Локальные зоны отсутствия комплекса установлены или предполагаются по геофизическим данным в приподнятых частях Татарско-Коми-Пермяцкой или Токмовско-Сыктывкарской систем сводовых поднятий (Воронье, Ломик, Толошер, Сысола), а также в районе Ксенофонтово. Мощность комплекса изменяется от единиц метров в присводовых зонах древних поднятий до 200 м в Краснокамско-Полазненской зоне и до 1200-1300 м в Казанско-Кажимском авлакогене [83 и др]. В эйфельско-тиманской толще выделяется шесть проницаемых алевролито-песчаных пластов ДV - в основании эйфельского яруса, ДIV - в воробьевских слоях, ДIII-в ардатовских, ДII- в муллинских, ДI - в пашийском горизонте и Д0 - в тиманском. Промышленная нефтеносность и перспективы дальнейших поисков нефти связываются в основном с тиманско-живетской терригенной частью комплекса. Наиболее выдержаны по составу и широко развиты по площади пласты ДIII, ДII и ДI. Лучшими коллекторскими свойствами обладают мелкозернистые отсортированные песчаники, представляющие собой одну из основных литологических разностей в рассматриваемых пластах. Значения открытой пористости составляют 12-23%, проницаемости от единиц до 2000 мд. Мощность алевролито-песчаных пород изменяется от 0 до 80 м в Пермском крае и Удмуртской Республике и до 280-300 м в Кировской области и Марийской Республике (зона Казанско-Кажимского авлакогена)

Региональной покрышкой комплекса является плотная пачка глинисто-карбонатных пород тиманского и саргаевского горизонтов, развитая выше первого проницаемого пласта Д0, а в зонах, где тиманский песчаный пласт отсутствует, выше пласта ДI Мощность покрышки изменяется от 5 до 50-60 м; в Казанско-Кажимском авлакогене мощность ее увеличена до 400 и более метров.

Тип залежей - структурно-литологический и пластовый сводовый. Промышленная нефтеносность связана главным образом с верхним проницаемым пластом ДI или Д0, залегающим непосредственно под региональной покрышкой. На более низких стратиграфических уровнях нефтеносность комплекса установлена на трёх месторождениях Пермского края, причем на двух из них Быркинском и Гожано-Шагиртском живетский нефтегазонасыщенный пласт ДII сливается с пашийским, т.е. опять-таки нефтеносность связана с верхним пронимаемым пластом. Таким образом, только на одном из известных месторождений - Сосновском открыта самостоятельная залежь в живетском ярусе (пласт ДIII), что указывает на хорошие изолирующие свойства локальной покрышки, разделяющей ардатовский и муллинский пласты ДIII; и ДII. Все промышленные скопления нефти приурочены к южной половине платформенной части территории. Нефтепроявления различной интенсивности имеют более широкий ареал распространения как по площади, так и в разрезе, однако большинство их обнаружено в тиманско-пашийской толще платформенных районов.

Свойства нефтей меняются в зависимости от тектонической приуроченности залежей. Легкие нефти с плотностью менее 0,850 г/см3 встречены на Пермском своде. Нефти Башкирского и Северо-Татарского сводов тяжелее (0,850-0,900 г/см3). Содержание серы колеблется от 0,4 до 3,6%, изменяясь пропорционально плотности нефти. Аналогично меняется содержание смол и асфальтенов. Зона тяжелых и сернистых нефтей выделяется на юге Башкирского свода и Верхнекамской впадины. Нефти терригенного девона метаново-ароматического типа (метановых - 34-43%; ароматических 26-36%; в нафтеновых 18-27%), характеризуются почти полным отсутствием V и Ni порфиринов. Исключение составляет пашийская нефть Елпачихинского месторождения (Vпорф – 44,4 кг/100 г, Ni порф - 2,05 мг/100 г нефти). Нефть отличается и по другим свойствам: тяжелая (0,915 г/см3), сернистая (2,95%), смолистая (18,4%). Изучение изотопного состава углерода нефтей описываемого комплекса указывает на обогащение их тяжелым изотопом С13 ( С13 = -2,81%). Исключение составляют нефти Северокамского и Краснокамского месторождений, характеризующиеся более легким изотопным составом (2.84 и -1,95 соответственно).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения работы были изучены терригенные отложения девонской системы на территории северо-восточной части Волго-Уральской провинции.

Судя по полученным данным, в этих породах высока вероятность обнаружения скоплений нефти и газа. Ввиду того, что верхняя часть осадочного чехла на территории Волго-Уральской провинции уже давно изучена и практически все имеющиеся месторождения нефти и газа открыты и разрабатываются, а некоторые уже истощены, дальнейшая добыча углеводородов на территории Волго-Уральской провинции связана именно с терригенными отложениями девона. В девонский период на данной территории существовали все условия для образования и накопления углеводородов: режим мелкого моря с большим количеством рифогенных построек, восстановительные обстановки, нисходящие тектонические движения. Кроме того, за счёт сноса материала с многочисленных островов образовывались терригенные породы, являющиеся хорошими коллекторами. Покрышками же на данной территории служат глинистые и глинисто-карбонатные породы

Наиболее мощные толщи осадочных пород накопились в авлакогенах, например вятском, серноводско-абдулинском, что делает перспективы накопления углеводородов в этих более реальными.

ПРИЛОЖЕНИЯ

уральский нефтегазоносный порода

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

1-нефть, 2- газоконденсат, 3- газ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Малоусинское месторождение. Схематический геологический профиль

нефтенасыщенные пласты

известняки