, С,
няк
3 000
— — — — 69,6 (8) 8—100 3—94 0,1—180 — 2 000 1 000 2 990 896 2 094 2 029 —
— — 50,0 74 584 616,6 (14) 5 175 168 296
32—845 —1055 п.о 40 161 (9) 11 98
До 4160 —630 6,4 30 — 26,2 (7) 55
127 —303,6 2,9 21 — 14,8 (11) 30 23 155 14 2 003
До 570 —2251 24,5 74 182—444 85,5 — 6231 5 825 1736 .73
До 1068 —2251 21,2 73 115 — — 406 1 563
ник
16 924 267
4—195 —2252 22,8 73 79 40 8 393
4—195 —2267 23,4 73 93 30 1 024 6
4—195 —2304 23,6 74 93 74 1 311 114
4—195 —2345 24,3 75 79 40 2 329 114
4—195 —2362 25,4 75 79 1 529 29
4—195 —2372 25,1 75 93 — — 1 692 4
— —3370 — — — 52,2 (5,4) — 646
1 023 15 682 557
— 5 388 557
— 1132 1132 , 11,9 61
— — 1153 12,4 63
— — 1269 — — — 22 -
90 —1275 14,1 65 — 108 (8) — 350 —
2,6 — 1304 14,2 67 48 (8) 1 088
56,3 — 1385 15,2 70 — 58 (8) — 1 586
— — — —• — — — 2 342 557
1 023 10 294
400—600 —320 4,3 35 —. 135 (15,8) 309 4 642
200—400 —476,5 5,9 42 176
200—400 —530 6,5 45 76 (15,8) .
200—400 —572 6,9 46 68
400—600 —656,5 7,9 50 — 26 (3,8) .
458 —. Н,1 58 —
278—432 — 11,3 59 .
193 — 11,5 60
130. —1000 11,8 62
225—280 — 1042 11,9 66 — — 564
— — — 70 — — — 39 —
2—50 — 1225 13,2 72 — — — 864 —
303
Месторождение, площадь Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика кол
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Узенькая пло- г ХХб I486 5,2 21
щадь г X X16 1500 —— —
г ХХНа 1530 5,6 19,8
гк XXII 1550 — —
Северо-Запан- ный купол Хумурунский г г ГН ГН XVIII ХХа, ХХб XVIIa, XVII6 XIX6 1530 1548—1566 3,6—39 3,4—4,2 22,1 20,4
г ХХа, ХХб — 3,4—4,2 20,4
н XXI, XXII, XXIII 1590—1780 — —
Парсумурун- ский купол н г XIXa, XIX6 ХХа, ХХб, ХХв 1415—1442 1490—1550 — —
н ХХг 1515—1586 — —
Жетыбай 1961 1967 гк Юра, I 1700 — 1760 7,9 21
н Пб 1770—1935 — .—.
гк Па 1760—1780 1,9 21
ГН Пб 1780—1825 3,2 21
ГН III 1791—1830 10,1 20
ГН Va 1866 4 19
н V6 1893 3,1 20
ГН V6 1913 3,1 20
ГН Via 1951 3,3 20
ГН VI6 1964 3,4 19
ГН Villa 2068 2,8 19
н VI Пб 2095 2,5 19
ГН VIIIb 2093 3,7 19
ГН I Ха 2127 4 18
н 1X6 2169 1,5 19
н Ха 2175 10,6 17
н Хб 2192 3,3 19
ГН Xia 2260 2,7 18
н XI6 2273 2,6 18
н Х1в 2291 6,3 18
ГН XIr 2278 1,4 18
н XII 2342 13,4 17
ГН XIII 2406 5,3 17
Востсчный Жеты- 1965 —
бай н VIII 2093 12 17,6
ГН IX 2132 4 19,7
1 Ха 2917 7 16,4
ГН Хб 2282 4 16,4
н XI 2338 10 15,6
Южный Жетыбай 1968 1973 н X II—V 1917—2111 —
Г IX 2080—2405 5,7 14
г X 2210 2 14
г XI 2225 2,9 14
г XII 2600—2640 2,6—11,3 16
г XIII 2890—2940 6,8 12
г Триас, В 3370—3800 64,4 3
Тенге 1964 1970 2,6 20,8
гк. Юра, ХШб 1603—1674
гк XIV 1669—1792 17,5 19,3
гк XV 1736 6,7 18,5
гк XVI 1780 9,8 20,1
304
Продолжение табл. 63:
лектора Началь- ные ГВК. ГНК, ВНК. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м1 Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча на I/I 1980 г., млн. м1 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Прони- цаемость. 10-“ м2 А4-В+С, С,
5—124 — 1276 13,9 73 91,5(9) 87 425 —
—— — —— 59
110 —1428 15,6 79 •— 90,6 (11) 33 — —
—— 362 ——
215 —1202 - - 298 —
40,6 —1294 15,5 — — — 528 1 217 —
— — —. — — — — 454 —
— — 544 ..
4,6 —1294 13,9 73 — — 65 272 .—
— —- — — — — — — —
— — — — -— — — —
— — — — — — 1 564 —
6 784 25 360 2 642
256 —1600 17,5 77 — 20 6 760 5 029 —
— —— —_ — —-
134 — 1614 17,6 78 — 14,6 — 650 —
134 —1654 18,0 79 — 12,1 — 2 487 1 279
94 — 1663 18,1 80 — 79 24 9 457 —
182 —1726 18,7 82 — 83 — 1 220 —
182 — 1768 19,2 84 — — — — —
182 —1765,5 19,2. 86 — 74,3 — 767
96 —1803 19,7 88 — 37,8 — 756 —
96 — 1819 19,8 89 — 42 — 768 —
60 —1932 21,1 90 — 113 — 835 —
60 —1973 — — — — —
60 —1960 21,4 92 — 18,4 — 835 —
30 —1997 21,8 94 — 21,4 — 1 510 —
30 —2036 22,8 96 — — — — ——
77 —2105 22,9 96 — — — — —
77 —2172 — — — — — —
120 —2121 23,1 97 — 20 — 904 596
120 —2152 23,3 98 — — — — —
120 —2215 23,3 — — — — — —
120 —2134 23,3 97 — 6,8 — 25 —
198 —2240 , 24,3 100 — — — — —
190 —2259 24,6 102 — 29 -— 884 —
— 196 —
—1950 20,1 —
До 184 —2019 21,5 91,7 — 66 — 37 —
5—45 —2081,5 22,2 93,5 — — — 120 —.
До 120 —2128 22,8 95,2 — 54 — 39 —
—2186 23,4 — — —
861 3 060 —
_. . —— — — —
14,7 —2254 24,6 98,7 — 220 (9) — 227 —
19,2 —2365 25,8 102,6 — 5,4 (7) — 53 —
43 —2385 26,0 103 — — — 97 —
47,3 —2493 27,2 105 — 25,3 (9) 40 978 —
4 —2790 30,4 112 — 115,4 (7) — 476 —
—3464 36,1 131 —. 218,3 (11) 821 1 229 —
17 077 24 942 577
27—56 —1536 17,0 82 40 15 (15) — — —
72—81 —1610 17,7 84 40 27 — — —
44—85 —1610 17,7 85 40 71,6 14 378 7 180 —
69—161 — 1620 17,8 86 40 46,4 — —
305
Месторождение, площадь Год открытия Год начала разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика кол
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, %
Тенге 1964 1970 гк XVII 1817 4,5 17,4
гкн XVIII 1897—2052 12,5 20
гкн XIX 1969—2120 6,0 17,7
гкн XXI6 2150 11,6 17
гк XXII 2174 13,8 14
гк XXIII 2300 10 14
Тасбулат 1965 — гкн I 1808—1992 5 19,7
гкн Па 1868—2061 5,9 19,6
гк Пб 1935—2134 2,1 19,6
гк III 1961—2166 3,9 18,5
гк IVa 1996—2203 3,9 18,9
гк IV6 2014—2231 4,7 18.9
гк Va 2052—2268 4,4 17,7
г к V6 2083—2308 2,4 17,7
г к Via 2106—2334 5,8 17,3
гк VI6 2155—2386 2,0 17,3
гк Ха 2380—2630 5,9 14,2
н Хб 2421—2689 8,9 14,2
гк XI 2466—2741 17,1 14,1
Асар 1969 —
н II 1573—1627 2,3 21
н III 1649—1704 2,1 20
г IVa 1727 3,3 19
ГН IV6 1794 2,7 19
н IVb 1768 3,6 19
г IXa 2011 1,5 16
ГН 1X6 2070 3,3 16
н IXb 2045 3,7 16
н Xa 2062 6,3 16
н Хб 2144 1,8 16
н XI 2200 4,7 16
Бектурлы 1973 — гн XII 2472—2504 —
Актас 1972 — гк II 1856—1886 1,8 19
гк IX 2308—2347 2,2—6,5 14
гк Xa 2375—2400 8.3 15
н Хб 2361—2418 —
гк Хб 2420—2462 8,5 15
н XI 2447—2518
гк XII! 2736—2826 7,9 14
Туркменов 1970
ГН II 1500—1546 —
г VI Пб 1870—1880 —
ГН IXa 1924—1960
Западный Тенге 1975 — гк VIII 2280—2300
гк IXa 2323—2404 10,4 15
гк 1X6 2394—2497 —
гк Xia 2520—2534
гк Xa 2454—2573
Тамды 1979 — г Неоком, A 1908—1923 .
г Б 1903—1915
1306
Продолжение т а б л .. 63
лектора Началь- ные гвк. ГНК. внк, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м* Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м* Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м*
Прони- цаемость, 10““ м® А+В+С! С,
21—124 —1666 18,3 88 40 27,3
36—89 —1790 19,5 92 40 68,5 — 12 395 —
23—99 — 1838 19,6 95 40 98 — 308 577-
16—41 —1942 20,9 98 40 28 (15) — 423 —
16—41 —2051 21,6 101 46,1 157 (7) 2 699 4 636 —
29—33 —2153 23,0 105 46 262 (10) 2 219 8 179 684.
18,3 —1724 18,7 83 64,5 120 5 1 824 —
41 —1774 19,5 85 78,1 98 — 1 738 —
2—95 —1797 19,6, 87,1 64,5 58 5 58 —.
28—53 —1838 20,2 88 64,5 147 40 232 — .
65 —1872 20.4 89,1 64,5 84 337 430 —
До 65 —1895 20,7 90 64,5 40 — — —
До 90 —1920 21,1 90,8 64,5 90 153 341 —
До 90 —1955 21,5 92,1 64,5 83 — — ——
30 —1982 21,8 93 64,5 120 192 303 —
30 —2014 22,1 94 64,5 ПО — — —
30—40 —2277 24,7 101,3 61,7 135 269 286 —
30—40 —2312 — — — — — —
24 —2409 26,4 105 61,7 170 1 218 18 2 967 664 684 . 567
— — — — — — — — —
23,3 —1587 16,7 74,6 63,1(7) 63,1 (7) — — 478
23,3 —1599 17,3 75,2 — 15,8 (7) — 469 —
- — —
11,9 —1858 19,9 83,9 — 56,9 (7) — — 89.
11,9 —1879 20,5 84,6 — 115,2 (9) 18 195 —
— — — — — — — — —
— — — — — — 23 1 034 2 199 —
34—716 —1724 18,5 83 — 93,9 (7) — 188 —
9—16 —2167 23,4 99 — 80,6 (7) — 469 —
18—74 —2235 '23,7 101 — 90,6 (7) — 289 —
,— - — — — ——
18—74 —2297 24,5 102 — 187,4 (9) — 436 —
— 1 —— 1 '
2—10 —2603 27,1 110 — 40,7 (7) 17 817 449 —
- — 83 (9) 17 208 —
— 1690 — 138,7 — 62 —
— — — — 53 (9) — 179 4 352 —
—2119 — — 92,8 (9) — 412 —
. —2208 24,5 — — 200 (9) — 1 795 —
—2239 22,7 — — 20 (9) — 697 —
—2390 — 107,5 (9) — 517 —
— —2318 25,3 — — 94 (9) — 931 1 067 —
—1817 19,7 — 128 (9) — 615 —
— —1826 172,2 (9) 452
307
К 5 Глубина Характеристика кол
Месторождение, а » В Продуктивный Эффек-
площадь Я й л м тивная Пори-
ф мощ- стость,
tC К м ч та ность, %
СО м
Чагырлы Чумышты 1966 — г Эоценовый 300—375 8 26
Jlvura 1969
н Апт, А 1636—1783 5,2—9,5 21
н Б 1651—1804 5,2—3,4 21
г Юра, I, А 2249—2272 1,4 16
г 16 2258—2291 1,3 16
Еспелисай 1972 2,2
Восточная г I 2140 16
Западная г I 2180 2,9 16
Каражанбас 1973 — ГН I 309—382 8,5—15,9 29
Северо-Бузачив- 1975 —
с кое ГН Неоком, At 294—426 5,8—6,2 27
ГН Юра, I 412—512 5—13,8 29
Кала.мкас 1976 — г Аптский 500—600 . —
г Неоком, А 571—645 4,4 26
г Б 531—644 3,9 26
г В 650 1,9-3,9 23
г Г 680 1,6 23
г Д 700 1,4—2,7 23
г Е 720 4,7 27
ГН Юоа, Ю-1 750 4,6 28
ГН Ю-Н 760 3,6 27
н Ю-111, Ю-VII 779—879 — —
Кисимбай 1978 — г Эксфор некий 1712—1735 —
г Келловейский 1734—1747 — —
Боранколь 1959 — г Юра, Ша 2000—2030 —
г Шб 2054—2073 — —
г Шв 2072—2104 — —
г IV 2092—2125 — —
г Va 2130—2170 — —
г V6 2142—2190 — —
Базайское Жаманкоянкулак 1964 1968 г Кумский 328—447 1,5 32
Жаксыкоянкулдк г » 292—352 1,5 32
Кзылой г » 443—506 2,6 28
Кумырлы 1968 — . г Турнейский 1046 20 12,5
Айракты 1971 — г Нижнепермский 810—853 3,6—13,8 12,7
г Нижневизей- 2070—2442 4,0-9,2 14—17
ский+верхне- турнейский
Амангельды 1975 г Нижнепермский 850 72 2
„308
Продолжение табл. 63
letcropa Началь- ные ГВК, ГНК, внк, м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м* Начальный дебит газа, тыс. м*/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м3 Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. ма
Прони- цаемость, 10“1в м2 А+В + С, С,
1—255 —325 4,0 30 — 54,4 20 486
1 311
— — 16,6 — —
— — 16,7 —
11,4 —2180 23,6 97 37,9 1 211
11,4 —2201 23,9 98 — 72 — 100 —
465
11,4 —2126 23,1 89 — 43 (7) 338
11,4 —2137 23,2 90 — 128,5 — 127 —
1—2430 — 3,2—5,62 24—31 — 77 — 25 —
— 455 —
450 4,8 27 435
— — 4,0—5,6 28—32 — — — 20 —
16 20 703 78
— — — — — — — 3 305 —
— — 7,8 — — 48 (7) 8 6 855 —
— — 7,8 — — 46,5—62 (7) — 2 667
— — 7,8 — — — 1 803 —
— — 7,8 — — — 1 221 —
— — 7,8 — — — 1 299 78
— — 7,9 — — — 2 1 221
— — 8,6 — — 23—91 (7) 2 4 764 —
— — 8,7 — — 38 1 568 —
— — — — — — — — —
672
— — — — — 119,7 (7,9) — 619 —
— — — — — 290 (14) — 53 —
— 5 962 —
— — — — — 50,1 (6) — 675 —
— — — — — 78,8 (6) — 2 200 —
— — — — — 52,3 (7) — 1 000 —
— — — — — 121,2 (7) — 1 023 —
— — —— — —— —— 144
— — — — — 44 (7) — 920 —
9 177 — —
762 —251 3,5 25 — 85 (15) 3 668 — —
595 —231 3,3 24 — 95 (15) 5 509 — —
250 —319 4,8 32 — 17,5 (5) — 1 488 —
— —792 10,1 — — — — 1 533 —
8 644
0,2 —609 10,6 29 21,8 126 (15,9) 1 505
1—6 — 1814 27,1 67 30,9 14—27 — 7 139 —
11 360 3 373
0,03—8,7 13,2 39,7 1 290
309
Месторождение, площадь Год открытия Год начала 1 разработки Залежь Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Характеристика кол
Эффек- тивная мощ- ность, м Пори- стость, 0 о
Из в ест
Амангельды | 1975 1 — 1 Г | Серпуховский, I | 1705—1722 1 8,5 I И,5 f
Песча
г Нижний визей, II Турней, III 2130—2215 2215—2370 И 23,4 13,6
Извест
Придорожное 1971 - Г Верхневизейский 930—1070 71,4 3,8
Песча
Малдыбай 1977 — г г Верхнедевонский Нижневизейский 2191—2530 2190 37,5 9 10,1 3
Северного Тянь-Шаня. Фундамент синеклизы
неоднороден и сложен верхнепротерозойскими
и нижнепалеозойскими породами. Складча-
тым основанием ее наиболее погруженных
участков служат отдельные блоки (Тесбу-
лакский, Кокпансорский) Муюнкумского
позднепротерозойского массива. Глубина
залегания поверхности фундамента в их
пределах достигает 5 км и более;
Чу-Сарысуйская синеклиза выполнена
довольно мощным, до 5000 м, комплексом
эпигеосиклинальных средне-верхнепалеозой-
ских отложений, перекрытых платформен-
ными мезозойско-кайнозойскими образова-
ниями мощностью 100—200 м, иногда 500—
800 м. Нерасчлененный разрез нижнего—
среднего девона в пределах горного обрамле-
ния представлен эффузивными породами, во
внутренних частях синеклизы — молассовыми
грубообломочными и вулканогенными поро-
дами мощностью до 2000—2500 м. Выше зале-
гает красноцветная толща среднего девона —
нижнего турнея, состоящая из переслаива-
ющихся песчаников, конгломератов, гравели-
тов мощностью 2500—3000 м. В пределах
Кокпансорской, Тесбулакской впадин и Ниж-
нечуйской седловины (солянокупольной об-
ласти) выделены нерасчлененные отложения
верхнего девода — нижнего турнея — под-
соленосная (250—500 м) и соленосная (200—
500 м и более) толщи.
Нижнекаменноугольные отложения пред-
ставлены терригенно-карбонатными породами
турнейского яруса мощностью 100—1000 м
и карбонатно-терригенными породами визей-
ского и серпуховского яруса мощностью
до 1000—1500 м. На породах нижнего кар-
310
бона с размывом залегают пестроцветные
терригенные отложения среднего—верхнего
карбона. Их мощность в северной части тер-
ритории составляет 750—850 м, на юге
до 1200 м. Залегающие выше пермские от-
ложения по литологическим особенностям
подразделяются на три толщи: подсоленос-
ную (нижняя пермь), соленосную (нижняя—
верхняя пермь) и надсоленосную (верхняя
пермь). Подсоленосная толща по литологи-
ческому составу почти не отличается от пород
среднего—верхнего карбона, мощность ее
от 50 до 800 м. Соленосная толща выражена
переслаиванием соли, ангидрита и гипса
с аргиллитами и песчаниками, максимальная
мощность 300 м и более. Надсоленосная тол-
ща (100—900 м) несогласно залегает на соле-
носной, сложена сильно загипсованными тер-
ригенными породами и на сводах частично
размыта. Мезозойско-кайнозойские отложе-
ния представлены терригенными породами.
В результате поисково-разведочных работ
установлена промышленная газоносность под-
соленосной толщи девона (Придорожное),
верхнего турне — нижнего визе (Айрактин-
ское, Амангельдинское, Малдыбайское ме-
сторождения); В трещиноватых известня-
ках визе обнаружены залежи газа на При-
дорожной, Северо-Придорожной (Кокпан-
сорская впадина) и Амангельдинской (Муюн-
кумская впадина) структурах. В отложениях
подсоленосной толщи перми открыты залежи
азотных газов в пределах Таласско-Коску-
дукской зоны (Учарал-Кемпыртюбинское, Се-
вере-Учаральское), Муюнкумской впадины-
(Айрактинское, Амангельдинское), Кокпан-
сорской впадины (Орталыкское),
Продолжение табл. 63
штора Началь- ные ГВК. ГНК. внк. м Началь- ное пласто- вое давление, МПа Темпе- ратура пласта, °C Содер- жание стабиль- ного конден- сата, г/м® Начальный дебит газа, тыс. м®/сут (диаметр штуцера, мм) Суммар- ная до- быча газа на 1/1 1980 г., млн. м® Запасы газа на 1/1 1980 г., млн. м®
Прони- цаемость, А+В-1-Ct С,
НЯК 0,09—40 —1426 21.3 57 33,8 17,4 (9,5) - 1 240 —.
ник 1-4 -1951 23,7 71 77,9 235 (14) - 9872 3 373
0,09—40 —1821 23,2 - 28 47,5(31,7) - 248 —
НЯК —1070 14,5 59 - 94,1 (22,2) 7306 1 584
ник До 126 —2285 25,3 86 824,6 (34,9) 5 722
— — 23,0 — — 7,5 (7,9) — — —
Газовые залежи Чу-Сарысуйской синекли-
зы пластовые сводовые, массивные. Значитель-
ная нарушенность локальных структур
и литологическая изменчивость отложений
среднего и верхнего палеозоя предопределили
наиболее распространенный тектонически
(Придорожное) и литологически (Айрактин-
ское) экранированный тип залежей.
Пластовые сводовые залежи наиболее рас-
пространены в подсоленосных отложениях
верхнего девона и породах верхнего турне —
нижнего визе, где развиты поровый и порово-
трещинный типы коллекторов, массивные —
в карбонатных отложениях визе и в подсоле-
носных отложенияхщерми, для которых хара-
ктерен трещинный и смешанные типы кол-
лекторов. Газоупорами для залежей газа слу-
жат соленосные отложения верхнего девона—
турне (восточная часть Кокпансорской и
Тесбулакской впадин, Нижнечуйская седло-
вина), глины и аргиллиты турне, глинистые
и сульфатизированные карбонатные толщи
визе, соленосные образования перми.
Природные газы месторождений Чу-Са-
рысуйской синеклизы характеризуются ши-
роким разнообразием состава. С пермскими
отложениями связаны азотные (Учарал-
Кемпыртюбинское месторождение) и азотно-
метановые (Амангельдинекое и Айрактинское)
газы, с нижнекаменноугольными и девон-
скими — преимущественно метановые. Со-
держание конденсата в газе достигает
112,9 г/м на месторождении Амангельды.
Придорожное газовое месторождение рас-
положено в Кокпансорской впадине и приуро-
чено к брахиантиклинальной складке суб-
широтного простирания. В своде складки
установлено разломное нарушение амплиту-
дой по кровле фундамента до 500 м (рис. 138).
Залежи газа на южном поднятом блоке вы-
явлены в подсоленосном терригенном фа-
мене и в карбонатных породах верхнего ви-
зея.
Газовое месторождение Айракты находится
в юго-западной прибортовой части Муюнкум-
РИС. 138. Придорожное газовое месторождение.
Структурные карты по кровле продуктивного го-
ризонта:
а — верхнедевонского, б — визейского (по дан-
ным Г. П. Филипьева, Ф. Е. Синицина, Р. С. Ша-
хабаева, 1976 г.).
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
тектонические нарушения
311
РИС. 139. Газовое месторождение Айракты.
Структурная карта по кровле горизонта 1 нижнего
визе (по данным Г. П. Филипьева, Ф. Е. Сини-
цина, 1976 г.).
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности
ются на I и II пачки. Коллекторы трещинно-
поровые.
Газовое месторождение Амангельды рас-
положено в Муюнкумской впадине, в 150 км
к северу от г. Джамбул. Структура представ-
ляет собой брахиантиклинальную складку,
осложненную нарушением, размерами
9x5 км и амплитудой до 250 м (рис. 140).
На месторождении газоносны пермские под-
соленосные, намюрские, нижневизейские и
турнейские отложения.
Газовое месторождение Малдыбай находится
в 60 км на северо-восток от Амангельдинского
месторождения в северной прибортовой ча-
сти Фурмановского прогиба. Структура имеет
северо-восточное простирание, размеры
15x8 км, амплитуду 200 м. В непосредствен-
ной близости от Малдыбайского, южнее рас-
положено месторождение Анабай. Это при-
разломная брахиантиклиналь, также се-
веро-восточного простирания, размерами
7x3 км. На месторождении при испытании
песчаников верхнего девона на глубине
3424—3570 м получен газ дебитом 200 тыс.
м3/сут, при испытании средневизейских от-
ложений дебит газа составил 21,7 тыс.
м3/сут через 9,57-мм штуцер, после соляно-
кислотной обработки — 86 тыс. м3/сут. Пла-
стовое давление 31,4 МПа.
ской впадины. Оно контролируется асим-
метричной брахиантиклинальной складкой,
с более крутыми восточным и южным крыль-
ями, размерами по нижневизейским отложе-
ниям 12x9 км и амплитудой 120 м (рис. 139).
На месторождении газоносны терригенные
пермские, нижневизейские и верхнетур-
нейские отложения. В разрезе продуктивных
отложений верхнего турнея — нижнего ви-
зея выделяются три основных продуктивных
горизонта — I, II, IV суммарной мощностью
23 м. Они отделены друг от друга слоями ар-
гиллитов и алевролитов. Дебиты газа про-
дуктивных горизонтов характеризуются из-
менением притоков от единиц до 100 тыс.
м3/сут, что обусловлено различной прони-
цаемостью коллекторов.
Межсоленосные отложения перми пред-
ставлены мелкозернистыми песчаниками и
по литологическим особенностям подразделя-
РИС. 140. Газовое месторождение Амангельды.
Структурная карта по кровле нижневизейского
продуктивного горизонта (составили В. И. Кар-
пов, Г. П. Филипьев).
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности; 3 —
тектоническое нарушение
РАЗДЕЛ III.
ОСНОВНЫЕ ГАЗОВЫЕ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ЗАРУБЕЖНЫХ СТРАН
Газовые и газоконденсатные месторожде-
ния открыты к настоящему времени на суше
и шельфе 60 капиталистических и развиваю-
щихся стран в пределах всех (кроме Антарк-
тиды) континентов мира. По состоянию на
1/1 1981 г. разведанные запасы газа (свободно-
го, газовых шапок и нефтяного) составляли
45,9 трлн, м3, или в 1,8 раза больше, чем
в 1970 г. (табл. 64). Товарная добыча газа
в 1980 г. равнялась 1020,5 млрд, м3, что
в 1,2 раза превысило добычу 1970 г.
Основной прирост запасов и добычи газа
приходился на 70-е годы. Этому способство-
вал ряд факторов: общемировой рост энерго-
потребления при нарастании дефицита в неф-
тяном сырье, рост технических возможно-
стей мирового рынка, стремление молодых
развивающихся стран ускорить освоение при-
родных ресурсов с целью получения средств
для развития национальной экономики. Эти
факторы обеспечили значительное увеличе-
ние капиталовложений и модернизацию гео-
логоразведочных работ на нефть и газ,
ускоренное изучение новых перспективных
районов Азии, Африки, Латинской Америки,
интенсификацию работ на больших глуби-
нах, в глубоководных участках морей, в арк-
тических районах.
Соответственно с этим в 70-е годы геогра-
фия распределения разведанных запасов газа
значительно изменилась, главным образом
в результате повышения удельного веса за-
пасов развивающихся стран. В настоящее
время 40 % разведанных запасов газа всех
капиталистических и развивающихся стран
сосредоточены на Ближнем и Среднем Во-
стоке. Значительно увеличились запасы газа
в Юго-Восточной Азии, Африке, Северном-
море и др.
В настоящее время товарная добыча газа
в капиталистических и развивающихся стра-
нах превышает 1 трлн, м3 в год (70 % при-
ходится на газовые промыслы и 30 % добы-
вается при разработке нефтяных месторожде-
ний). Прослеживается тенденция сокраще-
ния удельного веса добычи газа в капитали-
стических странах и особенно в США, кото-
рые, как известно, в течение длительного
времени занимали господствующее положе-
ние в зарубежной газовой промышленности.
В 70-е годы добыча газа значительными тем-
пами увеличивается в таких странах, как
Алжир, Индонезия, Иран, Бруней, Австра-
лия, а также в Великобритании и Норвегии
за счет освоения месторождений в Северном
море.
Ниже приводится краткая характеристика
важнейших газовых и газоконденсатных ме-
сторождений в капиталистических и разви-
вающихся странах. Градация запасов по
крупности принята по аналогии с отечест-
венной практикой. Вместе с тем необходимо
учитывать, что приводимые данные о запасах
базируются главным образом на информации,
получаемой из журнальных статей, которые
не всегда отражают официальную оценку,
вследствие чего в публикациях разных источ-
ников имеются расхождения в оценке запа-
сов по странам и особенно по отдельным ме-
сторождениям. В соответствии с зарубежной
практикой запасы и добыча приводятся сов-
местно для всех категорий газа (свободный,
газовых шапок и попутный нефтяной
газ).
313
Таблица 64
Запасы (на начало года) и добыча нефти и газа в капиталистических и развивающихся странах
Континенты, регионы, страны Нефть, млн. т Газ, млрд, м*
Запасы Добыча Запасы Добыча
1970 г. 1981 г. 1970 г. 1979 г. 1980 г. 1970 г. 1981 г. 1970 г. 1979 г. 1980 г.
Северная Америка 5 921,0 10 368,0 529,7 579,5 597,0 9604,0 10 357,0 686,0 679,5 669,4
США 3 995,0 3 564,0 449,2 422,6 424,0 7791,0 5 670,0 621,5 579,7 568,9
Канада 1 160,0 864,0 59,1 79,0 72,0 1473,0 2 492,0 50,9 73,4 68,1
Мексика 766,0 5 940,0 21,4 77,9 101,0 340,0 2 195,0 13,6 26,4 32,4
Южная и Центральная Америка 2 892,0 3 441,0 237,9 186,6 184,0 1308,0 2 635,0 22,5 31,3 32,0
Аргентина 213,0 332,0 19,6 22,8 25,0 181,0 623,0 6,0 9,2 9,9
Венесуэла 2 040,0 2 423,0 185,4 115,5 113,0 751,0 1 250,0 9,9 8,9 8,7
Колумбия 219,0 108,0 10,9 6,2 6,0 79,0 142,0 1,3 2,6 3,2
Тринидад и Тобаго 81,0 95,0 7,0 10,5 11,0 85,0 227,0 1,9 3,2 2,4
Прочие страны 339,0 483,0 15,0 31,6 29,0 212,0 393,0 3,4 7,4 7,8
Западная Европа 196,0 3 079,0 15,9 107,5 109,0 4117,0 4 375,0 76,8 197,9 191,3
Великобритания 1.0 2 000,0 0,1 77,7 80,0 991,0 718,0 Н,1 39,2 37,3
Италия 45,0 86,0 1,3 1,6 — 198,0 171,0 13,1 13,5 12,5
Нидерланды 34,0 38,0 1,8 1,2 — 2421,0 1 596,0 31,3 93,2 87,3
Норвегия — 740,0 — 18,2 24,0 — 1 314,0 — 20,9 25,1
Франция 15,0 5,0 2,3 1,4 — 204,0 81,0 6,9 7,8 7,5
ФРГ 75,0 61,0 7,5 4,7 5,0 292,0 190,0 12,5 20,4 18,7
Прочие страны 26,0 149,0 2,9 2,7 — и,о 305,0 1,9 2,9 2,9
Ближний и Средний Восток 45 080,0 48 880,0 693,9 1033,4 921,0 6864,0 18 410,0 21,5 53,5 41,7
Абу-Даби 2 060,0 3 915,0 — — 65,0 249,0 580,0 — 5,7 5,8
Бахрейн 58,0 30,0 3,8 2,6 — Г: ,0 280,0 0,3 2,9 2,8
Ирак 3 900,0 4 050,0 78,1 170,7 138,0 552,0 780,0 0,8 2,2 1,8
Иран 7 530,0 7 762,0 191,5 141,2 73,0 3030,0 11 000,0 11,2 20,0 8,3
Катар 548,0 484,0 18,1 24,9 23,0 207,0 1 848,0 1,1 3,3 3,1
Кувейт И 530,0 9 170,0 149,3 110,0 86,0 1215,0 938,0 4,1 5,2 3,3
Саудовская Аравия 18 700,0 22 685,0 190,1 467,9 495,0 1498,0 2 678,0 2,9 12,6 14,9
Прочие страны 754,0' 784,0 63,0 116,1 41,0 102,0 306,0 1,1 1,6 1,7
Южная и Юго-Восточная Азия, Даль- ний Восток, Австралия и Океания 1 578,0 2 655,0 68,9 143,3 129,0 1504,0 3'967,0 12,9 65,2 67,8
Австралия 8,0 319,0 8,9 21,5 19,0 357,0 850,0 1,5 8,1 9,6
Бангладеш — — — — —- — 283,0 — 1,2 1,3
Бруней и Малайзия 89,0 636,0 7,8 25,6 23,0 114,0 1 068,0 0,2 8,4 9,1
Индия 104,0 350,0 7,2 13,3 10,0 40,0 270,0 0,7 1,9 1,4
Индонезия 1 363,0 1 285,0 42,7 78,7 77,0 79,0 765,0 1,3 28,3 28,8
Новая Зеландия — — 0,1 0,4 — 184,0 173,0 0,1 1,5 1,3
Пакистан 4,0 27,0 0,5 0,5 — 535,0 453,0 3,8 8,8 9,1
Прочие страны 10,0 15,0 1,7 з,з — 195,0 405,0 5,3 7,0 7,2
Африка 6 150,0 7 448,0 196,2 333,8 281,0 5081,0 5 923,0 4,7 23,8 18,3
Алжир 1 100,0 1 107,0 50,9 55,4 45,0 4106,0 3 724,0 2,9 15,4 10,0
АРЕ 160,0 392,0 16,3 24,6 30,0 40,0 84,0 0,1 1,1 2,2
Ливия 4 100,0 3 105,0 59,7 103,8 86,0 736,0 674,0 1,4 4,6 3,3
Нигерия 685,0 2 255,0 54,2 116,0 101,0 142,0 1 161,0 0,1 2,0 2,0
Тунис — 223,0 4,7 4,7 — 14,0 159,0 0,1 0,3 0,4
Прочие страны 105,0 366,0 10,4 29,3 19,0 43,0 121,0 0,1 0,4 0,4
Всего по капиталистическим и разви- 61 817,0 75 871,0 1742,5 2384,1 2221,0 28478,0 45 967,0 824,4 1051,2 1020,5
вающимся странам
ГЛАВА 12
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
В Северной Америке поиски, разведка и
разработка газовых и газоконденсатных ме-
сторождений ведутся с прошлого столетия.
На начало 1981 г. запасы газа этого региона
составляли 10,4 трлн, м3, или 22,6 % от
запасов всех капиталистических и развиваю-
щихся стран. Накопленная добыча газа с на-
чала разработки газовых месторождений на
эту же дату составляла 18,8 трлн, м3, в том
числе 16,6 трлн, м3 в США. Газоносность
связана с различными по геологическому
строению участками Севере-Американской
платформы, Мексиканской впадины, пред-
горными и межгорными выступами Кордильер
и Аппалачей. К настоящему времени пер-
спективы открытия новых крупных место-
рождений в США и Канаде связываются глав-
ным образом с отдаленными арктическими
районами и шельфами, в пределах которых
в конце 60-х и 70-е годы открыты крупные и
крупнейшие по запасам газа месторожде-
ния: Прадхо-Бей на Аляске, Дрейк-Пойнт,
Хекла и Уайтфиш на Канадском Арктическом
архипелаге. В Мексике наращивание запа-
сов и добычи газа в течение длительного вре-
мени осуществлялось медленнее, чем в США
и Канаде, но в последние годы, благодаря от-
крытию новых месторождений в зал. Кампече
и ряде других районов на суше и шельфе,
разведанные запасы газа, в том числе в чисто
газовых залежах, увеличились до 1,8 трлн, м3,
что создает предпосылки для роста добычи
В крупных объемах.
СОЕДИНЕННЫЕ
ШТАТЫ АМЕРИКИ
Начало развития газовой промышленности
США относится к 1870 г., когда близ Блум-
филда (штат Нью-Йорк) была начата экс-
плуатация первой газовой скважины. За-
метное место в топливно-энергетическом ба-
лансе США газ начинает занимать к концу
30-х годов благодаря строительству первых
дальних газопроводов и росту использова-
ния газового топлива в быту и промышлен-
ности. В 1940 г. доля газа в общем производ-
стве энергии достигала 11,9%. В после-
военный период в газовую промышленность
США были вложены огромные средства, по-
строено несколько мощных газопроводов про-
тяженностью 2—3 тыс. км для подачи газа
в основные индустриальные районы страны.
Добыча газа возросла с 139,9 млрд, м3
в 1946 г. до 640 млрд, м3 в 1973 г., а запасы
газа соответственно с 4191 до 7077 млрд. м3.
Однако в последующие годы из-за резкого
падения прироста запасов добыча газа в США
сократилась и в 1980 г. составила 569 млрд.м3,
запасы газа к началу 1981 г. снизились до
5670 млрд. м3.
В настоящее время в США открыто более
20 тыс. месторождений нефти и 10 тыс. ме-
сторождений газа. Газовые и газоконденсат-
316
ные месторождения США расположены в раз-
личных геотектонических условиях, на Се-
веро-Американской платформе, в Мекси-
канской впадине, межгорных и предгорных
впадинах и прогибах Кордильер и Аппала-
чей, на шельфе.
Ниже приводится характеристика основных
газоносных районов США и отдельных круп-
ных месторождений (рис. 141), играющих
ведущую роль в газовом балансе страны.
Большая часть Северо-Американской плат-
формы к югу от Канадского кристалличе-
ского щита располагается на территории
США. В этих границах выделяются следую-
щие главные газоносные бассейны: Западный
внутренний, Восточный внутренний, Мичи-
ганский, Аппалачский, Пермский, бассейны
предгорных впадин Паудер-Ривер, Денвер
и Ратон, а также ряд более мелких бассей-
нов.
Западный внутренний бассейн (штаты Кан-
зас, Оклахома, Небраска, Арканзас и Те-
хас) связан с крупной синеклизой в западной
части Мидконтинента (т. е. стабильной части
платформы). Синеклиза дифференцирована
на впадины — Салина, Форест-Сити, Ана-
дарко, Аркома, и разделяющие их подня-
тия — Центральный Канзас, Немаха, Ча-
токва. Для большинства из этих структур
характерны небольшие (до 1500—2500 м)
мощности палеозойского осадочного чехла
и преобладание нефтяных ресурсов над га-
зовыми. Нефтегазоносность связана с отло-
жениями от перми до кембрия и контроли-
руется разнообразными по генетическому
типу ловушками. Зона преимущественного
газонакопления в Западном внутреннем бас-
сейне смещена в южные впадины Анадарко,
и Аркома, представляющие собой погребен-
ные предгорные прогибы на границе бассейна
со складчатой системой Уошито и поднятиями
Уичито-Амарилло.
Впадина Анадарко занимает территории
штатов Канзас, Оклахома и Техас. Она имеет
асимметричное строение, протягивается
в длину на 500 км, направление оси с северо-
запада на юго-восток. В ее строении прини-
мают участие кембрийские, ордовикские,
силурийские, девонские, каменноугольные,
триасовые, юрские, меловые, палеоген-нео-
геновые и четвертичные отложения общей
мощностью 4,5—7,0 тыс. м, залегающие на
докембрийском кристаллическом фунда-
менте. Наиболее широко развиты каменно-
угольные отложения. Разрез отложений па-
леозоя и мезозоя характеризуется много-
численными перерывами.
В пределах впадины Анадарко и приле-
гающих к ней склонов складчатых сооруже-
ний насчитывается несколько сотен газовых
и нефтяных месторождений. При этом газо-
вые месторождения приурочены в основном
к западной части впадины. Основные запасы
газа связаны с песчаниками свит Морроу
и Спрингер пенсильванского возраста и из-
РИС. 141. Схема размещения месторождений США.
Месторождения: 1 — Прадхо-Бей; 2 — Кенай;
3 — Рио-Виста; 4 — Кетлмен-Хилс; 5 — Вен-
тура-Авеню; 6 — Хьюготон-Панхэндл; 7 — Ба-
стиан-Бей; 8 — Бейтмен-Лейк; 9 — Байю-Сейл;
10 — Остров Евгения; 11 — Монро; 12 — Гвин-
вилл; 13 — Бланко; 14 — Джалмат-Юмонт;
15 — Камрик; 16 — Мокейн-Лаверн; 17 — Пут-
нам; 18 — Ред-Ок; 19 — Бетани-Баском; 20
Картидж; 21 — Чохолейт-Байю; 22 — Кети;.
23 — Олд-Оушен; 24 — Агуа-Дольче; 25 —
Грета-Том — О'Коннор; 26 — Ла-Глориа; 27 —
Страттон; 28 — Гоаноза; 29 — Гомес; 30 — Пак-
кет; 31 — Браун-Бассет; 32 — Грей-Ранч; 33 —
Хамон; 34 — Им; 35 — Локридж; 36 — Ваха
вестняками Хантон девонско-силурийского
возраста.
Наиболее крупные месторождения — Хью-
готон-Панхэндл, Мокейн-Лаверн, Камрик.
Газоносны каменноугольные и пермские от-
ложения. Залежи газа литологического типа.
Конфигурация их определяется или выклини-
ванием продуктивных пластов, или измене-
нием их коллекторских свойств.
Газовое месторождение Хьюготои-Пан-
хэндл. Площадь 22015 км2, размеры 443 X
X (13ч-92) км. Оно расположено на терри-
тории штатов Канзас, Техас и Оклахома.
Месторождение открыто в 1918 г., разработка
начата в 1927 г. Оно приурочено к поднятию
Амарилло. Северная часть его (Хьюготон) —
пологая моноклиналь почти меридиональ-
ного простирания (рис. 142) — составляет
западные склоны прогибов Анадарко и Додж-
Сити. Восточная и южная части (Панхэндл)
занимают северо-западное погружение под-
нятия Амарилло и представляют пологую
антиклиналь.
В строении месторождения принимают
участие кембрийские, ордовикские, силу-
рийские, девонские, каменноугольные, перм-
ские, триасовые, юрские и неогеновые отло-
жения.
Газоносны пермские и каменноугольные
отложения, залегающие на глубине 428—
1158 м. В хьюготонской части газоносны ниж-
не-пермские отложения групп Самнер и
Чейз. В группе Самнер выделяется зона.
Хэрингтон, сложенная доломитами мощ-
ностью 10—13 м и пористостью 10 %. В груп-
пе Чейз зона Винфилд представлена доло-
митами и глинистыми известняками мощ-
ностью 13 м, пористостью 10%, а зона
Форт-Райли — известняками, иногда ооли-
тового строения, мощностью до 30 м, пори-
стостью 25—30 %. В западном и юго-восточ-
ном направлениях известняки и доломиты
группы Чейз переходят в красноцветные
глины и песчаники. В южной части они кор-
релируются с нижней частью продуктивной
группы Биг-Лайм техасской части Пан-
хэндла.
Коллекторы группы Чейз характеризуются
максимальной пористостью до 14—16%,.
проницаемостью 0,005 мкм2, в южной части
до 0,1 мкм2. Газовая залежь находится на
глубине 823 м. Начальное пластовое давле-
ние 3,4 МПа.
В панхэндлской части месторождения про-
дуктивны нижнепермские доломиты мощ-
ностью 15—40 м, ниже — кристаллические
известняки пенсильванского возраста мощ-
ностью до 270 м и грубозернистые аркозовые
пески с включениями красных сланцев мощ-
ностью до 300 м.
Газ месторождения состоит из 81,50 %
метана, 5,96_% этана, 3,66 % пропана,
317
РИС. 142. Газовое месторождение Хьюготон
Панхэндл:
а — структурная карта по кровле хьюготонского
продуктивного пласта; б — геологический раз-
рез.
Контакты: / — газ — вода, 2 — газ — нефть,
3 — нефть — вода; 4 — нефтяная оторочка,
/' — Хьюготон; //' — Панхэндл
3 18
1,23 % бутана, 0,05% пентана, 7,50 % азота
и 0,10% углекислоты. Содержание гелия
высокое — в среднем 0,5 %.
Залежь месторождения Хьюготон-Панхэндл
на западе массивная, высотой около 400 м,
протяженностью до 200 км, в хьюготопской
части литологически экранированная. Мас-
сивная газовая залежь Панхэндл на северо-
восточной окраине содержит нефтяную ото-
рочку не всегда сплошную.
Месторождение разрабатывается. Началь-
ные запасы газа оцениваются в 2039 млрд. м3.
К восточной части месторождения примыкает
ряд сравнительно небольших скоплений неф-
тями газа в пермских отложениях, распре-
деление которых обусловлено изменяющимися
свойствами коллекторов.
Газовое месторождение Мокейн-Лаверн
расположено в штате Оклахома, к востоку
от месторождения Хьюготон. Открыто
в 1952 г. В его строении принимают участие
палеозойские, мезозойские и кайнозойские
отложения, залегающие на докембрийском
кристаллическом фундаменте,. Оно приуро-
чено к западному склону впадины Анадарко,
представляющему собой моноклиналь, по-
гружающуюся в юго-западном направлении
(рис. 143).
На месторождении газоносны баровые
песчаные отложения каменноугольного (пен-
сильваний) возраста горизонтов Гувер,
Тонкава и Морроу и карбонатные отложения
миссисипия, слагающие свиту Честер. Пес-
чаники залегают в интервале 640—2316 м
и имеют среднюю эффективную мощность
6—8 м.
Песчаники Гувер имеют общую мощность
до 63 м, они развиты на площади размерами
60x35 км. Газовая залежь литологическая,
располагается вдоль северной границы вы-
клинивания коллектора и прослеживается
на расстояние более 36 км в длину и 16 км
в ширину. С юга залежь подпирается водой.
Эффективная мощность коллекторов 13,4 м,
пористость 18 %, проницаемость 0,06 мкм2.
В продуктивном горизонте Тонкава имеются
литологические залежи нефти и газа в трех
продуктивных пластах, представляющих со-
бой отдельные баровые тела с раздельными
контурами ГВК и ГНК на глубинах соответ-,
ственно 1010 и 1040 м от уровня моря. Про-
дуктивные песчаники имеют пористость 18 %,
проницаемость около 0,140 мкм2.
В горизонте Морроу залежи газа приуро-
чены к хорошо сортированным песчаникам,
залегающим на глубине 2134 м. Эффективная
мощность коллекторов в среднем 4,9 м,
пористость 14 %, проницаемость 0,025 мкм2.
Залежи литологические.
Известняки свиты Честер миссисипия за-
легают на глубине 2149 м, имеют эффектив-
ную мощность 5,5 м, пористость 9 %. Залежь
газоконденсатная, стратиграфически экрани-
рованная. Известняки продуктивны там, где
коллектор срезан несогласием и перекрыт
глинистой толщей нижней части Пенсиль-
вания.
Газ месторождения содержит 86,24 % ме-
тана, 6,08 % этана, 2,79 % пропана, 0,73 %
МОКЕИН-ЛаВЕРЙ
Канзас
'121Г
1524
-1823
-2134
-2743
3048
-3353
Кри
-3658
-457Z
-2438
Камяик
РИС. 143* Карта газоносности западной части бассейна Анадарко.
1 — изогипсы кровли миссисипских отложений ница распространения миссисипских отложений;:
в м; 2 — газовые месторождения; 3 — южная гра- 4 — тектонические нарушения
Оклахома
Техяс
-3362
-4267
бутана, 3,04 % азота, 0,20 % углекислоты,
сероводород отсутствует.
Пермский бассейн содержит крупные раз-
веданные и потенциальные запасы природ-
ного газа и относится к числу основных газо-
добывающих районов страны. Он охватывает
территории Западного Техаса и юго-восточ-
ной части штата Нью-Мексико. Основные
структурные элементы — впадины Дела-
вэр, Вал-Верде и Мидленд, Центральная
зона поднятий (рис. 144) и крупный свод
Бенд. Осадочный чехол представлен поро-
дами палеозоя и в небольшом объеме мезо-
зоя — кайнозоя.
Газоконденсатное месторождение Паккет
расположено в западной части Техаса, в се-
верной части впадины Вал-Верде. Открыто
в 1962 г. Структура представляет собой сим-
метричную брахиантиклинальную погребен-
ную складку северо-западного простирания
размерами по кровле свиты Элленбергер
(11,3-т-12,9) х 6,4 км и амплитудой более
850 м. В западной части структуры просле-
живается зона сбросов (рис. 145). Свод струк-
туры по девонским отложениям смещен на
восток на 800—1200 м по отношению к своду
ордовикских отложений.
На месторождении установлена газонос-
ность пластов Элленбергера (кембрий—ордо-
вик), девона, перми и нефтеносность свиты
Строн Пенсильвания. Залежь нефти неболь-
ших размеров установлена на восточном
крыле складки. Основные запасы газа свя-
заны с доломитами свиты Элленбергер на
глубине 3700—4572 м. ГВК проводится по
отметке — 3608 м. Газ этих отложений со-
держит 28 % углекислоты. Девонские про-
дуктивные отложения залегают на глубине
3160 м и представлены кремнистыми извест-
няками. Эти отложения продуктивны только
в северной и восточной частях структуры,
в южной части отмечается резкое ухудшение
319,
РИС. 144. Схема размещения газовых место
рождений Пермского бассейна
пористости, а в западной получены мало-
дебитные притоки газа, что также связано
с ухудшением пористости. Газ девонских от-
ложений содержит 94 % метана и 2—3 %
углекислоты.
Начальные запасы газа месторождения
Паккет составляют 184 млрд. м3. Месторож-
дение разрабатывается, дебиты газа из отло-
жений свиты Элленбергер достигают
1,5 млн. м3/сут.
Газоконденсатное месторождение Гоаноза
расположено в Западном Техасе, в юго-
восточной части впадины Делавэр. Открыто
в 1962 г. Оно приурочено к брахиантикли-
нальной складке северо-западного прости-
рания, ограниченной с северо-востока и юго-
запада нарушениями (рис. 146). Складка ос-
ложнена тремя локальными сводами. На
месторождении газоносны пермские,
верхнекаменноугольные, девонские и кембро-
юрдовикские отложения на глубине 2865—
4572 м.
Верхнекаменноугольные продуктивные от-
ложения свиты Строн (средний пенсильва-
ний) залегают на глубине 2865 м и сложены
конгломератами средней мощностью 52 м.
Девонские продуктивные отложения нахо-
дятся на глубине 3200 м и представлены по-
ристыми известняками, перекрытыми верхне-
девонскими черными и коричневыми глинами
свиты Вудфорд. Общая мощность продуктив-
ного пласта 137—152 м, эффективная 50 м,
.средняя пористость коллекторов 8,1 %, про-
ницаемость 0,01 мкм3, газонасыщенность
.80 %. Начальное пластовое давление
.41,5 МПа, пластовая температура 94°С>
.320
ГВК проводится по отметке —2960 м. Газ
девонских отложений плотностью 0,632 со-
держит 93 % метана, 3 % этана, 1 % пропана
и 1,25% углекислоты. Содержание конден-
сата в газе 85 см3/м3.
Продуктивные отложения свиты Эллен-
бергер представлены крупнозернистыми
кристаллическими трещиноватыми доломи-
тами, залегающими на глубине 3962 м. Мощ-
ность 240 м, эффективная — не более 120 м,
пористость доломитов 1,33%, средняя про-
ницаемость 0,42 мкм2, однако резко меняется
по площади. Начальное пластовое давление
в залежи 48,5 МПа, температура пласта
114 °C. Газоводяной контакт проводится ус-
ловно по отметке —4010 м.
Газ отложений Элленбергер содержит
сероводород. Содержание конденсата в газе
34 см37м3.
Месторождение разрабатывается с 1963 г.
Начальные разведанные запасы газа место-
рождения Гоаноза оценивались в 99 млрд. м3.
РИС. 145. Газоконденсатное месторождение Пак-
кет:
а — структурная карта по кровле свиты Эллен-
бергер; б — геологический разрез.
1 — газ; 2 — вода; 3 — тектонические наруше-
ния
РИС. 146. Газоконденсатное месторождение Го-
аноза. Структурная карта по кровле девонских
известняков
Биг-Пини (79 млрд, м’) и Бланко (311 млрд, м*)
во впадинах Грин-Ривер и Сан-Хуан.
Месторождение БиГ-Пини — единственное
крупное газовое месторождение во впадине
Грин-Ривер. Оно обнаружено в 1938 г.,
но основные запасы (79 млрд, м*) разведаны
в 1952—1956 гг. На месторождении открыто
несколько залежей неструктурного типа в пес-
чаниках палеогена и верхнего мела, обра-
зующих бары, песчаные заливы и дельты.
Глубина их залегания колеблется от 200
до 900 м. Пористость песков палеогена (свиты.
Эльми) в среднем 26—28 %, проницаемость.
0,2—0,3 мкм2, дебиты газа от 140 до.
650 тыс. м’/сут. В меловых песчаниках за-
лежь газонефтяная, пористость песчаников
16—29%, дебиты газа в скважинах до
ИЗО тыс. м8/сут.
Газовое месторождение Бланко располо-
жено в центральной части впадины Сан-
Хуан (рис. 148). Оно открыто в 1927 г. Приу-
рочено к широкой пологой моноклинали,
простирающейся в северо-западном направ-
лении. Размеры месторождения 102x54 км.
Газоносны верхнемеловые отложения гори-
Газовое месторождение Гомес расположено
в западной части Техаса, в 16 км южнее ме-
сторождения Гоаноза. Оно открыто в 1963 г.
Месторождение контролируется погребенной
структурой меридионального простирания,
ограниченной с запада и востока сбросами
(рис. 147). На месторождении установлена
газоносность отложений свиты Элленбергер —
крупнозернистых кристаллических доломи-
тов, залегающих на глубине 5790—7000 м.
Общая мощность доломитов более 520 м,
эффективная 305 м.
Газ месторождения сухой, состоит из
97,08 % метана, 0,1 % этана, 0,01 % про-
пана, 2,71 % углекислоты и 0,1 % азота.
Плотность газа 0,582. Газ содержит серово-
дород.
Первоначальные запасы газа месторожде-
ния Гомес оценивались в 283 млрд. м8.
Складчатая система Кордильер охватывает
всю западную часть территории США. В по-
перечном сечении ее различают несколько
крупных структурных зон (с востока на за-
пад): зону эпиплатформенного орогенеза,
срединные массивы, миогеосинклинальную и
эвгеосинклинальную зоны. Газовые место-
рождения приурочены к зонам эпиплатфор-
менного орогенеза и притихоокеанской.
Поиски газовых месторождений ведутся
в межгорных впадинах. Основную роль в за-
пасах и добыче газа играют впадины Уинта,
Грин-Ривер, Уинд-Ривер, Сан-Хуан, Пара-
докс и др. Разведанные запасы связаны
главным образом с гранулярными коллекто-
рами в отложениях верхнего мела, палеогена
и неогена, имеющих суммарную мощность
до 8—10 тыс. м. Вследствие литологической
неоднородности пород, кроме структурных
залежей, широко распространены разно-
образные неструктурные. Именно в таких
геологических условиях открыты наиболее
крупные по запасам газовые месторождения
^/211 Зак. 192
РИС. 147. Газоконденсатное месторождение Го-
мес:
а — структурная карта по кровле свиты Эллен-
бергер; б — геологический разрез.
/ — изогипсы в м; 2 — известняки; 3 — песча-
ники; 4 — глины; 5 — доломиты; 6 — сланцы;
7 — кристаллические породы фундамента
321
Месторождения: а — нефтяные, б — газовые;
« — надвиги.
/ — область свода Суитграсс (Западно-Канад-
ская провинция); впадины: II — Центральной
Монтаны. III — Уиллистонская, IV— &г-
Хорн, V — Паудер-Ривер, VI —У индР иж р,
VII — Грин-Рнвер, VIII — Ханна, IX — Ла-
рами, X — Норт-Парк, XI — Мидл-Парк,
XII — Саут-Пари, XIII — Уннта и Пайсенс,
XIV — Денвер. XV — Парадокс, XVI — Блэк-
Месса, XVII-Сан-Хуан, XVIII— «н
Лоус, XIX — Рей тон.
Месторождения: 1 — Кат-Банк; 2 — Кевин-
Санберст; 3 — Баудойн; 4 — Кат-Крик; 5 —
Элк-Бейсцн; 6 — Норт-Орегон-Бейсин; 7 —
Солт-Крик; 8 — Ланс-Крик; 9 — Бив ер-Крик,’
10 — Ло<;т-Солджер; 11 — Верц; 12 —
Спрингс; 13 — Вамсаттер; 14 —Медисин-Боу;
15 — Ред-Уош; 16 — Рейн-Джели; 17 — Пайс-
сене; 13 — Адена; 19 — Литтл-Бнвер-Крик;
20 — Анет; 21 — Реттленейк; 22 — Бланко;
23 — Баркер-Крчк’.24 -г Бисти
зонта Пикчерд-Клиффс, группы Месаверде
и свиты Дакота.
Продуктивные отложения горизонта Пик-
черд-Клиффс (540—1050 м) представлены
светло-серыми разнозернистыми песчани-
ками пористостью 18,1 %, проницаемостью
0,003 мкм2. Основные запасы газа месторож-
дения связаны с группой Месаверде, в ко-
торой продуктивны песчаные горизонты
Клифф-Хоуз и Пойнт-Лукаут. Коллекторы
горизонта Клифф-Хоуз характеризуются по-
ристостью 10,3 %, проницаемостью
0,00054 мкм2, а горизонта Пойнт-Лукаут —
соответственно 10 % и 0,002—0,15 мкм2.
Глубина залегания 1350—1950 м. Продуктив-
ные пласты свиты Дакота сложены разно-
зернистыми кварцевыми песчаниками эф-
фективной мощностью от нуля до 14 м, сред-
ней пористостью 11%, проницаемостью
0,014 мкм2.
Залежи месторождения Бланко литоло-
гически экранированные. Продуктивные го-
ризонты в юго-западном направлении заме-
щаются песчано-глинистыми породами с низ-
кой проницаемостью, а к северу и северо-
востоку постепенно сменяются морскими гли-
нистыми породами.
Месторождение разрабатывается. Началь-
ные извлекаемые запасы газа оцениваются
в 311 млрд. м3.
Мексиканская впадина (Галф-Кост) за-
нимает территорию южных, юго-восточных
и восточных районов штата Техас, штатов
Луизиана и Миссисипи, южных районов
штата Арканзас и других южных штатов.
В состав впадины входит также акватория
Мексиканского залива и его юго-западное
побережье в пределах Мексики. С северо-
запада к ней примыкает выступ докембрий-
ского кристаллического фундамента Льяно,
с севера — область развития герцинской
складчатости Уошито, а с северо-востока —
зона погружения герцинской складчатости
Аппалачи. Фундамент впадины погружается
к югу, где на расстоянии 50—200 км от бе-
рега обрезается континентальным склоном,
и слагается палерзойскими и докембрийскими
породами.
В нижней части осадочного чехла залегает
мощная толща каменной соли формации
Луани. Мощность ее около 1—1,5 км, хотя,
возможно, в прибрежных районах она дости-
гает 1,75 км. Глубина залегания соляной
толщи в прибрежных районах не менее 10—
12 км. На северной и северо-западной окраи-
нах впадины глубина соли уменьшается до
5—6 км.
Надсолевые нижнемеловые и юрские от-
ложения представлены чередованием глин,
глинистых сланцев, песчаников и песков
с известняками и подчиненными прослоями
ангидритов. Третичные и верхнемеловые об-
разования слагаются переслаивающимися
глинами, глинистыми сланцами, песчаниками
и песками. Реже встречаются прослои пис-
чего мела, мергелей и известняков. Мощность
мезозойско-кайнозойских отложений, по
данным А. И. Леворсена, достигает 14 км.
Минимальная мощность отмечается на за-
3/aii*
падном и северном бортах впадины, макси-
мальная — в прибрежной части Мексикан-
ского залива. Меловые отложения наиболее
развиты во внутренних районах, а третич-
ные — в прибрежных.
Мексиканская впадина характеризуется
высокой газонасыщенностью. Нефтегазоно-
сен здесь весь комплекс надсолевых отложе-
ний от верхней юры до современных, но боль-
шинство разведанных запасов приурочено
к песчаникам нижнего миоцена, олигоцена
и эоцена. В разрезе нижнего миоцена наиболее
газонасыщена нижняя часть свиты Фле-
минг, выраженная кварцевыми песчаниками.
Песчаники имеют очень высокие коллектор-
ские свойства: пористость 12—35%, прони-
цаемость 0,025—15 мкм2. С ними связаны
залежи нефти и газа на юге Луизианы и на
шельфе юго-западной части Луизианы, а
также на побережье и на шельфе Техаса.
Региональной газоносностью в олигоцено-
вом разрезе характеризуются свиты Ана-
хуак и Фрио. Пористость песчаников Фрио
до 10—35%, проницаемость 0,005—8 мкм2.
С ними связаны газовые залежи на месторож-
дениях Олд-Оушен, Ла-Глориа, Сан-Саль-
вадор и др.
Основной газоносный комплекс эоценовых
отложений — свита Уилкокс. На террито-
рии штата Техас с нею связано много место-
рождений (Шеридан, Лейк-Крик и др.).
По сравнению с другими продуктивными
толщами в разрезе Мексиканской впадины
газоносные песчаники свиты Уилкокс имеют
пониженные значения пористости (12—21 %)
и проницаемости (0,01 мкм2). Песчаники лен-
точного типа меняются на коротких расстоя-
ниях. Наиболее крупное в свите Уилкокс —
месторождение Шеридан, содержащее 28 про-
дуктивных пластов общей эффективной мощ-
ностью 360 м на глубине 2500—4200 м. В вос-
точной части побережья свита Уилкокс
сильно карбонатизирована и малопродук-
тивна.
Наиболее крупные газовые месторождения
впадины Монро, Картидж, Агуа-Дольче,
Ла-Глориа, Олд-Оушен, Бастиан-Бей,
Байю-Сейл и др.
Н ефтегазоконденсатное месторожде н и е
Картидж находится в восточной части штата
Техас, в районе г. Картидж. Оно открыто
в 1936 г. Месторождение располагается ши-
рокой террасовидной полосой на южном
погружении поднятия Сабин. Размеры за-
лежи 76,8x38,4 км, простирание северо-
западное (рис. 149). На месторождении уста-
новлена нефтегазоносность меловых отло-
жений, залегающих на глубине 890—1950 м.
В отложениях свит (снизу вверх) Тревис-
Пик, Петтет, Родесса, Глен-Роз, Палакси
выявлено 17 продуктивных пластов, содер-
жащих газовые, газоконденсатные и нефтя-
ные залежи.
Отложения свиты Палакси залегают на
глубине 890—915 м и сложены песчаниками,
характеризующимися линзовидным строе-
нием, эффективной мощностью 1,2—9 м,
пористостью 25,5 % и проницаемостью
0,0385 мкм2. Залежь газоконденсатная, лито-
323
РИС. 149. Нефтегазоконденсатное месторождение Картидж. Структурная карта по кровле свиты Петтет.
/ — изогипсы в м; 2 — скважины
логически ограниченная. Начальное пласто-
вое давление 9,4 МПа.
Свита Глен-Роз состоит из чередующихся
глин и известняков. В подошве ее выде-
ляются два продуктивных пласта — брастер
и Глен-Роз. Продуктивные отложения пласта
Брастер представлены известняками, зале-
гающими на глубине 1180—1190 м. Эффектив-
ная мощность изменяется от нуля до 4,5 м.
Залежь газоконденсатная, литологически ог-
раниченная. Этаж газоносности 9,7 м. На-
чальное пластовое давление 13,1 МПа. Про-
дуктивные отложения пласта Глен-Роз сло-
жены песчаниками, эффективной мощностью
4,3 м, пористостью 24,5%.
Продуктивные отложения пласта Хилл
•свиты Родесса залегают на глубине 1430—
1530 м и слагаются оолитовыми известня-
ками, с которыми связаны три изолирован-
ные газоконденсатные залежи в северной,
южной и юго-восточной частях месторожде-
ния. Эффективная мощность известняков от
нуля до 3,1 м, пористость 21 %, проницае-
мость 0,086 мкм2. Этаж газоносности трех
залежей примерно одинаков — 26—28,3 м.
Свита Петтет представлена оолитовыми из-
вестняками, залегающими на глубине 1650—
1830 м, и включает две продуктивные зоны,
распространенные на всей площади место-
рождения. Эффективная мощность пласта
Верхний' Петтет 0—10,6 м, пористость 17 %,
проницаемость 0,019 мкм2. Залежь газокон-
денсатная. Этаж газоносности 192 м, началь-
ное пластовое давление 21,6 МПа, пластовая
224
температура 94,4 °C. Эффективная мощность
продуктивной зоны в нижней части свиты
Петтет 0—18,3 м, пористость 18%, прони-
цаемость 0,0354 мкм2. Залежь нефтегазо-
конденсатная, начальное пластовое давле-
ние 23 МПа. В северо-восточной части место-
рождения вверх по восстанию слоев отме-
чается уменьшение проницаемости продук-
тивных зон. Залежь структурно-литологи-
ческая.
Отложения свиты Тревис-Пик представле-
ны линзовидными песчаниками, с мощностью
песчаных тел 7,5 м, пористостью 14,2%,
проницаемостью 0,0108 мкм2. Различные
линзы песчаников содержат на месторожде-
нии газоконденсатные или нефтяные залежи,
характеризующиеся разными ВНК или ГВК.
Залежи в карбонатных коллекторах на
месторождении контролируются структур-
ным фактором, а их продуктивность — ареа-
лом развития пористых и проницаемых раз-
ностей. Залежи в терригенных коллекторах
связаны с линзовидными песчаниками.
Газ месторождения состоит из 91,66%
метана, 4,37 % этана, 1,33 % пропана,
0,83 % бутана, 0,32 % пентана, 0,27 % гек-
сана и высших, 0,32 % азота и 0,9 % СО2.
Начальные запасы газа месторождения
Картидж оцениваются в 215 млрд. м3.
Газовое месторождение Монро расположено
в штате Луизиана, севернее г. Монро. От-
крыто в 1916 г.
Месторождение приурочено к юго-запад-
ной части поднятия Монро на севере Мекси-
канской впадины. По кровле продуктивных
отложений верхнего мела месторождение
контролируется моноклиналью, приподня-
тая часть которой приходится на западную
часть месторождения. Падение моноклинали
отмечается в южном, восточном и северо-
восточном направлениях. Границы место-
рождения определяются характером изме-
нения по площади и по вертикали пористости
и проницаемости газоносных отложений
свиты монро (рис. 150).
Арканзас
РИС. 150. Газовое месторождение Монро. Струк-
турная карта по кровле продуктивного пласта
верхнего мела.
1 — контур газоносности
Верхнемеловые отложения выклиниваются
в краевых частях поднятия Монро. С зонами
выклинивания связаны основные газовые и
нефтяные залежи на этом поднятии.
По представлениям американских геологов
(Р. А. Беррихилл) формирование месторож-
дения связано с поступлением газа в верхне-
меловые выклинивающиеся пласты из ниже-
лежащих отложений. Ловушкой газа в про-
цессе его миграции служат зоны слабой по-
ристости и проницаемости. Следовательно,
ловушка — комбинированная, стратиграфи-
чески-литологическая.
На месторождении Монро в верхнемеловых
отложениях установлены два продуктивных
пласта. Основной продуктивный пласт свя-
зан с «газоносной породой» Монро, залегает
на глубине 650 м и представлен карбонатными
породами. Средняя эффективная мощность
12 м, общая мощность 60 м. Пористость и про-
ницаемость пород изменяются в горизонталь-
ном и вертикальном направлениях. Средняя
пористость 25%. Наиболее продуктивны
отложения в центральной, восточной и юж-
ной частях месторождения. Начальное пла-
стовое давление 7,2 МПа, пластовая тем-
пература 46 °C, коэффициент газоотдачи
94 %. Газ состоит из 93,42 % метана, 0,11 %
этана, 6,17 % азота, 0,20 % кислорода и
0,10% углекислоты.
Продуктивный песчаный пласт Харрелл
залегает на глубине 690 м. Средняя мощность
пласта 1,8 м; пористость коллекторов 34 %,
проницаемость 0,03—1,457 мкм2. Залежь
газовая, начальное пластовое давление
7,2 МПа, пластовая температура 48 °C, коэф-
фициент газоотдачи 80 %. Газ имеет следую-
щий состав: 91,76 % метана, 0,57 % этана,
0,04 % пропана, 0,05 % бутана 0,01 % пен-
тана, 7,41 % азота, 0,12% углекислоты,
0,04 % кислорода. Начальные запасы газа
месторождения 266 млрд. м8.
Аляска — одна из богатейших нефтегазо-
носных территорий США. За последние годы
в ее северной и южной частях открыто не-
сколько крупнейших месторождений нефти
и газа и среди них уникальное газонефтяное
месторождение Прадхо-Бей. Месторождения
расположены в основном в двух нефтегазо-
носных бассейнах— Арктического склона и
зал. Кука (рис. 151).
РИС. 151. Обзорня карта нефтегазоносности
Аляски.
Месторождения: а — нефтяные, б — газовые,.
в — газонефтяные; г — границы впадин.
/ — Арктическая платформа; II — Колвилле-
ский предгорный прогиб; межгорные впадины:
III — Нортон, IV — Коюкук, V — Поркью-
пайн-Кандик, VI — Бетел, VII — Нушагак,
VIII — зал. Кука, IX — Матачуска, X — Ку-
пер-Ривер, XI — Якатага-Каталла (Сент-
Элиас). Месторождения; / — Барроу; 2 —
Симпсон; 3 — Топагорук; 4 — Фиш-Крик; 5 —
Каолак; 6 — Мид; 7 — Оумалнк; 8 — Титалук;.
9 — Вульф-Крик; 10 -- Сквэар-Лейк; 11 —
Умиат; 12 — Губик; 13 — Грандстанд; 14 —
Свенсон-Ривер; 15 — Кенай; 16 — Каталла;
17 — Прадхо-Бей
И Зак. 192
325
Бассейн Арктического склона представ-
ляет собой прибрежную платформенную впа-
дину Северной Аляски. На юге впадина от-
деляется от системы складчатых сооруже-
ний Брукса Колвиллским предгорным про-
гибом, на севере — погружается под воды
Ледовитого океана. Впадина выполнена тол-
щей мезозойских отложений, мощность ко-
торых увеличивается в сторону оси Колвил-
лского прогиба. Мезозойские отложения сла-
гают глины, глинистые сланцы, аргиллиты,
песчаники с подчиненными прослоями из-
вестняков. Меловые отложения несогласно
перекрываются песчано-глинистыми поро-
дами палеоцена—эоцена. Между мезозой-
скими и палеозойскими отложениями также
наблюдается несогласие.
Глубина залегания фундамента в районе
м. Барроу — 750—900 м, подошва мезозой-
ских отложений в Колвиллском предгорном
прогибе по геофизическим данным находится
на глубине более 6000 м.
В бассейне Арктического склона с конца
40-х годов открыты небольшие газовые и
нефтяные месторождения с залежами газа
в юрских и меловых отложениях.
В 1968 г. здесь было открыто уникальное
газонефтяное месторождение Прадхо-Бзй,
расположенное в северо-восточной части
штата Аляска, в 300 км к востоку от м. Бар-
роу. Северной своей частью оно захватывает
прилегающие акватории Северного Ледови-
того океана. При испытании скважины-
открывательницы с глубины 2595—2691 м
из триасовых отложений получен фонтан
нефти дебитом 402 м3/сут, из миссисипских
отложений с глубины 2852—2948 м — фон-
тан нефти дебитом 192 м3/сут и из триасовых
отложений с глубины 2475—2643 м — фон-
тан газа дебитом 120 тыс. м3/сут.
В строении месторождения принимают уча-
стие палеозойские, мезозойские и кайно-
зойские отложения, залегающие на породах
фундамента доверхнедевонского возраста.
Эти отложения подразделяются на два оса-
дочных комплекса, слагающих самостоятель-
ные структурные этажи и разделенных эро-
зионным и структурным несогласиями.
Нижний осадочный комплекс сложен ка-
менноугольными, пермо-триасовыми, юрс-
кими и нижнемеловыми отложениями,
верхний — нижнемеловыми и третичными от-
ложениями.
Месторождение Прадхо-Бей расположено
на северном платформенном крыле пред-
горного прогиба Колвилл. Площадь место-
рождения более 2000 км2, размеры 73 x 29 км.
На месторождении выявлены три стратигра-
фически экранированные залежи (рис. 152).
Нижняя залегает на глубине 2630—3135 м
и приурочена к известнякам группы Лис-
берн миссисипского (нижний и средний кар-
бон) возраста. Проницаемость известняков
не более 0,008 мкма. Залежь нефтяная с га-
зовой шапкой. Газовый фактор 205 м3/м3.
Дебит нефти 19,6 т/сут, дебит газа
34,7 тыс. м“/сут.
Средняя залежь, заключающая основные
запасы, выделена в группу Прадхо-Бей пермо-
326
триасового возраста и связана с песчаниками
свит Csr-Ривер и Седлрочит. Продуктивные
песчаники залегают на глубине 2430—2605 м,
пористость их 25%, проницаемость
0,175 мкм!. Залежь нефтяная с газовой шап-
кой. ВНК единый для обеих свит. Плот-
ность нефти 0,887—0,913 ч/см3, газовый фак-
тор от 125 до 145 м3/м3, площадь залежи
1480 км2.
Верхняя залежь связана с песчаниками
свиты Купарук-Ривер. Пористость песчани-
ков 23 %, проницаемость 0,193 мкм2. Залежь
нефтяная, вскрыта на глубине 2028—2118 м.
Площадь залежи 5200 км2. Нефть в залежи
недонасыщена газом. Давление насыщения
168,5 МПа, начальное пластовое давление
23,9 МПа, газовый фактор 63 м3/м3.
Месторождение Прадхо-Бей — самое круп-
ное газонефтяное месторождение Северной
Америки. Извлекаемые начальные запасы
нефти 1,5—2,5 млрд. т. Запасы газа оцени-
ваются в 765 млрд. м3.
Бассейн зал. Кука представляет собой уз-
кую вытянутую мульду северо-восточного
простирания, ограниченную на северо-за-
паде горами Чигнин Алеутского хребта, а
на юго-востоке — горами Кенай. Протяжен-
ность бассейна 400 км при ширине от 18—20
до 104 км. В строении бассейна принимают
участие мощные толщи кайнозойских и мезо-
зойски х отложений, несогласно перекры-
вающих палеозойские. Мощность мезозой-
ских отложений 7—14 км.
В пределах бассейна открыто более 25 га-
зовых и нефтяных месторождений. Основные
залежи нефти и газа приурочены к песчаным
горизонтам свит Хэмлок (палеоцен—эоцен)
и Кенай (эоцен). Наиболее крупные нефтяные
месторождения — Свенсон-Ривер и Артур-
Ривер, газовое — Кенай.
Газовое месторождение Кенай расположено
в южной части штата Аляска, в бассейне
зал. Кука. Открыто в 1959 г. Газовая залежь
приурочена к брахиантиклинальной складке
меридионального простирания, осложненной
двумя нарушениями амплитудой 45—60 м
(рис. 153). Газоносная свита Хэмлок (серия
Кенай) залегает на глубине 1372—3353 м
и слагается континентальными отложениями.
Общая мощность коллекторов более 150 м,
эффективная 30—90 м. Песчаники кварце-
вые, крупнозернистые, пористостью более
30 %, однако некоторые песчаные прослои
характеризуются низкими значениями пори-
стости и проницаемости. Площадь газонос-
ности 48,5 км2. Дебиты газа 524—
880 тыс. м3/сут. Источником образования
углеводородов на месторождении явились,
по мнению американских геологов, подсти-
лающие продуктивные отложения: уголь-
ные пласты и лигниты. Это подтверждается
еще и тем, что благоприятные нефтегазомате-
ринские породы находятся в стороне от место-
рождения на многие сотни километров.
Газ месторождения Кенай преимущест-
венно метановый, содержит 99,6—99,7 %
метана. Начальные запасы газа оцениваются
в 153 млрд. м3. Месторождение разрабаты-
вается.
a.
в
Фундамент
РИС. 152. Тазонефтяное месторождение Прадхо-
Бей:
а—структурная карта по кровле песчаника Седл-
рочит; б — геологический разрез.
/ — изогипсы в м; контуры: 2 — нефтеносности,
3 — газоносности; 4 — верхнее ограничение
нефтегазоносности песчаника Седлрочнт; 5 —
тектонические нарушения; 6, 7 — срезание
кровли и подошвы песчаника Седлрочит; 8 —
нефть; 9 — газ
РИС. 153. Газовое месторождение Кенай. Струк-
турная карта подошвы верхней продуктивной
пачки в разрезе верхней части свиты Кенай.
J — изогипсы в м; 2 — тектонические нарушения
11*
КАНАДА
Канада имеет столетний опыт поисков и раз-
ведки газовых месторождений в различных
геологических и природных условиях. К на-
стоящему времени в стране подготовлено
около 2,5 трлн, м3 доказанных запасов,
на основе которых создана мощная газодобы-
вающая промышленность, обеспечивающая
как внутренние потребности страны в при-
родном газе, так и крупные экспортные по-
ставки в США. За 1980 г. в Канаде добыто
68,1 млрд, м3 природного газа, аккумуля-
тивная добыча за все годы существования
газовой промышленности (с 1862 г.) достигла
1,75 трлн. м3. Общая площадь перспектив-
ных в нефтегазоносном отношении седимен-
тационных бассейнов на суше и шельфе
Канады составляет 5,5 млн. км2.
Территория Канады включает северную
часть Северо-Американской платформы и
часть окружающих платформу складчатых
систем: Кордильерской на западе, Аппалач-
327
РИС. 154. Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений Западной Канады.
а — зона передовых складок; месторождения:
б — газовые, а — газонефтяные, г — нефтяные;
д — битумные песчаники Атабаски.
Месторождения: / — Кларк-Лейк; 2 — Котчо-
Лейк; 3 — Зама; 4 — Рейнбоу; 5 — Бьюик-
Крик; 6 — Баундари-Лейк; 7 — Ред-Эрс; 8 —
Стерджен-Лейк; 9 — Вирджиния-Хилс; 10 —
Суон-Хилс; 11 — Джуди-Крик; 12 — Митью;
13 — Редуотер; 14 — Ледюк; 15 — Пембина;
16 — Эдсон; 17 — Викинг; 18 — Фенн-Биг-
Валли; 19 — Ллойдминстер; 20 — Колвнлл-
Смайли; 21 — Медисин-Хат; 22 — Фостертон;
23 — Стилмен; 24 — Вейбурн; 25 — Мидейл;
26 — Пинчер-Крик; 27 — Тернер-Валли; 28 —
Джампинг-Пуанд; 29 — Страч ч-Рнсинус; 30 —
Блуберрн; 31— Кейбоб-Саум; 32—Кроссфилд;
33 — Ватертон
ской на востоке и Ивнуитской (Франклина)
на севере. В платформенной области цен-
тральное положение занимает Канадский
кристаллический массив, где породы фунда-
мента выведены или приближены к дневной
поверхности. На склонах щита развиты
докембрийские, палеозойские, мезозойские и
в небольшом объеме кайнозойские осадки,
мощность и стратиграфический интервал
которых постепенно увеличиваются в запад-
ном, северном и юго-восточном направлениях
от щита. С этими отложениями и связаны по-
иски и разведка нефтяных и газовых место-
рождений. В небольшом объеме поисково-
разведочные работы осуществляются в меж-
горных впадинах внутри Аппалачской и Кор-
дильерской складчатых систем.
По природно-климатическим условиям и
уровню экономического развития террито-
рию Канады принято подразделять на три
региона: Западный, Восточный и Арктиче-
ский. Такое деление совпадает с райониро-
ванием на крупные структурные элементы
коры и отражает существенное распределение
разведанных запасов природного газа и цен-
тров его добычи и потребления.
328
Западная Канада — основной газоносный
и газодобывающий район страны. Разведоч-
ные работы ведутся более чем 90 лет, за это'
время достигнута высокая степень геологи-
ческой изученности недр и открыто большое
число газовых месторождений (рис. 154).
К Западной Канаде относят территорию-
провинций Альберты, Британской Колум-
бии, Саскачевана и Манитобы. Поиски место-
рождений нефти и газа сосредоточены глав-
ным образом в платформенной части терри-
тории между Кордильерами на западе и Ка-
надским щитом на востоке. Выделяемый в та-
ких границах Западно-Канадский бассейн
соответствует впадине Альберта, являющейся
частью предгорного прогиба Кордильер, и-
северной части Уиллистонской синеклизы,,
уходящей на юге на территорию США.
Перспективы нефтегазоносности связываются
также с межгорными впадинами внутри Кор-
дильерской складчатой области, а также шель-
фом Тихого океана, но практических резуль-
татов в этих районах не получено.
Разрез Западно-Канадского бассейна сло-
жен палеозойскими и в меньшем объеме мезо-
зойско-кайнозойскими отложениями, мощ-
ность и стратиграфический интервал которых
увеличиваются от щита к складчатой области.
Мощность осадочного чехла в предгорьях
Кордильер достигает 5—6 км. Сложность
.геологического строения обусловлена широ-
ким развитием на разных стратиграфических
уровнях эвапоритовых и рифтовых комплек-
сов и многочисленных перерывов в осадко-
накоплении.
Впадина Альберта обладает всеми особен-
ностями, присущими предгорным депрес-
сиям: линейностью, асимметрией со смеще-
нием осевой зоны в сторону крутого запад-
ного борта, нарастанием дислоцированности
пород к складчатой области. На границе
с последней расположена зона сложно по-
строенных передовых складок.
Первое газовое месторождение Медисин-
Хат в Западной Канаде открыто в 1890 г.,
но основные' приросты запасов газа и нефти
-получены после 1947 г. из девонских рифов.
Эго стимулировало совершенствование ме-
тодики и увеличение объемов глубокого бу-
рения с целью разведки месторождений не-
структурного типа. К настоящему времени
газовые, газоконденсатные и газонефтяные
залежи открыты в отложениях от девонского
до мелового возраста включительно, но ос-
новная часть разведанных запасов газа при-
ходится на девонскую миссисипскую и мело-
вую системы. Наиболее крупные газовые
месторождения — Кейбоб-Саут, Медисин-
Хат, Кроссфилд, Тернер-Валли, Ватертон
в др. Характеристика газов приводится
в табл. 65.
Восточная Канада охватывает территорию
к востоку от Канадского щита, включающую
его юго-восточный склон, куда относятся се-
верное замыкание Мичиганской синеклизы
и Предаппалачский прогиб, а также мелкие
межгорные впадины Аппалачей, впадина
Гудзонова залива и шельф Атлантического
океана. Перспективы нефтегазоносности свя-
заны с 15 различными седиментационными
бассейнами, большинство из которых изу-
чается много десятилетий. Первое газовое
месторождение Кингсвилл открыто в 1889 г.,
а к настоящему времени известно около
100 месторождений, имеющих суммарные
остаточные запасы 7 млрд. м3. Большинство
месторождений полностью выработаны.
Промышленное значение имеют в основном
газовые и газонефтяные месторождения на
п-ове Онтарио, что соответствует северным
частям Мичиганской синеклизы и Предап-
палачского прогиба, разделенным сводом
Альконг. Осадочный чехол этой территории
представлен палеозойскими отложениями
мощностью до 1500 м. Месторождения преиму-
щественно однопластовые и связаны с разно-
образными локальными складками, неболь-
шими рифами, структурами облекания, зо-
нами выклинивания и локальных изменений
коллекторских свойств и др. Наибольшее
число месторождений (98 % разведанных за-
пасов) сосредоточено в кварцевых песчани-
ках, доломитах и рифогенных известняках
силурийского возраста (свиты Гвелф, Са-
лина и др.). Нефтегазоносны также кембрий-
ские, ордовикские и девонские карбонатные
породы и песчаники. Глубина залежей колеб^
лется в основном от 200—300 до 1000 м. По-
ристость газонасыщенных пород 8—15%.
Небольшие газовые месторождения Стони-
Крик (1909 г.) и Пойнт-дю-Лак (1961 г.)
открыты во впадинах Нью-Брансуик и до-
лины р. Св. Лаврентия. Первое из них со-
держит 12 линзовидных залежей в песчани-
ках свиты Альберта (нижний миссисипий)
на глубине 350—Й0 м. Начальные запасы
газа составляли 1,5 млрд. м3. Месторожде-
ние Пойнт-дю-Лак обнаружено в четвертич-
ных песках на глубине около 100 м. Запасы
газа 0,4 млрд. м3.
Новый этап в развитии поисково-разведоч-
ных работ на нефть и газ в Восточной Канаде
начался в 1969 г., когда на шельфе Атлан-
тического океана развернулось глубокое бу-
рение. Эти работы были подготовлены боль-
шим комплексом геофизических исследова-
ний на значительной части акватории, что
позволило установить наличие осадочной
толщи мощностью до 9000 м на шельфе Баф-
финова залива, до 7500 м в зал. Св. Лаврен-
тия и до 6000 м у побережья Гренландии и
Нью-Фауцдленда.
При буровых работах на различных уча-
стках указанного шельфа открыто более 10
газовых и газонефтяных месторождений
(Сейбл, Гудрид, Снорри и др.), а также пер-
вое крупное нефтяное месторождение Хи-
берния.
Арктический регион Канады рассматри-
вается как наиболее перспективный для даль-
нейшего развития геологоразведочных ра-
бот на нефть и газ. Он изучается с начала
60-х годов, но интенсивно — после 1969 г.,
когда на Аляске было открыто месторожде-
ние Прадхо-Бей. Из нескольких арктических
осадочных бассейнов, перспективных в не-
фтегазоносном отношении, в разведку вовле-
чены два наиболее крупных — бассейны
Бофорт-Маккензи и Свердруп. Кроме того,
в начале 60-х годов бурение в небольшом
объеме проводилось в межгорной впадине
Игл, где было открыто газонефтяное место-
рождение Ченс, которое из-за удаленности
и небольших запасов осталось недоразведан-
ным.
Бассейн Бофорт-Маккензи по своему струк-
турному положению в пределах прибреж-
ной северной равнины Американского кон-
тинента и на прилегающем шельфе моря
Бофорта аналогичен северному склону
Аляски. Площадь его при ограничении на се-
вере по изобате 200 м составляет 155 тнс .км1.
Бассейн выполнен в основном мезозойскими
и кайнозойскими отложениями, мощность
которых в северном направлении увеличи-
вается до 11 км, в том числе только кайно-
зойских до 4—5 км. На юге разрез сильно
сокращен, в результате чего меловые осадки
трансгрессивно перекрывают размытую по-
верхность палеозойских и даже протерозой-
ских пород.
Бурение в материковой части бассейна
Бофорт-Маккензи ведется с 1965 г., в приб-
режных мелководных участках шельфа
329
Таблица 65
Характеристика газов основных месторождений Канады
М есторож ден и е Продуктивный горизонт Состав газа, % по объему
СН4 С,Н. С.Н, с4н10 с,н„ + + высшие N, СО, H2S Плотность газа
Западная Канада
Окотокс Девон, Вабамун 46,2 0,6 0,1 0,1 0,2 2,3 10,4 40,1 0,923
Кроссфилд То же 54,1 0,4 0,1 0,04 0,2 2,8 14,8 27,6 0,887
Ватертон » 52,3 2,2 0,8 0,6 0,8 4,7 7,2 31,4 0,882
Кларк-Лейк Девон, Слейв-Пойнт 85,6 0,1 0,02 0,02 — 3,5 10,5 — 0,671
Котчо-Лейк То же 84,2 0,2 0,02 0,02 — 0,9 13,9 0,8 0,698
Невис Девон, Ледюк 71,9 5,1 2,4 1,3 0,8 16,8 1,7 — —
Уэстероуз-Саут То же 78,1 10,1 4,0 1,6 1,0 3,0 0,8 1,4 0,719
Кроссфилд Карбон 83,6 6,0 1,9 1,0 0,5 0,4 5,3 1,1 0,689
Кроссфилд-Ист » 75,2 8,2 4,3 3,0 2,7 1,2 5,4 — 0,800
Пинчер-Крик » 76,6 3,1 1,3 0,8 0,6 1,4 5,0 11,2 0,729
Ватертон » 73,9 3,7 1,3 0,8 0,6 1,1 5,9 12,7 0,750
Джилби Юра 65,4 15,4 8,2 3,3 1,2 0,1 6,4 — 0,843
Кесфорд Мел 91,3 3,5 1,5 0,8 0,3 2,6 — — 0,613
Кейбоб Мел 84,6 7,4 2,4 0,9 0,6 2,6 1,5 0,666
Прово » 92,3 2,0 1,4 0,6 0,2 2,9 0,6 0,607
Медисин-Хат » 95,6 0,2 0,05 0,05 0,03 3,7 — 0,571
Харматтан-Элктон Девон, Ледюк 42,5 0,2 0,6 0,05 0,1 1,0 3,7 53,4 —
Эдсон Миссисипий, Тернер-Валли 88,3 2,8 0,6 — — 0,1 5,0 2,1 —
Восточная Канада
Стони-Крик I Карбон, Альберта I 79,5 I 19,4 I — | — I — I 1,1 I — I — I 9,55)
Тильбюри | Силур, Гвель | 84,9 | 6,5 | 2,7 | 1,1 |' 1,5 | 3,9 | 0,1 | | —
Арктическая Канада
Кинг-Кристиан Триас 96,0 0,2 0,5 0,4 0,1 1,2 1,5 —
Персонс-Лейк Мел 87,0 4,0 3,0 — — 2,0 4,0 — —
с 1972 г., на погруженных участках открытого
моря с 1976 г. Первые и наиболее крупные
по запасам газа месторождения Теглу и Пер-
сонс-Лейк были выявлены в 1971 г. К началу
1980 г. в бассейне открыто И газовых и га-
зонефтяных месторождений с общими разве-
данными запасами газа 212 млрд. ма. Нефте-
‘ газоносны разновозрастные отложения от де-
вона до неогена, но основные запасы
сосредоточены в меловом — неогеновом
комплексе. В отдельных скважинах уста-
новлено от 2—3 до 10 продуктивных интер-
валов.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Теглу находится в северной части района,
на о-ве Ричардс. Газовые залежи приурочены
к верхнемеловым и базальным третичным
песчаникам. Высота первой залежи не ме-
нее 70 м, глубина залегания 2890—2900 м,
эффективная мощность песчаников 80—85 м,
их пористость 18%. Вторая залежь нахо-
дится на глубине 2450—2500 м, высота ее
50 м, эффективная мощность песчаников
72 м, пористость 18—25 %, проницаемость
0,010—6,3 мкм2. При испытании были полу-
чены притоки газа дебитом 28—800 тыс. м3/сут,
а также конденсат. Запасы газа месторожде-
ния оцениваются в 80 млрд. м8.
Газовое месторождение Персонс-Лейк на-
ходится в 70 км севернее г. Инувин на юго-
восточном борту бассейна, осложненном сво-
дом Аклавик. Продуктивный горизонт —
песчаник Персонс — приурочен к низам ме-
ловых отложений (берриас-валанжин) и рас-
членен глинами на пять пластов общей эф-
фективной мощностью 90 м. Песчаники имеют
среднюю пористость 10—11 %, проницае-
мость 0,001—0,002 мкм2 (максимально
0,013 мкм2). Глубина кровли горизонта
2760 м. Дебиты скважин от 85 до
1017 тыс. м3/сут. В составе газа 86 % метана,
4 % этана, 3 % пропана, 2 % азота, 5 %
углекислого газа. Запасы месторождения
48 млрд. м3.
В 1977 г. в морской части бассейна Бофорт-
Маккензи были открыты газовые место-
рождения Укалерк и Некторалик. Первое
из них связано с песчаниками олигоцена
(комплекс Иперк), вскрытыми на глубине
2300—2500 м. Дебит газа достигал
4,8 млн. м3/сут. Газ метановый со следами
ТУ. Па месторождении Некторалик в том же
стратиграфическом комплексе открыты две
залежи, из которых нижняя (глубина 2650—
2700 м) газонефтяная, а верхняя (глубина
около 2260 м) — газоконденсатная. В сква-
жине-открывательнице 59-К дебит газа из
верхней залежи составил 1470 тыс. м3/сут,
из нижней 255 тыс. м3/сут.
Изучение морской части бассейна Бофорт-
Маккензи рассматривается как перспектив-
ное направление геологоразведочных работ.
В 1979 г. в 75 км от берега при глубине
воды 55 м было открыто крупное нефтяное
месторождение Копаноар, подтверждающее
региональный характер нефтегазоносности
кайнозойских отложений в этом регионе.
К настоящему времени закартировано 45,
а всего предполагается более 100 крупных
морских структур, перспективных для по-
становки бурения.
Канадский Арктический архипелаг зани-
мает площадь более 1,3 млн. км2 в западной
и центральной частях впадины Свердруп,
представляющей собой краевую синеклизу
Северо-Американской платформы, частично
наложенную на складчатую структуру Ив-
нуит. Впадина заполнена полифациальными
осадками палеозойского, мезозойского и кай-
нозойского возраста, их мощность в погру-
женных участках бассейна превышает 20 км.
Глубокое бурение на Канадском Арктиче-
ском архипелаге ведется с 1961 г., но откры-
тие нефтяных месторождений относится
к 1969 г. К настоящему времени на островах
и прилегающих участках моря открыты
10 газовых и газонефтяных месторождений,
из которых Дрейк-Пойнт, Хекла и Уайтфиш
содержат запасы газа, превышающие
100 млрд, м3 в каждом. По оценке на 1980 г.
разведанные и вероятные запасы газа откры-
тых месторождений составляют 450 млрд, м3.
Притоки газа и нефти получены из девон-
ских, пенсильванских, триасовых, юрских и
меловых отложений, но промышленная газо-
носность имеет более узкий стратиграфиче-
ский интервал от нижнего триаса до нижнего
мела, причем 90 % запасов приурочено к верх-
нетриасо-нижнеюрскому комплексу отложе-
ний (свиты Борден-Айсленд, Кинг-Кристиан),
которые содержат высокопористые дельтовые
песчаники общей мощностью до 1200 м.
Газоконденсатное месторождение Дрейк-
Пойнт открыто в 1969 г. на о-ве Мелвилл.
Оно связано со сложно построенной анти-
клинальной складкой размерами 14 хЮ км>
площадью 350 км2. Основная по запасам
газовая залежь приурочена к песчаникам
свиты Борден-Айсленд, образующим пласты
мощностью 9—27 м. Средняя пористость пес-
чаников 20—22 %. Глубина залежи 1050—
1400 м. Покрышкой служат алевролиты свиты
Уилки-Пойнт и глины свиты Сэвик. Ниже
основной залежи в песчаниках свиты Шей
(средний + верхний триас) открыта неболь-
шая газовая залежь стратиграфического
типа. Газ месторождения Дрейк-Пойнт су-
хой, на 96 % представлен метаном. Запасы
месторождения оцениваются в 158,3 млрд. м3.
Газоконденсатное месторождение Хекла
выявлено в 1972 г. в западной части о-ва
Мелвилл, в дальнейшем прослежено в море.
Приурочено к крупной антиклинали разме-
рами 25х 13 км. Основные запасы связаны
с песчаниками свиты Борден-Айсленд. Эф-
фективная мощность пластов песчаников от 8
до 34 м. Глубина залежи в своде 930 м.
Небольшие газовые залежи открыты в песча-
никах свит Шей (средний + верхний триас)
и Бьорн (нижний триас), а также в выше-
лежащей части мезозойского разреза —
в песчаниках свиты Моулд-Бей (Оксфорд—
неоком), залегающих на глубине 560 м. За-
пасы газа месторождения Хекла состав-
ляют 105 млрд. м3.
Месторождение Уайтфиш открыто в 1979 г.
и рассматривается как важнейшее открытие
в пределах Канадского Арктического архи-
331
пелага. Скважина-открывательница пробу-
рена в морской части бассейна с ледовой плат-
формы в 30 км к северо-востоку от о-ва Мел-
вилл. Вскрыты три продуктивных горизонта
в песчаниках свиты Моулд-Бей (оксфорд—нео-
ГЛАВА 13
ЗАПАДНАЯ ЕВРОПА
В Западной Европе разведанные запасы газа
по состоянию на 1/1 1981 г. составили
4,4 трлн, м3, или 9,5 % всех запасов газа
капиталистических и развивающихся стран.
Товарная добыча газа за 1980 г. составила
191 млрд. м3.
Вследствие высокой энергопотребности ге-
ологоразведочные работы на нефть и газ ве-
дутся в большинстве стран Западной Европы,
•причем в Великобритании, Италии, ФРГ и
ряде других стран они были начаты еще
в прошлом столетии. Вместе с тем развитие
добычи газа в крупных объемах стало воз-
можным лишь в последние два десятилетия,
•благодаря открытию в 1959 г. в прибрежной
части Нидерландов крупнейшего в Западной
Европе газового месторождения Гронинген,
а в последующие годы — группы крупных
месторождений в акватории Северного моря.
В настоящее время в Северном море и на его
.побережье (Нидерланды, Великобритания,
Норвегия и Дания) сосредоточено 85 %
разведанных запасов газа Западной Европы
•и 78 % текущей товарной добычи.
Среди других стран Западной Европы наи-
большие запасы газа подготовлены во Фран-
ции, ФРГ и Италии. Во Франции они свя-
заны главным образом с месторождениями
в Аквитанском бассейне, из которых место-
рождение Лак — крупнейшее. На террито-
рии ФРГ геологоразведочные работы ведутся
в Северо-Германском, Предальпийском и
Верхнерейнском бассейнах. Наиболее круп-
ное газовое месторождение Гроотхузен имеет
начальные запасы 65 млрд. м3. Несмотря на
значительное развитие геологоразведочных
работ, осуществление программ бурения сква-
жин глубиной 6—7 км, изучение прибреж-
ных экваториальных участков, в обеих стра-
нах в последние годы наблюдается сокра-
щение разведанных запасов газа.
В Италии на протяжении последнего деся-
тилетия запасы газа колеблются около уровня
200 млрд. м3. Наибольшие запасы 50 млрд, м3
подготовлены на месторождении Малосса,
открытом в 1973 г. вблизи г. Милан. Оно
приурочено к трещиноватым известнякам
на глубине 5400—6005 м. Активные работы
ведутся на морских площадях, где открыт ряд
месторождений (Равенна-Маре, Порто-Кор-
зини-Маре, Агостино и др.) с запасами до
20—30 млрд. м3.
Изучение Средиземного и связанных с ним
морей ведется в последние годы Грецией,
Францией и рядом других стран. В греческом
секторе Эгейского моря открыто несколько
газонефтяных месторождений. Установлена
нефтегазоносность на западном (атлантиче-
332
ком) на глубине 873—906 и 1667—1690 м
и в песчаниках свиты Кинг-Кристиан (ниж-
няя юра) на глубине 2077—2126 м. Уже на
начальной стадии изучения запасы месторож-
дения оцениваются от 85 до 140 млрд. м3.
ском) и восточном (средиземноморском) шель
фах Испании.
В начале 1980 г. сообщено об открытии
в Ирландском море газового месторожде-
ния Моркам, которое, по предварительным
данным, имеет запасы 140 млрд. м3.
СЕВЕРНОЕ МОРЕ
Акваториальная часть Североморского не-
фтегазоносного бассейна имеет площадь
около 240 тыс. км2 и подразделяется на сек-
торы, принадлежащие Великобритании, Нор-
вегии, Дании, Нидерландам и ФРГ.
Интерес к изучению бассейна возник в на-
чале 60-х годов после открытия на побережье
Нидерландов гигантского газового месторож-
дения Гронинген. Бурение было начато
в 1964 г., на следующий год было открыто
первое газовое месторождение Вест-СЬул,
которое в 1967 г. вступило в разработку с по-
дачей газа в Великобританию.
Североморский бассейн представляет собой
внутриплатформенную впадину, сформиро-
ванную на каледонском фундаменте. Впадина
заполнена полифациальными осадками девон-
ского и более молодого возраста, мощность
и стратиграфический диапазон которых уве-
личиваются в северном направлении.
Южная часть акватории выделяется как
Английская впадина и характеризуется глу-
бинами моря 20—50 м. Девонские отложения
представлены красноцветными песчаниками
и конгломератами. Каменноугольные отло-
жения выражены чередующимися аргилли-
тами, алевролитами, в верхней части содер-
жатся пласты угля. Мощность их 3500 —
4250 м. В разрезе Ротлигендеса (нижняя
пермь) выделяют алевролито-глинистую тол-
щу мощностью до 800 м, песчано-алевролито-
вую и песчаную мощностью от 100 до 450 м.
Верхнепермские отложения (цехшгейн) со-
ставляет соленосная толща мощностью от 450
до 1500 м, служащая покрышкой газовых
залежей Ротлигендеса. Мезозойский разрез
слагают в основном терригенные породы.
В верхнеюрском и верхнемеловом разрезах
развиты карбонатные толщи. Мощность мезо-
зойских отложений достигает 3000 м. Третич-
ные отложения в южной части акватории пред-
ставлены преимущественно глинами мощ-
ностью около 600 м.
На юге Северного моря газоносны главным
образом красноцветные песчаники Ротли-
гендеса, перекрытые солями Цехштейна.
С Ротлигендесом связаны главные газовые
месторождения этого района: Леман, Индефа-
тигейбл, Вест-Соул, Викинг — в британском
Плесид — в нидерландском. На
-.................
капнем местофождаита Хыот тазотекин ЭДХ1ЭОД
^'глкй'гма. ^аквддал.. \\?дай. y. , 'жадд,
''/Хч'Л^ЧЧ. 4_.'^.-^i^55>SS«^'^S^SSS^bSs^J^(ss»-
пый грабен, сложенный мезозойско-кайно-
зойскими и пермскими отложениями.
В 1969 г. в этой зоне было открыто первое
нефтяное месторождение Экофиск, имеющее
крупную газовую шапку. В последующем
при разведочных работах в британском, нор-
вежском и датском секторах были открыты
газонефтяные месторождения — спутники
Экофиска (Элдфиск, Западный Экофиск, Код,
Тор и др-), а также крупные нефтяные место-
рождения Аук, Эрджил, Фулмар и т. д.
Северная часть акватории Северного моря
характеризуется наибольшим погружением
морского дна до 500—600 м. По тектониче-
ским особенностям здесь выделяются крупные
впадины Викинг и Морей-Фирз, заполненные
мезозойско-кайнозойскими отложени ями
большой мощности. К впадине Викинг приу-
рочены многие из открытых в последние годы
месторождений, в том числе крупное газовое
Фригг, газонефтяные и нефтяные Статфьорд,
Бренд, Найниан и др. Главные месторожде-
ния во впадине Морей-Фирз: Фортиз, Мон-
троуз, Пайпер, Беатрис. Нефтегазоносность
в северной части акватории связана главным
образом с отложениями юрского и эоценового
.возраста.
К началу 1981 г. в Северном море открыто
около 100 нефтяных и газовых месторожде-
ний. Из них крупнейшие по запасам газа —
Фригг, Экофиск, Статфьорд, Леман, Вест-
Соул, Индефатигейбл, Викинг, Хьюит, Хейм-
далл, Плесид, в каждом из которых содер-
жится свыше 30 млрд, м3 газа (рис. 155).
В 1980 г. сообщено об открытии на севере
акватории газового месторождения в блоке
31/2 (норвежский сектор), запасы его оцени-
ваются в 560 млрд, м3, т. е. оно может стать
наиболее крупным месторождением Север-
ного моря. Начальные разведанные запасы
газа всех открытых месторождений состав-
ляют 2,3 трлн, м3, основная их часть сосредо-
точена в британском и норвежском секторах.
Запасы месторождений, открытых в нидер-
ландском секторе, составляют 370—
400 млрд, м3, в датском 60—90 млрд. м3.
В секторе ФРГ положительных результатов
не получено.
Газоконденсатное месторождение Фригг от-
крыто в 1971 г. в северной части акватории,
на стыке британского и норвежского секторов.
Газоносны песчаники эоцена общей мощ-
ностью 135 м, средней пористостью 30%.
Глубина залежи в среднем 1950 м. Имеется
небольшая нефтяная оторочка. По состоянию
на 1/1 1981 г. запасы газа в британской части
месторождения составили 230 млрд, м3,
в норвежской 127 млрд. м3.
Газонефтяное месторождение Статфьорд
обнаружено в 1974 г. в северной части аква-
тории и принадлежит норвежскому (81 %
запасов) и британскому (16%) секторам.
Приурочено к поднятию, разбитому на блоки.
Нефтегазоносны песчаники доггер-лейаса
(нижняя юра) мощностью 175 м, пористостью
10—26 %, проницаемостью до 5,5 мкм2.
«.—•«««« зчааси «ад ^5 4WIV
И?,Ш
ча.%.чмл. адалин. 95f\ мда.. t.
Экофиск открыто в 1969 г. в норвежском
секторе. Приурочено к поднятию размерами
: 6х 12 км. Нефтегазовая залежь связана с дат-
ско-верхнемеловыми известняками, их макси-
мальная мощность 210 м, эффективная 119 м.
Средняя глубина залежи 3200 м. Начальное
пластовое давление 49, 2 МПа. С 1971 г.
месторождение разрабатывается. Начальные
запасы газа составляют 198 млрд. м3.
Газонефтяное месторождение Элдфиск на-
ходится в 5—10 км южнее Экофиска и схоже
с ним по геологическому строению. Открыто
в 1972 г. Размеры поднятия 4х 12 км. По
типу месторождение нефтяное с газовой
шапкой. Продуктивны известняки датско-
верхнемелового возраста, их средняя глу-
бина 2800 м. Начальное пластовое давление
47 МПа, на начало 1981 г. запасы газа со-
ставляли 59 млрд, м3, извлекаемые запасы
нефти 61 млн. т.
Газовое месторождение Леман открыто
в 54 км от побережья Англии в 1966 г. Приуро-
чено к крупному куполообразному поднятию
меридионального простирания размерами
29x8 км.Площадь структуры 259 км2. Нижне-
пермские и нижезалегающие отложения раз-
биты сбросами, затухающими в соленосной
толще Цехштейна (верхняя пермь). На ме-
сторождении газоносны отложения Ротли-
гендес (нижняя пермь), залегающие в своде
структуры на глубине 1830 м и представлен-
ные песчаниками общей мощностью около
300 м. Средняя пористость коллекторов 15 % ,
проницаемость низкая. Покрышкой газовой
залежи являются соленосные отложения
Цехштейна. Газовая залежь пластовая сводо-
вая. Начальное пластовое давление 21 МПа.
ГВК ориентировочно проводится по отметке
—2057 м. Газ месторождения содержит
94,7 % метана (см. табл. 66). Месторожде-
ние находится в разработке. Запасы газа
оцениваются в 340 млрд. м3.
Газовое месторождение Индефатигейбл рас-
положено в акватории Северного моря,
в 48 км к северо-востоку от месторождения
Леман и в 90 км от побережья Англии. От-
крыто в 1966 г. Приурочено к брахианти-
клинальной складке размерами 16x8 км.
Нижнепермские отложения характеризуются
блоковым строением. Нарушения амплиту-
дой до 170 м затухают в соленосной толще
Цехштейна, имеющей мощность около 500 м.
Меловые отложения залегают непосредст-
венно на породах триаса. На месторождении
газоносны отложения Ротлигендеса, залегаю-
щие в разных блоках на глубине от 2300
до 2750 м. Продуктивные отложения пред-
ставлены песчаниками, общая мощность ко-
торых изменяется от 60 до 90 м, газонасыщен-
ная равна 32 м. Пористость песчаников 20 %,
проницаемость 0,1 • 10~12 м2. Начальное пла-
стовое давление 28 МПа. В составе газа со-
держится до 98 % углеводородов. Извлекае-
мые запасы газа месторождения оцениваются
в 226 млрд. м3.
333
РИС. 155. Схема размещения месторождений нефти н газа Северного моря.
Месторождения: а — нефтяные, 6 — газовые,
в — газонефтяные; г — границы секторов.
Месторождения: 1 — Магнус; 2 — Марчисон;
3 — Данлин; 4 — Тистл; 5 — Статфьорд; 6 —
Корморант; 7 — Брент; 8 — Хитэр; 9 — НаЙ-
ниан; 10 — Олвин; 11 — Один; 12 — Фригг;
13 — Берил; 14 — Хеймдалл; 15 — Слейпнер;
16 — Пайпер; 17 — Клеймор; 18 — Бачэн;
19 — Фортис; 20 — Маурин; 21 — Монтроуз;
22 — Код; 23 — Альбускьглл; 24 — Тор; 25 —
Экофиск; 26 — Элдфиск; 27 — Ход; 28 — Джо-
зефайн; 29 — Фалмер; 30 — Аук; 31 — Аргнлл;.
32 — Кора; 33 — Руф; 34 — Дан; 35 — Эдда;
36 — Беатрис; 37 — Раф; 38 — Уэст-Соул;
39 — Аметист; 40 — Энн; 41 — Викинг; 42 —
Плесид; 43 — Индефатигейбл; 44 — Леман; 45 —
Зин; 46 — Локтон; 47 — Гронинген
Таблица 6S
Характеристика газов месторождение Великобритании
Месторож- дение Продуктивный горизонт Плотность газа Состав газа, % по объему
СН4 Ся Не с«н. С4Н1(1 + а 23 X" и+ cos 1 Н2+редкие i
Уэст-Соул Пермь, Ротлигендес 0,595 94,11 3,22 0,57 0,20 0,14 0,50 1,21
Леман То же 0,590 94,68 3,0 0,51 0,20 0,21 0,05 1,33
Хьюит Триас, Нижний Бан- тер 0,602 92,36 3,80 0,88 0,32 0,22 0,03 2,36
Газовое месторождение Вест-Соул нахо-
дится в 72 км от береговой линии Англии.
Открыто в 1965 г. первым в акватории.
Приурочено к нарушенной куполовидной
складке размерами 19x5 км. Нарушения за-
тухают в солях Цехштейна. Сводовая часть
структуры по подсолевым отложениям сме-
щена на юго-запад и располагается под по-
груженным крылом складки в мезозое. Газо-
носны песчаники Ротлигендес, залегающие
на глубине 2750 м. Песчаники имеют мощ-
ность 120 м, пористость 12%, проницае-
мость низкая. Высокие дебиты скважин свя-
заны с трещиноватостью пород. Начальное
пластовое давление в залежи 29 МПа, пла-
стовая температура 81 °C. Газ содержит
94,1 % метана и 3,9 % ТУ (табл. 66). Запасы
газа месторождения Вест-Соул оцениваются
в 30 млрд. м3.
Газовое месторождение Хьюит располо-
жено в 30 км от побережья Англии. Оно от-
крыто в 1966 г. Приурочено к антиклиналь-
ной складке размерами 24x5 км, ограничен-
ной сбросами. На месторождении установлена
газоносность песчаных отложений свиты Бан-
тер триаса, залегающих на глубине 823—
1220 м. Песчаники подразделяются на два
пласта: Верхний и Нижний Бантер, имеют
мощность соответственно 107 и 30 м и разде-
ляются сланцами мощностью 240—305 м.
Пласты Верхний и Нижний Бантер газонос-
ные. Коллекторы характеризуются пори-
стостью 25 % и проницаемостью до 1 • 10~12 м3.
В составе газа пласта Верхнего бантера
имеется сероводород, в газах Нижнего Бан-
тера его нет. Содержание метана 92,36 % .
Месторождение разрабатывается с 1969 г.
Извлекаемые запасы газа оцениваются в
120 млрд. м3.
Газовое месторождение Викинг выявлено
в 1968 г. к северо-западу от месторождения
Индефатигейбл, в 114 км от г. Грейт-Ярмут.
Приурочено к брахиантиклинальной складке,
осложненной нарушениями. Газоносны
нижнепермские песчаники Ротлигендес, за-
легающие на глубине 2900 м. Извлекаемые
запасы газа оцениваются в 140 млрд. м3.
Месторождение разрабатывается с 1972 г.
В 1970 г. в нидерландском секторе Север-
ного моря открыто газовое месторождение
Плесид. Оно контролируется антиклинальной
складкой, осложненной нарушениями. Газо-
носны отложения Ротлигендес, включающие
в верхней части сланцы Тен- Боер мощностью
45 м с газоносными песчаными прослоями
мощностью от 1 до 5 м в нижней части — пес-
чаник Верхний Слохтерен мощностью 120 м,
сланцы Амеланд— 42 м и песчаник Ниж-
ний Слохтерен. Покрышкой газовых залежей
служат соленосные отложения Цехштейна
мощностью до 1500 м, залегающие на глубине
2580—3660 м. Песчаники Слохтерен содержат
основные запасы газа месторождения. Их
общая мощность 180—240 м, пористость из-
меняется от 8 до 24 % (средняя 15%).
Глубина залегания продуктивных горизон-
тов 3700—3900 м. Запасы газа месторожде-
ния оцениваются в 150 млрд. м3.
НИДЕРЛАНДЫ
Нидерланды обладают самыми большими в За-
падной Европе запасами газа. На начало-
1981 г. они оцениваются в 1596 млрд. м3.
Добыча газа за 1980 г. составила
87,3 млрд. м3. Небольшие газовые месторож-
дения известны здесь с 1947 г. Однако газо-
вая промышленность начала быстро разви-
ваться после открытия в 1959 г. уникального-
месторождения природного газа Гронинген.
Позднее газовые месторождения были от-
крыты в провинциях Фрисландия, Северная
Голландия, Дренте (рис. 156). Запасы газа
наиболее крупных газовых месторожде-
ний страны составляют: Гронинген —
2500 млрд, м3, Берген — 102 млрд, м3,
Аннервен — 60 млрд. м3, Амеланд —
50 млрд, м3, Мидделие — 45 млрд. м3.
Территория Нидерландов занимает запад-
ную часть Восточно-Европейской платформы.
В строении осадочного чехла принимают уча-
стие породы от верхнего палеозоя до четвер-
тичных, залегающие на палеозойском фунда-
менте. Нефтяные и газовые месторождения
приурочены к Восточно- и Западне-Нидер-
ландским впадинам, расположенным на за-
паде и северо-востоке страны и разделенным
Центрально-Нидерландским валом. Основ-
ные запасы газа сосредоточены в красно-
цветных отложениях нижней перми (Рот-
335-
лигендес). С этими отложениями связаны
залежи газа в наиболее крупных месторожде-
ниях — Гронингене и Бергене. Ряд газовых
залежей открыт в карбонатной толще Цех-
штейна и верхней перми.
Газовое месторождение Гронинген распо-
ложено в северной части страны, примыкает
к акватории Северного моря.Открыто в 1959 г.
В его строении принимают участие четвертич-
РИС. 156. Схема размещения месторождений
нефти и газа Нидерландов.
Месторождения: а — газовые, б — нефтяные.
./ — Гронинген; 2 — Роден; 3 — Норг; 4 —
Вриес; 5 — Аннервен; 6 — Блюхамл; 7 — Ап-
пиши; 8 — Элевелд; 9 — Амеланд; 10 — Зуид-
вал; 11 — Блийя; 12 — Харлинген; 13 — Key-
ворден; 14 — Оудега; 15 — Оппенхойзен; 16 —
Соннега; 17 — Ваннепервен; 18 — Де-Вик;
19 — Эммен; 20 — Долей; 21 — Шонебек; 22 —
Кеворден; 23 — Херденберг; 24 — Тюберген;
25 — Денекамп; 26 — Берген; 27 — Шермер;
28 — Мндделие; 29 — Вассенор; 30 — Ледже-
дам; 31 — Цоетермеер; 32 — Моеркапел; 33 —
Пи пакер; 34 — Рийсвик; 35 — Де-Лир; 36 —
Беркел; 37 — Ийзельмонд; 38 — Ридеркерк;
39 — Албассердам
ные,третичные,меловые,триасовые,пермские
и каменноугольные отложения общей мощ-
ностью более 4000 м. Месторождение нахо-
дится на северном крыле Северо-Нидерланд-
ского поднятия. По отложениям Ротлигендес
структура представляет собой брахианти-
клиналь размерами 40x22 км (рис. 157).
Амплитуда по изогипсе —-3100 м составляет
более 400 м. На фоне крупного поднятия вы-
деляются небольшие приподнятые и опущен-
ные участки, которые вследствие малой ам-
плитуды не влияют на распределение залежей
газа. Структура рассечена многочисленными
сбросами северо-западного простирания ам-
336
плитудой до 100 м. Южное и западное крылья
более крутые, северное и восточное —
более пологие, часто осложнены наруше-
ниями.
На месторождении установлена газонос-
ность пермских отложений Ротлигендес, за-
легающих на глубине 2800—3000 м. В раз-
резе ротлигендес выделяются два горизонта:
верхний — тен-боер и нижний — слохтерен.
Горизонт Тен-Боер представлен толщей крас-
ноцветных глин мощностью до 60 м, горизонт
Слохтерен — толщей песчаников и конгло-
мератов мощностью от 100 до 200 м. Коллек-
торы имеют пористость 10—25 %, проницае-
мость от 0,1 до ЮООх Ю-15 м2, иногда до
ЗЮ-12 м2. Наилучшие коллекторские свой-
ства отмечаются в северной части месторож-
дения.
Продуктивные отложения Ротлигендес
перекрыты соленосными породами Пех-
штейна, мощность которых изменяется от 600
до 120 м, снижаясь до 100 м в юго-восточной
и северо-западной частях структуры. Нару-
шения в доцехштейновых отложениях за-
тухают в соленосной толще. Продуктивные
отложения подстилаются породами вест-
фальского яруса верхнего карбона — толщей
глин и песчаников и многочисленными пла-
стами углей.
Газовая залежь на большей части площади
подпирается пластовыми водами, на юге
и юго-востоке резервуар полностью запол-
нен газом. ГВК проводится на глубине
2800 м. Этаж газоносности около 400 м.
Начальное пластовое давление в залежи
35 МПа, пластовая температура 107 °C.
Газ содержит 81,30 % метана, 2,74 % этана,
0,39 % пропана, 0,14% бутана, 0,10%
пентана и высших, 14,40 % азота, О',87 %
углекислого газа и 0,05 % гелия. Суммар-
ный выход конденсата менее 5 ьсм3/ма
газа.
Большинство исследователей считают, что
формирование крупнейшего газового скоп-
ления Гронинген обусловлено влиянием
следующих факторов: наличием мощной тер-
ригенной толщи с хорошими коллекторскими
свойствами и региональной эвапоритовой
покрышки Цехштейна значительной мощно-
сти; унаследованным развитием структуры
в течение длительного времени; наличием
в разрезе нефтегазоматеринских угленосных
пород каменноугольного возраста и существо-
вание благоприятных условий для миграции
из них газа в коллекторы.
Первоначальные запасы газа месторожде-
ния составляют 2500 млрд. м3.
Газовое месторождение Берген располо-
жено в северо-западной части страны. Оно
открыто в 1964 г. Газоносные отложения
Ротлигендес залегают на глубине 1698—
2521 м и представлены песчаниками, эффек-
тивная мощность которых 100 м. Коллекторы
характеризуются пористостью 8—28 % и про-
ницаемостью 0,05—0,85 мкм2. Покрышкой
залежи служат соленосные породы Цех-
штейна. Газ месторождения содержит
95 % метана. Запасы газа оценены в
102 млрд. м3.
a
РИС. 157. Газовое месторождение Гронинген:
3 — 2800 — 3000, 4 —более 3000; 5 — контур
газоносности; 6 — тектонические нарушения*,
7 — залежь газа
а — структурная карта по кровле пачки Слох-
терен; б — геологический профиль.
Абсолютные глубины залегания кровли пачки
Слохтерен в м: 1 — менее 2600, 2 — 2600 — 2800,
ФРАНЦИЯ
Запасы газа Франции на начало 1981 г. оце-
ниваются в 81 млрд. м3. Добыча газа в 1980 г.
составила 7,5 млрд. м3.
Территория Франции занимает южную
часть Западно-Европейской эпипалеозой-
ской платформы с палеозойским складчатым
фундаментом. В пределах платформы выде-
ляются Аквитанская и Парижская впадины,
Рейнский и Ронско-Бресский грабены. Неф-
тяные месторождения известны в Парижской
впадине. Рейнском грабене и в западной
части Аквитанской впадины, а большая часть
газовых месторождений — в южной части
Аквитанской впадины (рис. 158). В Ронско-
Бресском грабене расположены небольшие
газовые месторождения Валемпур и Лон-де-
Сонье.
Аквитанская впадина находится на юге
Франции. В ее южной части выделяется уз-
кий Предпиренейский прогиб, отделенный от
горного сооружения Большим Северо-Пи-
ренейским разломом, а в северной части —
337
РИС. 158. Схема размещения месторождений
Аквитанской, Парижской впадин и Ронско-Брес-
ского грабена (по И. Ю. Успенской)
........ •ив»
Изогипсы в м\ а — кровли пермо -триаса , б —
фундамента; в — тектонические нарушения;
месторождения: г — нефтяные, д — газовые,
г — нефтегазовые; он — выход на поверхность
кристаллического фундамента; з — Пиренейская
складчатая область; и — Предпиренейский про-
гиб.
/ — Аквитанская впадина; II — Парижская
впадина; Ронско-Бресский грабен; Ilia — Брес-
тский прогиб, III6 — Ронский прогиб; IV —
Лиманский грабен; V — Армориканский массив;
VI — Центральный массив; VII — Арденнский
массив; VIII — зона Юры, Месторождения:
1 — Куломм; 2 — Шайон-Шартрет; 3 — Шелли;
4 — Сен-Мартен-де-Боссеней; 5 — Шаторенар;
6 — Сен-Фермен-де-Буа; 7 — Валемпур; 8 —
Лон-де-Сонье; 9 — Галициан; 10 — Габеан;
11 — Казо; 12 — Люго; 13 — Мот; 14 — Па-
,ранги; 15 — Люка; 16 — Лак; 17 — Мейон;
18 — Сен-Фост; 19 — Сен-Марсе; 20 — Чарл
широкий и пологий склон эпигерцинской
платформы, ограниченный на севере выхода-
ми на поверхность кристаллических, пород
Армориканского и Центрального массивов.
Южная часть впадины выполнена отложе-
ниями триаса, юры, мела и палеогена мощ-
ностью до 6000 м. Платформенный борт сло-
жен триасовыми, юрскими, верхнемеловыми
и палеогеновыми отложениями общей мощ-
ностью до 3000 м.
В Аквитанской впадине нефтяные залежи
<вязаны с кампанскими, альбскими, аптс-
кими и неокомскими отложениями, газовые —
-с сеноманскими и неокомско-верхнеюрскими,
в отложениях средней и нижней юры открыты
залежи нефти и газа. Крупнейшие газовые
месторождения в Аквитанской впадине —
Лак и Мейон.
Газонефтяное месторождение Лак располо-
жено в 30 км западнее г. По. Открыто
в 1951 г. В его строении принимают участие
триасовые, юрские, меловые и палеогеновые
отложения мощностью до 6000 м. Месторож-
дение приурочено к крупной антиклиналь-
ной складке размерами 10х 16 км (рис. 159).
С запада на поднятие Лак надвинуты разби-
тая сбросами антиклиналь Сент-Сюзани и
сопряженная с ней синклиналь Совлад, на
востоке поднятие ограничено зоной нару-
шения Ортез-Лагор.
На месторождении установлена газонос-
ность верхнеюрских и неокомских отложе-
ний на глубине 3300—4300 м и нефтеносность
доломитов и известняков кампанского яруса
верхнего мела на глубине 620—680 м. Кол-
лекторами, вмещающими газ, являются тре-
щиноватые известняки и доломиты. Карбо-
натная толща перекрывается черными пес-
чанистыми мергелями, в верхней части со-
держащими линзы нефтенасыщенных пес-
чаников. Мощность газоносного пласта
около 427 м, пористость 1—6%, проницае-
мость 0,003—0,01 мкм2.
Газовая залежь имеет размеры 15хЮ км
и высоту до 500 м. Начальное пластовое
давление в залежи 67,5 МПа, температура
на глубине 4270 м 143 °C. Дебиты газа до-
стигают 1 млн. м3/сут. Газ состоит из 69,6 %
РИС. 159. Газонефтяное месторождение Лак:
а — структурная карта по кровле неокомских
отложений; б — геологический разрез:
1 — изогипсы в м; 2 — газ; 3 — нефть
338
метана, 3,1 % этана, 1,1 % пропана, 0,6 %
«бутана, 0,7 % пентана, 9,6 % углекислого
газа, 15,3 % сероводорода. Месторождение
находится в разработке с 1957 г. Начальные
.запасы газа оценивались в 260 млрд. м3.
Газоконденсатное месторождение Мейон
расположено в 24 км к востоку от месторож-
дения Лак. Оно открыто в 1965 г. Газоносны
здесь доломиты верхней юры (свита белаир),
залегающие на глубине 4600—5000 м. Газ
содержит 6—7 % сероводорода, 8,5—9,5 %
углекислоты. Содержание конденсата в газе
31—58 г/м3. Месторождение разрабатывается.
Запасы газа месторождения оцениваются
в 65 млрд. м3.
ГЛАВА 14
АФРИКА
Африка обладает огромными ресурсами нефти
и газа. На начало 1981 г. разведанные за-
пасы нефти оценивались в 7448 млн. т, при-
родного газа 5923 млрд. м3. Добыча газа
в 1980 г. составила 18,3 млрд. м3. История
нефтяной и газовой промышленности конти-
нента началась фактически 20—25 лет назад,
когда в Алжире, Ливии, Нигерии и ряде дру-
гих африканских стран были открыты место-
рождения нефти и газа. Активизации поис-
ково-разведочных работ способствовало от-
крытие в 1956 г. крупных месторождений
в Алжире — нефтяного Хасси-Мессауд и
газоконденсатного — Хасси-Рмель. В на-
стоящее время на континенте открыто около
400 месторождений нефти и газа в широком
стратиграфическом диапазоне — от кембрия—
ордовика до палеогена.
В Африке выделяются девять нефтегазо-
носных бассейнов и значительно большее
число потенциально нефтегазоносных бас-
сейнов. Наиболее крупный нефтегазоносный
бассейн — Сахаро-Восточносредиземно-
морский. Северная часть его занята водами
Средиземного моря. На востоке бассейн
ограничивается меридионально вытянутой
разломной зоной, на западе обрамляется
горно-складчатой системой Угарта, на юге —
склонами докембрийских массивов Хоггар,
Тибести и Нубийского щита. Бассейн обра-
зован вендскими и фанерозойскими отложе-
ниями. Палеозойские отложения имеют мак-
симальную мощность свыше 6000 м на западе
и свыше 3000 м на востоке, уменьшаясь до
1000 м в Ливии, где они представлены лишь
нижнепалеозойскими. Мезозойские отложе-
ния достигают максимальной мощности
(около 6000 м) на востоке, кайнозой-
ские (3500 м) — в ливийской части бас-
сейна.
Кванза-Камерунский бассейн протяги-
вается вдоль южной части западного берега
континента в пределах периконтиненталь-
ного прогиба. Фундамент бассейна докем-
брийский, осадочный чехол его начинается
с меловых отложений.
Наиболее крупные газовые месторождения
континента —• Хасси-Рмель и Рурд-Нусс
в Алжире, Хатейба в Ливии, Абу-Гарадик
в АРЕ и др. На месторождении Хатейба,
открытом в 1963 г. во впадине Сирт, газо-
носны песчаники мела и кембро-ордовика на
глубине 2620—3140 м. Запасы газа оцени-
ваются в 340 млрд. м3.
АЛЖИРСКАЯ НАРОДНАЯ
ДЕМОКРАТИЧЕСКАЯ РЕСПУБЛИКА
На территории Алжира находятся такие
крупные нефтегазоносные бассейны, как
Шелиф (Западно-Тельский), Предтельский
(Южно-Тельский), Восточно-Атласский и
значительная западная часть Сахаро-Вос-
точносредиземноморского (Сахаро-Ливий-
ского) .
Нефтегазоносные бассейны Шелиф, Пред-
тельский ,и Восточно-Атласский занимают
межгорные впадины Тельского Атласа, Оран-
ской Месеты и Тунисского Атласа. В бассейне
Шелиф выявлены два небольших нефтяных
месторождения — Айн-Зефт и Тлиуане с за-
лежами нефти в нижнем миоцене, на глубине
150—400 м; в Предтельском — одно неболь-
шое нефтяное месторождение Уэд-Гатерини
с залежами нефти в отложениях эоцена .на
глубине 300—600 м; в Восточно-Атласском
— нефтяное месторождение Джебел-Онк с
залежами нефти в отложениях верхнего мела
на глубине 900—1300 (рис. 160).
Большая часть нефтяных и газовых место-
рождений (свыше 140) находится в пре-
делах Сахаро-Восточносредиземноморского
бассейна на территории Северной Сахары —•
каменистой (Хаммад) и песчаной (Эрг) пу-
стынь с высотами 300—500 м над уровнем
моря. Алжирская часть бассейна характе-
ризуется сильной структурной расчленен-
ностью. Выделяются три крупные впадины:
на востоке — Радамесская.на западе — Боль-
шого Западного Эрга (Западно-Алжирская
синеклиза) и в средней части — впадина
Муйдир-Уэд-Миа.
Радамесская впадина вытянута в суб-
широтном направлении. Ее длина 300 км,
ширина 250 км. Западный борт впадины ос-
ложнен рядом вилообразных поднятий, ориен-
тированных в северо-восточном направле-
нии. Все валы нефтегазоносные. Южный борт
впадины, поднимающийся к массиву Хог-
гар, осложнен плоской ступенью (террасой),
известной в литературе под названием «бас-
сейн» Полиньяк, или Иллизи. Для террасы
характерны небольшая мощность мезозой-
ских отложений (до 1000 м), отсутствие кай-
нозойских пород и мощность палеозойских
образований, не превышающая 2500 м. С во-
стока терраса осложнена приподнятой струк-
турной зоной Тихембока-Зарзаитин. Зона
339
jfc
РИС. 160. Тектоническая схема Алжирской Сахары (по С. М. Дорошко, О. М. Мкртчян, Д. С, Ору
джевой, А. Н. Шардаиову и И. М. Шахновскому, 1969 г.).
а — Южно-Атласский разлом; границы: б —
надпорядковых структурных элементов (типа
антеклиз, синеклиз и др.), е — структур I
порядка (сводов н др.); г — южная граница рас-
пространения соленосных отложений триаса.
Месторождения: д — нефтяные, е — газовые;
iWJ — выступы докембрийского фундамента.
Месторождения: 1 — Айн-Зефт; 2 — Тлиуане;
3 — Уэд-Гатернни; 4 — Джебель-Онк; 5 —
Хасси-Мессауд; 6 — Рурд-эль-Багуэл; 7 — Эль-
Хасси; 8 — Эль-Агрб; 9 — Неэла; 10 — Хасси-
начинается с трога Тихембока, отходящего
на север от массива Хоггар. Севернее она по-
гружается и расширяется, образуя на востоке
террасы Иллизи сложно построенную систему
валообразных поднятий, ориентированных
в северо-западном направлении.
С запада Радамесская впадина ограничи-
вается системой горстообразных поднятий
Амгид-эль-Биод, образующих ряд валов.
Валы расположены кулисообразно и состав-
ляют протяженную (500 км) зону, отходя-
щую на север от выступа (отрога) Хоггар-
ского массива. Валы имеют асимметричный
профиль с крутым западным крылом. Наи-
более приподнят вал Рурд-эль-Багель-Туаль
на севере зоны. Он имеет длину 170 км при
340
Тоуил; 11 — Рурд-Нусс; 12 — Хасси-Рмель-
13 — Кребша; 14 — Тиненьджайет; 15 — Ин-
Салах; 16 — Вадим-Джарет; 17 — Джебель;
Берга; 13 — Тирешумин; 19 — Тибарадин;
20 — Зарзаитин; 21 — Эджеле; 22 — Эмелей;
23 — Дом-а-Коллениа; 24 — Тахара; 25 — Ис-
саун; 26 — Альррар; 27 — Гуэлта; 28 — Оха-
нет; 29 — Тимедратин; 30 — Йн-Акамил; 31 —
Ин-Аменас; 32 — Ля-Рекуле; 33 — Тигентурин;
34 — Эль-Адеб-Лараш; 35 — Северный Кулуар;
36 — Ассекайфаф северный; <37 — Ассекайфаф
южный
ширине 7—8 км с амплитудой местами свыше
600 м. Локальные поднятия присбросовые,
размерами от 3x7,5 до 7x25 км.
Впадина Большого Западного Эрга нахо-
дится на западе бассейна. С севера она огра-
ничена сводом Уэд-Намус, с запада — сво-
дом Аззен. На востоке ее простирается круп-
ная приподнятая зона Иджеране-М'Заб; на
юге впадина Большого Западного Эрга пере-
ходит в сравнительно небольшую газоносную
впадину Ахнет. В наиболее погруженной
части впадины Большого Западного Эрга
ордовикские отложения залегают на абсо-
лютных глубинах до —4400 м, фундамент
находится на глубине около 5500 м. Мезо-
зойские и кайнозойские отложения мощно-
стью около 800 м образуют впадину Тими-
мун, наложенную на размытый рельеф по-
верхности палеозойских отложений.
Впадина Ахнет располагается на склоне
Хоггарского массива между юго-восточным
погружением системы Угарты и южной ча-
стью зоны Иджеране-М'Заб. Докембрийское
основание ее погружено на глубину свыше
3000 м и подстилается осадочными породами
протерозойского возраста.
В средней части впадины Большого За-
падного Эрга выделяется ряд валообразных
поднятий, ориентированных меридионально,
из них два — Бахар-эль-Амар-Уэд-Суф и
Адрар-Тирессуин газоносны. Вдоль восточ-
ного борта впадин Большого Западного Эрга
и Ахнет простирается система кулисообразно
расположенных газоносных валов (с севера
на юг): Рекани-Тинельджам, Ин-Салах-Рег,
Тиген-тур-Хасси-Муима. На западном борту
обеих впадин находятся валы Бель-Рази-Тис-
серас на севере и Тит на юге.
Валообразная зона Иджеране-М'Заб про-
тягивается от отрога массива Хоггар на 900 км,
т. е. почти через весь бассейн. Ширина ее
30—140 км (север). Наиболее приподнята
южная часть. Севернее зона Иджеране-М'Заб
погружается и расширяется. Крайняя се-
верная периклиналь ее состоит из двух сво-
дов: Аллал и Тильремг. Свод Аллал просле-
живается только в рельефе фундамента и
в палеозойских отложениях. Крайний се-
верный свод Тильремт выделяется как
в палеозойских, так и в мезозойских отложе-
ниях. По подошве палеозоя он имеет размеры
150x85 км и высоту около 800 м. Наиболее
приподнятая часть свода занята крупным
плоским поднятием Хасси-Рмель, к кото-
рому приурочено гигантское газовое место-
рождение.
Между приподнятыми зонами Иджеране-
М'Заб и Амгид-эль-Биод находится прогиб
Муйдир-Уэд-Миа. Он состоит из двух впадин.
Фундамент северной более крупной впадины
Уэд-Миа (200x500 км) находится на глубине
свыше 4000 м. Впадина осложнена рядом
валов северо-восточного простирания. На юго-
восточном борту ее находится газонефтенос-
ный вал Эрг-Джуад-Хауд-Беркауи, восточ-
нее— вал Эль-Агреб-Эль-Гасси. На северо-
восточном продолжении последнего распо-
лагается крупный купол Хасси-Мессауд,
заключающий гигантское нефтяное место-
рождение. Северо-западное крыло впадины
Уэд-Миа осложнено валом Уэд-Нумер, так-
же нефтегазоносным. Впадина Муйдир имеет
меньшие размеры и выполнена палеозойскими
отложениями мощностью не более 2500 м.
На размытой поверхности палеозойских
отложений северного окончания зоны Ид-
жеране-М'Заб (свод Тильремт), во впа-
дине Уэд-Миа, в большей северной части
зоны Амгид-эль-Биод и в Радамесской впа-
дине (без террасы Иллизи) залегают соленос-
ные глинистые отложения триасового воз-
раста, образующие надежную покрышку для
скопления углеводородов. Площадь распро-
странения этой покрышки именуется в лите-
ратуре «триасовой провинцией».
Нефтегазоносность Сахаро-Восточносреди-
земноморского бассейна охватывает весьма
широкий стратиграфический интервал от
кембрийских до эоценовых отложений и зна-
чительную площадь. Месторождения рас-
положены в пределах впадин Большого За-
падного Эрга, Ахнет, свода Тильремт, впа-
дины Уэд-Миа, на севере зоны Амгид-эль-Би-
од, на западном, северо-восточном и южном
(Иллизи) бортах Радамесской впадины.
Месторождения группируются в зоны нефте-
газонакопления, связанные с валообразными
поднятиями. Последние объединяются в аре-
алы зон. Характерно раздельное размещение
зон газовых месторождений и преимущест-
венно нефтяных и газонефтяных.
Газовые месторождения Сахаро-Восточно-
средиземноморского бассейна размещаются
во впадинах Большого Западного Эрга и Ах-
нет и образуют обширный газоносный ареал.
Нефтяные месторождения сосредоточены во
впадине Уэд-Миа, газовые и нефтяные —
на западном борту впадины Радамес и на
ступени Иллизи.
Месторождения нефти и газа, за небольшим
исключением, приурочены к пологим брахи-
антиклиналям, часто нарушенным сбросами;
залежи нефти и газа обычно пластовые сво-
довые, реже массивные.
Газоконденсатное месторождение Хасси-
Рмель, открытое в 1956 г., расположено
в 400 км к югу от г. Алжира и приурочено
к своду Тильремт. Оно приурочено к куполо-
видному поднятию размерами 55х 75 км
и высотой 140 м, выполненному палеозой-
скими отложениями (рис. 161). Пластовая
сводовая частично литологически экраниро-
ванная Залежь находится на глубине 2130—
2400 м и заключена в едином резервуаре,
образованном тремя сообщающимися между
собой пластами песчаников (А, В и С) сред-
него и верхнего триаса, перекрытыми соле-
носными образованиями. Пласт А наиболее
выдержан, мощность его 12,9—35,5 м, пласт В
наименее распространен, мощность 8—26 м;
пласт С мощностью до 60 м прослеживается
в северо-восточной части месторождения и
отсутствует в центральной. Пористость кол-
лекторов 17—17,5%, проницаемость 0,45—
0-,8 мкм2, начальное пластовое давление
30,3 МПа, температура 90 °C. ГВК прово-
дится по отметке —1505 м, высота залежи
230 м. Начальные запасы газа оцениваются
в 1,5 трлн, м3, конденсата 400 млн. т. Содер-
жание конденсата в газе 200 г/м3. Газ содер-
жит 81,5 % метана, 7,1 % этана, 2,2 %
пропана, 1,6% бутанов, 2,7 % пентанов,
4,7 % азота, 0,2 % углекислоты. Газ место-
рождения подается по газопроводу длиной
416 км па завод сжижения в г. Арзев и экс-
портируется в Италию, Великобританию,
Францию, ФРГ, Австрию, Швейцарию и
другие страны.
Н ефтегаз оконден сатное месторожден не
Рурд-Нусс расположено в 220 км к юго-
востоку от нефтяного месторождения Хасси-
Мессауд. Открыто в 1962 г. В строении его
принимают участие отложения кембрия, ор-
довика, силура, девона, триаса, юры имела.
341
Кем1раи I Триас
РИС. 161. Газоконденсатное месторождение Хасси-Рмель:
а — структурная карта по кровле песчаного гори-
зонта триаса; б — геологический разрез.
1 — изогипсы в м; внешние контуры горизонта А:
2 — нефтеносности, 3 — газоносности; 4 — ли-
ния выклинивания песчаников горизонта А;
5 — тектонические нарушения; б — доломиты;.
7 — аргиллиты триаса; 8 — песчаники; 9 —
кварциты; 10 — аргиллиты ордовика; 11 —
андезиты
342
Триасовый комплекс пород несогласно’зале-
гает на девонских и силурийских отложениях.
Месторождение приурочено к валу Рурд-
Нусс-Хамра и контролируется резко выра-
женной брахиантиклиналью, связанной,
возможно, с выступом фундамента. Размеры
складки 10,5x6 км. Она осложнена сбро-
сами. Углы падения крыльев на востоке 12,5°,
на западе 11°. Основной продуктивный го-
ризонт — верхняя песчано-глинистая пачка
триаса, в которой на глубине 1750 м выяв-
лена газовая залежь с нефтяной оторочкой.
Мощность продуктивного горизонта дости-
гает 130 м, эффективная 72 м, пористость
20%, проницаемость 0,6 мкм2. Залежь
пластовая сводовая. ГВК проводится на аб-
солютной отметке —2442 м, ВНК на отметке
—2478 м. В нижнем триасе в песчаных отло-
жениях на глубине 1900—2000 м также вы-
явлена залежь газа. Мощность продуктив-
ного пласта 30 м, пористость коллектора
17%, проницаемость 0,2 мкм2. При испыта-
нии дебит газа составил около 1 млн. м3/сут.
Кроме того, промышленные притоки газа
получены из отложений девона, готландия
и ордовика с глубин до 3000 м. Газ месторож-
дения Рурд-Нусс состоит из 75,3—88,6 %
метана, содержит конденсат плотностью
0,741—0,775 г/см3. Нефть плотностью
0,830 г/см3. Запасы газа оцениваются
в 850 млрд. м3.
Газонефтяное месторождение Большое Тин-
Фуйе. Открыто в 1960—1967 гг. Располо-
жено в западной части террасы Иллизи и
приурочено к крупному своду Тин-Фуйе
размерами 120x80 км и амплитудой 250 м.
Свод выражен в рельефе фундамента и по
нижнепалеозойским отложениям. По выше-
залегающим палеозойским отложениям свод
на юге не замыкается, представляет крупный
структурный нос. Крупная газонефтяная
массивная залежь связана с кварцитами и
песчаниками ордовикского возраста на глу-
бине 1900—2100 м. Выше (1300—1400 м)
в нижнедевонских отложениях находится
десять разобщенных залежей нефти, приуро-
ченных к небольшим вилообразным подня-
тиям субмеридионального простирания, ос-
ложненных разрывами.
АРАБСКАЯ РЕСПУБЛИКА ЕГИПЕТ
Первое газовое месторождение Абу-Мади
открыто в 1967 г. в дельте Нила. Позднее
были выявлены месторождения Абу-Кир
в шельфовой зоне Средиземного моря, Абу-
Санан, Абу-Гарадиг в Западной пустыне
в грабеновой впадине Каттара (рис. 162).
К 1981 г. запасы газа в стране достигли
84 млрд. м3.
В геологическом строении территории
АРЕ принимают участие осадочные породы
палеозоя, мезозоя и кайнозоя, залегающие
с резким несогласием на сильно расчленен-
ной поверхности докембрийского складчатого
фундамента.
Стратиграфический диапазон промышлен-
ной нефтегазоносности весьма широк и ох-
РИС. 162. Схема размещения газовых (/) и
нефтяных (2) месторождений АРЕ
ватывает отложения от юрских (место-
рождение Умбарка) до плиоценовых (Абу-
Мади).
Все месторождения приурочены к при-
разломным и надразломным структурам анти-
клинального типа или к их отдельным бло-
кам. Газовые и газоконденсатные месторож-
дения преимущественно многопластовые.
Резервуарами газа и нефти служат как гра-
нулярные (песчаные пласты), так и трещинно-
кавернозные (карбонатные породы) коллек-
торы. Роль флюидоупоров выполняют
пласты и пачки глин (юра, мел) и плот-
ных глинистых известняков (верхний
мел).
Газонефтяное месторождение Абу-Гарадиг
расположено в центральной части Западной
пустыни, в 210 км к юго-западу от г. Алек-
сандрия. Открыто в 1969 г. В его строении
принимают участие кайнозойские, верхне-
меловые, нижнемеловые (альб-неокомские)
отложения. Месторождение приурочено к
брахиантиклинальной складке, размерами
15x3 км, простирающейся с юго-запада на
северо-восток. Амплитуда складки до 400 м
(по сеноманским отложениям). Брахианти-
клиналь разбита многочисленными сбросами
на блоки с амплитудами до 160 м. Промыш-
ленные скопления нефти и газа установлены
в туронских, коньякских, сеноманских и
альбских песчаных отложениях. Глубина
залегания продуктивных горизонтов 2800—
3200 м. Дебиты газа 78—274 тыс. м3/сут,
нефти 504 м3/сут. Залежи пластовые,
литологически и тектонически огра-
ниченные. Запасы оцениваются в
60 млрд. м3.
Газоконденсатное месторождение Абу-Кир
находится в Средиземном море, в 45 км к
северо-востоку от г. Александрия и приуро-
чено к брахиантиклинальной складке раз-
мерами 13x6 км. Газоносны терригенные
отложения миоцена—плиоцена на глубине
2470—2540 м. Залежь пластовая сводовая.
Дебиты газа до 850 тыс. м3/сут, запасы
19,8 млрд. м3.
343
Газовое месторождение Абу-Мади распо-
ложено в 250 км к востоку от г. Александрия
в дельте р. Нил и приурочено к брахианти-
клинальной складке размерами 3,8x1,7 км.
Газоносны терригенные отложения миоцена—
ГЛАВА 15
АЗИЯ
В зарубежных странах Азии газовые ресурсы
наращиваются исключительно высокими тем-
пами. К началу 1981 г. разведанные запасы
азиатских капиталистических и развиваю-
щихся стран достигли 21 трлн, м3, т. е.
в 2,8 раза превысили уровень 1970 г.
(8,6 трлн. м3). В таком же высоком темпе
увеличивается добыча газа, с 32,8 млрд, м3
в 1970 г. до 98,6 млрд, м3 в 1980 г. Интенсив-
ный рост газовых ресурсов в Азии опреде-
ляется увеличением объемов глубокого бу-
рения во многих странах этого континента и
вовлечением в геологоразведочное изучение
большого числа новых высокоперспективных
районов на суше и в морях.
Свыше 18,4 трлн, м3, или 86 %, разведан-
ных запасов газа капиталистических и раз-
вивающихся стран Азии приходится на Ближ-
ний и Средний Восток, главным образом
на район Персидского залива. Наибольшие
запасы, 11,0 трлн, м3, сосредоточены в неф-
тяных и газовых месторождениях Ирана,
который в настоящее время по запасам газа
занимает первое место среди капиталистиче-
ских и развивающихся стран всего мира.
Крупными запасами свободного и попутного
нефтяного газа обладают Саудовская Аравия
(2,7 трлн, м3), Катар (1,8 трлн, м3) и ряд дру-
гих стран. Основная часть запасов прихо-
дится на нефтяные и нефтегазовые месторож-
дения, но в последние годы открыт ряд чисто
газовых месторождений, некоторые из них
уникальны^даже в масштабе мировых откры-
тий. К их числу относятся месторождения
Северо-Западный Купол на шельфе Катара,
Бахрейн (570 млрд, м3), Барган (102 млрд, м3)
соответственно в Бахрейне и Саудовской
Аравии и др.
Месторождение Северо-Западный Купол со-
держит, по современной оценке, от 875 до
2800 млрд, м3 газа. Оно открыто в 1972 г.
на северо-западном шельфе Катара в 50 км
от берега. Приурочено к крупному поднятию
размерами 75x40 км. Газоносны известняки
и доломиты пермского возраста (свита Хуфф)
Дебиты из четырех продуктивных зон соста-
вили: газа 1,52 млн. м3/сут, конденсата
263 ма/сут.
Значительные запасы газа, подготовленные
главным образом в последнее десятилетие,
сосредоточены в странах Южной и Юго-
Восточной Азии. Кроме Пакистана, который
ниже рассматривается подробнее, значитель-
ные запасы имеются в Индонезии, Таиланде,
Бангладеш и ряде других стран региона.
В Таиланде буровые работы развернулись
в Сиамском заливе, где открыт ряд газовых
месторождений (Еравен, Платоиг, Капонн
344
плиоцена на глубинах 3290—3600 м. Залежь
пластовая сводовая. Оно эксплуатируется
с 1974 г. Начальные запасы газа оцени-
ваются в 20 млрд. м3.
и др.), запасы которых оцениваются по 30—
60 млрд, м3 в каждом, а месторождения,
открытого на структуре «В» — порядка
100 млрд. м3.
В Индонезии геологоразведочные работы
на нефть и газ имеют длительную историю,
и к настоящему времени ими охвачены основ-
ные перспективные районы на островах и
на шельфах окружающих морей. В 70-е
годы открыт ряд чисто газовых месторожде-
ний, включая крупные месторождения Арун
и Бадак, которые в значительной степени
изменили баланс запасов газа в стране и дали
возможность увеличить добычу газа.В 1980 г.
сообщено об открытии на шельфе Индоне-
зии гигантского месторождения Натуна, за-
пасы которого предварительно оцениваются
в 3,5 трлн, м3, но в составе газа содержится
до 70 % углекислоты.
Газовое месторождение Арун открыто на
Северной Суматре и связано с крупной стра-
тиграфической ловушкой в рифогенных из-
вестняках. Запасы газа составляют
480 млрд. м3.
Месторождение Бадак выявлено в 1972 г.
на восточном побережье о-ва Калимантан.
Оно приурочено к поднятию размерами
10x5 км. На месторождении открыто 66
самостоятельных залежей, распределенных
на глубинах от 1000 до 3300 м. В начале
1977 г. месторождение введено в разработку.
Начальное запасы его составляют 200 млрд. м3.
Значительные запасы газа подготовлены
в Бангладеш. В пределах Бенгальского про-
гиба открыты и разрабатываются несколько
газовых и газоконденсатных месторождений,
в том числе крупное месторождение Титас.
ИРАН
Иран занимает’одно из редущих мест в ми-
ре по запасам газа и нефти. Разведанные
запасы газа в Иране достигли 11,0 трлн.м8.
На его площади выделяются два нефтега-
зоносных района, связанных соответствен-
но с Центрально-Иранским межгорным и
Месопотамским предгорным прогибами.
На территории Ирана четко прослежива-
ются две крупные горные системы: на севере—
Эльбурс и на юге — Загрос, которые пред-
ставляют собой эпигеосинклинальные горно-
складчатые. сооружения. Менаду ними нахо-
дится крупный Центрально-Иранский меж-
горный прогиб весьма сложного геологиче-
ского строения. В этом прогибе имеется не-
сколько бассейнов осадочных пород, разде-
ленных выступами фундамента, обычно гор-
стового строения.
К югу от горно-складчатого сооружения
Загрос находится Месопотамский пред-
горный прогиб, в котором сосредоточены ос-
новные нефтяные и нефтегазовые месторожде-
ния Ирана (рис. 163).
В настоящее время в юго-западной части
Ирана установлена продуктивность трех
свит — Хами, Бангестан и Асмари. В Цен-
трально-Иранском межгорном прогибе про-
дуктивна свита Кум, по возрасту соответствую-
щая свите Асмари.
Свита Хами относится к верхам верхней юры
и низам нижнего мела. Продуктивны карбо-
натные отложения. На месторождении Гяч-
саран из известняков Хами получен промыш-
ленный приток газа. На большей части Месо-
потамского прогиба свита Хами залегает на
значительных глубинах, что осложняет поис-
ки нефтяных и газовых месторождений
в этих отложениях. В южном направлении,
уже в пределах акватории Персидского за-
лива, там, где общая мощность осадочных
отложений заметно снижается, кровля этих
отложений залегает на доступных для бурения
глубинах. Продуктивная толща Хами пере-
крыта глинистыми сланцами нижнего мела.
Продуктивная толща Бангестан (верхний
мел) представлена трещиноватыми извест-
няками, выше которых залегают мергели
большой мощности. Коллекторская емкость
бангестанских известняков определяется по-
ровым пространством массы пород, а также
разветвленной сетью трещин. Свита Банге-
стан нефтеносна на многих площадях: Ага-
Джари, Гячсаран, Ахваз, Биби-Хакимех,
Лали, Нафт-Сефид и др.
В настоящее время основное количество
нефти добывается из известняков свиты Ас-
мари (олигоцен—миоцен). Продуктивная
толща асмари повсеместно распространена
в юго-западных районах Ирана. Свита Ас-
мари прослеживается и в пределах складча-
той системы Загрос. Мощность ее изменяется
с юго-востока на северо-запад от 500 до 800 м.
В северо-западном'направлении и в пределах
южной части Персидского залива она пол-
ностью выклинивается. В пределах Централь-
но-Иранского межгорного прогиба мощность
этих отложений (вблизи г. Кум) достигает
1000 м, а иногда увеличивается до 2000 м.
На северном побережье Персидского залива
мощность свиты Асмари изменяется от 300
до 400—500 м. Эффективная мощность незна-
чительная.
Известняки Асмари относятся к порово-
трещинным коллекторам. Основные нефтя-
ные залежи заключены в поровом коллекторе
известняков. При наличии широко развитой
трещиноватой системы общая коллекторская
емкость пород увеличивается примерно на
1,5—1,6%.
Нефтяные залежи содержат крупные газо-
вые шапки, причем наибольшие запасы газа
сосредоточены на месторождениях Пазенун
и Ахваз.
Нефтегазовое месторождение Пазенун от-
крыто в 1936 г. Приурочено к узкой анти-
12 Зак. 192
РИС. 163. Схема размещения месторождений
Ирана.
Месторождения: а — газовые, б — нефтяные;
в — Внутренний массив.
Впадины: 7 — Мугаль, II — Решт, III — Маэа-
редан, IV — Горган, V — Центрально-Иран-
ский межгорный прогиб; VI — Исфаган-Сей-
дабадская; VII — Месопотамский предгорный
прогиб.
Месторождения: 1 — Нафт-и-Шах; 2 — Альбора;
3 — Серадже; 4 — Лали; 5 — Месджеде-Солей-
ман; 6 — Нафт-Сефид; 7 — Хафт-Кель; 8 —
Молла-Сони; 9 — Купал; 10 — Карандж; II —
Фарис; 12 — Ахваз; 13 — Марун; 14 — Ага-
Джарн; 75 — Пазенун; 16 — Гячсаран; 17 —
Мансури; 18 — Халлафабад; 19 — Раг-Сейид;
20 — Биби-Хакимех; 21 — Чилигар; .22 — Бах-
реган-Сар; 23 — Бинак; 24 — Гульхари; 25 —
Кнрус; 26 — Кхарх; 27 — Бушган; 28 — Монд;
29 — Парс; 30 — Канган
клинальной складке северо-западного про-
стирания размерами 60x5 км. Коллекторами
являются порово-трещинные известняки сви-
ты Асмари, залегающие на глубине 1770—
2770 м и имеющие мощность до 360 м. Пори-
стость коллекторов от 2 до 20 %, эффектив-
ная пористость 12%, проницаемость
0,00001—0,01 мкм2. Залежь массивная. На-
чальный ГНК проводится на отметке
—2168,5 м, ВНК — на отметке —2382 м.
Давление на уровне ГНК составляет около
35 МПа. Площадь продуктивной части 259 км2.
Рабочие дебиты скважин превышают
2 млн.м3/сут.
Газ газовой шапки имеет следующий состав
(% по объему): СО2 — 2,20; СН4 — 84,91;
С2Нв—6,21; С3Н8 —2,91; С4Н10 — 1,73;
С5Н12 — 0,92; С8Н14— 1,12. Запасы газа
оцениваются в 1415 млрд. м3.
Газонефтяное месторождение Ахваз открыто
в 1958 г. Приурочено к антиклинальной
складке размерами 75\62 км. Продуктивные
карбонатные отложения свиты Асмари (оли-
гоцен—миоцен) залегают на глубине 2400—
2700 м (рис. 164). Мощность продуктивного
345
Скв. 2
Бахтиари
Бахтиари
О
1500м
_!____I
О 800 М
Нижний Фарс
Лн/ний
верхний Фарс
Средний Фарс
верхний Фарс
Средний Фарс
ижнии Фарс,
лачка!
Покрышка
Известняки свиты Асмара
^£>пички 2ий
РИС. 164. Геологический разрез
Масштаб
вертикальный L_
масштаб
горизонтальный
пачка/ ’
Известняки . ПанРышка
сбиты Ясмари
нефтегазового месторождения Ахваз
пласта 305—366 м, эффективная пористость
12%, проницаемость 0,00001—0,01 мкм2.
Залежь нефтяная с газовой шапкой. ГНК
проводится на отметке —2470,5 м, ВНК —
на отметке —2813,6 м. Площадь продуктив-
ной части 251,2 км2.
На месторождении установлена на глубине
3200—3640 м нефтеносность известняков
свиты Бангестан (верхний мел). Мощность
продуктивного пласта 880 м.
Запасы газа газовой шапки свиты Асмари
на месторождении Ахваз оцениваются в
189 млрд. м3.
В последние годы в иранской части Месопо-
тамского прогиба, на акватории и побережье
Персидского залива открыты чисто газовые
месторождения. Среди них выделяются ги-
гантские месторождения Канган и Парс. На
современной стадии изученности запасы ме-
сторождения Канган оцениваются в
5 трлн, м3, а месторождения Парс —от 1,7
до 2,8 трлн. м3. Оба месторождения связаны
с крупными поднятиями площадью по 450—
600 км2. Продуктивны известняки и доло-
миты свиты Хуфф мощностью порядка 900 м.
Глубина их в среднем составляет 2700—
2900 м. Пластовые давления аномально вы-
сокие, достигают 54 МПа. Дебиты газа сква-
жин до ИЗО тыс. м3/сут.
В Юго-Западном Иране вблизи восточной
границы открыто крупное газовое месторож-
дение Танг-е-Бьар с запасами от 85 до
108 млрд, м3, а на о-ве Кешм выявлена группа
месторождений общими запасами около
225 млрд. м3.
ПАКИСТАН
На территории Пакистана газовые и нефтя-
ные месторождения относятся к Индской
нефтегазоносной области, в пределах кото-
рой выделяются Кохат-Потварский преиму-
щественно нефтеносный и Саккарский преиму-
щественно газоносный районы. Индская об-
ласть связана с северо-западной частью Пред-
гималайской предгорной впадины.
Первое газовое месторождение Суи открыто
в 1952 г. По состоянию на начало 1981 г. за-
пасы газа страны составляют 453 млрд, м3,
потенциальные запасы оцениваются в 970—
1100 млрд. м3.
346
Газовые месторождения Саккарского пре-
имущественно газоносного района приуро-
чены к Саккарскому выступу фундамента,
разделяющему Предкиртарский и Предсу-
лейманский краевые прогибы (рис. 165),
Относительное превышение выступа над при-
легающими краевыми прогибами по кайно-
зойским отложениям составляет 2000 м.
В строении разреза Саккарского района
принимают участие неогеновые, палеогеновые
и мезозойские отложения. На поверхность
выходят верхнемиоценовые — плейстоцено-
вые отложения, относящиеся к серии Сива-
лик и представленные песками молассового
типа, конгломератами и глинами.
Газоносность связана с палеоцен-эоцено-
выми отложениями Саккарского выступа
фундамента, Карачинского и Предкиртар-
ского прогибов, Бадра-Санбакской седло-
вины и Котринского поднятия Синдского
склона платформы.
Основные запасы газа заключены в карбо-
натной пачке, называемой «главные извест-
няки Суи» (палеоцен—эоцен). Коллекторами
газа здесь являются белые мелоподобные или
тонкокристаллические обычно фораминифе-
ровые рифовые известняки. Главные извест-
няки Суи содержат газовые залежи на место-
рождениях Суи, Зин, Уч, Хайрпур, Кавдхот
(табл. 67). Выше этих известняков разделен-
ная глинами выделяется карбонатная пачка—
верхний известняк Суи. Известняки здесь
имеют пористость от 1 до 20%, в среднем 8%,
проницаемость 0,001—0,003 мкм2.
В Карачинском прогибе на месторождении
Сари-Синг установлена газоносность из-
вестняков свиты Верхний Раникот (палеоцен),
имеющих здесь общую мощность 260—270 м.
Коллекторами газа являются органогенно-
детритовые, глинистые трещиноватые из-
вестняки пористостью 1,5—17%, проницае-
мостью 0—0,005 мкм2. На глубине 1240—
1290 м выделяются четыре пачки трещинова-
тых газоносных известняков. Покрышкой
газовых залежей служат глинистые отложе-
ния свиты Лаки нижнего эоцена мощностью
более 800 м.
В Бадра-Санбакской седловине на место-
рождении Хунди газоносны известняки свит
Верхний Раникот и Лаки (палеоцен—эоцен),
а также песчаников свиты Нижний Раникот,
Последние залегают на глубине 1312—1450 м,
Характеристика месторождений природного газа Пакистана Таблица 6?
РИС. 165. Схема размещения газовых место-
рождений Пакистана (по К. Н. Кравченко,
Э. Б. Мовшовичу, Б. А. Соколову).
а — валы: / — Мари-Кандхотский, II — Джей-
кобабад-Хайрпурский, III — Котринский-Хай-
дерабадский, IV — Талар-Набисарскнй; б —
седловины: V — Бадра-Санбак, VI — Мари-
Бугти; в — газовые месторождения; 1 — Запад-
ный Зин, 2 — Сун, 3 — Уч, 4 — Мазарани,
5 — Кандхот, 6 — Мари, 7 — Хайрпур, 8 —
Сари-Синг, 9 — Хунди; г — притоки газа
в скважинах: 10 — Джейкобабад, II — Лахра;
д — крупные естественные нефтепроявления
представлены пластами песчаников кварце-
вых, средне- и мелкозернистых. Мощности
пластов 4—8 м, пористость 10—16%, про-
ницаемость 0,001—0,03 мкм2.
В Предкнртарском прогибе на месторожде-
нии Мазарани газоносны эоценовые извест-
няки Лаки, залегающие на глубине 1897 м.
Залежи газа в палеоцен-эоценовых отло-
жениях массивного типа, высота залежей из-
меняется от 40 (Хайрпур) до 260 м (Уч). Газ
месторождений Пакистана характеризуется
значительным содержанием углекислоты,
азота, сероводорода.
Газовое месторождение Суи расположено
на р. Инд, к северу от г. Суккур и к северо-
востоку от г. Джакобабад, Открыто в 1952 г.
Скважинами вскрыты неогеновые, палеоге-
новые и верхнемеловые отложения.
Месторождение контролируется крупной
пологой брахиантиклинальной складкой ши-
ротного простирания размерами 50x25 км,
высотой 750 м. Углы падения на северном
крыле 1—4°, на южном до 5°. Складка ослож-
нена поперечным сбросом, по которому вос-
12*
347
РИС. 166. Газовое месторождение Суи. Струк-
турная карта по кровле главного известняка Сун.
/ — тектоническое нарушение; 2 — контур газо-
носности
точная половина антиклинали поднята отно-
сительно западной на 15—20 м (рис. 166).
На месторождении газоносны верхний и
главный известняки Суи. Верхний известняк
Суи состоит из переслаивающихся белых и
светло-коричневых твердых известняков с се-
рыми и зелеными известковистыми глинами.
Мощность 15—60 м, пористость 4—15 %, про-
ницаемость 0,00013 мкм2. При испытании
получены притоки газа, которые увеличи-
вались после солянокислотной обработки.
Начальное пластовое давление 13,6 МПа, вы-
сота залежи более 146 м.
Главный известняк Суи представляет собой
единый коллектор мощностью 660 м. Извест-
няки кремовые, мелоподобные или тонкокри-
сталлические, встречаются прослои твердых
коричневатых известняков и белых мергелей.
Пористость коллекторов 6—28 %, в среднем
12 %, проницаемость по керну 0,0001—
0,0129 мкм2, по данным промысловых испы-
таний 0,035 мкм2.
Залежь газа пластовая сводовая, высота
залежи 226 м, из которых нижние 46 м пред-
ставляют собой переходную газоводяную
зону. Пластовое давление 13,5 МПа, пласто-
вая температура 87,8 °C. Площадь газовой
залежи 194 км2. Абсолютно свободные де-
биты скважин после кислотной обработки
составили 2,5—3,3 млн. м3/сут. Газ содержит
сероводород до 220 г на 100 м3.
Месторождение Суи находится в разработке
с 1954 г. Газ подается по газопроводам до
городов Карачи и Лахор. Начальные запасы
газа месторождения 255 млрд. м3.
Газовое месторождение Мари расположено
к юго-востоку от месторождения Суи, на ле-
вобережье р. Инд. Открыто в 1957 г. Приуро-
чено к брахиантиклинальной складке раз-
мерами 30x45 км. Газоносны карбонатные
отложения пласта Хабиб-Рахи эоценового
возраста, залегающие на глубине 700 м.
Мощность известняков 100 м. Газовая залежь
имеет этаж газоносности 75 м. Газ состоит из
66,2 % метана, 0,2 % этана, 19,5 % азота и
14,1 % углекислого газа. Небольшие при-
токи газа со следами нефти получены при
испытании верхнего известняка Суи.
Газовое месторождение Уч находится в
50 км к западу от месторождения Суи. От-
348
крыто в 1955 г. Оно контролируется узкой
антиклинальной складкой северо-западного
простирания размерами 40 км2 и высотой
более 600 м. Южное крыло круче северного и
осложнено сбросом.
На месторождении газоносен главный из-
вестняк Суи. Залежь пластовая сводовая,
этаж газоносности 260 м. Абсолютно свобод-
ный дебит скважины-открывательницы со-
ставил 4 млн. м3/сут. Газ состоит из 27,3 %
метана,1,3 % тяжелых углеводородов, 25,5 %
азота и 46,2 % углекислого газа. Содержа-
ние серы в газе около 103 г /100 м3.
БАНГЛАДЕШ
Газовые и газоконденсатные месторождения
Бангладеш приурочены к Бенгальскому пере-
довому прогибу, на западе и севере ограни-
ченному выступами Индостанской плат-
формы, а на востоке примыкающему к аль-
пийскому складчатому сооружению Аракан-
Йома. В западной части Бенгальского передо-
вого прогиба выделяется глубокопогружен-
ная ограниченная крутыми бортами, спокой-
но построенная Падминская плита, в восточ-
ной части — Сурминско-Трипурско-Читта-
гонский геосинклинальный склон шириной
более 150 км. Осложняющие прогиб локаль-
ные складки в западной части характери-
зуются спокойным строением, в восточной —
имеют сложное строение, иногда чешуйчато
надвинуты друг на друга. Складки в северной
части геосинклинального склона ориенти-
рованы в широтном направлении параллельно
массиву Шиллонг, южнее приобретают мери-
диональное простирание.
В строении Бенгальского передового про-
гиба принимает участие мощная песчано-гли-
нистая толща мелководно-морских и аллю-
виально-дельтовых отложений олигоцена
(более 1000 м) и среднего миоцена (до 6000 м),
лежащих на платформенных терригенно-кар-
бонатных осадках эоцена — мезозоя и угле-
носных породах гондванского комплекса
позднепалеозойского возраста.
Основные газовые месторождения Бангла-
деш сосредоточены в северной части склад-
чатого борта Бенгальского прогиба , в области
Сурма (рис. 167). Кроме того, ряд месторож-
дений открыт в Читтагонской области и в вос-
точной части Падминской плиты (месторожде-
ние Бахрабад). Промышленная газоносность
связана с песчаными пластами среднего мио-
цена — свитами Бокабил и Верхний Бхубан.
Отложения свиты Бокабил залегают на
глубине 1000—3000 м и представлены песча-
но-глинистыми породами. Коллекторами ,
газа являются песчаники мелкозернистые,
хорошо отсортированные, с глинистым це-
ментом мощностью от 4 до 30 м. Пористость
песчаников 24—31 %, проницаемость 0,4—
1,5 мкм2. При опробовании скважин из отло-
жений свиты Бокабил получены притоки
газа дебитом от 50 до 250 тыс. м3/сут. Залежи
газа пластовые сводовые. Покрышками для
залежей служат глины мощностью от десят-
ков до сотен метров.
Характеристика месторождений природного газа Бангладеш Таблица 68
РИС. 167. Схема размещения газовых место-
рождений Бангладеш (составили М. И. Бахтин
и К. Н. Кравченко).
Бенгальский передовой прогиб: а — платфор-
менная и осевая зоны — Падмйнская плита;
складчатый борт, зоны: б — западная, в — цен-
тральная, г — восточная; д — антиклинали на
складчатом борту передового прогиба; е — га-
зовые месторождения.
Области: / — Сурма; II — Трипура; III —
Читтагонг
Отложения свиты верхний Бхубан зале-
гают на глубинах 2500—3000 м. Песчаные
коллекторы не выдержаны по мощности, часто
выклиниваются и имеют линзовидное строе-
ние. Пористость коллекторов 11—20 %,, про-
ницаемость 0,004—0,19 мкм2. Покрышками
газовых залежей служат глины и аргил-
литы.
В Бангладеш на начало 1981 г. выявлено
девять газовых месторождений с суммарными
запасами газа 283 млрд, м3 (табл. 68 и 69).
Наиболее крупное месторождение — Титас.
В разработке находятся месторождения Сил-
хет, Чатак, Хабиганж и Титас. Суммарная
добыча газа 8,5 млн. м3/сут.
Газовое месторождение Титас расположено
к северо-востоку от г. Дакка. Открыто
в 1963 г. Приурочено к пологой антиклиналь-
ной складке размерами 17x7 км и высотой
около 300 м (рис. 168). Газоносны здесь десять
песчаных горизонтов свиты Бокабил мощ-
ностью от 15 до 50 м. Песчаники среднезер-
пистые. Газовые залежи пластовые сводовые.
Из нижнего горизонта получено незначи-
тельное количество конденсата — около
5 см3/м3.
Газовое месторождение Силхет находится
вблизи г. Силхет. Открыто в 1957 г. Оно
контролируется симметричной брахианти-
клинальной складкой размерами 25х? км.
В присводовой части складки выделяется
349
РИС. 168. Газовое месторождение Титас:
а — структурная карта по кровле продуктивных отложений
свиты Бокабил;
б
геологический
разрез
два купола, на восточном куполе установлены
две газовые залежи в песчаниках свиты Бока-
бил. Мощность продуктивных песчаников
50—60 м. Залежи газа пластовые сводовые
высота верхней залежи 150 м, нижней 50 м.
Газ месторождения преимущественно мета-
новый, в нижней залежи содержится конден-
сат в количестве 35 см3/м3.
Характеристика газов месторождений Бангладеш
Таблица 69
Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % по объему
сн. С2Н, С3Н« 1 с4н1в + 1 + высшие 1 1 N, СО2
Силхет Бокабил 95,40 2,67 0,30 0,78 0,37 0,48
Чатак » 99,05 0,24 — — 0,67 0,04
Разидпур » 98,20 1,20 0,20 0,10 0,30 0,05
Титас » 96,90 1,80 0,50 0,20 0,30 0,30
Джал ди Верхний Бхубан 95,82 2,41 0,26 0,12 0,88 0,51
Кайлас-Тила Бокабил 95,70 2,60 0,90 0,40 0,20 0,20
Хабигандж » 97,80 1,50 — — 0,70 —
ГЛАВА 16
АВСТРАЛИЯ И ОКЕАНИЯ
В Австралии и странах Океании поиски,
разведка и промышленное освоение газовых
и газоконденсатных месторождений ведутся
более низкими темпами, чем в других регио-
нах мира, что определяется оторванностью
от основных центров мирового рынка и огра-
ниченностью внутреннего потребления при-
родного гааа. Вместе с тем потенциальные
возможности региона для развития геолого-
разведочных работ на газ больше, они свя-
заны с наличием крупных и высокоперспек-
350
тивных бассейнов, в которых уже к настоя-
щему времени после проведения относительно
небольших по объемам работ открыты зна-
чительные по запасам газоносные районы и
области. Наибольшее число газовых и газо-
конденсатных месторождений сосредоточено
в Австралии и на ее шельфах. В Австралии
создано несколько центров газовой промыш-
ленности, объемы добычи газа постепенно
увеличиваются. Несколько газовых место-
рождений открыто и разрабатывается в Но-
вой Зеландии, причем месторождение Мауи
на шельфе этой страны — одно из наиболее
крупных в регионе. В Папуа Новой Гвинее
также открыты газовые месторождения, но
они не доразведаны и не разрабаты-
ваются.
Газоконденсатное месторождение Мауи от-
крыто в 1969 г. на западном шельфе Новой
Зеландии, в 40 км от берега. Оно связано
с поднятием площадью 140 км2. Две залежи
приурочены к верхней и нижней частям гори-
зонта капуни (эоцен—палеоцен), сложенного
кварцевыми песчаниками. Верхний пласт
песчаников С имеет газонасьпценную мощ-
ность 120 м, глубину в среднем 2680 м. Ниж-
ний пласт D неоднороден и расчленен на две
линзы, их максимальная мощность 60 м, глу-
бина ЗОЮ—3030 м. Начальные запасы место-
рождения 150 млрд, м3, конденсата 10 млн. т,
причем 80 % запасов приурочено к верхней
залежи.
В Австралийском Союзе поиски и разведка
газовых месторождений ведутся с начала
60-х годов параллельно на континенте и на
море. Распределение подготовленных запа-
сов газа в оценке Национального Бюро по
минеральным ресурсам представлено в
табл. 70.
Таблица 70
Запасы и накопленная добыча газа
в Австралии на 1/VI11 1980 г., млрд, м3
Запасы газа
месторожде-
ний
Нефтегазоносные
бассейны
Боуэн-Сурат
Гипсленд
Купер
Перт
Карнарвон
Эдейвл
Гипсленд и Басс
Карнарвон, Броуз,
заЛ. Бонапарта
Амадиес
2,1
193,0
105,4
6,7
12,2
0,6
.37,3
464,6
2,6
22,8
15,3
6,0
1,6
Всего 319,4 529,4 48,3
Австралийский континент имеет площадь
7,7 млн. км2. Около 2,3 млн. км2 занимают
осадочные бассейны, перспективные в нефте-
газоносном отношении. Геологическое строе-
ние континента неоднородное и определяется
наличием трех крупных тектонических эле-
ментов: Западно-Австралийской докембрий-
ской платформы, Восточно- Австралийской
эпипалеозойской плиты и на крайнем востоке
континента — позднепалеозойской складча-
той области Новой Англии. Структурные
элементы материковой части страны и свя-
занные с ними нефтегазоносные бассейны
прослеживаются на шельфе и островах.
Западно-Австралийская платформа пред-
ставлена докембрийскими массивами (Пил-
бара, Йилгара и др.) и отрицательными струк-
турами типа синеклиз, авлакогенов и проги-
бов, которые различаются между собой по
времени формирования, структурным и фор-
мационным особенностям. В их строении
участвуют протерозойские, палеозойские и
мезозойско-кайнозойские отложения суммар-
ной мощностью до 5000—7000 м. Наиболее
крупные по размерам и объему осадочного
выполнения впадины Амадиес, зал. Бона-
парта, Кеннинг, Карнарвон, Перт.
Восточно-Австралийская плита имеет гете-
рогенный фундамент — от байкалвд на за-
паде (складчатый комплекс аделаид) до варис-
цид на востоке. Во впадинах Купер и Боуэн-
Сурат в основании чехла залегают угленос-
но-сланцево-терригенные осадки пермского
возраста мощностью 3000—6000 м (в отдель-
ных грабенах вскрыты допермские образо-
вания). Впадины Гипсленд и Карпентария
сложены в основании разреза юрскими и ме-
ловыми отложениями, которые непосредст-
венно перекрывают породы складчатого фун-
дамента; значительную мощность в этих впа-
динах имеют отложения кайнозоя (до 2000—
3000 м).
Промышленные месторождения природ-
ного газа открыты в девяти осадочных бас-
сейнах (рис. 169).
Бассейн Купер связан с одноименной впа-
диной на Восточно-Австралийской плите.
В разрезе принимают участие отложения от
протерозоя и нижнего кембрия до четвер-
тичных. Основной объект разведочного бу-
рения в этом бассейне —sпермские отложе-
ния группы Гиджалпа, лежащие в основании
платформенного чехла и представленные
песчаниками, сланцами, алевролитами и
углями. Залежи структурного и структурно-
литологического типа приурочены к отдель-
ным локальным поднятиям. В пределах бас-
сейна открыт ряд газовых и газонефтяных
месторождений, среди которых к крупней-
шим относятся Гиджалпа и Мумба.
Газовое месторождение Гиджалпа располо-
жено в штате Южная Австралия. Открыто
в 1963 г. Оно контролируется асимметричной,
складкой, осложненной разрывом в юго-вос-
точной части (рис. 170). На месторождении
газоносны пермские отложения свиты Гид-
жалпа, сложенные песчаниками, глинами,
алевролитами с прослоями угля. На глубине
2030—2190 м выделяется 15 пластов мощ-
ностью от 1,5 до 4,5 м. Залежи газа пластовые
сводовые и литологически экранированные.
Месторождение находится в разработке. За-
пасы газа оцениваются в 142 млрд. м3.
Газонефтяное месторождение Мумба рас-
положено к юго-востоку от месторождения
Гиджалпа. Открыто в 1964 г. Приурочено
к локальному поднятию субширотного про-
стирания (рис. 171). Газоносны пермские от-
ложения свиты Гиджалпа на глубине 2370—
2438 м, сложенные переслаивающимися пес-
351
ВМЕЛКОП
У^СВОИАПААТА
(КОРАЛЛОВОЕ
М МОРЕ
МАРРИ
Шлайда
р
^СЕВЕРО-
'Г ВИН ЕЙСКИЙ
3*
ЙИЭРИВОРО
ЮК ЛА (+ НИРИ+
ТОРРЕНС
КЕННИНГ
JyS- ’ ' /<§>
/ ZfyjwiHEK
' №
АР Ару РСК fig
АРАФУРСКИЙ
НЕЛ ИЯ +
ОФРИСЕР
,Д'8
Да
КУПЕР
й,- М&Ё^СТРИМЕНД
X ' 1л Л. -X. V _ 1
W27
... -.,*№рисб£н
^Pp'/^^TAPFIK-
. Л. ( i wMDPTDH-ЗСК
Большой. ''О -АЫ. - • /,-
Австралийский // ТАСМАНОВО
залив с^г^У\Мг -х. . Мельбурн-/
ВИНСЕНТ
(rl&ffiwc
\\ Тасмания
+Ы
РИС. 169. Обзорная карта Австралии (по Р. Д.
<l — границы нефтегазоносных бассейнов; б —
выходы фундамента на поверхность; в — горно-
складчатые сооружения; нефтегазоносные бас-
сейны: г — перспективные на нефть и газ,
<3 — с невыясненными перспективами; место-
рождения: е — нефтяные, эЛ — газовые; сква-
жины, в которых получены: з — нефть, и — газ,
к — нефть и газ, л — сухие; м — нефтепроводы;
л — газопроводы; о — нефтеперерабатывающие
заводы; п — заводы по сжижению газа; р —
районы нефтепоисковых работ.
Месторождения: 1 — Барроу, Пско, Легендр,
Норт-Ренкнн, Ренкия, Эйнджел, Гудвин; 2 —
Барракута; 3 — Лейк-Энтранс, Кингфиш, Мар-
лин, Тюна, Халибут, Снаппер, Флаундер,
Бриам, Маскерел; 4 — Альтон, Беннет, Кон-
лон, Муни, Ричмонд, Тринидад, Снейк-Крик-
Родннковой).
Марфа, Мэйджор, Кэбэвин, Ричмонд; 5 — Арку-
рус, Бэк-Крик, Близ-Крнк, Бофорт, Бони-
Крик, Бони, Глунтуллох, Лейхарт, Ламен,
Оберина, Пайн-Ридж, Пиканджннни, Веллам-
бнлла, Графтон-Рейндж, Ресли, Ролстон, Тим-
бюри-Хилс, Тэрравонга, Уэстгроув, Госпител-
Хнлс, Эиебренч, Ямала; 6 — Гилмор; 7 — Гид-
жалпа, Мумба, Даралайнги, Тирарвара; 8 —
Мерини, Палм-Валли; 9 — Раф-Рейндж; 10 *—
Джнн-Джин; II — Донгара, Ярдарино; 12 —
Барикева, Бватаг, Иехи, Куру, Омати; 13 —
Пури; 14 — Скотт-Риф; 15 — Юраму, Паска ;
16 — Петрел, Терн; скважины: 17 — Басс;
18 — Гейс-Родс; 19 — Дампьер; 20 — Меда;
21 — Ашмор; 22 — Кип-Ривер; 23 — Бонапарт;
24 — Товала; 25 — Аквариус; 26 — Каприкорн;
27 — Матяра; 28 ~ Камден; 29 — Хогарт;
30 — Пектен
чаинками, конгломератами, алевролитами и
глинами с прослоями углей. Пористость
14,3%, проницаемость до 0,62-Ю"12 м2. Со-
став газа приведен в табл. 71. Месторождение
находится в разработке. Запасы газа оцени-
ваются в 142 млрд. м3.
Бассейн Амадиес приурочен к одноимен-
352
ному прогибу (авлакогену) на Западно-Ав-
стралийской платформе. Прогиб выполнен
верхнепротерозойскими, нижнепалеозой-
скими и в небольшом объеме более молодыми
осадками общей мощностью около 10 км.
Глубокое бурение началось в 1963 г. Уже
в первых двух скважинах, пробуренных на
РИС. 170. Газовое месторождение Гиджалпа.
Структурная карта по кровле пермских отложений.
1 — изогипсы в м; 2 — сброс; скважины: 3 —
продуктивные, 4 — непродуктивные
площадях Орамина и Эллис, были получены
небольшие притоки газа и нефти, а при опро-
бовании третьей скважины открыто газовое
месторождение Мерини (1964 г.), в 1965 г. —
второе газовое месторождение Палм-Валли.
Газонефтяное месторождение Мерини от-
крыто в 1964 г. Приурочено к антиклинальной
складке, осложненной двумя продольными
разрывами (рис. 172). На месторождении га-
зоносны песчаники горизонтов Пакута и Стей-
руэй кембрия — ордовика. Выявлено семь
газоносных пластов на глубинах 770—1590 м.
Залежи пластовые сводовые. Суммарная мощ-
ность коллекторов горизонта Пакута <330 м,
РИС. 171. Газонефтяное месторождение Мумба.
Структурная карта по отражающему го рнзонту
<Р> , залегающему в кровле перми.
1 — изогипсы в м; 2 — тектоническое нарушение;
3 — не изученный бурением приподнятый блок;
скважины: 4 — продуктивные, 5 — непродуктив-
ные
средняя пористость 6 %, проницаемость.
0,0001—5 мкм2. Максимальные дебиты газа
1,7 млн. м3/сут. На месторождении установ-
лена также нефтеносность кембро-ордовик-
ских отложений. Дебит нефти 68 т/сут. Пер-
воначальные запасы газа месторождения
оцениваются в 43 млрд. м8.
Бассейн Перт занимает западную берего-
вую отмель Австралийского континента.
Основная часть впадины расположена на
шельфе. На разведочных площадях и место-
рождениях вскрыты отложения от протеро-
зоя до кайнозоя. В результате многолетних
поисково-разведочных работ на побережье
открыты четыре газовых месторождения:
Ярдарино, Джин-Джин, Донгара, Мондара.
Газоносные песчаники нижней перми, триаса
и юры залегают в интервале глубин от 1500
до 2500 м. Месторождения структурного типа.
Морские геологоразведочные работы на
нефть и газ были начаты в Бассовом проливе,
относящемся к впадине Гипсленд, которая
представляет собой грабен, выполненный
Характеристика газов месторождений Австралии
Таблица 71’
Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % по объему
СН4 X о CsHa с4н10 + + высшие со2 N,
Бони-Крик Пресипайс 83,3 5,5 2,2 2,4 1,3 5,3
Пайн-Ридж » 91,1 3,2 0,4 0,8 2,1 2,2
Ресли » 90,8 3,0 0,04 0,44 3,4 2,3
Пиканджин ни )> 96,1 0,7 0,25 1,0 0,7 1,25
Шоуграундс 96,3 0,8 0,05 0,45 0,9 1,5
Барракута Летроуб-Валли 86,7 6,15 2,Ы 2,0 0,6 1,4
Мумба Гиджалпа 77,0 2,0 — — 21,0 —
353
РИС. 172. Газонефтяное месторождение Меринн. Структурная карта по кровле продуктивного гори-
зонта Пакута.
Контуры: 1 — газоносности, 2 — нефтеносности; 3 — изогипсы в м; 4 — тектонические нарушения
РИС. 173. Нефтегазоконденсатное месторожде-
ние Барракута:
л — структурная карта по кровле продуктивного
горизонта свиты Летроуб-ВаллЩ б — геологи-
ческий разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности;
3 — продуктивные скважины; 4 — породы пли-
оцена — миоцена; свиты; 6 — Гипсленд, 6 —
Лейксэнтринс, 7 — угленосная Летроуб-Валли;
8 — породы верхнего мела; 9 — тектоническое
нарушение
меловыми осадками. Структура грабена пере-
крывается чехлом кайнозойских отложений.
Фундамент впадин палеозойский.
В пределах акватории открыты нефтегазо-
конденсатные месторождения Барракута,
Марлин, Снаппер и нефтяные — Кингфиш,
Халибут и др.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Барракута расположено в акватории -Бассова
пролива. Открыто в 1965 г. Приурочено к по-
логому поднятию длиной 24 км, шириной
3,2 км и высотой 180 М| $ис. 173) Е зоносны
отложения свиты Летроу б Влли эоцен па-
леоценовсо возраста .представленные песча-
никами и алевролитами с прослоями глин
и углей. Глубина залегания продуктивных
отложений 1060—1158 м, суммарная эффек-
тивная мощность коллекторов 96 м, пори-
стость 30 %, проницаемость достигает значе-
ний 2,1-10~12 м1 2. Залежь пластовая сводовая.
Месторождение с 1969 г. находится в
разработке. Запасы газа оцениваются в
51 млрд. м3.
Нефтегазоконденсатное месторождени е
Марлин выявлено к востоку от месторожде-
ния Барракута. Открыто в 1966 г. Приуро-
чено к антиклинальной складке куполовид-
ного типа (рис. 174). На месторождении
выявлена нефтегазоконденсатная залежь
в песчаниках свиты Летроуб-Валли на глу-
бине 1360—1541 м. Пористость песчаников
30 % , максимальное значение проницаемо-
сти 5-10-12 м2. Залежь пластовая сводовая.
Установлена также газоконденсатная залежь
в нижней части палеоценовых — верхнеме-
ловых отложений на глубине 2222—2272 м.
Этаж газоносности 177 м. Дебит газа
300 тыс. м3/сут. Коллекторами являются пес-
354
чаники пористые 15—27 %. Запасы газа
оцениваются в 77,5 млрд. м3.
Газоконденсатное месторождение Снаппер
обнаружено в 1969 г. в 32 км от берега. Гео-
логическая характеристика месторождения
сходна с описанными выше. Начальные запасы
газа составляют 85 млрд, м3, конденсата
8,6 млн. т.
В последнее десятилетие в центре внимания
находится изучение северо-западного шельфа
Австралии, где определены высокие перспек-
тивы и открыт ряд крупных газовых место-
рождений. По данным геофизических
(с 1963 г.) и буровых (с 1964 г.) работ здесь
выделены крупные осадочные бассейны, ча-
стично прослеживаемые на материке: Кар-
нарвон, Дампиер, Броуз, зал. Бонапарта,
а также погребенные своды Элмоуз, Ренкин
и др. Впадины имеют грабенообразную форму
и заполнены преимущественно мезозойскими
отложениями, повсеместно вскрываемыми
в морских участках бассейнов, на прибреж-
ных равнинах широко распространены более
древние отложения.
К настоящему времени на северо-западном
шельфе Австралии открыто 11 газовых и газо-
конденсатных месторождений с общими за-
пасами 465 млрд. м3. Основные месторожде-
ния — Норт-Ренкин, Гудвин, Уэст-Трайел-
Рокс, Эйнджел — были открыты в 1971—
1973 гг., первые три из них — на своде Рен-
кин, а Эйнджел — во впадине Дампиер.
Все месторождения связаны с локальными
поднятиями блокового строения. Основной
продуктивный комплекс — преимущест-
венно континентальные терригенные отложе-
ния верхнего триаса.
Газоконденсатное месторождение Норт-
Ренкин открыто в 1971 г. Основная по запа-
сам газовая залежь связана с песчаниками
верхнего триаса, имеющими пористость 20—
30 % при высокой проницаемости. Глубина
залежи 2700—3600 м. Установлена также га-
зоносность песчаников верхнего мела и ба-
зальных пластов палеоцена. Извлекаемые
запасы газа оцениваются в 240 млрд, м3, кон-
денсата 2,4 млн. т.
Газоконденсатное месторождение Гудвин
выявлено в 1971 г. Газоносны песчаники верх-
него триаса, залегающие на глубине 2800—
3100м. Средняя пористость песчаников 18 %,
проницаемость до 2 мкм2. Продуктивный ком-
плекс перекрыт несогласно залегающими
меловыми отложениями (сланцево-глинистый
комплекс). Извлекаемые запасы газа
70 млрд. м3.
РИС. 174. Нефтегазоконденсатное месторождение
Марлин:
а — структурная карта поверхности несогласия
в кровле отложений свиты Летроуб-Валли; б —
геологический разрез.
1 — изогипсы в м; 2 — контур газоносности
Газовое месторождение Уэст-Трайел-Рокс
открыто в 1973 г. в 65 км к северо-западу от
о-ва Барроу. Газоносны верхнетриасовые
песчаники, их средняя глубина 3230 м. За-
пасы газа 56 млрд. м3.
Газоконденсатное месторождение Эйнджел
приурочено к крупному антиклинальному
поднятию в зоне Мадейл-Дампиер. Открыто
в 1971 г. В отличие от вышеописанных место-
рождений содержит газовую залежь в песча-
никах верхней юры (2600—2700 м). Их мощ-
ность 33—83 м, средняя пористость 20 %
проницаемость до 7 мкм2.
РАЗДЕЛ IV ОБЩАЯ
характеристика
ОСНОВНЫХ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
месторождений мира
Разведанные запасы газа мира по состоянию
на начало 1980 г. оценивались величиной по-
рядка 80 трлн, м3, к этому времени сум-
марная добыча газа составила 29,6 трлн, м3
(по оценке авторов). Всего открыто около
11 тыс. месторождений природного газа, из
них с запасами более 30 млрд, м3 составляют
2,4 % всех месторождений. Начальные за-
пасы учтенных 236 месторождений оцени-
ваются в 75 трлн. м3. Таким образом, 236
крупных (30—100 млрд, м3), крупнейших
(100—1000 млрд, м3) и уникальных (более
1000 млрд, м3) месторождений содержат около
€5 % запасов мира. При этом запасы 15 уни-
кальных месторождений содержат 40,6 трлн.
м3 запасов газа мира, или 35,1 %.
Таким же образом распределены по место-
рождениям и нефтяные ресурсы. По данным
_М. Т. Хэлбути и др., 187 крупнейших нефтя-
ных месторождений с запасами более 70 млн. т
каждое содержат 85 % мировых запасов
нефти и обеспечивают большую часть до-
бычи.
В США учтено 40 крупных месторождений
с начальными запасами 6,9 трлн, м3, из них
2,04 трлн, м3 приходится на уникальное место-
рождение Хьюготон-Панхэндл.
Крупные и крупнейшие газовые месторо-
ждения открыты в Канаде, Великобритании,
Алжире, Нидерландах, Норвегии, Франции,
Пакистане, Иране и других странах; уни-
кальные— в Нидерландах (Гронинген), Ал-
жире (Хасси-Рмель), Иране (Пазенун, Парс,
Канган). Основное число крупнейших место-
рождений и их запасы сосредоточены в Евра-
зии (табл. 72). Следует отметить, что в послед-
ние годы открыт ряд крупных нефтяных ме-
сторождений в Мексике (Бермудес, Чикон-
тепек и др.), содержащих крупные запасы
таза растворенного и газовых шапок. Значи-
тельные запасы растворенного газа сосредо-
точены также в странах Персидского залива,
в Южной Америке и др. Запасы газа 236
учтенных месторождений связаны в основном
с залежами свободного газа и в некоторых
случаях с газовыми шапками нефтяных место-
рождений. Оценки запасов газа крупнейших
месторождений по опубликованным материа-
лам зарубежной печати в ряде случаев неод-
нозначны. Сведения о начальных разведан-
ных запасах газа месторождений зарубеж-
ных стран брались как по материалам спра-
вочных изданий СССР, так и по материалам
-356
периодических журналов изданий за рубе-
жом.
Большая часть крупнейших месторождений
(111 из 263) находится в пределах молодых
платформ (табл. 73). Молодые платформы
в целом являются зонами преимуществен-
ного газонакопления. Запасы газа в них зна-
чительно преобладают над запасами нефти.
На молодые платформы йриходится всего
лишь 11 % начальных извлекаемых запасов
нефти крупнейших месторождений. Древние
платформы содержат 79 % запасов нефти
крупнейших месторождений. Последние от-
крыты на Восточно-Европейской, Африкан-
ской (бассейн Сирт-Ливия и месторождения
Персидского залива) и Северо-Африканской
платформах. К межгорным впадинам приуро-
чено также 10 % запасов нефти крупнейших
месторождений. В целом межгорные впадины
характеризуются преимущественной нефте-
носностью. Газ большей частью сосредоточен
в газовых шапках или растворен в нефти.
Крупнейшие месторождения газа и нефти
выявлены в межгорных впадинах Калифор-
нийской, зал. Кука, Маракаибской (Вене-
суэла) и др.
Распределение запасов газа основных ме-
сторождений по стратиграфическим комплек-
сам (табл. 74) показывает, что около 60 %
запасов газа связано с отложениями мезозоя^.
Роль запасов газа пермских отложений
в мировых запасах за последние годы значи-
тельно возросла в связи с открытием уникаль-
ных и крупнейших газовых месторождений
в Иране (Канган, Парс и др.). Запасы газа
в отложениях кайнозоя в значительной мере
связаны с газовыми шапками нефтяных место-
рождений Персидского залива, Западной
Туркмении и других районов. Одно уникаль-
ное месторождение Пазенун содержит газо-
вую шапку с запасами 1415 млрд, м3 в карбо-
натных отложениях свиты Асмари олигоцен-
миоценового возраста.
Начальные извлекаемые запасы нефти круп-
нейших месторождений кайнозоя составляют
33 %, мезозоя 53 % и палеозоя 14 %.
Из общей суммы начальных запасов газа
крупных и крупнейших месторождений с пес-
чаными коллекторами связано 57,4 трлн, м3,
или 76,5 %, с карбонатными 17,6 трлн, м3,
или 23,5 % (табл. 75). Из общей суммы запа-
сов нефти в песчаниках заключено 58 %, а в
карбонатах 42 %.
Таблица 72
Распределение начальных разведанных запасов газа
основных месторождений мира по континентам
Континент Число и запасы газа
месторождений с запасами в млрд, м* суммарные по континенту
более 1000 100-1000 30—100 число месторо- ждений млрд, м’ %
чис- ло млрд. мэ ЧИС- ЛО млрд, м’ ЧИС- ЛО млрд, м*
Евразия 13 36 252,8 70 21 535,6 81 4885,6 164 62 674,0 83,6
В том числе Ближ- ний и Средний Восток 3 9 215,0 7 2 498,0 — — 10 11 713,0 1 3.6
Африка 1 1 529,0 4 1 457,0 3 150,0 8 3 136,0 4,2
Австралия и Океа- ния — — 4 674,0 3 179,0 7 853,0 1,1
Америка 1 2 039,0 22 4 171,3 34 2126,7 57 8 337,0 11,1
В том числе США 1 2 039,0 16 3 403,0 23 1451,0 40 6 893,0 9,2
Итого 15 39 820,8 100 27 837,9 121 7341,3 236 75 000,0 100,0
Таблица 73
Распределение начальных разведанных запасов газа основных месторождений мира
по тектоническим элементам
Число и запасы газа
Тектонические элементы месторождений с запасами в млрд, м* суммарные по тектоническому элементу
более 1000 100—1000 30-100 число месторо- ждений । млрд, м3 %
чис- ло млрд. ма чис- ло млрд, м3 чис- ло млрд. ма
Древние платфор- мы 7 17 062,7 45 11 183,1 56 3373,5 108 31 619,3 42,2
Предгерцинские и предальпий- ские предгорные прогибы 5 12 523,7 20 5 027,8 27 1747,7 52 19 299,2 25,7
Внутриплатфор- менные прогибы (авлакогены) 2 4 539,0 25 6 155,3 29 1625,8 56 12 320,1 16,5
Молодые платфор- мы 8 .22 758,1 48 15 163,0 55 3320,1 111 41 241,2 55,0
Центральные части платформ 8 22 758,1 43 13 665,7 43 2823,3 94 39 247,1 52,3
Предгорные прогибы — — 5 1 497,3 12 496,8 17 1 994,1 2,7
Межгорные впа- дины — - - 7 1 491,8 10 647,7 17 2 139,5 2,8
Итого 15 39 820,8 100 27 837,9 121 7341,3 236 75 000,0 100,0
357
Таблица 74
Распределение начальных разведанных запасов газа
основных месторождений мира по стратиграфическим комплексам
Стратиграфический комплекс Запасы газа, млрд, м3
месторождений с запасами в млрд, м3 суммарные по комплексу
более 1000 100—1000 30—100 млрд, м3 %
Кайнозой 1 415,0 3 681,1 1797.2 6 893,3 9,2
Неоген — 1 556,8 890,7 2 447,5 3,3
Палеоген 1 415,0 2 124,3 906,5 4 445,8 5,9
Мезозой 24 287,1 17 372,7 3295,9 44 955,7 59,9
Мел 22 758,1 11 460,3 2253,9 36 472,3 48,6
Юра — 3 658,5 783,3 4 441,8 5.9
Триас 1 529,0 2 253,9 258,7 4 041,6 5,4
Палеозой 14 118,7 6 493,2 2168,9 22 780,8 30,4
Пермь 12 339,0 3 180,0 347,0 15 866,0 21,2
Карбон — 1 475,6 874,1 2 349,7 3,1
Пермо-карбон 1 779,7 495,3 142,1 2 417,1 3,2
Девон — 267,0 226,7 493,7 0,7
Силур —
Ордовик — 770,0 279,0 1 049',0 1,4
Кембрий 305,3 300,0 605,3 0,8
Докембрий — 290,9 79,3 370,2 0,5
Итого 39 820,8 27 837,9 7341,3 75 000,0 100,0
Таблица 75
Распределение начальных разведанных запасов газа
основных месторождений мира в различных коллекторах
Коллекторы Запасы газа, млрд, м3
месторождений с запасами в млрд, м3 суммарные по коллекторам
более 1000 100—1000 30—100 млрд. ма %
Песчаные Карбонатные 28 566,8 11 254 23 340,4 4 497,5 5495,2 1846,1 57 402,4 17 597,6 76,5 23,5
Итого 39 820,8 27 837,9 7341,3 75 000,0 100,0
Таблица 76
Распределение начальных разведанных запасов газа основных месторождений мира,
контролируемых разными покрышками
Покрышка Число и запасы газа
месторождений с запасами в млрд, м3 суммарные для разных покрышек
более 1000 100—1000 30—100 число место- рождений млрд, м* L 1
чис- ло млрд, м* ЧИС- ЛО млрд, м3 ЧИС- ЛО млрд, м3
Глинистая 8 24 537,8 68 21 722,9 104 6964,7 180 53 225,4 71,0
Соленосная 7 15 283,0 32 6 115,0 17 376,6 56 21 774,6 29,0
Итого 15 39 820,8 100 27 837,9 121 7341,3 236 75 000,0 100,0
358
Таблица 77
Распределение начальных разведанных запасов газа
основных месторождений мира по глубинам
Глубины, м Запасы газа, млрд, м*
месторождений с запасами в млрд. ма суммарные по глубинам
более 1000 100—1000 30—100 млрд. ма %
До 1500 1500—3000 3000—5000 Ниже 5000 20 047,4 19 423,3 350,1 7 539,8 14 267,1 5 645,0 386,0 1531,3 3683,9 1906,1 220,0 29 118,5 37374,3 7 901,2 606,0 '.а. 4.) 1 с
Итого 39 820,8 27 837,9 7341,3 75 000,0 10')/'
Таблиц । 78
Распределение начальных разведанных запасов газа основных месторождений мира,
контролируемых различными ловушками
Ловушки Число и запасы газа
месторождений с запасами в млрд. ма суммарные для различных ловушек
более 1000 100—1000 30—100 число место- рождений млрд. ма %
чис- ло млрд. ма чис- ло млрд. ма чис- ло млрд. ма
Структурные Литологиче- ские и страти- графические 14 1 37 781,8 2 039,0 90 10 25 300,9 2 537,0 106 15 6600,9 740,4 210 26 69 683,6 5 316,4 92,9 7,1
Итого 15 39 820,8 100 27 837,9 121 7341,3 236 75 000,0 100,0
Глинистыми покрышками контролируется
53,2 трлн, м3, или 71,0% запасов газа,
а также 67,2 % нефти. Соленосные отложе-
ния контролируют 29,0 % запасов газа и
32,8 % запасов нефти (табл. 76).
Для газовых залежей, и особенно крупных,
решающее значение имеет характер покрышки
в качестве которой чаще всего выступают
эвапориты или мощные толщи пластичных
глин. В палеозойских отложениях степень
метаморфизации пластических пород значи-
тельно выше, чем в мезозойских и кайнозой-
ских, и глины даже большой мощности не
препятствуют проникновению газа вверх по
разрезу, поэтому для древних платформ ос-
новным газоупорным горизонтом служат
гидрохимические отложения. Эти отложения
широко развиты на древних платформах и
соответствуют завершающему циклу палео-
зойского осадконакопления, охватывающего
возрастной диапазон от нижней перми до
нижнего триаса.
Все крупные месторождения газа Русской
платформы выявлены в отложениях нижней
перми и верхнего карбона под соленосными
толщами перми.
Соленосные отложения контролируют рас-
пределение газа и на Африканской платформе.
Крупнейшие месторождения Алжирской
Сахары (Хасси-Рмель, Рурд-Нус<), открыты
под соленосным экраном в толще триаса.
На Северо-Американской платформе пермские
отложения служат покрышками залежей газа
в крупнейших месторождениях (Хьюготон-
Панхэндл и другие месторождения бассейна
Анадарко). К пермским отложениям приуро-
чены и крупнейшие месторождения Австра-
лийской платформы (Гиджалпа, Мудба).
На Северо-Американской и Африканской
платформах региональной поверхностью, кон-
тролирующей распределение крупных
скоплений газа в нижней части палеозой-
ского разреза — в ордовике, силуре, кем-
брии, является глинистая толща силура или
359
Характеристика основных газовых месторождений капиталистических и развивающихся стран
Месторождение Страна, штат Основ- ная за- лежь Год от- кры- тия Нефтегазоносный бассейн, область, район Текто- нический элемент
Хасси-Рмель АНДР гк 1956 Месторождения Тильремт 2 запасам? Д-1а
Пазенун Иран нг 1936 Месопотамский д-1б
Парс » гк 1967 » д-1б
Канган » гк 1973 )> д-1б
Гронинген Нидерланды г 1959 Центральноевропейский д-2
Хьюготон-Панхэндл США г 1918 Анадарко д-2
Хангирен Иран гк 1969 Месторождения Мургабский запасами М-1
Серадже » гк 1958 Центрально-Иранский в
Ахваз гн 1958 Месопотамский д-1б
Танг-е-Бьяр » г 1966 В д-1б
Бахрейн Бахрейн г 1931 в д-16
Северо-Западный Ку- Катар г 1972 в д-16
ПОЛ Барган Саудовская Ара- гк 1936 Грабен Красного моря д-2
Хатейба ВИЯ Ливия г 1963 Сирт Д-1а
Альрар АНДР нгк 1961 Полиньяк Д-2
Рурд-Нусс » нгк 1962 Эль-Биод Д-2
Тигентурнн-Ля-Ре- » гк 1957 Полиньяк Д-2
Арун Индонезия гк 1971 Центрально-Суматрин- В
Бадак » гк 1972 ский Калимантанский В
Мауи Новая Зеландия гк 1969 Таранаки М-1
Гиджалпа Австралия гк 1963 Купер Д-2
Мумба В гк 1964 » Д-2
Норт-Ренкин гк 1971 Карнарвон Д-1а
Кроссфи л д Канада гк 1951 Западно-Канадский Д-1а
Дрейк-Пойнт » г 1969 Свердруп Д-1а
Хекла в г 1972 в Д-1а
Шиюгоу-Дунси КНР г 1955 Сычуаньский Д-2
Лак Франция ГН 1951 Аквитанский М-2
Рейноса Мексика ГН 1948 Галф-Кост М-2
Колома В ГН 1951 В М-2
Лома-де-ла-Лата Аргентина гк 1977 Неукен Д-1а
Мари Пакистан г 1957 Саккарский Д-16
Суи В г 1952 В Д-16
Дходак в г 1976 в Д-16
Хьюит Великобритания г 1966 Североморский Д-2
Индефатигейбл » г 1966 » Д-2
Леман в г 1966 в Д-2
Викинг в г 1968 в Д-2
Фригг Норвегия гк 1971 в Д-2
Плесид Нидерланды г 1970 » Д-2
360
Таблица 79
Ловушка Коллектор Покрышка Основной продуктив- ный гори- зонт Системе, отдел Глубина аалегаиия продуктив- ных отло- жений, м Началь- ные запасы газа, млрд, м*
более 1 трлн. Антиклиналь- м3 Песчаники Соленосная Триас 2130—2400 1529,0
ная То же Известняки » Асмари ОлигоцеН- 1770—2770 1415,0
» » » Хуфф миоцен Пермь 2700—2900 2800,0
» » » » » 2700—2900 5000,0
» Песчаники » Ротлигендес » 2896 2500,0
Литологиче- Известняки » Чейз » 428—1158 2039,0
ская 100—1000 млр/ Антиклиналь- (. м3 Известняки Соленосная Келловей— Юра 2400—2518 510,0
ная То же Песчаники » Оксфорд Кум Олигоцен— 2400 142,0
» » » Асмари миоцен То же 2400—2700 189,0
» Известняки » Хуфф Пермь 2700—2900 110,0
» » » — Юра, пермь Пермь 1280—2743 570,0
» » » Хуфф 2700—2900 875,0
» Песчаники » — Миоцен 1936—1977 102,0
» » » Мел, кембрий 2620—3140 340,0
» » Глинистая — Девон 2075 167,0
» » Соленосная — Триас, ордовик Ордовик 1750—3000 850,0
» Глинистая — 1770 100,0
Риф Известняки » — Миоцен 3050—3230 480,0
Антиклиналь- Песчаники » — Миоцен 2000—3200 200,0
ная То же Песчаники » Эоцен 2743—3500 150,0
» » » Гиджалпа Пермь 2070—2103 142,0
» » » » » 2370—2438 142,0
•» > » » Мингару Триас 2700—3600 240,0
Литологиче- Известняки » Кардиум, Мел, карбон 1648—2775 136,0
ская Антиклиналь- Песчаники » Элктон Нижняя юра— 1098—3300 158,3
ная То же » » верхний триас То же 950—1067,5 105
» Соленосная Цзялин- Триас 1370—1829 221,0
» » » Цзян Верхняя юра 3300—4300 260,0
» » » Фрио Олигоцен 1402 105,0
» Амате Миоцен 1585 139,0
» Глинистая — Мел, триас 1200 125,0
» Известняки » Хабиб- Эоцен 689 142,0
» » Рахи Суи » 1170—1250 255,0
» » » — Мел 2135 141,5
» Песчаники » Бантер Триас 823—1220 120,0
» » Соленосная Ротлигендес Пермь 2300—2750 226,0
» » )> )> » 2300—3200 340,0
» » » » )> 2900 140,0
» » Глинистая — Эоцен 1950 357,0
» » Соленосная — Пермь 3800 150,0
361
Месторождение Страна, штат Основ- ная за- лежь Год от- кры- тия Нефтегазоносный бассейн, область, район Текто- нический элемент
Экофиск Норвегия нгк 1969 Североморский Д-2
Слейпнер )> ГН 1979 » Д-2
Бахрабад Бангладеш Г 1968 Бенгал ьский д-1б
Кенай США, Аляска г 1959 Зал. Кука В
Бастиан-Бей Луизиана ГН 1941 Галф-Кост М-1
Байю-Сейл » ГН 1940 То же М-1
Монро » Г 1916 » М-1
Джалмат-Юмонт Нью-Мексико ГН 1927 Пермский Д-1а
Бланко » гк 1927 Сан-XvaH В
Мокейн-Лаверн Оклахома г 1952 Анадарко Д-2
Картидж Техас гк 1936 Галф-Кост М-1
Кейти » г 1934 То же М-1
Олд-Оушен » ГН 1934 » М-1
Агуа- Дольче )> ГН 1928 » .4-1
Гомес » г 1963 Пермский Д-1а
Паккет » г 1952 )> Д-1а
Локридж » г 1966 » Д-1а
Кеттлмен-Хилс Калифорния г 1928 Сан-Хоакин В
Прадхо-Бей Аляска ГН 1968 Арктический склон М-2
Месторождения с запасами
Тернер-Валли Канада ГН . 1924 Западно- Канадский Д-1а
Пойнт-Монтайн » г 1968 То же Д-1а
Бивер-Ривер » г 1958 » Д-1а
Медисин-Хат г 1890 Д-1а
Ватертон » г 1957 » Д-1а
Эдсон » ГН 1962 Д-1а
Кларк-Лейк г 1957 » Д-1а
Харматтан-Элктон » нгк 1955 » Д-1а
Теглу » нгк 1971 Бофорт-Маккензи Д-1а
Кристофбр-Бей » г 1971 Свердруп Д-1а
Уэст-Соул Великобритания г 1965 Североморский Д-2
•Статфьорд Норвегия ГН 1974 » Д-2
Хеймдалл » Г 1972 » Д-2 .
Один » г 1971 » Д-2
Элдфиск » ГН 1972 » Д-2
Альбускьелл » ГН 1970 » Д-2
Код » гк 1968 » Д-2
Тура Дания г 1968 и Д-2
-362
Продолжение табл., 79
Ловушка Коллектор Покрышка Основной продуктив- ный гори- зонт Система, отдел Глубина залегания продуктив- ных отло- жений, м Началь- ные запасы газа, млрд. М*
Антиклиналь- ная Известняки Глинистая Датский Мел 3000—3400 198,0
То же Песчаники » — Юра 2300 150,0
» » Бокабил Миоцен 1826—2227 226
» » » Кенай Эоцен 1372—3353 153,0
» » Соленосная Миоцен 3353—4872 102,0
» » » >' 1371—4477 102,0
Литолого- стратиграфи- ческая Карбонат- ные породы Глинистая Монро Мел 640 266,0
Литологиче- ская Песчаники Известняки Соленосная Севен- Риверс, Йетс Дакота Пермь 1020 229,0
То же Песчаники Глинистая Мел 1402—2295 311,0
» » » — Карбон 640—2316 135,0
» Известняки Соленосная — Мел 1433—1951 215,0
Антиклиналь- ная Песчаники » — Эоцен 1951—2256 198,0
То же » Глинистая Фр ио Олигоцен 2591—3500 142,0
» » » » » 579—2164 113,0
» Доломиты » Элленбергер Ордовик 5791 283,0
» » » » » 3048—4572 184,0
)> » » » » 5600 103,0
» Песчаники » — Миоцен — эоцен 2520—3360 102,0
Стратиграфи- ческая 30—100 млрд. Песчаники, известняки м3 » Седлрочит, Сег-Ривер, Лисберн Триас, пермь карбон 2430—3135 765,0
Антиклиналь- ная Карбонат- ные породы Глинистая Тернер- Валли Карбон 1550—2746 82,0
То же То же » Девон 2958 65,0
» Доломиты » — » 3658 40,0
Литологиче- ская Песчаники » Медисин- Хат Мел 400—800 60,0
Антиклиналь- ная Карбонат- ные породы » Тернер- Валли Карбон 1300—3400 70,0
Литологиче- ская Известняки » Элктон а 2250—3100 70,0
Риф » » Слейв- Пойнт Девон 1100—2600 44,8
Литологиче- ская » » Элктон, Ледюк » 2650—2900 47,6
Антиклиналь- ная Песчаники » — Мел, палеоген 2465—2930 80
То же » » Хейберг Триас 1372—1410 31,3
ъ » Соленосная Ротли- гендес Пермь 2440—2750 30,0
» » Глинистая — Нижняя юра 2100 45,0
» — Мел 2130 70,8
» Глинистая Эоцен 1950 30,0
» Известняки » Мел 2789—2805 59,0
» » 2789—2805 36,0
» Карбонат- ные породы » — Палеоген 3900 42,5
» То же » — Мел 2150 56,6
363
Месторождение Страна, штат Основ- ная за- лежь Год от- кры- тия Нефтегазоносный бассейн, область, район Текто- нический элемент
Гроотхузен ФРГ г 1964 Центральноевропейский Д-2
Ме.йон Франция гк 1965 Аквитанский М-2
Малосса Италия НГК 1977 Адриатический В
Мискар Тунис Г 1975 Средиземноморский д-1б
Хасдрубал » Г 1975 » д-1б
Харлинген Нидерланды г 1966 Центральноевропейский д-2
Амеланд » г 1965 » Д-2
Вайюан КНР г 1964 Сычуаньский Д-2
Уэн-Ху » г 1956 Цайдамский В
Тенг-Чинк-Куан » г 1955 Сычуаньский Д-2
Хауанг-Куан-Шан » г 1955 » Д-2
Абу-Гарадиг АРЕ г 1967 Средиземноморский Д-16
Поса-Рика Мексика ГН 1930 Галф-Кост М-1
Титас Бангладеш г 1963 Бенгальский д-16
Уч Пакистан г 1955 Саккарский д-16
Рио-Виста США, Калифор- ГН 1936 Сан-Хоакин В
НИЯ
Вентура-Авеню - я ГН 1916 Вентура В
Бейтмен-Лейк Луизиана Г 1937 Галф-Кост М-1
Остров Евгения » г 1949 То же М-1
Гвинвилл Миссисипи г 1944 » М-1
Камрик Оклахома г 1954 Анадарко Д-2
Путнам » г 1959 » Д-2
Ред-Ок » г 1929 » Д-2
Бетани-Баском Техас г 1916 Галф-Кост М-1
Чохолейт-Байю » г 1939 То же М-1
Грета-Том О’Коннер » ГН 1933 » М-1
Ла-Глориа » ГН 1939 » М-1
Страттон » ГН 1937 » М-1
Гоаноза » гк 1962 Пермский Д-1а
Браун-Бассет » г 1958 » Д-1а
Грей-Ранч » г 1964 » Д-1а
Хамон » г 1965 » Д-1а
Им » г 1965 » Д-1а
Торо » г 1966 » Д-1а
Ваха » г 1964 » Д-1а
Воршам-Бауэр » г 1961 » Д-1а
Биг-Пини Вайоминг г 1938 Грин-Ривер В
Ходжа-Гу гердаг Афганистан г 1962 Мургабский М-1
Мерини Австралия ГН 1964 Амадиес М-1
Снаппер » нгк 1969 Гипсленд М-1
Барракута » нгк 1965 » М-1
Примечание. Условные индексы тектонических элементов (предгорные прогибы древних
•ские прогибы (авлакогены); М-1 — центральные части молодых платформ; М-2 — предгорные прогибы
•364
Продолжение табл. 79
Ловушка Коллектор Покрышка Основной продуктив- ный гори- зонт Система, отдел Глубина залегания продуктив- ных отло- жений, м Началь- ные запасы газа, млрд, м1
Антиклинальная Песчаники Глинистая Пермь 3300 65,0
» Доломиты Соленосная — Юра 4600—5000 65,0
» Карбонат- ные породы Глинистая — Мел 5400—6005 50,0
» То же » — Эоцен 4530 60,0
» » » — » 4500 30,0
» Песчаники » — Пермь 1800 75,0
» » » — » 3000 50,0
» Карбонат- ные породы Соленосная Синиан Докембрий 3000 37,6
» Песчаники » — Плиоцен 274—457 42,0
» Карбонат- Цзялин- Триас 1097 57,0
ные породы Цзян
» То же » То же » 457—914 85,0
» » » » Миоцен 3300 60,0
» » Глинистая Тамабра Мел 2150 85,0
» Песчаники » Бокабил Миоцен 2500—3100 85,0
» Известняки » Cvh Эоцен 1220 71,0
Антиклиналь- Песчаники » Эоцен Эоцен 1128—2740 99,0
ная
То же » Пико Плиоцен 366 62,0
» » » Миоцен Миоцен 2621—3800 57,0
» » » » 2286—3300 57,0
» » » — Мел 2330—4280 40,0
Литологиче- » » Орроу Карбон 1341—2460 85,0
ская То же Карбонат- ные породы » ?> » 2286—3962 42,0
» То же » » » 488—3500 71,0
» » » » Мел 305—1829 62
Антиклиналь- Песчаники » Фрио Олигоцен 2926—3800 82,0
ная
Литологиче- » » » Миоцен 518—1737 85,0
ская
То же » » » Олигоцен 1554—2469 85,0
» , » Доломиты » » » 1493—2225 88
Антиклиналь- » Элленбергер Ордовик— 2865—4572 99,0
ная кембрий
То же » )> » То же 1890—3962 72,0
» ». >) » » 4300 36,0
» » » » 6400 42,0
» » » » » 3700 52,0
» t, » » » 1570—6096 30,0
» » » » » 3048—4267 65,0
)) » » » » 4000—5100 61,0
» Песчаники » — Эойен 290—4600 79,0
NS » » Готерив Мел 1800 58,0
» » » Стейруэй, Ордовик— 1770—1590 43,0
Паку та кембрий
» » » Летроуб- Эоцен— 1370 85,0
Валли олнгоден
» » » То же То же 1060—1158 51,0
платформ: Д-1а — предгерцинские; Д-16 — предальпийские; Д-2 — внутриплатформенные палеозой*
молодых платформ; В — межгорные впадины.
365
Н „
Зижнего и среднего девона. В нижнепалео-
ойском газоносном комплексе крупные за-
лежи газа разведаны в прогибах Вал-Верде и
Делавэр Северо-Американской платформы.
Основным продуктивным горизонтом здесь
является доломитовая свита Элленбергер,
по возрасту соответствующая верхнему кем-
брию и нижнему ордовику, к которой при-
урочены такие крупные месторождения, как
Паккет, Гомес, Броун-Бассет и др. На Афри-
канской платформе с нижнепалеозойским
комплексом также связаны крупные скопле-
ния газа и нефти. Комплекс залегает на
сравнительно небольшой глубине и характе-
ризуется преимущественной газоносностью.
Все выявленные месторождения в нем или
газовые, или газонефтяные.
На Восточно-Сибирской платформе также
установлена газоносность кембрийских и до-
кембрийских (вендских) отложений. Все при-
веденные данные свидетельствуют о регио-
нальной газоносности отложений кембрия,
ордовика, силура и о больших перспективах
открытия в них новых крупных месторожде-
ний газа.
В мезозойских отложениях региональной
покрышкой служат глинистые толщи верх-
него мела — палеогена, которые контроли-
руют крупнейшие газовые месторождения
Западно-Сибирской, Среднеазиатской плат-
форм, Галф-Коста и др. В центральных ча-
стях ряда молодых платформ роль покрышки
выполняют соленосные отложения верхне-
юрского возраста, с которыми связаны круп-
нейшие месторождения газа на Среднеазиат-
ской платформе, в Аквитанском бассейне,
а также в пригеосинклинальном прогибе
Арабской платформы (Персидский за-
лив).
Региональным газоупором в кайнозойском
осадочном комплексе служат миоцен-плиоце-
новые глинистые толщи. Крупнейшие газовые
месторождения под миоцен-палеоценовой по-
крышкой открыты в Предкавказье, Адриати-
ческом бассейне (Италия), в зал. Кука и др.
Соленосные отложения палеоцена миоцена
контролируют месторождения газа и нефти
в бассейне Персидского залива.
Основные запасы газа (87,7 %) сосредото-
чены на глубинах до 3000 м (табл. 77). Сле-
дует отметить, что небольшие запасы газа
на глубинах более 5000 м отражают не столько
потенциальные возможности газонакопле-
ния на этих глубинах,сколько степень их раз-
веданности. В соответствии с господствующим
в настоящее время мнением с глубиной долж-
на увеличиваться роль газа в углеводород-
ном балансе и соответственно сокращаться
роль нефти. Это подтверждается результатами
бурения в Днепровско-Донецкой впадине,
Южно-Каспийском бассейне, впадинах Перм-
ского бассейна США и в других глубокопо-
груженных нефтегазоносных бассейнах.
Подавляющее большинство крупнейших
месторождении газа приурочено к ловушкам
структурного типа. Из 236 месторождений
только 26 связаны с литологическими и стра-
тиграфическими ловушками, в том числе
одно уникальное месторождение (Хьюготон-
Панхэндл), десять крупнейших и пятнад-
цать крупных (табл. 78).
В табл. 79 приводится характеристика
уникальных, крупнейших и крупных газо-
вых месторождений мира.
Абазовское 194
Абановское 172
Абрамовскоё 74
Абу-Гарадиг 343, 364
Абу-Кир 343
Абу-Мади 344
Агуа-Дольче 362
Адамташ 274, 281
Азовское 116, 118
Айракты 298, 308, 311
Акджар 272
Аккум 276, 280
Актас 298, 306
Алан 276
Алат 278
Алегазовское 36
Александровское 60, 88
Алексеевское 88
Алтыновское 32
Альбускьелл 362
Альрар 360
Аманакское 48
Аманата 276
Амангельды 298, 308, 310, 311
Амеланд 364
Анабай 312
Анастасиевско-Троицкое 82, 92, 94
Анастасьевское 202
Андижан 290
Антипаютинское 132
Антиповское 76
Апутовское 36
Арктическое 123, 134
Армавирское 88
Артюховское 202, 210
Арун 344, 360
Арчединское 69, 72
Асар 298, 306
Астаховское 116
Астрахановское 174
Астраханское ИЗ
Атабай 249
Атасары 250 ’
Атерское 32
Атовское 156
Ахваз 345, 360
Ахтырско-Бугундырское 92
Ачак 258
Ачисуйское 104, 106
Ашировское 44
Аянское 156
Багаджа 260, 265
Багаевское 58
Бадак 344, 360
Бадаранское 162
Баженовское 47, 48
Базай 308
Байрамали 262, 266
Байю-Сейл 362
Банка Жданова 238, 242
Банка Лам 242
Банка Ливанова (Восточное) 242
Баракаевское 88
Барган 360
Барракута 353, 354, 364
Барса-Гельмес 235, 240
Бастиан-Бей 362
Батырбайское 32
Бахар 229
Бахар (банка Макарова) 230
Бахметьевское 69, 70
Бахраабаб 349, 362
Бахрейн 360
Башкатовское 44
Безводное 88, 90
Безопасненское 97, 98
Бейсугское 85, 86
Бейтмен-Лейк 364
Бектурлы 306
Белоусовское 200
Белый Хутор 94
Вельское 190
Бенойское 109
Бердянское 44
Берген 336
Березанское 79, 86, 88
Березовское (Украинская ССР) 204
Березовское (Тюменская обл.) 123, 125
Березовское (Сахалинская обл.) 174
Беркутовское 36
Бесскорбненское 88
Бетани-Баском 364
Беурдешик 253, 260
Бешкент 278, 286
Бешкизыл 262
Бештентяк 296
Биг-Пини 364
Бивер-Ривер 362
Бильче-Волицкое 215, 216
Битков-Бабченское 214, 215, 220
Бланко 321
Бобровское 41, 42
Бованенковское 123, 136
Богатойское 194
Богдановское 190
Богородчанское 215
Большое Тин-Фуйе 343
Бони-Крик 353
Боранколь 308
Боровское 200
Бородинское 44
Бостон 290
Братское 156
Браун-Бассет 364
Брусянское 31
Булла-море 232, 234
' Бурун 240
Бухаровское 31
Вайюан 364
Ванейвисское 22, 27
Варьеганское 123
Василковское 22, 27
Васильевское 202
Ватертон 330, 362
Ваха 364
Введеновское 36
Великобубновское 194
Великое 94
Вентура-Авеню 364
Вергунское 200
367
Верхневилючанское 160
Верхнекондинское 123, 126
Верхнеомринское 18
Верхнепурпейское 130
Верхнечонское 156
Верховское 69, 70, 72
Веселовское 97, 98
Ветлянское 47, 50
Ветосское 32
Ветютневское 69, 72
Вешняковское 69, 76
Викинг 335, 360
Вилюйско-Джербинское 160
Вой-Вожское 18
Волховское 204
Волчинское 170
Воронцовское 41, 44
Воршам-Бауэр 364
Восточная—Чалджульба 248
Восточно-Благовещенское 94
Восточно-Гремячинское 299, 302
Восточно-Дагинское 174, 178
Восточно-Камышанское 110, 111
Восточно-Луговское 172, 178
Восточно-Медведовское 204
Восточно-Новоселовское 196
Восточно-Полтавское 194
Восточно-Рыбушанское 53, 58
Восточно-Северское 90
Восточно-Сусловское 53, 62
Восточно-Сухокумское 108
Восточно-Сысконсыньинское 123, 126
Восточно-Таркосалинское 123, 130
Восточно-Уренгойское 132
Восточное Аккум 249
Восточное Ташли 274
Восточное Учаджи 262
Восточный Жетыбай 298
Восточный Теджен 262, 265
Восточный Челекен 242
Вуктыльское 18
Выгода-Ветвицкое 220
Вынгапуровское 130
Вынгаяхинское 130
Гагаринское 260, 264
Гаджак 276
Гадячское 188, 209
Газли 269, 272
Гарбузовское 94
Гаша 106
Гвардейское 64
Гвинвилл 364
Генеральское 60
Геофизическое 123, 134
Гиджалпа 351
Гиджалли 360
Гиляко-Абунанское 168
Глебовское 224
Глинско-Розбышевское 192, 207
Глубокинское 116, 117
Гнединцевское 190
Гоаноза 320, 364
Гоголевское 188
Гограньдаг 238, 240
Голицинское 224
Голубинское 69, 74
Гомес 321, 362
Горное 123, 126
368
Городецкое 41, 42
Горючкинское 53, 54
Грачикское 116
Грей-Ранч 364
Гре.мячинское (Оренбургская обл.) 42
Гремячинское (Казахская ССР) 299, 302
Грета-Том-О’Коннер 364
Гронинген 336, 360
Гроотхузен 364
Грузиновское 54
Грушевское 218
Грыновское 220
Губкинское 123, 130
Гумбулак 274, 285
Гугуртли 252, 260
Гыданское 134
Гыргаланьинское 172
Дагестанские Огни 106
Дарваза 248
Дахадаевское 106
Дашавское 216
Дашгиль-Делениз 230
Даулетабад-Донмез 262, 266,
Даяхатын 276, 278
Двубратское 88
Деминское 123, 125
Денгизкуль-Хаузак-Шады 276, 281
Дерюжевское 47, 48
Джалби 330
Джалди 349, 350
Джалмат—Юмонт 362
Джанкойское 223, 224
Джаркак 272
Джебольское 18
Дмитриевское (Куйбышевская обл.) 47, 50
Дмитриевское (Саратовская обл.) 56
Довбушанское 220
Дообское 94
Досодак 360
Дрейк-Пойнт 331, 360
Дружелюбовское 202
Дуванный (суша) 230
Дузлак-Берекейское 106
Дунга 298, 308
Дышское 90
Екатериновское 86
Еланы 262
Елки некое 32
Еньяхинское 123
Ергачи некое 32
Ермолаевское 36
Ермолинское ПО, 111
Ероховское 41, 42
Еспелисайское 298, 308
Еты-Пуровское 123, 130
Ефремо-Зыковское 41, 42
Ефремовское 185, 196
Жаксыкоянкулак 298, 308
Жаманкоянкулак 308
Ждановское 64
Жетыбай 298, 299, 304
Жирновское 69, 70
Жуковское 41, 44 '
Журавлевско-Степановское 42
Журавское 97, 98
Задорневское 223, 224
Зайцевское 206
Залужанское 220
Западно-Адагумское 94
Западно-Анастасьевское 94
Западно-Благовещенское 94
Западно-Ефремовское 198
Западно-Заполярное 130
Западно-Изкосьгоринское 20
Западно-Карамышское 56
Западно-Катанглинское 174
Западно-Крестищенское 185, 202
Западно-Линевское 76
Западно-Октябрьское 224
Западно-Ровненское 53, 62
Западно-Рыбушанское 56
Западно-Соплесское 20, 26
Западно-Сосновское 194, 202
Западно-Староверовское 204
Западно-Сысконсыньинское 126
Западно-Таркосалинское 123, 130
Западно-Тепловское 297, 302
Западное Эрри 168
Западный Анге 306
Западный Тенге 298
Западный Ходжи 278
Западный Юлдузкак 272
Заполярное 123, 130
Зачепиловское 190
Зеагли-Дарвазинская группа 248
Зеварды 274, 281
Зеленецкое 20
Зимовское 69, 72
Зин 347
Зыбза-Глубокий Яр 90, 92
Зыря 230
Ивановское 111
Ивановское I 41, 44
Ивановское II 44
Иваниковское 214, 218
Избаскент 292
Измайловское 41, 44
Икибурульское ПО
Иловлинское 53, 60
Ильгенское 94
Им 364
Им. Баринова 242
Индефатигейбл 333, 360
Интинское 20, 25
Ириновское 60
Исимовское 36, 38
Ислим 262
Кавказское 88
Кавское 218
Кадобнянское 215, 218
Казанское 148
Казанцевское 152
Казино-Грачевское 97, 98
Казинское 97, 98
Казлаирское 36
Кайлас-Тила 349, 350
Кала 230
Каламкас 308
Калиновое 148
Калиновское 50
Калмас 230
Калужское 90
Камаши 274, 283
Каменнобалковское 97, 98
Камрик 364
Камышитовое 298, 302
Камышлджа 238, 242
Канган 360
Кандхот 347
Кандым 276, 279
Каневско-Лебяжье 79, 86
Канибадам 295, 296
Кансу 298
Канчуринское 38
Капитановское 206
Карабаглы 230
Карабаир 274
Карабашское 126
Карабиль 262, 264
Карадаг 230
Каражанбас 308 '
Карактай 274
Каракум 274
Карамандыбасская площадь 302
Карамышское 53, 56
Карасевское 69, 74
Каратепе 242
Караулбазар-Сарыташ 272
Карачаганак 302
Карачоп 262
Карим 274
Карлавское 224
Карпенское 64
Картидж 323, 362
Качановское 200, 209
Квасниковское 53, 58
Кегичевское 196, 207
Кедровское 31
Кейбоб 330
Кеймар 242
Кейти 362
Кели 262
Кенай 326, 362
Кесфорд 330
Кеттлмен-Хилс 362
Кзылой 298, 308
Кинг-Кристиан, 330
Кнрпичли 254, 260
Кирюшкинское 46
Кисимбай 308
Киштуван 260
Кларк-Лейк 330, 362
Кленовское 74
Клетско-Почтовское 69, 74
Клинско-Краснознаменское 200
Ключевское 76
Ковалевское 220
Код 362
Кокуйское 32
Колендинское 167, 170
Колома 360
Колотовское 54
Комарихинское 32
Комсомольское (Волгоградская обл.) 76
Комсомольское (Таджикская ССР) 295, 296
Комсомольское (Тюменская обл.) 123, 130
Кондрашевское 204
Копаноар 331
Копанское 44
Кордоне кое 32
Коробковское 69, 74
369
Коробчинское 204
Космачское 215, 220
Косовское 216
Котелевское 188
Котчо-Лейк 330
Кошевойское 200
Кошехабльское 85, 94
Коюн 250
Крапивненское 172
Красноармейское 94
Краснодагестанское 88
Краснокамышанское ПО, 111
Краснокутское 64
Краснооктябрьское 41, 44
Краснопоповское 198
Красноярско-Куединское 32
Кременовское 194
Кристофор-Бей 362
Кроссфилд 330, 360
Кроссфилд-Ист 330
Кружиловское 116
Крузенштерновское 123, 136
Крыловское 80, 86
Крымское 92
Куаныш 276, 286
Кувайское 47, 48
Кугутское 98
Куда ко-Киевское 92
Кудиновское 69, 76
Кузнецовское 84, 94
Куйджик 235, 242
Кулешовское 47, 50
Куличихинское 194
Култак 271, 274
Кульбешкак 271, 276
Кумертауское 36
Кумжинское 22, 27
Кумырлы 298, 308
Кунакбаевское 36
Курдюмо-Елшанское 54
Курук 250
Курчанское 94
Курьинское 20, 24
Кучерлинское 97, 98
Куш-Кодшское 18
Кущевское 86
Кыдыланьинское 170
Кызылалма 292
Кызылбаевское 36
Кызылкум 236, 240
Кызылрабат 274
Кызыл-Тумшук 296
Кыласовское 32
Кыртаельское 18
Кюровдаг 230
Кюрсангя 230
Ла-Глориа 364
Ладожское 88
Лазуковское 32
Лак 338
Ланновское 192
Лаявожское 22, 26
Лебяжинское 47, 48
Леваневское 108
Левенцовское 196
Леляковское 200
Леман 333, 335, 360
Ленинградское 82, 86
370
Ленинское 236, 240
Лимано-Потичанское 192
Линевское 69, 70
Лобачевское 198
Лободинское 76
Ловлинское 88
Локридж 362
Лома-де-ла-Лата 360
Лугинецкое 147, 148
Луговское (Оренбургская обл.) 44
Луговское (Саратовская обл.) 60
Луквинское 220
Луценковское 200, 210
Любимовское 62
Ляль-Микар 276
Мазарини 347
Майское (Дагестанская АССР) 106
Майское (Туркменская ССР) 262, 266
Майкопское 80, 88
Майлису III 292
Майлису IV 292
Малай 260
Малаканское 94
Малдыбай 298, 310, 311
Малиноовражное 60
Малогорожанское 215, 216
Малороссийское 94
Малосабинское 172, 176
Малосса 364
Малосорочинское 198
Малоямальское 134
Мамаджургаты 272
Марасинское 44
Мари 347, 348, 360
Марковское (Иркутская обл.) 156-
Марковское (Узбекская ССР) 278.
Марлин 354
Мартыши 302
Матвеевское 190
Махачкалинское 104, 108
Машевское 192, 206
Маук 351, 360
Мумба 351, 360
Медведовское 196
Медвежье 123, 129, 132
Медисин-Хат 362
Медыничское 215, 218
Межевое 111
Мейлон 339, 364
Мелиховское 198
Мерини 353, 364
Мессояхское 151
Метеджан 260
Метелинское 36
Мечеткинское 64
Мильковское 200
Миронычское 74
Мирненское 97, 98, 101
Миролюбовское 196
Мискар 364
Митрофановское 88
Михайловское 199
Могутовское 41, 44
Моисеевское 76
Мокейн-Лаверн 318, 362
Мокроусовское 64
Моллакер 262
Монгинское 174, 178
Монро 324, 362
Мостовое 172
Моталинское 36
Мумба 353
Мурапталовское 36
Муратовское 206
Муслюмовское 36
Мусинское 38
Мухтинское 168
Мыльджинское 148
Набильское 174
Нагумановское 46
Надымское 123, 134
Наип 251, 258
Нарын-Худукское 110, 111
Находкинское 132
Невис 330
Нейтинское 124, 134
Неклюдовское 47, 50
Некрасовское (Саратовская обл.) 58
Некрасовское (Краснодарский край) 80, 88
Некрасовское (Сахалинская обл.) 168
Некторалик 331
Нельминское 172
Нибельское 18
Нижневилюйское 162
Нижнезаглядинское 44
Нижнеиловлинское 76
Нижнеомринское 18
Нижнетабаганское 148
Никловичское 220
Николаевское (Краснодарский край) 88
Николаевское (Украинская ССР) 194
Ниязбек 295, 296
Новинское 69, 76
Новогородецкое 48
Новодмитриевское 90
Новоказанчинское 36
Новониколаевское 202
Новопортовское 124, 134
Новосел ковское 216
Новоселовское 194
Новосердюковское 86
Новотроицкое 202
Новоукраинское 188
Норт-Ренкин ЗбЬ
Нулин-Турское 125, 127
Нурминское 124, 134
Ня меде кое 18
Один 362
Ожгинское 32
Озерное 126
Озернянское 200
Озерское 56
Окарем 238, 240
Окотокс 330
Олд-Оушен 362
Олейниковское НО
Ольховское 198
Опарское 215, 216
Опошнянское 192
Оренбургское 41, 44
Осиновское 41, 44
Останинское 148
Остров Евгения 364
Острогорское 48
Павловское 34, 64
Пазенун 360
Пайн-Ридж 353
Паккет 319, 362
Палванташ 290
Памук 278, 281
Пангодинское 134
Парс 360
Парсанкуль 276
Пауль-Турское 125, 127
Пачгинское 25
Пачкамар 276
Пашнинское 20
Пеляткинекое 150
Первомайское 62
Перещепинское 204
Персоне-Лей к 330, 331
Песцовое 124, 134
Песчано-Уметское 54
Песчаный-море 229, 232
Петровско-Благодарненское 97, 98
Петрохерсонецкое 41, 44
Печорогородское 18
Печорокожви некое 18, 24
Пиканджинни 353
Пинчер-Крик 330
Пионерское 53, 64
Пирназар 278
Плесид 335, 360
Подгорновское 36
Подпешинское 74
Пойнт-Монтайн 362
Покровское 41, 42
Полянское 60
Поса-Рика 364
Похромское 122, 123, 125
Прадхо-Бей 362
Прасковейское 94
Прибрежное 172
Приволжское 53, 62
Придорожное 298, 310, 311
Прикумское 97, 98
Прилукское 20
Причеленский купол 242
Пришиик 249
Прово 330
Прокопьевское 36
Пролетарское 190
Промысловское 111
Пронькинское 41, 42
Прорва 298, 302
Пунгинское 121, 123, 125
Пустынное 111
Пынянское 213, 218
Пырейное 132
Рават 295, 296
Равнинное 104, 108
Радищевское 60
Радченковское 192
Радыковское 111
Разидпур 349, 350
Распашновское 188
Рассветское 50
Рассольнянское 215, 220
Рассохинское 20, 25
Расшеватское 97, 98
Ред-Ок 364
Рейноса 360
371
Ресли 353
Рио-Виста 364
Родинское 41, 42
Родионовское 53, 56
Родниковское 64
Розовское 62
Розьдинское 18
Руденковское 185, 188
Рудковское 215, 218
Рурд-Нусс 341, 360
Русский Хутор (Северный) 97
Русский Хутор (Центральный) 104, 106
Русское 130
Ртищевский свод 204
Рыбальское 198
Сабинское 167, 168
Сагайдакское 192
Садкинское 46
Садковичское 218
Сакар 260
Сакарчага 250
Самантепе 260, 266
Самурское 90
Сангачалы-море—Дуванный-море — о. Бул-
ла 232
Саратовское 36, 38
Сардобское 278
Сари-Синг 347
Сары камыш 292
Сарыток 292
Сарыча 274
Саушинское 69, 70
Свиднецко-Кохановское 215
Свидницкое 216
Северное 148
Северное Балкуи 260, 264
Сверное Гугуртли 260
Северный Ачак 251, 258
Северный Денгизкуль 278
Северный Майманак 278
Северный Мубарек 274
Северный Наип -253, 258
Северный Риштан 293
Северный Сох 290
Северо-Алясовское 123, 125
Северо-Анастасиевское 94
Северо-Ахтырское 92
Северо-Белянское 116, 118
Северо-Боатасинское 172
Северо-Бузачинское 308
Северо-Васюганское 148
Северо-Глухарское 172
Север о-Дол и некое 215, 220
Северо-Западный Купол 344, 360
Северо-Зирганское 36
Северо-Игримское 123, 125, 127
Северо-Казымское 126
Северо-Керченское 224
Северо-Колендинское 170
Северо-Комсомольское 130
Северо-Крымское 92
Северо-Кущевское 86
Северо-Ладожское 86
Северо-Лиманское 64
Северо-Маячное 36
Северо-Сильгинское 148
Северо-Соленинское 151
372
Северо-Ставропольско-Пелагиадинское 97, 98,
100
Северо-Седьиольское 18
Северо-Уренгойское 124, 130
Седьиольское 18
Сейраб 262, 265
Сельское 97, 98
Семаковекое 132
Семенцовское 194
Семутанг 349
Сенгилеевское 97, 98
Серадж 360
Сердюкове кое 79, 86
Сеталантепе 272
Силхет 349, 350
Синявское 116
Скобелевское 47, 48
Скосырское 116, 118
Славянское 94
Слейпнер 362
Снаппер 355, 364
Соболох-Неджелинское 159, 162
Советское 60, 88
Совхозное (Оренбургская обл.) 41, 44
Совхозное (Калмыцкая АССР) 111
Соколовское 88
Соколовогорское 58
Солдатско-Степновское 76
Солончаковское 104, 106
Солоховское 188
Соляное 108
Сорочинско-Никольское 41, 42
Сосновское 32, 47, 48 -
Сотэ-Юганское 126
Спиваковское 196
Спортивное 64
Среднеботуобинское 162
Средневилюйское 158, 160
Среднесильгинское 148
Среднетюнгское 159, 162
Среднеямальское 124, 134
Старицкое 62
Староказанковское 36
Староминское 79, 86
Старшиновское 64
Статфьорд 333, 362
Степновское 53, 62
Степное 104, 106
Стихийное 262
Стони-Крик 330
Страттон 364
Стрелковое 224
Струтыньское 220
Сузакское 292
Суи 347, 360
Султангуловско-Заглядинское 41
Султангуловское 42
Сундукли 260
Суровское 54
Сусловское 62
Суходоловское 198
Сухокумское 106
Тажигали 298, 302
Тазовское 36, 124
Такыр 248
Талалаевское 202, 210
Таллинское 44
Таловское 64
Тамды 306
Тамдырли 250
Танг-е-Бьяр 360
Танявское 220
Тарасовское 124, 130
Тарханское 42
Тасбулат 298, 306
Татышлинское 36
Тахта-Кугультинское 97, 98, 100
Ташкуду к 272
Татьяновское 224
Тегермен 278
Теглу 331, 362
Теджен 262, 265
Темиргоевское 88
Тенге 298, 304, 306
Тенгутинское ПО
Тенг-Чинк-Куан 364
Тепловское 46
Теребиловское 47, 48
Тернер-В алли 362
Тигентурин-Ля-Рекуле 360
Тильбюри 330
Тимофеевское 188, 209
Титас 349, 350, 364
Тишкинское 116
Толон-Мастахское 158, 160
Топджульба 249
Топорджульба 249
Торо 364
Тульское 88
Тунгорское 165, 170
Тура 362
Туркменой 306
Тюбинское 106
Уайтфиш 331
Убеженское 88
Увады 277
Уваровское 47, 50
Угерское 215, 216
Узень 298, 302, 304
Узловое 177, 178
Узуншор 278
Укалерк 331
Украинское 92
Улан-Холлское ПО, 112
Умид 278
Уральское 46
Уренгойское 124, 128, 132
Урицкое 53, 56
Уртабулак 271, 276
Усть-Вилюйское 36
Усть-Икинское 36
Усть-Лабинское 88
Усть-Сильгинское 148
Усть-Часельское 132
Утреннее 134
Уч 347, 364
Учаджи 262, 265
Учкыр 276
Уэн-Ху 364
Уэстероуз-Саут 330
Уэст-Соул 335, 362
Уэст-Трайел-Рокс 355
Фараб 260
Фонтановское 224
Фригг 333, 360
Фурмановское 53, 62
Хабиганж 349, 350
Хайрпур 347
Хамон 364
ХарасавэйсКое 124, 134
Харвутинское 134
Харлинген 364
Харматтан-Элктон 330, 362
Харьковцевское 188
Хангирен 360
Ханкыз 290
Хасдрубал 364
Хасси-Рмель 341, 360
Хатейба 360
Хаунг-Куан-Шан 364
Хеймдалл 362
Хекла 331, 360
Хлебниковское 60
Ходжа-Гугердаг 364
Ходжи 278
Ходжихайрам 274
Ходновичское 215, 218
Хотого-Мурбайское 162
Хошмензильское 106
Хунди 347
Хыльчуюское 22, 26
Хьюготон-Панхэндл 317, 360
Хьюит 335, 360
Царынское 111
Цепельское 32
Цубукское ПО
Чагырлы-Чумышты 298, 308
Чандыр 278
Чалджульба 248
Чатак 349, 350
Чашхын 250
Чекалинское 44
Челбасское 86
Червоноярское 204
Черниговскоё 46
Черноземельское ПО, 111
Чикишляр 240
Чиммерли 249
Чкаловское 148
Чонгара-Гальча 289
Чохолейт-Байю 364
Чутовское 194
Шаджинское 112
Шамхал-Буклакское 106, 108
Шапкинское 20
Шарапли 262
Шарихан-Ходжиабад 290
Шатлык 262
Шахпахты 276, 286
Шебелинское 195, 196
Шиих 249
Ширванское 90
Ширококарамышское 56
Шиюгоу-Дунси 360
Шляховское 69, 72
Шмидтовское 224
Шоркель 262
Шумак 274
Шумское 202
373
Шуртан 276, 281
Шуртепе 274
Шурчи 274
Шухтангортское 126
Шхунное 174
Щербаковское 69, 76
Эдсон 330, 362
Экиз-Ак 240
Экофиск 333, 362
Элдфиск 362
Эрдекли 242
Эрри 168
Юбилейное (Краснодарский край) 86
Юбилейное (Дагестанская АССР) 108
Юбилейное (Тюменская обл.) 132, 142
Южно-Алясовское 125
Южно-Буйнакское 108
Южно-Введеновское 36
Южно-Генеральское 60
Южно-Игримское 125, 127
Южно-Кенигское 172
Южно-Кубиязинское 36
Южно-Ленинградское 94
Южно-Радыковское 97, 98
Южно-Русское 132
Южно-Самбургское 124, 132
Юж но-Сердюковское 86
Южно-Сивашское 224
Южно-Советское 88
Южно-Соленинское 151
Южно-Сысконсыньинское 125
Южно-Тамбейское 124, 134
Южно-Уметовское 69, 76
Южно-Шапкинское 20
Южное 232
Южное-2 232
Южное Кемачи 278
Южное Эрри 168
Южный Аламышик 290
Южный Жетыбай 298
Южный Мубарек 274
Южный Наип 258
Юлдузкак 272
Юртаевское 44
Юрхаровское 124, 132
Юрьевское 196
Яблоневское 47, 48
Яблоновское 220
Яблуновское 200, 210
Языковское 60
Ямбургское 124, 129, 130
Ямсовейское 124, 132
Янгиказган 272
Яныбаевское 36
Яньяхинское 132
Ярактинское 156
Ярейское 22
Ярино-Каменноложское 34
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловие ........................ 3
РАЗДЕЛ I
РЕСУРСЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА СССР 4
Глава 1
Принципы учета и классификации за-
пасов газа.......................... 4
Глава 2
Современное состояние сырьевой
базы газовой промышленности СССР
и перспективы ее расширения ... 7
РАЗДЕЛ II
ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТО-
РОЖДЕНИЯ СССР 11
Глава 3
Коми АССР и Архангельская область
(Тимано-Печорская нефтегазоносная
провинция) ........................ 13
Глава 4
У рало-Поволжье ................... 27
Пермская и Свердловская области . . 29
Башкирская АССР.................... 34
Оренбургская область............... 39
Куйбышевская область............... 46
Саратовская область................ 52
Волгоградская область.............. 66
<
Глава 5
Северный Кавказ.................... 76
Краснодарский край..................78
Ставропольский край................ 96
Дагестанская АССР................. 104
Чечено-Ингушская АССР............. 108
Калмыцкая АССР.................... 109
Астраханская область.............. 112
Ростовская область................ 117
Глава 6
Западная Сибирь................... 118
Тюменская область................. 120
Томская область................... 146
Глава 7
Восточная Сибирь и Дальний Восток 149
Красноярский край.................. 149
Иркутская область.................. 153
Якутская АССР...................... 156
Сахалинская область................ 163
Глава 8
Украинская ССР.................. 178-
Восточная часть................. 178
Западная часть (Прикарпатская
нефтегазоносная область).......... 212
Южная часть...................... 222
Глава 0
Азербайджанская ССР.............. 227
Глава 10
Средняя Азия...................... 234
Туркменская ССР................... 234
Узбекская ССР..................... 267
Киргизская ССР.................... 294
Таджикская ССР................... 294
Глава 11
Казахская ССР..................... 296
РАЗДЕЛ III
ОСНОВНЫЕ ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТ-
НЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАРУБЕЖНЫХ
СТРАН 313
Глава 12
Северная Америка.................. 316
Соединенные Штаты Америки .... 316
Канада............................ 327
Глава 13
Западная Европа................... 332
Северное море..................... 332
Нидерланды ....................... 335
Франция .......................... 337
Глава 14
Африка ........................... 339
Алжирская народная демократическая
республика........................ 339
Арабская Республика Египет . . . 343
Глава 15
Азия.............................. 344
Иран.............................. 344
Пакистан......................... 346
Бангладеш ........................ 348
Глава 16
Австралия и Океания............... 350
РАЗДЕЛ IV
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ МИРА 356
Список месторождений.............. 367
375.
ГАЗОВЫЕ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
СПРАВОЧНИК
Под ред. д-ра геол.-минер, наук
И. П. ЖАБРЕВА
Редакторы издательства:И. А. Тарусова,
И. В. Чистякова
^Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор А. Г. Иванова
Корректоры: Т. М, Столярова, М. П, Курылееа
ИБ № 4711
Сдано в набор 07.04.82. Подписано в пе’
30.11.82. Т-22501. Формат 70X100‘/n. Byi
типографская № 2. Гарнитура «Литература
Печать высокая. Усл. печ.л. 30,32. Усл. кр.-
30,32. Уч.-изд. л. 38,0. ..Тираж 3400
Заказ 192/8892—7. Цена 2Jp. 40 к.
Ордена «Знак Почета» издательство «Не;
103633, Москва. К-12, Третьяковский пр.,
Ленинградская типография № 6 ордена
дового Красного Знамени Ленинградского
единения «Техническая книга» им. Евгении <
ловой Союзполиграфпрома при Государстве
комитете СССР по делам издательств, полкгр
и книжной торговли.
193144, г. Ленинград, ул. Моисеенко, 10.