1.3 Нефтегазоносность

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция – преимущественно палеозойского нефтегазонакопления. Промышленные залежи нефти и газа приурочены к девонским, каменноугольным и пермским отложениям. Основные продуктивные толщи – терригенные толщи девона и нижнего карбона.

Следующими по значению являются карбонатная толща среднего карбона и карбонатно-терригенная толща нижней перми.

Отложения терригенного девона от подошвы эйфельского яруса до кровли кыновских слоев нижнефранского подъяруса содержат шесть промышленно нефтегазоносных горизонтов, представленных прослоями песчаников и алевролитов, разделенных пачками глин и аргиллитов (пласты Д₀ – Д_V). Самый нижний из продуктивных горизонтов пласт Д_V, относящийся по возрасту к эйфельскому ярусу, имеет ограниченное распространение по площади и нефтеносен в основном в восточной и юго-восточной частях территории.

Продуктивные живетские и нижнефранские отложения широко распространены на всей территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Муллинский горизонт верхов живетского яруса (пласт Д_II) и пашийский горизонт низов франкского яруса (пласт Д­_I) являются основными продуктивными горизонтами Волго-Уральской провинции. С ними связаны основные запасы и добыча нефти на таких месторождениях, как Ромашкинское, Туймазинское и др.

Карбонатные отложения верхнего девона – нижнего карбона, от кровли кыновского горизонта до кровли турнейского яруса представленные трещиноватыми и кавернозными известняками и доломитами, содержат целый ряд промышленных скоплений нефти и газа.

К терригенному продуктивному комплексу нижнего карбона относятся песчано-глинистые образования нижней и средней частей визейского яруса нижнего карбона (малиновский и яснополянский надгоризонты), а в северной части восточного склона Воронежской антеклизы и низы верхней части визейского яруса (алексинский горизонт).

Терригенная толща нижнего карбона – одна из наиболее распространенных продуктивных толщ Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В ней установлено несколько продуктивных пластов.

Карбонатные отложения визейского, намюрского и башкирского ярусов, составляющие карбонатный продуктивный комплекс нижнего и среднего отделов каменноугольной системы, имеют меньший ареал нефтегазоносности по сравнению с терригенной толщей карбона. В разрезе комплекса выделяется до четырех продуктивных горизонтов.

Терригенно-карбонатный комплекс среднего отдела каменноугольной системы, объединяющий верейский и каширский (частично верхнебашкирский) горизонты, в разных частях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции преимущественно развиты терригенные породы, а в северной – карбонатные. Соответственно и число продуктивных горизонтов, достигающее на юге 12, к северу убывает.

Продуктивный комплекс верхнего отдела каменноугольной системы и нижнего отдела пермской системы, объединяющий карбонатные отложения гжельского и оренбургского ярусов карбона и ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижней перми, нефтегазоносен в основном в юго-восточной и восточной частях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. До последнего времени основная нефтегазоносность карбонатного комплекса нижнего карбона – нижней перми связывалась с погребенными рифовыми массивами сакмаро-артинского возраста, широко развитыми в Предуральском прогибе. После открытия Оренбургского газоконденсатного месторождения значение этого комплекса в платформенной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции существенно возросло.

Таблица 2 - Основные физические параметры пластовых нефтей Бариновское месторождения ([4] стр.310)

Пласт	Рпл	Tпл	Рнас	G	G^/	b	rН	m	a	n
	МПа	^0С	МПа	м^3/м^3	м^3/т		г/см^3		МПа
Б0	-	48	7,1	37,6	43,7	1,11	0,810	2,7	5,3	1
Б2	24,0	52	6,1	36,1	42,6	1,10	0,807	2,1	5,9	2
В1	24,8	50	3,0	13,2	15,5	1,05	0,813	3,5	4,4	1
ДIII	34,2	72	14,5	149,2	184,0	1,30	0,692	0,5	10,3	-

Растворённый в нефти газ жирный, тяжёлый (кроме пласта Д_III). Соотношение основных компонентов газа близко к среднему для нефтяных газов. Отмечается лишь пониженное (в 2 раза) содержание метана в газах пластов Б₀, Б₂, В₁ и азота в газе пласта Д_III.

Таблица 3 - Основные физические параметры газа, растворенного в нефти, по Бариновскому месторождению ( [4] стр.310)

Горизонт	СН4	С2 Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12+ высшие	СО2+H2S	N2 + + редкие	rГ
Б0	27,4	20,7	21,8	11,3	5,3	0.6	12.9	1.425
Б2	22.8	15.1	25.5	18.0	4.5	1.3	12.8	1.546
В1	22.2	16.9	22.4	15.4	5.1	0.6	17.4	1.508
ДIII	40.6	25.6	17.4	8.5	3.1	Нет	4,8	1,254

Продуктивными пластами на Бариновском месторождении являются пласты Б₀ тульского горизонта, Б₂ бобриковского горизонта, В₁ турнейского яруса и Д_III среднего девона. Все пласты, за исключением пласта В₁, представлены песчано-глинистыми породами, пористость которых колеблется в пределах 16,2-18,9%, проницаемость 199·10^-15-382·10^-15 м². Пласт В₁ представлен известняками с пористостью 12,6% и проницаемостью 4·10^-15 м².