Месторождения нефти и газа Республики Башкортостан

По респ. на 1996 числится 180 м-ний нефти и газа, в том числе 151 нефт., 8 газонефт., 7 нефтегазовых и 14 газовых. В разработке находились 149 м-ний, из них 135 нефт., 6 газонефт. и 5 нефтегазовых. Находятся в разведке 5 нефт. м-ний, законсервированы 11 нефт., 14 газовых, 2 нефтегазовых и 1 газонефт. м-ние.
Начальные извлекаемые суммарные ресурсы нефти составляют 2351,2 млн.т, накопленная добыча с начала разработки всех м-ний — 1444,4 млн. т, пром. запасы нефти — 381,1 млн. т, забалансовые — 16,2 млн. т. Неразведанные ресурсы в сумме составляют 477,8 млн. т, в т. ч. на перспективные ресурсы приходится 127,8 млн. т, на прогнозные ресурсы 350,0 млн. т. Обеспеченность добычи запасами 20,2 кратная (лет).
Степень освоенности начальных суммарных ресурсов нефти равна 79,7%, в т. ч. по нефтегазовым комплексам палеозойских отложений: нижнекамский терригенный — 92,0%; девонский терри-генный — 82,7%; нижнепермский карбонатный — 78,4%; верхне-девонский-нижнекам.-уг. карбонатный — 40,9%.
Начальные суммарные ресурсы свободного газа (включая газ газовой шапки) составляют 346,0 млрд. м3, накопленная добыча — 18,6 млрд. м3, текущие запасы — 55,5 млрд. м3, забалансовые — 5,1 млрд. м3. Неразведенные ресурсы свободного газа — 250,2 млрд. м3. Степень освоенности начальных суммарных ресурсов свободного газа — 27,7%, в т.ч. по нижнепермскому карбонатному комплексу — 87,7%. Большая ч. свободного газа (60,9%) приходится на глуб. 2000 — 3000 м и относится к карбонатным ниж-некам.-уг. отложениям.

Структура остаточных извлекаемых запасов нефти характеризуется ухудшением их качества. В их общей сумме (155,5 млн. т) 40,8% составляют трудноизвлекаемые запасы, из них 59,4% приходится на коллектора с низкой проницаемостью (<0,05 мкм2).
Залежи нефти распространены на всей пл. платформенной ч. респ. и Предуральского прогиба, но наиб. кр. и многочисл. из них сосредоточены в неск. нефтегазоносных р-нах: 1) Туймазин-ско-Шкаповском, в пределах Южно-Татарского свода (зап. и юго-зап. адм. р-ны респ.); 2) Арланско-Кушнаренковском, занимающем пл. Бирской седловины и ч. Благовещенской впадины (сев.-зап. р-ны); 3) Ваш. свода (сев. р-ны); 4) Благовещенской впадины и юго-вост. склона Южно-Татарского свода (центр, и южн. р-ны); 5) Предуральского прогиба (вост. и юго-вост. р-ны).
Туймазинское, Серафимовское, Шкаповское м-ния расположены в обширной приподнятой структурной зоне, к-рая простирается на терр. Респ. Татарстан и Оренб. область. М-ния и залежи нефти связаны в осн. с нефтеносностью терригенной толщи девона и контролируются кр. валообразными структурами (Туймазин-ский и Серафимовско-Балтаевский валы), крупными (Шкапов-ская) и более мелкими (Белебеевская и др.) брахиантиклиналями.
Арланское, Манчаровское и др. м-ния контролируются бортовыми зонами Актаныш-Чишминского прогиба Камско-Кинельской системы, где развиты рифовые сооружения, биогермы, биостромы и структуры их облекания. М-ния и залежи нефти в осн. связаны с терригенной толщей ниж. карбона.
В р-не Баш. свода нефт. м-ния развиты в его центр, ч. (Куш-кульское) и гл. обр. по сев.-зап. и сев. склонам свода. На сев.-зап. склоне и прилегающей ч. Верхне-Камской впадины сосредоточено св. 20 м-ний (Орьебаш, Игровка, Бураево, Кузбаево, Че-тырман, Югамаш, Татышлы, Вояды и др.). Они приурочены к рифам и структурам облекания бортовых зон Шалымского прогиба. Залежи нефти — в терригенном ниж. и карбонатном ср. карбоне. На сев.-вост. и вост. склонах Баш. свода открыты небольшие газонефт. и газовые м-ния.
В р-не Благовещенской впадины и юго-вост. склона Южно-Татарского свода м-ния контролируются грабенообразными прогибами и сопряженными с ними узкими валообразными зонами (Дём-ское, Сатаевское, Раевское, Сергеевское и др.). Ряд мелких м-ний выявлен в зонах горстообразных поднятий, линейно простираю-
щихся кулисообразно к прогибам. Залежи нефти встречаются по всему разрезу PZ, но наиб, продуктивные — в терригенном девоне.
В Предуральском прогибе небольшие, но многочисл. нефт., газ. и комбинированные (нефт. с газ. шапками) м-ния контролируются структурами 2 типов: рифовыми массивами, образующими вблизи зап. границы прогиба протяженную цепь, и линейными антиклиналями (Кинзябулатовская, Карлинская и др.), расположенными на вост. борту прогиба вдоль серии надвигов.
В разрезе платформенного чехла нефт. залежи располагаются на неск. возрастных уровнях, к-рым соответствуют 7 литологост-ратиграфич. нефтегазоносных комплексов. Осн. нефтегазоносными комплексами являются терригенная толща девона и терригенная толща ниж. карбона, на долю к-рых приходится более 92% пер-вонач. геол. запасов нефти.
Бол-во нефт. м-ний — многоэтажные, т.е. составляющие их залежи размещены в пределах осредненного контура нефтеносности на разл. стратиграфич. уровнях. В платформенной ч. преобладают многопластовые м-ния. В пределах Предуральского прогиба — залежи в рифовых массивах и линейных складках кинзябулатов-ского типа и в трещиноватых известняках средне- и верхнекам.-уг. возраста установлена нефтеносность верхнедевонских карбонатных отложений (Табынское м-ние).
Все нефт. залежи респ. подразделяются на 4 генетич. типа: структурные, литологич., стратиграфич., рифовые (массивные). Залежи 1-го типа резко преобладают.

Posted in Природа