Приуроченность нефтяных месторождений Республики Татарстан к стратиграфическим подразделениям

Казанский государственный  университет

им. В.И. Ульянова-Ленина

Геологический факультет

Кафедра общей геологии и  гидрогеологии

Приуроченность  нефтяных  месторождений Республики Татарстан к стратиграфическим подразделениям

(курсовая работа)

                                                    Выполнил: студент 391группы

Гарипова Юлия

Проверил: ассистент Нуриев И.С. 

Казань - 2010

Содержание

    Введение                                                                                                     3

1.Общие представления о нефти и нефтяных месторождениях               4

2.История поисков и разведки нефти в Татарстане                                   7

3.Общее представление о Волго-Уральской нефтеносной провинции      12

4.Особенности геологического строения                                                     13

5.Палеозойские отложения Татарстана                                                        29

    Заключение                                                                                                47

   Текстовое приложение                                                                               49

   Использованная литература                                                                       52

Введение

В работе освещаются вопросы современного тектонического и нефтегеологического районирования РТ на базе обширного фактического материала, накопленного за многолетнюю историю поисков и разведки нефти. Так же затрагивается тема приуроченности основных залежей нефти к стратиграфическим подразделениям.

Выполнение  большого объема геологоразведочных работ  в  РТ привело к открытию многочисленных нефтяных месторождений на Южно-Татарском и Северо-Татарском сводах и в Мелекесской впадине. Здесь в палеозойских отложениях доказана нефтеносность 33 стратиграфических горизонтов, разведано 154 нефтяных месторождения, включающих более 2800 залежей; выявлено 150 скоплений пермских битумов. По  промышленным запасам  нефти РТ  прочно занимает первое место среди других нефтяных районов Волго-Уральской провинции.

Однако современное  пространственное распределение залежей  нефти в недрах РТ неравномерное. Установлено, что все промышленные месторождения расположены исключительно в восточных районах и отсутствуют на западе РТ, несмотря на наличие там в палеозойских отложениях благоприятных структурных форм, фаций и коллекторов, а так же крупных дизъюнктивных нарушений в теле кристаллического фундамента. Поэтому, по моему мнению, выявленные нефтеносности наиболее полно могут быть раскрыты на основе углубленного тектонического и нефтегеологического районирования территории РТ.

Тектонического  районирование решает задачу изучения всего многообразия морфогенетических  типов структур разного порядка  и разломов контролирующих нефтяные залежи, нефтеносные зоны. Скопления битумов, а так же раскрытие основных пространственных связей между ними. Высокая степень геологической опоискованности восточного Татарстана позволяет использовать накопленную информацию для оценки и  прогноза типов структур в западных и других  недостаточно разведанных районах республики, имеющих сходное строение.

Нефтегеологическое районирование предусматривает изучение и систематизацию данных о скоплении нефти в пределах разных тектонических элементов, выделение и прогноз нефтеносных, перспективных и других типов зон (связанных со структурами второго порядка 9валами, валообразными структурами и др.), выбор среди них наиболее перспективных объектов и другие задачи.

Таким образом, комплексное рассмотрение различных аспектов тектонического и нефтегеологического районирования территории РТ с учетом тектонической эволюции структур будет способствовать раскрытию закономерностей размещения залежей нефти  и созданию научной базы для решения нефтепоисковых задач прикладного значения.

1.Общие представления о нефти и нефтяных месторождениях.

[7] Нефть— горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных ископаемых.

 Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. образования — например, битуминозные пески и битумы.

По химической природе и происхождению нефть  близка к естественным горючим газам - озокериту, а также асфальту. Иногда все эти горючие ископаемые объединяют под общим названием петролитов и относят к ещё более обширной группе так называемых каустобиолитов — горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также ископаемые твёрдые топлива — торф, бурые и каменные угли, антрацит, сланцы. По способности растворяться в органических жидкостях (сероуглероде, хлороформе, спиртобензольной смеси) нефть, как и другие петролиты, а также вещества, извлекаемые этими растворителями из торфа, ископаемых углей или продуктов их переработки, принято относить к группе битумов.

Физические  свойства нефти

Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной  нефти). Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжелых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500°С (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °С (90—95 %). Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных видов нефти, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость от 2∙10−10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.

Нефть — легко  воспламеняющаяся жидкость; температура  вспышки от −35[2] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.

Химический  состав нефти

Общий состав

Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка).

Углеводородный  состав

В основном в  нефти представлены парафиновые (обычно 30—35, реже 40—50 % по объёму) и нафтеновые (25—75 %). В меньшей степени —  соединения ароматического ряда (10—20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).

Элементный  состав нефти и гетероатомные  компоненты

Наряду с  углеводородами в состав нефти входят вещества, содержащие примесные атомы. Серосодержащие — H2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклические и т. п. (70—90 % концентрируется в остаточных продуктах — мазуте и гудроне); азотсодержащие — преимущественно гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины (большей частью концентрируется в тяжелых фракциях и остатках); кислородсодержащие — нафтеновые кислоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые и др. вещества (сосредоточены обычно в высококипящих фракциях). Элементный состав (%): 82-87 С; 11-14,5 Н; 0,01-6 S (редко до 8); 0,001-1,8 N; 0,005—0,35 O (редко до 1,2) и др. Всего в нефти обнаружено более 50 элементов. Так, наряду с упомянутыми, в нефти присутствуют V(10−5 — 10−2%), Ni(10−4-10−3%), Cl (от следов до 2•10−2%) и т. д. Содержание указанных соединений и примесей в сырье разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому говорить о среднем химическом составе нефти можно только условно.

Нефтяное месторождение — совокупность залежей нефти на определенной территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются нефтяные скважины, которые строятся в процессе бурения.

Составными  элементами нефтеносных зон являются месторождения и залежи нефти. На современном этапе нефтедобывающей  промышленности классическое понятие  «нефтяное месторождение» как место  скопления залежей нефти (газа), приуроченных к одной из естественных ловушек, давно утратило генетический смысл. Это  связано с вопросами группирования залежей в единые объекты разработки, а так же необходимостью обоснования лицензионных границ месторождений и другими задачами. Из сказанного следует, что нефтегазоносный объект, соответствующий рангу месторождения, должен отвечать нуждам поисков, разведки и разработки залежей. Нефтяное месторождение, подготовленное к разработке, может быть представлено одной или многими залежами, связанными с одной или несколькими ловушками. Большинство известных месторождений нефти Татарстана относятся к структурному типу и являются многопластовыми, т.е. представляют собой совокупность залежей нефти. Поэтому основной генетической категорией скоплений нефти, непосредственно контролируемой строение природного резервуара  и типов ловушки, является нефтяная залежь.

Нефтяные месторождении  классифицируется на:

1. мелкие - до 10 млн. тонн нефти;
2. средние - 10 - 100 млн. тонн нефти (Кумколь, Верх-Тарское);
3. крупное - 100 - 1000 млн. тонн нефти (Каламкас, Пенглай, Правдинское, Статфьорд);
4. крупнейшие (гигантские) - 1 - 5 млрд. тонн нефти (Тенгиз, Самотлор, Ромашкино);
5. Уникальные (супергигантские) - 5 млрд. тонн нефти и более (Аль-Гавар, Большой Бурган, Эр-Румайла). [7]

2. История поисков и разведки нефти в Татарстане.

Республика Татарстан занимает площадь в 67.6 тыс. км² и располагается в центральной части Волго-уральской нефтегазоносной провинции. Издавна эта территория привлекала внимание различных предпринимателей и геологов своими интенсивными поверхностными нефтепроявлениями в пермских отложениях. Еще в 1703 году в первом номере газеты «ведомости» было напечатано следующее сообщение: «Из Казани пишут. На реке Соку нашли много нефти…». Эта информация и указанная дата стала условно точкой отчета почти 300-летней истории изучения нефтеносности Поволжья.   Однако глубокие горизонты Волго-уральской провинции начали изучать в связи с поисками нефти сравнительно недавно – лишь с 30годов прошлого столетия. Большое значение для получения материалов о геологии осадочного чехла имело бурение. Только на территории РТ пробурено 25тысяч скважин общим метражом более 16 миллионов метров. На долю  глубокого бурения приходится 8 млн. м (4700скважин). Благодаря усилиям многих поколений геологов и практиков нефтяного дела накоплена обширная информация, открывшая пути ускоренного освоения нефтяных богатств Татарстана. История поисков и разведки нефти на территории Республики Татарстан тесно связана с развитием нефтепоисковых работ в районах Поволжья, им ее можно условно разделить на четыре этапа, различавшихся методикой и техникой работ, эффективностью исследований и конечным геологическим результатом. [5]

ПЕРВЫЙ ЭТАП: (1703-1929) был наиболее длительным. Для него характерны: изучение поверхностных проявлений нефти, первый опыт  ее добычи на естественных обнажения битуминозных пород и попытки найти промышленную нефть в пермских отложениях.

ВТОРОЙ ЭТАП: (1930-1943)  ознаменовался созданием научных основ методики геологоразведочных работ, поисками нефти в пермских слоях и выявлением промышленной нефтеносности в каменноугольных отложениях на Шугуровском поднятии. К тому времени уже большинство геологов связывало формирование нефтяных месторождений с присутствием положительных структурных форм.

ТРЕТИЙ ЭТАП: (1944-1971) оказался исключительно плодотворным и самым успешным периодом деятельности нефтеразведчиков. Начиная с 1944года после получения нефтяных  фонтанов из франкских песчаников в скважинах Яблоневого оврага и в Туймазах, разведка нефти в девонских отложениях заняла центральное место в комплекте поисково-разведочных работ на территории Татарстан.

ЧЕТВЕРТЫЙ ЭТАП: ( С 1972). В конце третьего этапа обозначилось падение эффективности работ, связанных с поисками и разведкой залежей нефти в девонских  терригенных отложениях. Учитывая накопленный опыт, пришлось существенно пересмотреть методику и направления разведки, усилить внимание к изучению нефтеносности всего палеозойского разреза  и форсировать поиски новых залежей в карбоне. Поэтому для четвертого этапа характерны: широкий разворот поисково-разведочных работ в каменноугольных отложениях; поиски залежей в локально-нефтеносных карбонатных комплексах девона и карбона; углубленное изучение пермских битумов. [5]

3. Общие сведения о Волго-Уральской нефтеносной провинции.

Волго-Уральская  нефтегазоносная провинция занимает восточную часть Русской платформы. Восточной границей этой провинции является Предуральский прогиб, выделяемый в качестве самостоятельной нефтегазоносной провинции. На юге Волго-Уральская провинция граничит с нефтегазоносной провинцией Прикаспийской мегасинеклизы, которую следует рассматривать как погруженную часть Русской платформы. На западе и севере расположены центральные и северные районы Русской платформы, нефтегазоносность которых еще не установлена, поэтому границы рассматриваемой провинции здесь можно провести пока условно: На юго-западе ее ограничением являются восточные склоны Воронежского массива.

Волго-Уральская  нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию: Башкирской, Татарской и Удмуртской автономных республик, западные части Пермской и Оренбургской областей, Куйбышевской, и частично Ульяновской области, а также большие части Саратовской и Волгоградской областей. Общая площадь нефтегазоносных и перспективных земель составляет около 650 тыс. км2.

Нефтяные и  газовые ресурсы Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции играют важную роль в народном хозяйстве  страны. Всего с начала разработки в Волго-Уральской нефтегазоносной  провинции было добыто свыше 3 млрд. т нефти и большое количество газа. По добыче нефти в пределах провинции первое место занимает Татарская АССР, второе - Башкирская АССР и третье районы Куйбышевского Поволжья.

Геолого-Геофизическая  изученность. Выявленные на территории Волго-Уральской провинции местоскопления нефти и газа сосредоточены в 60 продуктивных пластах палеозойской группы. Основные местоскопления нефти и газа расположены: Ромашкинское и Новоелховско-Домосейкинское в Татарской АССР, Арланское, Туймазинское и Шкаповское в Башкирской АССР, Ярино-Каменноложское и Осинское в Пермской области, Мухановское и Кулешовское – в Куйбышевской области, Покровское и Оренбургское в Оренбургской области, Коробковское-в Волгоградской области и др. [6]

В 1932 г. на Ишимбайской  площади был получен фонтан нефти из рифогенных артинско-сакмарских известняков, вскрытых скважиной, заложенной по данным геолога А. А. Блохина. Открытие Ишимбайского нефтяного месторождения явилось мощным толчком для дальнейшего широкого развертывания поисково-разведочных работ в провинции. К началу 1941 г. было открыто 14 месторождений нефти: Ишимбайская группа, Краснокамское, Северо - Камское, Полазненское, Бугурусланское, Новостепановское, Сызранское, Яблоновый Овраг, Туймазинское и др. В Ишимбайском и Бугурусланском районах залежи нефти были выявлены в пермских отложениях, а в остальных районах - в средне- и нижне - каменноугольных.

В 1941-1945 гг. в  Волго-Уральской провинции выявлено около 20 месторождений нефти и газа. Наиболее значительными являются открытия залежей нефти в терригенных отложениях девона на Самарской Луке в районе с. Яблоневый Овраг и на Туймазинской площади в Башкирской АССР.

Послевоенный  период (1946-1965 гг.) характеризовался широким  развитием поисково-разведочных  работ, особенно в Башкирской и Татарской АССР, Куйбышевской, Пермской и Оренбургской областях. Большим достижением последних лет является открытие залежей нефти и газа в Удмуртской АССР, Пермской и Оренбургской областях.

В результате поисково-разведочных  работ в Волго-Уральской НГП  создана сырьевая база нефтедобывающей промышленности.

Характерной чертой развития нефтедобывающей промышленности Волго-Уральской провинции является ее устойчивый рост. Особенно резко добыча нефти начала увеличиваться с 1946 г. в основном за счет Татарской АССР, Башкирской АССР и Куйбышевской области. В 1945 г. в провинции было добыто 2,8 млн. т. нефти, т. е. в 2 с лишним раза больше, чем в 1938г. Добыча нефти с конденсатом (в млн. т.) составила: в 1955 г. - 41, в 1960 г.105, в 1965г.- 173, в 1970 г. -208, в 1976 г. -216, в 1979г.- 193. [6]

Всего с начала разработки, в Волго-Уральской нефтегазоносной  провинции на 1/1 1980 г. добыто 4266 млн. т. нефти и конденсата и 352,3 млрд. м3 свободного газа.

На территории Волго-Уральской провинции с начала развития поисково-разведочных работ (1930 г.) выполнен большой комплекс геолого-геофизических исследований, включающий региональные и детальные геофизические исследования, геолого-поисковые и поисково-разведочные работы.

Почти вся территория провинции покрыта геологической  съемкой различного масштаба, гравиметрическими, магнитометрическими и электроразведочными исследованиями. Глубокими скважинами вскрыт весь разрез осадочного чехла от мезозойско-кайнозойских до рифейско - вендских отложений включительно. Большим числом скважин вскрыты породы кристаллического фундамента. Начиная с 1930г., в провинции пробурено 18748 опорных, параметрических и поисково-разведочных скважин общим объемом 36,1 млн. м. Средняя плотность бурения в провинции - 59 м/км2. [6]

Однако территория Волго-Уральской провинции исследована неравномерно. Наиболее изучены земли Татарской АССР, Башкирской АССР, Куйбышевской области, правобережной части Саратовской и Волгоградской областей. Плотность бурения здесь превышает 100 м/км2. Северные и юго-восточные районы провинции изучены значительно слабее.

Перспективы открытия новых месторождений связаны  с юго - восточной частью Волго- Уральской провинции, Уфимско-Оренбургской ГНО, Бузулукской впадиной в Средневолжской нефтегазоносной области, Ишимбайским НГР. Кроме того, определенными перспективами обладает северная часть Верхнекамской НГО. [6]

1. Татарская НО (Татарский свод)

Ромашкинское  нефтяное, открыто в 1948г., (С 1-2   Д 2-3 ), 227 залежей

Новоелховское нефтяное 1950г., (С1-2 Д3 ), 213 залежей

Бавлинское  нефтяное 1945 г., (С 1  Д 2-3 ), 12 залежей

Туймазинское  нефтяное 1937 г., (С 1-2  Д 3 ), 122 залежи

Шкаповское  нефтяное, 1953г., (С 1  Д 2-3 ), 97 залежей

Троицкое нефтяное 1950г., (Д 2-3 ), 24 залежи

Белебеевское  нефтяное 1958г., (С 1  Д 2-3 ), 18 залежей 

Серафимовское нефтяное, 1949 г., (С 1  Д 2-3 ), 54 залежи

2. Верхнекамская НО (Верхнекамская впадина)

Мишкинское  нефтяное, 1966 г., (С 1-2) 9 залежей 

Ножовское нефтяное, 1966 г., (С 1-2) 26 залежей

Чутырско-Киенгопское  газонефтяное, 1962 г., (С 1-2) 7 залежей

Южно-Киенгопское  нефтяное, 1971 г., (С 1-2) 6 залежей

3. Пермско-Башкирская  НО (Камский свод Пермско-Башкирский  свод)

Краснокамское нефтяное, 1954г., (С2, Д3) 3 залежи

Ярино-Каменноложское нефтяное, 1954г., (С 1-2) 3 залежи

Игровское нефтяное, 1961г., (С 1-2) 52 залежи

Татышлинское  нефтяное, 1960г., (С 1-2  Д 2-3 ) 38 залежей 

Четырманское  нефтяное, 1959г., (С 1-2 Д 2-3 ) 64 залежи

4. Южно-Предуральская  НГО (Соликамская впадина, Юрюзано  - Сылвенская впадина, Косьвинско-Чусовская седловина, Вельская впадина)

Чусовские городки (Верхнечусовское) нефтяное, открыто  в 1929 г. - первое месторождение в провинции, (С1 ) 2 залежи

Ишимбайское нефтяное, открыто в 1932 г., (Р1) 1 залежь, риф

Кинзебулатовское  нефтяное, 1943г., (Р1) 1 залежь, риф 

5. МелекесскоАбдулинская НГО (Токмовский свод, Мелекесская впадина, Абдулинский прогиб)

Казанлинское  нефтегазовое, 1947г., (С1 )1 залежь

Дерюжевское нефтяное 1943г., (С 1-2 Р1 Д 3) 11 залежей 

Сосновское  нефтяное, 1943г., (С 1-2 Р2 Д 3) 8 залежей 

Радаевское  нефтяное, 1948г., (С 1 Д 3) 4 залежи

6. Средневолжская  НГО (Жигулёвско-Оренбургский свод, Бузулукская впадина)

Мухановское нефтяное, 1945г., (Д 2-3 Р1 С 1) 14 залежей

Яблоновый Овраг  нефтяное, 1937г., (С1 Д 3) 4 залежи

Покровское  нефтяное, 1949г., (С1-2 Д 3) 10 залежей

Кулешовское нефтяное, 1958г., ((Д 2 Р1 С1-2 ) 15 залежей

Сорочинско-Никольское нефтяное, 1954г., (Р1-2 С1 ) 23 залежи

7. Нижневолжская  НГО (Жирновско-Уметовский вал,  Степновский вал, Елшано-Сергиевский вал, Юго-восточная часть Пачелмского прогиба, юго-восточный склон Воронежской антеклизы)

Жирновское  нефтяное, 1949г., (Д 3 С 1-2) 22 залежи

Коробковское  НГК, 1951г., (J 2 С 1-2-3) 11 залежей

Песчано-уметское НГК, 1945г., (Д 2-3 С 1-2) 4 залежи

Соколовогорское нефтяное, 1945г., (Д 2-3 С 1-2) 13 залежей

Арчединское газонефтяное, 1946г., (Д 3 С 1-2) 18 залежей

Зимовское газонефтяное, 1957г., (Д 3 С 1-2) 11 залежей

8. Уфимско  – Оренбургская ГНО (юго-восточный  склон платформы, Соль - Илецкий  выступ)

Сергеевское нефтяное, 1961г., (С1 Д 2-3) 32 залежи

Оренбургское газоконденсатное, 1966г., (С 2-3 Р1) 3 залежи

Уршакское нефтяное, 1971г., (С1 Д 2-3) 11 залежей

9. Бузулукская  НГО (Бузулукская впадина).

Зайкинское  нефтегазоконденсатное

Бобровское  газонефтяное

Вишнёвское [6]

4. Особенности геологического строения .

[2]Республика Татарстан располагается в пределах Волго-Уральской антеклизы, занимающей наиболее высокое положение на границах одноименной нефтегазоносной провинции. Антеклиза, в свою очередь, состоит из ряда положительных структурных форм: Татарского, Токмовского, Башкирского, Камского и других сводов, и разделяющих их впадин: Мелекесской, Верхнекамской и др.Комплекс геофизических данных позволяет предполагать, что мощность земной коры рассматриваемой территории составляет 35-43 км.  максимальная ее величины характерны для Южно-Татрского свода, минимальные – для Мелекесской впадины и Комско-Бельского прогиба. Повуерхность Конрада, принимаемая за границу  гранитного и базальтового слоев, располагается на глубинах 16-24 км. [2]

В геологическом  строении Татарстана  принимают  участие архейские, протерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования.

С тектонической  позиции подавляющая часть территории республики Татарстан характеризуется двухъярусным строение разреза, при котором кристаллический фундамент покрыт, начиная со среднего девона, осадочными толщами фанерозоя (1,5-2км). На южных и восточных окраинах, рассеченных глубокими авлакогенами, между фундаментом и девонскими отложениями располагается еще один структурный комплекс, представленный мощной толщей осадочных образований рифея и венда, выравнивающий расчлененный авлакогенами рельефа кристаллического фундамента амплитудой до 2-5 тыс. м и более.

Высокая изученность  геологического разреза глубоким бурением способствовала детальной разработке вопросов стратиграфии и литологии палеозоя и докембрия. [2] 

^{Apхей - протерозойские отложения}

Подавляющая часть территории республики Татарстан характеризуется двухярусным строением земной коры, при котором кристаллический фундамент перекрыт, начиная со среднего девона, осадочными толщами фанерозоя(1.5- 2.5км) На южных и восточных окраинах, рассеченных глубокими авлакогенными, между фундаментом и девонскими отложениями располагается еще один структурный комплекс, представленный мощной толщей осадочных образований рифея и венда,  выравнивающей расчлененный авлакогенами рельеф кристаллического фундамента.

Фундамент сложен архейскими и протерозойскими кристаллическими породами, формирование которых протекало в условиях интенсивного проявления процессов осадконакопления, сжатия, высокого эндогенного теплового потока, давших начало сочетанию пластических и разрывных деформаций.

Отложение кристаллического фундамента достаточно полно были изучены в процессе глубокого и сверхглубокого бурения. Пройденные толщи представлены глиноземистыми « глиноземнестыми гнейсами, розовыми и зеленовато-серыми гнейсами с гранатом и биотитом, гранито-пироксеновыми породами с повышенным содержанием железа. Породы кристаллического фундамента метаморфизованы, прорваны по разломам интрузиями кислого и основного состава.

Обобщение геолого-петрографических и геохронологических данных, подученных за последние годы, дало основу для создания новой стратиграфической схемы фундамента. В ней отражены положение наиболее крупных структурно-вещественных комплексов и приуроченность их к определенным тектоническим единицам - мегаблокам и линейным зонам, названы наиболее типичные разновидности пород . [2]

Нижний протерозой

В восточных районах Татарстана, в Актанышской и Урустамакской зонах, достаточно полно представлены разрезы нижнего рифея (карачевская, карпннская и кидашская серии), верхнего рифея (соловьевкинская серия) и венда (бишбулякская серия). Степень изученности разрезов древних толщ Волго-Уральской провинции дает возможность проводить посвитную корреляцию со стратотипическими разрезами Южного Урала и определить их места в общей стратиграфической шкале докембрия.