3. Полезные ископаемые.

На площади учебного полигона распространено несколько видов полезных ископаемых, из которых наиболее важное народнохозяйственное значение имеют месторождения строи­тельных материалов – гипса, песчано-гравийной смеси и кир­пичной глины

8.1 Горючие ископаемые

Нефть и горючие газы. Промышленная нефть в Пермской области была открыта в 1929 г. на Верхне-Чусовском месторождении. Нефти боль­шинства месторождений отличаются повышенной сернистостью и парафинистостью, по плотности являются в основном тяжелыми. В нефтяных месторождениях содержится раство­ренный газ, некоторые залежи имеют газовые шапки. Все скопления нефти и газа приурочены к различным литолого-фациальиым комплексам, каждый из которых обладает специ­фическими чертами нефтегазонакопления, типами залежей и литолого-фациальными особенностями; они изолированы друг от друга непроницаемыми покрышками. В настоящее время на территориях Пермской области в палеозойских отложениях геологи-нефтяники выделяют пять нефтегазоносных комплек­сов: энфельско-тиманский, верхнедевонско-турнейский, нижне-визейский, среднекаменноугольный и верхнекаменноугольно- нижнепермский.

Эйфельско-тиманский нефтегазоносный комплекс пред­ставлен терригенными породами: алевролитами и песчани­ками. Общая нефтенасыщенная мощность – 5,2–5,6 м, эф­фективная– 1,2–2,5 м. Покрышка комплекса сложена гли­нистыми известняками верхней пачки тиманского горизонта.

Верхнедевонско-турнейский нефтегазоносный комплекс представлен карбонатными породами. Как правило, франские, а иногда и фаменские структуры являются рифами, турнейские же–структурами облекания рифовых массивов. Кол­лекторами служат проницаемые разности рифогенных и сло­истых известняков и доломитов. Покрышкой являются глини­стые породы визейского яруса. Нижневизейский нефтегазоносный комплекс – наиболее продуктивный, объединяющий отложения от подошвы визей­ского яруса до кровли терригенной пачки тульского горизонта. Коллекторами являются терригенные породы, покрышкой слу­жат глинистые и доломитизированные известняки верхней пачки тульского горизонта. Большинство месторождений при­урочено к структурам облекания бортовых и внутренних рифо­генных массивов Камско-Кинельской системы прогибов.

Среднекаменноугольный нефтегазоносный комплекс выде­ляется в объеме башкирского и московского ярусов. Коллек­торами являются пористые и мелкокавернозные органогенно-детритовые известняки и доломиты общей мощностью 5,0– 53,7 м, эффективная мощность залежей изменяется от 2,2 до 28,0 м. Покрышка – глинистые плотные разности известняков и доломитов вышележащих горизонтов.

Верхнекаменноугольно - пижнепермский нефтегазоносный комплекс приурочен к верхнекаменноугольным, ассельским, сакмарским и артинским отложениям. Коллекторами могут быть проницаемые разности слоистых и рифогенных извест­няков и доломитов. Региональной покрышкой служат карбо­натные и сульфатно-карбонатные толщи кунгурского яруса.

Северокамское месторождение расположено в 18 км за­паднее г. Перми в среднем течении рек Ласьвы и Гайвы, при­урочено к Северокамской антиклинальной структуре. Место­рождение было открыто в 1938 году. Промышленная нефте­носность установлена на восточном и Кизимском куполах в среднекаменноугольном и нижневизейском нефтегазоносных комплексах, на западном куполе – в среднекаменноугольном и эйфельско-тиманском. Коллекторами в среднекаменноугольном комплексе являются карбонатные породы (известняки, частично доломиты) московского (верейский горизонт) и башкирского ярусов, коллекторы в нижневизейском и эйфельско-тиманском комплексах – песчаники и алевролиты соот­ветственно тульского и тиманского горизонтов. Начальные дебиты скважин достигали 120 т/сутки, текущие не превышают 3–5 т/сутки. Газовый фактор в начальный период разработки составлял 40–50 м3/т, сейчас более 200 м3/т. Попутный газ жирный, азота в нем 32–52%, метана 22–29%.

Лобановское месторождение находится восточнее г. Перми на водоразделе рек Камы и Сылвы. Оно приурочено к Лобановской брахиантиклинали, открыто в 1950 г. Промышленная нефтеносность развита в среднекаменноугольном (башкир­ский ярус) и нижневизейском (тульский горизонт) нефтегазо­носных комплексах. Коллекторами в башкирском ярусе явля­ются пористые разности известняков, в тульском горизонте – песчаники и алевролиты с прослоями аргиллитов. В началь­ный период разработки месторождения скважины фонтаниро­вали с дебитом до 40 т/сут., текущие дебиты–до 10 т/сут. Газовый фактор составляет 42 м3/т. Газ имеет азотно-углеводородный состав: азота 30–36%, метана до 34%.

Основные характеристики коллекторов и нефтей приведены в таблице. Нефти обоих месторождений являются легкими, малосернистыми. Залежи нефти на месторождениях преиму­щественно пластовые сводовые, иногда массивные; режимы залежей – упруговодонапорные, растворенного газа или сме­шанные. По месторождениям наряду с запасами нефти были подсчитаны запасы попутного газа. Добыча нефти осущест­вляется механизированным способом.