Волго-Уральська нафтогазоносна провінція — одиниця нафтогазогеологічного районування першого рангу регіонального рівня. Розташована на сході Східноєвропейської платформи і охоплює території Татарстану, Башкортостану, Удмуртії, Пермської, Волгоградської, Саратовської, Самарської, Ульянівської, Пензенської і Оренбурзької областей Російської Федерації. Загальна площа провінції становить близько 700 тисяч км². Головні водні артерії — річки Волга, Кама, Біла, Урал, Чусова. Основні центри видобутку і переробки нафти і газу — міста Альметьєвськ, Оса, Нефтекамськ, Туймаза, Октябрський, Ігра, Отрадний, Бугуруслан, Бузулук, Жигульовськ та інші.

Історія вивчення Поверхневі нафтогазопрояви у межах Волго-Уральської нафтогазоносної провінції у вигляді виходів рідкої нафти і асфальту в пермських і карбонових відкладах Поволжя і Татарстану відомі ще з XVII ст. Перший промисловий приплив нафти в Поволжі був одержаний в 1929 році з пермських відкладів в пошуковій свердловині …, пробуреній в районі Чусовських Городків, в північній частині Передуральського прогину.

Нафтогазогеологічне районування В структурі Волго-Уральської НГП виділяють такі нафтогазоносні області: Татарська (Татарське склепіння) Бірська (Бірська сідловина) Пермсько-Башкірська Верхньокамська Мелекес-Абдулінська Оренбурзько-Уфімська Жигулівсько-Пугачовська Саратовська Доно-Медведицька

Геологічна будова У геологічній будові Волго-Уральської НГП беруть участь відклади широкого стратиграфічного діапазону — від верхнього протерозою до неогену. Породи осадового чохла древньої Східноєвропейської платформи залягають з кутовою і стратиграфічною незгідністю на відкладах кристалічного фундаменту архейсько-протерозойського віку. За даними геофізичних досліджень і глибокого буріння, фундамент сильно розчленований мережею глибинних розломів, у зв'язку з чим його поверхня має різні глибини залягання, що на думку дослідників відображає його блокову будову. У центрі провінції (Татарське склепіння) поверхня фундаменту залягає на глибинах 1,5-2,0 км. У депресійних зонах, що обмежують склепіння, глибина залягання фундаменту сягає 5 км. За даними глибинного сейсмічного зондування поверхня фундаменту занурена на глибину до 7 км у районах міст Абдуліно та Уфа і до 10-12 км — у Башкірсько-Оренбурзькому Передураллі. Відповіно змінюється і потужність осадового чохла, складеного породами верхнього протерозою і фанерозою.

Стратиграфія Зведений стратиграфічний розріз осадового чохла Волго-Уральської НГП містить знизу догори: теригенні мілководно-морські відклади бавлінської товщі верхньопротерозойсько-рифейського віку. Вони представлені пісковиками і аргілітами. Загальна потужність товщі змінюється від 0 до 460 м. теригенні морські відклади середньодевонського віку, представлені здебільшого аргілітами темно-сірими, тонкодисперсними, щільними. Потужність товщі змінюється від 0 до 62 м. карбонатні відклади верхнього девону теригенні і карбонатні утворення карбону евапоритова товща пермі теригенні відклади мезозою і кайнозою

Тектоніка Основними додатніми геоструктурними елементами першого порядку в межах провінції є виступи кристалічного фундаменту, яким в осадовому чохлі відповідають великі склепіння: Татарське, Жигулівсько-Пугачовське, Оренбурзьке і Пермо-Башкірське. Склепіння розділені Верхньокамською і Мелекес-Абулінсько западинами та Бірською сідловиною. Деякі з них мають грабеноподібну будову. Крім того, виділяють зони Доно-Медведицьких і Саратовських дислокацій.

Верхньокамська та Мелекес-Абдулінська западини та Бірська сідловина частково входять до складу Камсько-Кінельської системи прогинів, яка простягається з південного сходу Східноєвропейської платформи на північний захід через Оренбурзьку, Самарську і Ульянівську області на відстань до 400 км, а потім завертає впродовж 200 км у субмеридіональному напрямку в бік Передуральського прогину і далі простягається у північно-східному напрямку на відстані до 400 км через території Татарстану, Башкортостану і Пермської області. В плані це система похованих прогинів, яка ускладнює будову палеозойських відкладів східної частини Східноєвропейської платформи. Вона має коліноподібну форму з низкою відгалужень на півночі і півдні.

Система похованих прогинів перетинає великі тектонічні структури: Жигулівсько-Пугачовський мегавал, західну частину Мелекес-Абдулінського прогину, Татарське склепіння (між південною і східною його вершинами), Бірську сідловину, Пермсько-Башкірське склепіння — і заходить у Передуральський прогин. Переважає думка про приуроченість прогинів до зон глибинних розломів у кристалічному фундаменті Східноєвропейської платформи. В меах Волго-Уральської антеклізи повсюдно представлені розломні дислокації, які не тільки обмежують тектонічні структури першого порядку, а й розбивають їх на низку дрібніших блоків, утворюючи при цьому лінійні системи девонських мікрограбенів. Останні простягаються на відстань до 200—400 км, і до них приурочені великі вали асиметричної будови, або структурні уступи (флексури). Вали ускладнені локальними структурами куполоподібної або брахіантиклінальної форми. В системі Камсько-Кінельських прогинів і на територіях, що їх облямовують, мають розвиток підняття різних типів. Тектонічні структури характерні для осьових зон прогинів, а рифогенні підняття розвинуті в прибортових зонах. Саме з ними і пов'язана нафтогазоносність провінції.

Родовища До 1990 р. відкрито бл. 1000 родовищ. Нафтові Ромашкінське Новоєлхівське Бавлінське Туймазинське Шкапівське Арланське Манчарівське Кієнгопське Чутирське Кулешівське Покровське

Газові Коробковське Муханівське

Газоконденсатні Оренбурзьке

Підмурівок платформи докембрійський, гетерогенний. Потужність платформеного рифей-вендського і палеозойського чохла 9-12 км. Розріз осадового чохла представлений континентальними, прибережно-мор. і мор. утвореннями — рифей-вендського, девонського, кам.-вуг. і пермського комплексів порід. Виявлений ряд великих склепінь (Татарський, Пермсько-Башкирський, Жигульовсько-Оренбургський і інш.), западин, валів і прогинів. Промислово нафтогазоносні відклади девону, карбону і пермі. Продуктивні горизонти виявлені на глиб. 0,5-5 км і більше. Поклади в осн. пластові склепінчасті, масивні. Дебіти свердловин в умовах нормального гідростатич. тиску середні (до 100—200 т/добу) і невеликі.

Технологія розробки

Розробка покладів здійснюється, як правило, з підтримкою пластового тиску. Нафти г.ч. парафінового типу, сер. і високої щільності (820—890 кг/м³), сірчисті (0,5-3,0%), смолисті. Газові шапки і розчинені в нафті гази містять до 98% азотного газу.

Джерела

Геология нефти и газа: учеб. пособ. / В.О. Соловьев, В.А. Терещенко, И.М. Фык, А.О. Яковлев. – Х. : НТУ «ХПИ», 2012. – 148 с.