К оглавлению

Нефтеносность румынской части Предкарпатской впадины

Н. ГРИГОРАШ (РНР), И.В. ВЫСОЦКИЙ (СССР)

Нефтяные месторождения Румынской Народной Республики располагаются в пределах крупной Предкарпатской впадины, опоясывающей с востока и юга складчатые системы Восточных и Южных Карпат и расположенной в областях, известных под названием Молдовы, Мунтении и Олтении. Первые сведения о нефтеносности этой территории относятся к весьма далеким временам и связаны с обильными поверхностными нефтепроявлениями.

Впервые о добыче нефти в Румынии указывается в 1857 г., когда было добыто 275 т нефти. В настоящее время добыча нефти превысила 10 млн. т и уверенно поднимается вверх. В разработке находятся несколько десятков нефтяных месторождений, значительная часть которых была открыта в последние годы.

Весьма важным итогом геологоразведочных работ последних лет явилось установление промышленной нефтеносности Олтении, а также открытие ряда новых месторождений в Молдове.

В открытии и освоении новых нефтяных месторождений и районов исключительную роль сыграло бывшее Советско-Румынское нефтяное общество «Совромпетроль», где активно и плодотворно сотрудничали советские и румынские геологи (Авторы настоящей статьи работали в бывшем Обществе «Совромпетроль» также условия залегания нефти в месторождениях связаны с особенностями тектонического строения впадины в целом, ее отдельных элементов и литологическим составом продуктивных отложений.).

В Предкарпатской впадине в настоящее время установлена нефтеносность отложений палеогенового, миоценового и плиоценового возрастов. Распределение нефтеносности, а Предкарпатская впадина (рис. 1) расположена в предгорной части Восточных и Южных Карпат в пределах уже упомянутых областей Румынии - Молдовы, Мунтении и Олтении и частично заходит на территорию также Болгарии.

Внутренняя граница Предкарпатской впадины, отделяющая ее от складчатых Карпат, определяется распространением на поверхности миоценовых отложений, которые по тектоническим или стратиграфическим условиям местами скрываются под более молодыми (Олтения) или более древними (Молдова) отложениями.

Внешняя граница впадины образована: в меридиональной части западным склоном докембрийской Подольской платформой; в месте перегиба впадины западным склоном подземного продолжения Добруджинского палеозойского массива; в широтной части Восточных Карпат северным склоном Северо-Болгарского поднятия Балканской герцинской платформы.

В пределах всей Предкарпатской впадины можно выделить несколько крупных структурных элементов, различных как по своему строению, так и по условиям нефтеносности. Предгорный прогиб состоит из двух крупных впадин, разделенных поднятиями: Миоценовой или Бухушской на севере (в Молдове) и Плоештинско-Фокшанской на юге (в Мунтении).

Бухушская впадина (рис. 2) представляет собой узкую с крутым западным крылом синклиналь, сложенную с поверхности преимущественно гельветскими отложениями. Впадина осложнена системой меридионально вытянутых складок, наклоненных на восток и нарушенных надвигами. Наиболее отчетливо складки прослеживаются вдоль западного края впадины, где они сильно сближены и надвинуты друг на друга. В своде их выходят палеогеновые, реже сенонские отложения. По простиранию складки поднимаются или опускаются, образуя приподнятые антиклинальные зоны, разделенные прогибами. Такие антиклинальные приподнятые зоны выделяются (с севера на юг) в районе г. Пиатра Нямц (поднятие Пиатра Нямц), среднего течения р. Ойтуз и г. Бейле Сланик (поднятие Ойтуз) и верхнего течения р. Путны (поднятие Путна).

Вдоль западной границы Бухушской впадины проходит крупный Краевой надвиг, по которому складчатый палеоген надвинут на миоцен Бухушской впадины. Амплитуда надвига доходит до 30 км. По отношению надвига приподнятые антиклинальные зоны Пиатра Нямц, Ойтуз и Путна представляют собой тектонические полуокна.

Бухушская впадина ограничена на востоке приподнятым залеганием олигоцена в крупных антиклинальных складках Плешу Нямц, на севере и Пиетричика на юге, расположенных по-видимому на одной оси.

Бухушская впадина является крупной нефтедобывающей областью Румынии. Нефтеносность ее связана с отложениями олигоцена и гельвета. В олигоценовых отложениях продуктивной является битуминозная песчаноглинистая формация, заключенная между мощной песчаниковой молласой на западе (песчаники Фусару) и песчаниково-конгломератовой молласой на востоке (песчаники Клива с зеленоцветными конгломератами), известная в литературе под названием менилитовой серии.

Краткий литолого-стратиграфический разрез менилитовой серии нефтяных месторождений Бухушской впадины представлен в таблице.

Дизодиловые сланцы представляют собой битуминозные глинистые породы листоватого строения, темно-серого, почти черного цвета, часто с многочисленными отпечатками Melleta и скоплениями чешуи; менилитовые сланцы - серые иногда красноватые, крепкие, обычно известковистые, включающие черные кремнистые стяжения шаровидной или линзообразной формы с размерами от 1 до 10 см. Кремний образован скелетами диатомей и спикулами Spongial, реже - радиолярий. Черные пятна рассеянной органики создают видимую слоистость сланцев.

Коллекторами нефти являются песчаники свиты Клива, пористость и проницаемость которых обусловлена главным образом их трещиноватостью, мощность продуктивных пластов доходит до 40 м.

Нефтяные месторождения Бухушской впадины приурочены к антиклинальным складкам, развитым в западной краевой части впадины, между приподнятыми зонами складок, т. е. в седловидных прогибах, где продуктивные отложения перекрываются палеогеном Краевого надвига. Такой нефтеносной площадью является прогиб, расположенный между поднятием Пиатра Нямц на севере и Ойтуз на юге (Мойнештинский нефтеносный район).

Нефтяные месторождения представляют собой узкие антиклинальные складки, наклоненные на восток, осложненные надвигом западного крыла на восточное и сильно нарушенные поперечными сбросами. Наиболее крупным месторождением такого типа является месторождение Тазлэу-Мойнешть, состоящее из четырех нефтяных залежей пластового типа, ограниченных на востоке надвигом, а на западе - общим водяным зеркалом.

Залежи нефти в олигоценовых отложениях Моллдовы (а также и Мунтении, см. ниже) представляют пример первичных скоплений нефти, находящихся в коллекторах, прослаивающихся в нефтематеринской свите.

Мысль о нефтематеринской роли менилитовых отложений неоднократно высказывалась в литературе, начиная с 1865 г., когда Ф. Посепный впервые выступил с этой теорией в печати. Позднее эту мысль развивает В. Шайноха (1899 г.) для польских нефтяных месторождений, а Г. Маковей (1924 и 1932 гг.) - для румынских месторождений. Г. Маковей считает, что битуминозная часть менилитовых сланцев первоначально состояла из свободного и связанного битума. Содержание последнего, обнаруживаемое в современных сланцах составляет в среднем не менее 5%. Примерно столько же, по мнению Г. Маковея, имелось свободного битума, который и дал начало современной нефти. По подсчетам Г. Маковея выходило, что если принять 5% содержания свободного битума, то из 1 га менилитовых сланцев могло образоваться около 200 тыс. м³ нефти.

Позднее роль менилитовых сланцев в образовании нефти подвергалась сомнению в ряде работ, в том числе в работах Л. Мразека (1926 г.) и К. Крейчи-Графа (1934 г.), которые ссылались главным образом на отсутствие в менилитовых сланцах свободного битума. Этим сомнениям способствовали опыты проф. Венского Университета Ляйтмаера, которому не удалось получить из менилитовых сланцев нефти при воздействии на них давлением до 60 атм и температуры до 300°.

В современных работах советского ученого В.Б. Порфирьева роль менилитовых сланцев, как материнских, отвергается на основании данных анализов битумной части сланцев, выявивших принадлежность большей части битумов сланцев к буроугольному, а не нефтяному ряду.

Однако геологические данные с несомненностью указывают на генетическую связь менилитовых отложений с нефтеносностью, на первичность нахождения нефтяных залежей в песчаниках Клива. Это следует, например, из следующих фактов:

1. Нефтеносная толща находится в средней части глинисто-битуминозной формации между толщами, содержащими сильно битуминозные сланцы (до 14% битума).

2. Промышленная нефтеносность не распространяется на подстилающие и покрывающие менилитовые отложения осадки эоценового и нижнемиоценового возраста, несмотря на наличие в них коллекторов.

3. Нефтеносность олигоценовых отложений неизвестна за пределами развития (по площади) глинисто-битуминозной формации.

Буроугольная природа большой части битумов сланцев не может являться доводом против признания за ними материнского значения, так как это остаточные битумы, сохранившиеся в сланцах в силу своей неспособности к перемещению. Сильно окисленный и осерненный битум сланцев менилитовых и дизодиловых, сингенетичный им, в нормальных условиях представляющий твердое вещество, генетически родственен жидким высоковосстановленным углеводородам нефти, но по составу и свойствам отличен от нефти. Буроугольный битум сланцев менилитовой серии представляет малоподвижную, неспособную к перемещению часть органических веществ, сохранившуюся в сланцах после ухода из них жидких углеводородов в процессе уплотнения осадка.

Отрицать нефтематеринское значение менилитовых отложений, это значит признавать неизменность состава и форм нахождения органических веществ в породах на протяжении длительной истории образования и существования породы.

Гельветские отложения нефтеносны в своей нижней красноцветной части, известной под названием свиты Тецкань, развитой преимущественно (по мощности) в западной части впадины и представленной чередованием серых, красноватых мергелей, алевролитов со скорлуповатой текстурой и волноприбойными знаками и пластов песчаника мощностью до 5 м.

Нефтяные месторождения с залежами в гельветских отложениях, находятся на восточном пологом крыле Бухушской впадины. Это месторождения Тецкань и Кымпень, представляющие небольшие изоклинальные складки, расположенные по-видимому на одной антиклинальной оси. Залежи находятся в присводовых частях складок. Продуктивные песчаники неоднородны, быстро выклиниваются и залежи нефти приближаются по типу к литологически-ограниченным. Промышленное значение месторождений незначительно.

Плоештинско-Фокшанская впадина (рис. 4) является основной нефтедобывающей областью Румынской Народной Республики. Она расположена на перегибе и в широтной части Восточных Карпат и представляет собой узкую и глубокую на севере (в районах гг. Фокшань и Рымник Сарат) и широкую на западе (в районе гг. Бузэу и Плоешти) впадину, выполненную неогеновыми отложениями. Наиболее прогнутый участок впадины приходится на северную часть ее, где глубина залегания сарматских отложений определяется в 6500-7000 м. Западный склон впадины ограничивается северо-западным погребенным продолжением Добруджинского палеозойского массива; южный борт поднимается в сторону Северо-Болгарского поднятия; северо-западная граница впадины образована выходами на поверхность палеогеновых отложений антиклинальной зоны Валень, погружающейся в виде клина («шпоры») на юго-запад (в сторону г. Питешти) под неогеновые отложения. Ее подземное продолжение, составляющее северо-западную границу рассматриваемой впадины, образует Питештинскую антиклинальную зону, в пределах которой миоценовые отложения сокращаются в мощности или частично выпадают из разреза и плиоценовые отложения местами залегают непосредственно на олигоценовых. Севернее зоны Валень-Питешти протягивается несколько синклинальных складок, сложенных миоценовыми (на востоке) и плиоценовыми (на западе) отложениями, известные в литературе под названиями Дражна, Меличешть, Кымпиница и Броште, Валя Лунга Пиатра. Последняя синклиналь открывается в сторону Предкарпатской впадины Олтении.

Промышленная нефтеносность Плоештинско-Фокшанской впадины установлена на ее северо-западном крыле (Бузэуский нефтеносный район), северном крыле (Плоештинский нефтеносный район) и в зоне Питештинского поднятия. Все нефтяные месторождения приурочены к антиклинальным складкам, как правило, весьма сложного строения.

В Бузэуском нефтеносном районе развиты крупные антиклинальные диапировые складки, осложненные в своде внедрением соленосных отложений тортонского возраста и сильно нарушенных сбросами и всбросами. Таковымиявляются складки Плопяса, Лапошу, Валя Унгул, Ноень-Тохань, Сарата Монтеору и др. (рис. 5). Исключение составляет крупная антиклинальная складка Берка-Арбанаш, представляющая наиболее крупное нефтяное месторождение района. Будучи стратиграфически наиболее погруженной, складка не имеет на поверхности и в пределах глубин, достигнутых бурением, признаков диапировых осложнений.

Антиклинальные складки Бузэуского района вытянуты в северо-восточном направлении и разделяются широкими плоскими синклиналями.

В Плоештинском нефтеносном районе характер антиклинальных складок (структур нефтяных месторождений) определяется главным образом присутствием скоплений каменной соли тортонского или аквитанского (?) возраста, приуроченных к сводовым частям складок или к тектоническим нарушениям и имеющих различные размеры, формы и глубины залегания. Вдоль северной и северо-восточной окраины Плоештинского района развиты узкие, сильно пережатые складки, осложненные всбросами, с приподнятыми северными крыльями. Соль тортонского возраста в виде узких лезвий приникает по плоскостям тектонических нарушений. Таковы, например, складки (с запада на восток): Вылканешть, Магуреле, Пакурець, Подени Ной, Апосталаке и др. (рис. 6). Нефтяные залежи месторождений здесь обычно имеют небольшие размеры.

Южнее в средней части Плоештинского района располагаются крупные отчетливо выраженные антиклинальные складки с мощными скоплениями в их ядрах соли, по-видимому уже аквитанского возраста. В некоторых складках соль выходит на поверхность, как это имеет место, например, в нефтяных месторождениях Окюрь, Байкой Цинтя (рис. 7) Морень. Юго-западнее и восточнее этих месторождений соль в складках встречается под меотическими отложениями (нефтяные месторождения Шуца Сяка, Букшань, Владень, Арицешть) или еще глубже.

Антиклинальные складки этой части Плоештинского района характеризуются большой сложностью строения, сильной нарушенностью продольными и поперечными сбросами, крутыми углами падения пластов вблизи соляного ядра. Обычно антиклинальные складки рассекаются крупным продольным всбросом с надвинутым северным крылом.

Южнее г. Плоешти, примерно в осевой части Плоештинско-Фокшанской впадины, появляются складки уже другого типа, представляющие сравнительно пологие купола тектонически слабо нарушенные (складки Тиносу-Бразь, Плоештинская).

В Питештинском районе антиклинальные складки вытянуты в северо-восточном направлении и характеризуются исключительно сильной тектонической нарушенностью, представляя в плане как бы систему различным образом сопряженных блоков треугольной или трапецоидальной форм. В пределах этих блоков и развиты нефтяные залежи.

Нефтеносность Плоештинско-Фокшанской впадины охватывает широкий стратиграфический диапазон. Промышленные залежи нефти известны в отложениях олигоценового, гельветского, сарматского, меотического и дакийского ярусов.

Нефтеносность олигоценовых отложений имеет ограниченное распространение, что связано с изменением их литолого-фациального состава. Глинисто-битуминозная (менилитовая); формация Бухушской впадины здесь постепенно с северо-востока на юго-запад замещается мергельной толщей свиты Пучоса. В зоне юго-западного погружения поднятия Валень,где еще в разрезе олигоцена прослеживаются песчаники свиты Клива, нефтеносность их установлена на небольших месторождениях Копачень и Рунку-Буштенарь, расположенных в северной части Плоештинского района. Небольшие узкие и длинные залежи экранируются здесь крутым всбросом.

Нефтяные залежи в гельветских отложениях известны в Питештинском нефтеносном районе и вдоль северной и северо-западной части Плоештинского района.

Наиболее крупным месторождением с гельветскими залежами нефти является Теиш (рис. 8), расположенное севернее г. Тырговиште в пределах Питештинского поднятия. Нефть залегает в мощных песчаниках (выделяется около 20 пластов мощностью от 15 до 25 м), слагающих южное всброшенное крыло антиклинали Аниноса-Теиш и несогласно перекрытых меотическими отложениями (также нефтеносными). Небольшие стратиграфически-экранированные залежи в гельветских отложениях известны также на месторождениях Окюрь (южное крыло), Буштенарь (рис. 8) и на северном крыле месторождения Кобия-Шуца Сяка.

Небольшие тектонически-экранированные залежи установлены в Гура-Окница; на южных крыльях месторождений Морень и Глымбочель (Питештинский район) и в Гура Драгоняса (западнее г. Кымпина) небольшие изолированные залежи в гельветских песчаниках видимо представляют примеры литологически-экранированных форм.

Нефтеносность сарматских отложений прослеживается в виде сравнительно широкой полосы, расположенной южнее распространения месторождений с гельветскими залежами и протягивающейся от месторождения Урлац-Чептура на востоке до месторождения Кобия-Шуца Сяка на западе.

Нефтесодержащей является верхняя часть сармата, представленная чередованием оолитовых известняков, грубозернистых песчаников, мергелей, реже песков, сохранившаяся от размыва только в наиболее погруженных в настоящее время структурах, с отметками кровли сармата не менее 2000 м. Исключение составляют стратиграфически-экранированные залежи месторождений Арицешть и Марджинень, где нефть концентрируется в песчано-мергелистой толще бугловских отложений нижнего сармата.

Наиболее крупная сарматская залежь находится в месторождении Болдешть. Последнее представляет собой крупную брахиантиклинальную складку с всброшенным южным крылом, нарушенную рядом поперечных сбросов. Залежи приурочены к южному крылу и образованы тремя мощными пластами, сложенными конгломеративными песчаниками.

На месторождении Урлац Чептура сарматская залежь имеет небольшие размеры и располагается в сводовой части складки. На месторождениях Байкой Цинтя и Кобия Шуца Сяка сарматские залежи представляют собой небольшие блоки, ограниченные сбросами.

Небольшая тектонически-экранированная залежь в сарматских отложениях известна в Бузэуском районе на месторождении Плопяса.

Сарматские отложения нефтеносны также в Молдове. Здесь, под г. Мойнешть, имеется небольшая впадина, выполненная сарматскими (Ранее, до работы Стойка (1956 .), возраст продуктивной толщи считался меотическим.) отложениями и наложенная на складчатый палеоген. Залежь приближается к типу литологически-ограниченных и имеет небольшое промышленное значение.

Наиболее распространена нефтеносность меотических отложений. Они нефтеносны почти на всех месторождениях, где установлена нефтеносность выше- или нижележащих отложений. Меотические залежи известны на месторождениях Бузэуского района (Арба- наш, Берка, Плопяса, Сарату Монтеора, Татару), Плоештинского (Урлац-Чептура, Болдешть, Вылканешть, Буштенарь, Драгоняса, Байкой Цинтя, Морень, Гура Окница, Окюрь- Горгота, Марджинень, Арицешть, Букшань, Шуца Сяка-Кобия и др.) и Питештинского (Колибаш, Теиш-Аниноса, Драгомирешть, Лудешть, Глымбочел, Богаць, Самара, Липия Мареш и др.).

Меотические отложения представлены пресноводной толщей, состоящей преимущественно из песчанистых мергелей с прослоями песчаников или песков. Мощность отложений увеличивается с запада на восток от нескольких метров под г. Питешть, 400-500 м - в восточной части Плоештинского района (месторождения Болдешть, Урлац-Чептура), 600-700 м - в Бузэуском районе и далее вероятно достигает 1500-1700 м под г. Фокшань. В соответствии с изменением мощности меотиса изменяется и продуктивность его. В пределах Питештинского района нефтеносной является подошвенная часть меотиса, образующая один нефтеносный пласт мощностью в 10-15 м, выделяемый под названием М III. Восточнее, в западной части Плоештинского района (Гура Окница, Морень и др.) в 150-метровой толще меотиса выделяется уже четыре продуктивных пласта (М I, М II, М промежуточный, М III) с максимальной мощностью и продуктивностью в пласте М III; еще восточнее (месторождения Байкой Цинтя, Болдешть) выделяется три продуктивных пласта - М I, М промежуточный, М II, но с резко увеличенной мощностью верхнего (М I) и нижнего (М II). На месторождениях Берка и Арбанаш в разрезе меотиса выделяется свыше 25 продуктивных пластов, объединенных в две продуктивные толщи, соответствующие пластам М I и М II западнее расположенных месторождений. Несмотря на увеличение количества продуктивных пластов в Бузэуском районе их суммарная мощность, а также продуктивность при этом не увеличивается по сравнению с месторождениями более западных районов.

В соответствии с разнообразием типов структурных форм месторождений, развитых в пределах контура нефтеносности меотических отложений, нефтяные залежи также разнообразны. Среди них можно выделить три основных типа: тектонически-экранированные, сводовые и литологически-экранированные. Среди первых по характеру экрана выделяются две формы: залежи экранированные всбросами или надвигами и залежи с экранами, образованными боковой поверхностью соляных скоплений, так называемые контактные залежи. Нефтяные залежи первой формы характерны для месторождений Бузэуского района, северной части Плоештинского и северо-восточной части Питештинского районов. В последних двух районах залежи нефти располагаются главным образом на южных поднадвиговых частях складок, имеющих моноклинальное или антиклинальное строение. Такие залежи можно наблюдать на месторождениях Валя Решка, Окница, Колибаш, Кымпина, Буштенарь, Вылканешть, Копачень.

Тектонически-экранированные залежи развиты также и в юго-западной части Питештинского района, однако в структурном положении залежей здесь не наблюдается какой- либо закономерности. Так на месторождении Драгомирешть (рис. 8) нефтяная залежь в меотических отложениях находится на южном опущенном крыле антиклинальной складки, в Дойчешти и Лудешти - на северных приподнятых крыльях, в Теиш-Аниносе и Глымбочле залежи нефти охватывают оба крыла, приближаясь к типу сводовых, тектонически нарушенных.

Это разнообразие в положении залежей объясняется сильной тектонической нарушенностью складок Питештинского района.

В Бузэуском районе примером тектонически-экранированных залежей являются залежи месторождений Берка и Арбанаш. Они приурочены к одной антиклинальной складке, осложненной в средней части небольшим прогибом с несколькими небольшими грязевыми вулканами. Залежи располагаются на восточных приподнятых крыльях складки и экранируются в Арбанаше всбросом, а в Берке - сбросом.

На месторождении Плопяса залежь находится на восточном поднадвиговом крыле.

Залежи, упирающиеся в соляные ядра, развиты в соляных антиклиналях средней части Плоештинского района на месторождениях Морень, Байкой Цинтя, Окница, Окюрь, где соль прорывает свод и выходит на поверхность. Залежи нефти здесь в виде сопряженных тектонических блоков почти полностью окружают соляные ядра (см. рис. 8).

Сводовые залежи нефти приурочены к брахиантиклинальным складкам с погруженными соляными ядрами. Они обычно бывают сильно рассеченными продольными и поперечными сбросами. Такие залежи можно видеть на месторождениях Болдешть, Урлац Чептура, Букшань, Арицешть, Марджинень и др.

Литологически-экранированная залежь в меотических отложениях установлена пока только на месторождении Кобия-Шуца Сяка, где меотические отложения имеют небольшую мощность и в сводовой части складки полностью выклиниваются. Это выклинивание имеет место и в средней части залежи, образуя «лысые» места (см. рис. 8). Продуктивный пласт М III носит явно трансгрессивный характер и представлен чередованием пластов разной мощности плотных песчаников, песчаных мергелей, алевролитов и глин.

Дакийские отложения нефтеносны лишь на шести месторождениях: Байкой Цинтя, Гура Окница, Развад, Окюрь, Букшань, Морень, Вылканешть. В разрезе дакийского яруса выделяется четыре продуктивных песчаных пласта (снизу вверх): «Дрэдэр», «Морень», «Шестиметровый», «Главный», из которых верхний и нижний имеют максимальные мощности, достигающие 60 м, и отличаются высокой продуктивностью.

Помимо нефтеносности дакийские отложения отличаются повышенной газоносностью. Чисто газовые залежи выявлены на месторождениях Болдешть, Арицешть, Марджинень, Владень и Братешть.

Как нефтяные, так и газовые залежи в дакийских отложениях концентрируются в наиболее приподнятых частях антиклинальных складок, образуя типичные сводовые, тектонически-экранированные залежи, Несомненна вторичность нахождения нефти в дакийских отложениях, за счет миграции ее из нижележащих меотических отложений по сбросовым трещинам. Это подтверждается приуроченностью нефтяных залежей к зонам интенсивных тектонических нарушений и распределением нефтеносности по всем коллекторам разреза яруса. Иногда движение нефти и газа достигало и левантинских отложений, небольшие залежи в которых известны на месторождениях Болдешть, Арицешть (газ) и Морень (нефть).

Промышленная нефтеносность Предкарпатской впадины в Олтении была установлена сравнительно недавно и лишь в северо-западной части впадины, в районе южнее и восточнее г. Тыргу Жиу. Впадина сложена с поверхности плиоценовыми отложениями с максимальной мощностью их в средней части впадины порядка 2000 м. Впадина имеет асимметричное строение, северный склон ее крутой и осложнен двумя крупными широтно вытянутыми и кулисообразно заходящими друг за друга антиклинальными складками: Сачел Чокадия на западе и Слатиора-Говора на востоке. В своде первой складки выходит на небольшой площади бурдигальские отложения, в своде второй-гельветские, слагающие значительную площадь. Вся складчатая зона нарушена поперечными сбросами и продольным крутым надвигом. Вдоль зоны распространены поверхностные газопроявления.

Восточнее р. Олт и севернее г. Питешть в Предкарпатской впадине обособляется большая Северо-Питештинская впадина, ограниченная на юге и юго-востоке зоной Питештинского поднятия, а на севере - выходами кристаллических пород Южных Карпат. Эта впадина частично соответствует впадине выделенной и описанной Г. Мурджяну под названием Кымпулунг.

Южнее антиклинальной зоны Сачел Чокадия-Слатиора Говора развиты сравнительно пологие (с углами падения пластов до 15°), узкие антиклинальные и брахиантиклинальные складки, как правило, сильно нарушенные сбросами. Складки вытянуты в северо-восточном, близком к широтному, направлении.

Нефтеносность установлена на антиклинальной складке Балтень, расположенной южнее г. Тыргу Жиу и на ее северо-восточном продолжении - на антиклинальной складке Циклень. Залежи относятся к типу сводовых, тектонических нарушенных и отличаются высокой продуктивностью.

Краткий обзор условий нефтеносности Предкарпатской впадины указывает на региональную нефтеносность ее в широком стратиграфическом диапазоне, на большое разнообразие структурных типов месторождений нефти и форм залежей и соответственно условий образования их.

ЛИТЕРАТУРА

1. Atanasiu I. Zacamintele de pif:ei din Romlnia. Editura A. G I. R., Bucuresti 1948.

2. Веса C. Tifeiul. Origina geneza lui. Condi|:iile de formare a zacamintelor de fifei. Natura 1954, nr. 6.

3. Вeсa C. Geologia fantierelor petrolifere, Bucureti 1955.

4. Думитру И. Развитие нефтяной промышленности Румынской Народной Республики. Жур., „Нефтяное хозяйство", № 8, 1955.

5. Grigoras N. Rod bitnminoase In formafiunile geologice din R. P. R. Analele Univ. С. I. Parhon, Seria St. Naturii. nr. 9, 1956.

6. Grigoras N. Rolul depresiunilor pre- montane in formarea rociior bituminoase In RPR. Analele Univ. C. 1. Parhon, seria St. Naturii, nr. 13, 1957.

7. Grigoras N. Geologie des gisements de petrole et de gaz en Roumanie. Congres internatde Geologie, Mexic, 1956.

8. Murgeanu G. Formarea Depresiunii Cimpulungului. Comunicartie Ac. R. P. R. 1951.

9. Oncescu N. Geologia RPR. Manualul inginerului de mine, vol. I, 1951.

10. Высоцкий И.В. Схема структурного расчленения южной части Предкарпатского газонефтеносного бассейна, Журн. „Геология нефти”, 1957, № 1.

Таблица

Отдел	Свиты, слои	Основной литологический состав	Мощность, м
Верхний	Надменилитовые слои	Песчаники, переслаивающиеся с дизодиловыми сланцами, темными глинами и маломощными слоями менилитовых сланцев	10-15
Средний	Верхнеменилитовая свита	Чередование менилитовых и дизодиловых сланцев, прослои кварцевых песчаников	20-30
	Верхнедизодиловая свита	Дизодиловые сланцы с прослоями кварцевых песчаников	50-100
	Свита песчаников Клива	Чередование серых, светлосерых, средне- и мелкозернистых рыхлых и крепких кварцевых песчаников(пласты до 10 м), разделенных маломощными слоями дизодиловых сланцев	300
Нижний	Нижнедизодиловая свита	Дизодиловые сланцы с прослоями кварцевых песчаников	80
	Нижнеменилитовая свита	Светло-серые битуминозные мергели,(15-20 м) менилитовые сланцы, тонкозернистые песчаники	40
	Подменилитовые слои или Лукачешть	Светло-серые, буроватые, мелкозернистые, слабослюдистые, слабоизвестковые песчаники	20

Рис. 1. Обзорная карта Предкарпатской впадины.

1- Добруджинский массив (обнаженная часть); 2-Северо-западное погребенное продолжение Добруджинского массива; 3- Северо-Болгарское поднятие (с выходами на поверхность меловых отложений); 4 - граница докембрийской и герцинской платформ.

Рис. 2. Схема структуры среднего участка предгорной впадины Восточных Карпат.

Поднятия: I-Пиатра Нямц; II - Ойтуз; III-Путна; IV-Плешу Нямц; V-Пиетричика; VI-Погребенная часть Добруджинского массива.Впадины: VII-Бухушская (миоценовая); VIII-Плоештинско-Фокшанская. 1-Мойнештинский нефтеносный район, К-нефтяное месторождение Кымпень; Т-нефтяное месторождение Тецкань.

Рис. 3. Поперечный геологический разрез через нефтяные месторождения Земеш, Тазлэу, Станешть (по Э. Христеску, Д. Кульчер и Н. Григораш).

E-эоцен, О-олигоцен, Mi-миоцен, S-сенон, 1- краевой надвиг; 2-нефтяные залежи (К I, К II, К III, К IV- нефтяные горизонты); 2-водоносный контур.

Рис. 4. Обзорная карта расположения основных нефтяных месторождений Плоештинско-Фокшанской впадины.

I-Бузэрский нефтеносный район. Нефтяные месторождения: 1-Берка и Арбанаш; 2- Плопяса; 3- Наень Тохань. II-Плоештинский нефтеносный район. Нефтяные месторождения: 4-Урлац Чептура;5-Болдешть; 6-Копачень; 7-Вылканешть; 8-Байкой Цинтя; 9-Рунку Буштенарь; 10 - Морень Гура Окницей; 11- Арицешть; 12-Марджинень; 13 - Владень Манешть; 14-Букшань; 17 - Кобия Шуца Сяка. III-Питештинский нефтеносный район. Нефтяные месторождения: 15-Теиш Аниноса; 16- Драгомирешть; 18-Глымбочел; 19-Самара, Липия Мареш. IV-поднятие Валень; V-синклиналь Дражна; VI-синклиналь Валя Лунга Пиатра; VII-Северо-Питештинская впадина.

Рис 5. Типы антиклинальных складок Бузэуского нефтеносного района. Поперечные геологические разрезы через складки Плопяса (1), Валя Унгул (2, по Ф. Олтяну) и Наень Тохань.

Ol-олигоцен; Аg-аквитан; Bd-Бурдигал; Н-гельвет, Т-тортон; Sa-сармат; М-меотис, Р-понт; D-дакий; L-левантин; I-соленосные отложения.

Рис. 6. Типы антиклинальных складок северной и северо-восточной окраин Плоештинского нефтеносного района.

Поперечные геологические разрезы через складки Магуреле (1), Вылканешть (2, по Ф. Олтяну) и Подени Ной (3). 1-несогласное залегание. Условные обозначения см. рис. 5.

Рис. 7. Соляные антиклинальные складки (нефтяные месторождения) средней части Плоештинского нефтеносного района.

1 - Байкой Цинтя; 2-Окюрь; Условные обозначения: см. рис. 5.

Рис. 8. Типы нефтяных залежей месторождений Плоештинского и Питештинското нефтеносного районов.

Стратиграфически-экранированные залежи месторождений Теиш (1) и Рунку-Буштенарь (2); 4-контактные залежи (экранированные боковой поверхностью соляных массивов) месторождения Морень (4); 2-тектонически экранированная залежь месторождения Драгомирешть; 5-сводовая тектонически нарушенная залежь месторождения Болдешть; 6- литологически экранированная залежь месторождения Кобия Шупа Сяка. I-нефтяные залежи в разрезе; II-нефтяные залежи в плане; III-соль.