Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Лекция 1
Цель курса
Формирование основ представлений о геологии и нефтеносности палеозойского осадочного чехла центральной части Волго-Камской антеклизы. В процессе изучения данной дисциплины студенты должны получить знания о нефтегазоносных комплексах, выявленных в пределах Татарстана, об основных продуктивных горизонтах и их коллекторских свойствах, о закономерностях размещения УВС на территории Татарстана.
Основные знания, приобретаемые студентами
представления об условиях залегания нефти и газа на территории республики Татарстан, о типах коллекторов и покрышек, природных резервуарах, пластовых давлениях и температурах, ловушках нефти и газа;
понятие об условиях формирования и разрушения залежей, о локальных и региональных скоплениях нефти и газа; о региональных нефтегазоносных комплексах Татарстана;
принципы классификации природных резервуаров, ловушек, залежей, месторождений нефти и газа, зон нефтегазонакопления;
представления о принципах нефтегазогеологического районирования и закономерностях пространственного размещения нефти и газа на территории Татарстана;
знание вопросов геохимии нефти и газа; представления об особенностях состава нефти;
знание о составе и физико-химических свойствах нефтей и газов, характера их изменения в зависимости от влияния различных природных факторов;
знание перспектив развития нефтегазовой геологии в Татарстане.
Нефть: химический состав и физические свойства
В химическом отношении нефть - сложный природный углеводородный раствор:
растворитель - легкие УВ
растворенные вещества - тяжелые УВ, смолы, асфальтены.
Характерные свойства этой системы - гидрофобность и способность перемещаться (мигрировать) в недрах
Главные компоненты нефти - углеводороды (УВ), (С - 83-87%, Н - 11,5-14,5%), различные по своему составу, строению и свойствам, которые могут находиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. В зависимости от строения молекул они подразделяются на три класса: парафиновые, нафтеновые, ароматические.
Гетероэлементы:
Кислород (до 4%), азот (до 2%), сера (до 10%), фосфор (до 0,1%).
Микроэлементы:
Ванадий, никель, железо, цинк, вольфрам, ртуть, уран и др.
Парафиновые углеводороды (метановые УВ, алкановые или алканы)
метан СН4,
этан С2Н6,
пропан С3Н8,
бутан и изобутан, имеющие формулу С4Н10.
Нафтеновые (циклановые, или алициклические) УВ
имеют циклическое строение (С/СnН2n), состоят из нескольких групп – СН2 -, соединенных между собой в кольчатую систему. В нефти содержатся преимущественно нафтены, состоящие из пяти или шести групп СН2
Ароматические УВ (арены)
Представлены формулой СnНn, наиболее бедны водородом.
Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода.
Простейшим представителем данного класса углеводородов является бензол С6Н6:
Состав природного газа
Сухой газ – газовых месторождений
Метана > 85%
Этана < 10%
Пропан, бутан – до 0,2%
Конденсата < 10см3/м3
Углекислый газ, азот и сероводород
Тощий газ
Преимущественно метановый
Конденсата = 10 – 30 см3/м3
Жирный газ – попутный газ нефтяных месторождений
Этан + пропан + бутан до 50%
Конденсата = 30 – 90 см3/м3
Происхождение нефти и газа
Органическая теория (осадочно-миграционная)
Неорганическая(абиогенная, глубинная, мантийная)
Полигенная
Обоснованность теории органического происхождения нефти возросла по мере все более глубокого изучения молекулярной структуры живого вещества, продуктов его посмертного преобразования и нефтей, поскольку это вело к нахождению все большего сходства между ними на молекулярном уровне. Открытые многочисленные особенности состава и молекулярной структуры УВ, азотистых, кислородных, сернистых и металлоорганических соединений нефти все в большей мере свидетельствовали о их генетическом родстве с аналогичными молекулярными структурами живого вещества и о невозможности их неорганического синтеза.
Оптическая асимметрия органических молекул в нефтях служит необходимым и достаточным основанием для утверждения вывода о наличии живого вещества или продуктов его посмертного разложения. С этих позиций оптически активная нефть может быть только продуктом биосферы, а не в коем случае не результатом неорганического синтеза.
Другим фундаментальным свойством нефти, свидетельствующим о ее происхождении от живого вещества, является присутствие многочисленных «молекулярных ископаемых», или хемофоссилий, т. е. молекулярных структур, унаследованных от биоорганического вещества.
При погружении материнских пород на глубину обычно не менее 2—3 км при температуре от 80—90 до 150—170°С и достижении начала мезокатагенетической стадии происходит деструкция РОВ пород, сопровождающаяся интенсивной генерацией нефтяных УВ, т. е. осуществляется главная фаза нефтеобразования. Образуется основное количество микронефти, включая низкомолекулярные УВ. Начинается активная эмиграция УВ из материнских пород, приводящая к концу ГФН к исчерпанию нефтематеринского потенциала РОВ.
Глубинный интервал главной зоны нефтеобразования распространяется в среднем в пределах 2 – 4 км и определяется геотермическим градиентом конкретного участка бассейна.
В обычных платформенных областях этот интервал находится на глубинах 2 – 3 км, а во впадинах с низкими геотермическими градиентами, типа Прикаспийской, интервал главной зоны нефтеобразования может опускаться на глубину до 3 – 6 км.
В типичном осадочном бассейне интенсивное образование нефти начинается при переходе от прото - к мезокатагенезу (ПК – МК1) при температуре 50 – 70°С. Достигает максимума при температуре 90-110°С на стадии МК2 и затухает при 150 –170°С в начале стадии МК4.
Современная осадочно-миграционная теория нефтегазообразования (по Н.Б.Вассоевичу)
Источник УВ
Исходным для нефти и газа является сапропелевое, преимущественно водорослевое рассеянное органическое вещество морских, прибрежно-морских и озерных илов глинистого и глинисто-карбонатного состава.
Концепция неорганического происхождения нефти
Различают:
карбидную (1),
космическую (2),
вулканическую (3)
В 1950 г. профессор Н. А. Кудрявцев выдвинул магматическую гипотезу образования нефти.
На больших глубинах - в мантии Земли - в условиях очень высокой температуры С и Н2 образуют углеводородные радикалы - СН, СН2 и СН3.
Вследствие перепада давления они перемещаются по веществу мантии в зоны глубинных разломов и вдоль этих разломов поднимаются вверх, ближе к земной поверхности.
По мере понижения температуры в верхних слоях эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом. В результате образуются более сложные нефтяные углеводороды.
Основные доводы в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти (по Н. С. Бескровному):
1. Наличие углеродистых соединений, в том числе углеводородов, во внеземном (космическом) веществе. Космические зонды обнаружили в атмосферах Юпитера и Титана С2Н2, С2Н4, С2Н6, С3Н8, С4Н2,
HCN, HC3N, C2N2.
2. Термодинамические исследования, в основе которых лежит допущение о наличии химического равновесия между летучими и прочими составляющими той или иной физико-химической системы С — Н — N —S — О, указывают на возможность существования в условиях мантии Земли метана при температурах до 1300—1500°С и низкой летучести кислорода.
3. Наличие углеродистых соединений в продуктах магматизма мантийного происхождения.
4. Существование явления углеводородной дегазации вещества мантии, проявляющееся как в горячих, связанных с магматизмом, так и в «холодных» амагматических условиях.
5. Ресурсы нефти и газа находятся в осадочных бассейнах, тяготеющих к глубокопогруженным (6—10 км и более) краям литосферных плит,
ограниченных сейсмоактивными геодинамическими поясами на орогенном и рифтовом этапах развития.
6. Существование парагенеза эндогенной средне- и низкотемпературной рудной минерализации (полиметаллы, ртуть, уран и др.) с непромышленными проявлениями УВ на складчатой периферии бассейнов; повышенное содержание в нефтях внутри осадочных бассейнов V, Ni, Fe, Сu, Mo, Mn, Co, Zn, Cr, Hg, As, Sb и др. металлов. Данная закономерность объясняется общностью источников углеродистых веществ — предшественников нефти и металлов.
7. Существующая глобальная и региональная неравномерность распространения мировых ресурсов нефти и газа, отражающая очаговый или вертикально-миграционный механизм нефте- и газообразования. Основные мировые ресурсы нефти и газа содержатся в небольшом количестве бассейнов, а в пределах последних в небольшом количестве крупных месторождений.
8. Распространение нефти и газа по разрезу нефтегазоносных районов до фундамента включительно (так называемая закономерность Н. А. Кудрявцева).
9. Молодой кайнозойский, скорее неоген-четвертичный, возраст залежей природного газа и постпалеозойский, преимущественно кайнозойский возраст залежей нефти древних платформ, не согласующийся со временем проявления нефтегазообразования во вмещающих нефть отложениях.
На долю России приходится примерно 11 млрд. т (5–6% текущих мировых запасов).
В России открыто и разведано более 2400 нефтяных и газонефтяных месторождений.
Около 70% разведанных запасов размещено в Западной Сибири.
На втором месте (18%) – Волго-Уральская область, на третьем – Тимано-Печорская провинция.
Республика Татарстан является одним из старейших нефтегазодобывающих районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Поздняя стадия геологоразведочных работ в РТ характеризуется (Р.Х. Муслимов, 2005) сравнительно высокой изученностью традиционных регионально-нефтеносных горизонтов. Республику Татарстан можно рассматривать в качестве полигона для многих регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции при выборе эффективных методов поиска залежей углеводородов в разнотипных ловушках нефти на землях, характеризующихся различными перспективами нефтеносности.
В палеозойских отложениях РТ доказана нефтеносность и нефтебитуминозность 33 стратиграфических горизонтов. Стратиграфический диапазон нефтеносности охватывает весь палеозойский разрез от живетских до казанских отложений включительно. Однако распределение нефтеносности по разрезу носит неравномерный характер. Максимальная концентрация нефти приурочена к терригенной толще девона. Значительные нефтяные залежи связаны с турнейскими, визейскими и серпуховско-верейскими отложениями. Природные тяжелые и битуминозные нефти образуют крупные скопления в пермской толще Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода.
В геотектоническом отношении территория РТ весьма неоднородна и включает несколько крупных элементов, принципиально отличных по своему строению и перспективности – Южно-Татарский и Северо-Татарский своды, Мелекесская впадина, Казанско-Кировский прогиб, восточный склон Токмовского свода, Верхнекамская впадина. Значительная часть рассматриваемых земель осложнена влиянием внутриформационных прогибов Камско-Кинельской системы.
В геологическом строении Татарстана принимают участие архейские, протерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования.
Большая часть территории РТ характеризуется двухъярусным строением разреза, при котором кристаллический фундамент покрыт, начиная со среднего девона, осадочными толщами фанерозоя (1,5-2 км). Исключение составляют земли востока и юга РТ, где между фундаментом и девонскими отложениями выделяется еще один структурный комплекс, представленный мощной толщей осадочных образований рифея и венда.
Архей - нижний протерозой
Фундамент сложен архейскими и нижнепротерозойскими кристаллическими породами и представляет собой чрезвычайно сложное тектоно-метаморфическое образование. Пройденные глубоким и сверхглубоким бурением толщи представлены глиноземистыми и высокоглиноземистыми гнейсами, розовыми и зеленовато-серыми гнейсами с гранатом и биотитом, гранит-пироксеновыми породами с повышенным содержанием железа. Породы кристаллического фундамента метаморфизованы, прорваны по разломам интрузиями кислого и основного состава. Кристаллический фундамент повсеместно покрыт корой выветривания.
Верхний протерозой
Древнейшими осадочными образованиями на территории региона являются рифейские (R) и вендские (V) отложения, в составе которых выделяются актанышская, кидашкинская, соловьевкинская, каировская и шкаповская серии. В Татарстане их присутствие зафиксировано на востоке республики по периферии Южно-Татарского и Северо-Татарского сводов – толщина их здесь достигает 325-340 м.
Рифейские отложения мелководно-морского происхождения выявлены также на западе РТ в Алькеевско-Пичкасском и Юмьинском грабенах - здесь они имеют ограниченное развитие. В рифее особенно широко представлены брекчии, конгломераты и гравелиты, а внизу распространены мелкозернистые доломиты.
Распространение рифейско-вендских отложений в РТ
Распространение рифейско-вендских отложений в РТ
Тектонические элементы: I - Южно-Татарский свод: Iа - западный склон; II - Северо-Татарский свод: II – сводовая часть, IIв – юго-восточный склон III - Мелекесская впадина; IV –восточный склон Токмовского свода, V – Казанско-Кировский прогиб, VI – Бирская седловина, VII – Верхнекамская впадина.
Современный структурный план кристаллического фундамента и осадочной толщи палеозоя республики (именно в палеозое сосредоточены все запасы и ресурсы углеводородного сырья) определяют несколько положительных и отрицательных форм 1-го порядка. К ним относятся Южно- и Северо-Татарский своды, Мелекесская и Верхнекамская впадины, Казанско-Кажимский (Казанско-Кировский) прогиб, а также Токмовский свод, представленный своим восточным склоном.
Обзорная карта рельефа поверхности кристаллического фундамента территории Татарстана
Крупные выступы или блоки: 1-Акташско-Ново-Елховекий, 2-Ромашкино-Миниибаевский, З-Азнакаевскый. 4- Камский, 5-Кукморский. б-Ковапинский, 7-Фаминовско-Кандызский;
авлакогены: 8- Камско-Бельский, 9 – Серноводско-Абдулинский
Большинство геологов связывают происхождение крупных положительных и отрицательных тектонических форм с блоковыми движениями и разломами фундамента. Тектоническая составляющая четко прослеживается в строении линейных дислокаций (флексуры, грабенообразные прогибы и др.).
Северо-Татарский и Южно-Татарский своды имеют ряд общих и отличительных черт. Общими для них являются: отсутствие рифей-вендских образований, приподнятое положение кристаллического фундамента, длительный континентальный режим, начиная с верхнего протерозоя до среднего девона, дизъюнктивные ограничения разломами субмеридиональной, северо-западной и субширотной ориентировки.
Южно-Татарский свод. По поверхности кристаллического фундамента свод представляет крупный массив, вытянутый с юго-востока на северо-запад 220х200 км. Со всех сторон свод ограничен разломами, а с востока и юга - погребенными рифейскими авлакогенами, в которых фундамент погружен до отметок -3000-5000 м и более. На основных направлениях погружения (кроме склонов, обращенных к авлакогенам) границы свода очерчены по кровле фундамента изогипсами -1700-1900 м, максимальные отметки вершины - 1520-1540 м. Амплитуда колебания рельефа фундамента в пределах свода составляет 180-380 м
Названные тектонические элементы осложнены структурными элементами 2-го порядка, представляющими собой по фундаменту отдельные, относительно крупные блоки, которые находят свое отражение в осадочном чехле в виде структурных террас. В свою очередь для террас характерно наличие многочисленных структур 3-го порядка – локальных поднятий, которые объединяются в структурные зоны.
Тектоническое строение Татарстана по горизонтам осадочной толщи, слагаемой в основном отложениями палеозоя (на ограниченных площадях также рифейско-вендской, мезозойской и кайнозойской групп), существенно отличается от рельефа кристаллического фундамента. Сводный литолого-стратиграфический разрез палеозойских отложений (с которыми связаны практически все скопления углеводородов) в пределах нефтеносных земель приведен ниже на рисунке.
Природные резервуары
Природный резервуар – это вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут свободно циркулировать, и форма которых обусловлена отношением коллекторов с вмещающими их плохо проницаемыми породами и флюидоупорами.
Пустотное пространство пород-коллекторов представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами (внутриформенные и межформенные)
Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.
Каверны – это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.
Трещины – совокупность разрывов, рассекающих горную породу, образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы, либо под воздействием тектонических сил
Биопустоты внутриформенные – к ним относятся внутренние пустоты в раковинах (камеры аммонитов и др.), а также пустоты, разделенные перегородками внутри коралловых скелетов.
Биопустоты межформенные – к ним относятся пустоты между раковин в известняках ракушечниках.
Величина коэффициента пористости горной породы может достигать 40% (терригенные коллекторы) .
Наиболее распространенное значение Кn нефтеносных песчаников Русской платформы 17 – 24%.
Пористость по происхождению различают:
- первичную
- вторичную.
Первичными называют те пустоты, которые образуются одновременно с образованием самой породы.
Вторичными называют пустоты, которые возникают в уже сформировавшихся породах.
Классификации коллекторов
Коллекторы в основном классифицируются по емкостным и фильтрационным свойствам. Одна из первых классификаций в нашей стране была создана Авдусиным и Цветковой. В качестве основного критерия была предложена величины эффективной пористости. Ими было выделено 5 классов коллекторов:
- с эффективной пористостью более 20%;
- с эффективной пористостью 15 – 20%;
- с эффективной пористостью 10 – 15%;
- с эффективной пористостью 5 – 10%;
- с эффективной пористостью менее 5%.
На практике широко применяется классификация Ханина. Им было выделено 6 классов коллекторов для песчано-алевритовых пород:
- с проницаемостью свыше 1000 мД;
- с проницаемостью 1000 – 500 мД;
- с проницаемостью 500 – 100 мД;
- с проницаемостью 100 – 10 мД;
- с проницаемостью 10 – 1 мД;
- с проницаемостью менее 1 мД.
Флюидоупоры
Это породы, плохо проницаемые для нефти, газа и воды, способные играть роль изолирующих ,экранирующих разделов, а те из них, которые непосредственно перекрывают залежи УВ, называются покрышками.
Изолирующая способность пород-экранов, перекрывающих залежи в природном резервуаре, обеспечивается низкой проницаемостью их для нефти и газа, при перепадах давления возникающего при формировании залежей.
Скорость фильтрации (пропускная способность) через вышележащие покрышки значительно меньше скорости накопления УВ при образовании залежей.
Лучшими покрышками считаются соленосные толщи.
Наиболее распространенными являются глины.
Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.
Если экранирующие способности глинистых и соленых пород объясняются их пластичностью, то другие разновидности пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки.
В основу классификации положена максимальная величина диаметра пор, проницаемость абсолютная по газу и давление прорыва через насыщенную керосином породу.
Классификация помогает оценивать экранирующие способности по объективным параметрам, характеризующим фильтрующие свойства пород.
Ухудшает экранирующие свойства всех пород появление трещиноватости, а для глин – наличие песчано-алевритового материала.
Часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания, скопления и сохранения УВ – называется ловушкой УВ
1 класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности
2-ой класс – стратиграфи-ческие ловушки, сформированные в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания
3-ий класс – литологические ловушки.
Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми
Лекция 2
Классификации коллекторов
Коллекторы в основном классифицируются по емкостным и фильтрационным свойствам. Одна из первых классификаций в нашей стране была создана Авдусиным и Цветковой. В качестве основного критерия была предложена величины эффективной пористости. Ими было выделено 5 классов коллекторов:
- с эффективной пористостью более 20%;
- с эффективной пористостью 15 – 20%;
- с эффективной пористостью 10 – 15%;
- с эффективной пористостью 5 – 10%;
- с эффективной пористостью менее 5%.
На практике широко применяется классификация Ханина. Им было выделено 6 классов коллекторов для песчано-алевритовых пород:
- с проницаемостью свыше 1000 мД;
- с проницаемостью 1000 – 500 мД;
- с проницаемостью 500 – 100 мД;
- с проницаемостью 100 – 10 мД;
- с проницаемостью 10 – 1 мД;
- с проницаемостью менее 1 мД.
Флюидоупоры
Это породы, плохо проницаемые для нефти, газа и воды, способные играть роль изолирующих ,экранирующих разделов, а те из них, которые непосредственно перекрывают залежи УВ, называются покрышками.
Изолирующая способность пород-экранов, перекрывающих залежи в природном резервуаре, обеспечивается низкой проницаемостью их для нефти и газа, при перепадах давления возникающего при формировании залежей.
Лучшими покрышками считаются соленосные толщи.
Наиболее распространенными являются глины.
Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.
Если экранирующие способности глинистых и соленых пород объясняются их пластичностью, то другие разновидности пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки.
Часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания, скопления и сохранения УВ – называется ловушкой УВ
1-й класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности
2-ой класс - стратиграфические ловушки, сформированные в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания
3-ий класс – литологические ловушки.
Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми
Рифогенные
ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА — единичное скопление нефти и газа, заполняющее ловушку полностью или частично. Почти всегда 3. н. г. находятся под напором краевой или подошвенной воды. Исключением являются нефтяные гравитационные и некоторые литологические залежи. 3. н. г. представляет собой открытую динамическую систему, в которой соотношения нефти, газа и воды меняются с течением времени. На ранних этапах накопление УВ выше, чем их рассеяние. В последующем возможно установление равновесия и затем переход к расформированию залежи.
Таким образом, нефтяная (газовая, нефтегазовая) залежь - это естественное скопление углеводородов (нефти, газа), занимающее часть природного резервуара и в котором нефть, газ и вода располагаются в пустотах между зернами, в трещинах и кавернах горных пород.
Залежи нефти и газа классифицируются и типизируются по разным признакам:
Наиболее широко распространена классификация И.О.Брода – по типу природного резервуара
Выделены три основные группы залежей (в соответствии с типами природных резервуаров):
- пластовые
- массивные
- залежи, литологически ограниченные со всех сторон
Другие классификации залежей
По фазовому составу флюида:
однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные
двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.
По составу флюида залежи делят на:
Чисто нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание газа в нефти (газовый фактор) колеблется в среднем от 10 до 60 м3/м3, но иногда превышает 500 м3/м3.
Нефтегазовая залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Формирование газовой шапки может происходить за счет выделения газа из нефти.
Газонефтяная залежь состоит из основной газовой части с нефтяной оторочкой.
Газоконденсатные.
Газоконденсатно-нефтяные.
Чисто газовые.
Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяются термобарическими условиями залегания. В процессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие природной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на естественном режиме снижается пластовое давление, и если оно становится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи, наоборот, выпадают жидкие УВ.
Общепринятая классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов
Залежи: а — нефтяные; б — газонефтяные; в — нефтегазовые; г —газовые; д — газоконденсатнонефтяные; е — нефтегазоконден-сатные. 1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода; 4 —газоконденсат
Залежи н. и г. могут быть однопластовыми и многопластовыми.
Совокупность нефтяных залежей, объединенных общим участком земной поверхности и контролируемых единым геологическим структурным элементом, называют нефтяным месторождением.
Нефтяные М. бывают одно- и многообъектные, одно- и многоэтажные.
Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.
Схема пластовой сводовой залежи (по И.X. Абрикосову, И.С. Гутману).
Части пласта: / — водяная, 2 — водонефтяная, 3 —нефтяная, 4 — газонефтяная, 5 — газовая; 6 — породы-коллекторы
Генетическая классификация неантиклинальных ловушек. Палеогеографические и тектонические предпосылки формирования ловушек разных типов
Известна значительная группа залежей в русловых отложениях рек, дельт и подводных течений в барах, эрозионных останцах и других неструктурных ловушках. Эти ловушки формируются под воздействием различных геологических процессов, имеют сложную форму, и направленные поиски их требуют, помимо бурения значительного количества скважин, тщательного анализа различных данных—условий лито- и тектогенеза, палеогеоморфологии для определения процессов их образования.
Наибольшее число залежей нефти и газа в ловушках неструктурного типа открыто в США, где плотность бурения очень высока. Подобные залежи известны и в отдельных районах Советского Союза — в Предкавказье, Волго-Уральской провинции, Каракумах, Ферганской долине и других районах.
Если ловушки структурного типа изучены достаточно хорошо, благодаря исследованиям И. О. Брода, А. А. Бакирова, А. И. Леворсена, Н. Ю. Успенской, В. Е. Хаина и др., то неструктурные ловушки менее изучены, они имеют меньшее распространение и точное определение различных их типов вызывает значительные трудности. И. М. Губкин, А. А. Бакиров, И. О. Брод, К. С. Маслов и другие исследователи рукаво-образные залежи в районе Майкопа относят к литологическим, А. И. Леворсен, М. В. Бальзаминов, У. Л. Рассел и другие считают залежи подобного типа стратиграфическими, Г.А.Хельквист — зональными.
Классификация, построенная на определении процессов, приведших к образованию того или иного типа ловушек, имеет большое практическое значение, так как позволяет на этапе региональных и поисковых работ при изучении палеогеографических условий представить возможные генетические типы ловушек, развитые в различных геологических формациях рассматриваемого региона.
Анализируя процессы, определяющие условия образования неструктурных ловушек, их можно разделить на две большие группы — седиментационные и денудационные. Из названия этих групп видно, что первая объединяет ловушки, сформировавшиеся в процессе осадконакопления, а вторая группа — ловушки, образовавшиеся в результате вторичных процессов, протекавших после формирования осадочных образований.
Из последующего описания видно, что для одной группы ловушек структурный фактор или имеет незначительную роль, или совсем не оказывает влияния на формирование ловушек, а для другой группы ловушек характерно формирование под воздействием как седиментационных и денудационных процессов, так и, в определенной степени, складкообразовательных.
Если для формирования ловушек первой группы обязательным является воздействие складкообразовательных процессов, то вторая группа седиментационных ловушек (дельтовые, баровые и рифовые) могут формироваться и в процессе осадкообразования. Выпуклые формы этих ловушек, образующиеся в процессе осадконакопления, создают условия для сохранения значительных скоплений нефти и газа, хотя и очевидно, что последующие тектонические движения значительно изменяют строение ловушек и влияют на формирование в них залежей нефти и газа.
Образование рифовых ловушек почти исключительно определяется седиментационными причинами. Рифы обычно не связаны с локальными структурами в подстилающих отложениях. В отдельных случаях они развиваются на очень слабо выраженных поднятиях или структурных носах. Однако во всех случаях основная форма ловушки формируется за счет жизнедеятельности рифостроящих организмов. Амплитуда таких ловушек может изменяться от десятков до сотен метров. Столь же различны и площади этих ловушек. Склоны рифов обычно довольно крутые. Рифовые ловушки обладают весьма своеобразным и сложным типом природного резервуара, для которого характерна большая пестрота в распределении пористых и проницаемых участков даже в пределах одного рифа
Среди аккумулятивных линейно вытянутых ловушек с песчаными коллекторами широко распространены ловушки, образованные в устьевых барах крупных рек и береговых валах. Фациальные условия осадконакопления обусловливают выпуклую форму кровли песчаного бара и почти горизонтальную поверхность подошвы. Многочисленные залежи в ловушках подобного типа разведаны в каменноугольных отложениях США и достаточно подробно описаны А. И. Леворсеном. Для баров характерна однородная сортировка песков и поэтому равномерные дебиты по скважинам, расположенным в различных частях залежи. В Восточном Канзасе полоса баровых песков Гринвуд и Батлер свиты чероки (карбон) имеет длину 168 км и ширину 85 км. Отдельные бары имеют вид удлиненных линз мощностью от 15 до 30 м и более, длиною 3—11 км и шириною до 2,5 км.
Вторая группа ловушек (подводных течений, речных) образуется под воздействием эрозионно-аккумулятивных процессов. Обычно это линейно вытянутые песчаные линзы, образующиеся в руслах рек и в ложах подводных течений. Залежи нефти в ловушках подобного типа достаточно широко известны. Впервые они выделены в 1910 г. И. М. Губкиным в Нефтяно-Ширванском районе под названием рукавообразных залежей. В США подобные залежи выделяются под названием шнурковых. В Западном Внутреннем бассейне многочисленные залежи нефти и газа в каменноугольных отложениях приурочены к песчаным руслам, врезанным в глинистые отложения. Длина палеорусел измеряется десятками километров, ширина до 0,5 км, мощность песчаников достигает 30 м.
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ
Прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.
Нефтегеологическое районирование осуществляется с целью подготовки научной основы для выяснения закономерностей формирования и размещения нефтегазоносных территорий и связи этих территорий с геоструктурными, элементами земной коры разного уровня (ранга) и соответствующими осадочными комплексами, для количественной и качественной оценки прогнозных ресурсов с учетом особенностей строения этих элементов, выявления закономерностей размещения прогнозных ресурсов и зон их наибольшей концентрации, выбора основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.
При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов — критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:
современное геотектоническое строение изучаемых территорий особенности формирования их геоструктурных элементов;
литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;
гидрогеологические условия;
геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химические свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (ОВ).
Основная роль при этом отводится геотектоническим процессам, которые обусловливают проявление остальных факторов. Так как качественная и количественная оценки прогнозных ресурсов нефти и газа в значительной мере базируются на принципе геологических аналогий, выделение объектов нефтегеологического районирования должно основываться на единой классификации геоструктурных элементов с учетом иерархической соподчиненности, соразмерности и особенностей формирования и развития элементов каждой из выделенных групп. Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.
Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления. Для таких зон характерны преимущественная приуроченность залежей к одним и тем же пластам, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков, закономерное изменение положений ВНК, ГВК и ГНК, степени заполнения ловушек, фазового состояния и свойств УВ, а также постоянство типов ловушек. Границы между смежными зонами нефтегазонакопления проводятся по осям впадин, разделяющих положительные структуры и зоны литологического замещения.
Зоны нефтегазонакопления наряду со структурным фактором могут контролироваться различного рода литолого-стратиграфическими факторами, в зависимости от которых выделяют классы, группы и подгруппы таких зон. В результате наложения этих факторов на структурный образуются структурно-фациальные зоны с присущим им особенностями строения залежей нефти и газа. Поэтому структурно-фациальные зоны характеризуются определенным режимом тектонического развития, который совместно с этими факторами обусловливает особенности их тектонического строения, формирования и условия залегания осадков.
Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления. Для района характерны наличие в разрезе одних и тех же горизонтов, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков и закономерное от зоны к зоне изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ. Границы между смежными нефтегазоносными районами проводятся по осям впадин, разделяющих соответствующие району геоструктурные элементы и зоны литологического замещения. Нефтегазоносный район представляет собой часть более крупной единицы — нефтегазоносной области.
Нефтегазоносная область — это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Это предопределяет наличие в осадочном чехле одних и тех же литолого-стратиграфических и нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоносная область выделяется как часть нефтегазоносной провинции либо как самостоятельная территория.
Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы. Все нефтегазоносные области провинции характеризуются сходством главных черт геологического строения и развития в том числе общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, геохимических, литолого-фациальных и гидрогеологических условий.
Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазоперспективными.
Общая схема нефтегазогеологического районирования
Структурно-тектоническая схема кристаллического фундамента Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (по Шаргородскому И.Е. и др.)
Обзорная карта рельефа поверхности кристаллического фундамента территории Татарстана
Крупные выступы или блоки: 1-Акташско-Ново-Елховекий, 2-Ромашкино-Миниибаевский, З-Азнакаевскый. 4- Камский, 5-Кукморский. б-Ковапинский, 7-Фаминовско-Кандызский; авлакогены: 8- Камско-Бельский, 9 – Серновод-Абдуллинский
Названные тектонические элементы осложнены структурными элементами 2-го порядка, представляющими собой по фундаменту отдельные, относительно крупные блоки, которые находят свое отражение в осадочном чехле в виде структурных террас. В свою очередь для террас характерно наличие многочисленных структур 3-го порядка – локальных поднятий, которые объединяются в структурные зоны.
Лекция 3
Прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.
Нефтегеологическое районирование осуществляется с целью подготовки научной основы для выяснения закономерностей формирования и размещения нефтегазоносных территорий и связи этих территорий с геоструктурными, элементами земной коры разного уровня (ранга) и соответствующими осадочными комплексами, для количественной и качественной оценки прогнозных ресурсов с учетом особенностей строения этих элементов, выявления закономерностей размещения прогнозных ресурсов и зон их наибольшей концентрации, выбора основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.
При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов — критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:
Основная роль при этом отводится геотектоническим процессам, которые обусловливают проявление остальных факторов. Так как качественная и количественная оценки прогнозных ресурсов нефти и газа в значительной мере базируются на принципе геологических аналогий, выделение объектов нефтегеологическога районирования должно основываться на единой классификации геоструктурных элементов с учетом иерархической соподчиненности, соразмерности и особенностей формирования и развития элементов каждой из выделенных групп. Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.
Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления. Для таких зон характерны преимущественная приуроченность залежей к одним и тем же пластам, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков, закономерное изменение положений ВНК, ГВК и ГНК, степени заполнения ловушек, фазового состояния и свойств УВ, а также постоянство типов ловушек. Границы между смежными зонами нефтегазонакопления проводятся по осям впадин, разделяющих положительные структуры и зоны литологического замещения.
Зоны нефтегазонакопления наряду со структурным фактором могут контролироваться различного рода литолого-стратиграфическими факторами, в зависимости от которых выделяют классы, группы и подгруппы таких зон. В результате наложения этих факторов на структурный образуются структурно-фациальные зоны с присущим им особенностями строения залежей нефти и газа. Поэтому структурно-фациальные зоны характеризуются определенным режимом тектонического развития, который совместно с этими факторами обусловливает особенности их тектонического строения, формирования и условия залегания осадков.
Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления. Для района характерны наличие в разрезе одних и тех же горизонтов, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков и закономерное от зоны к зоне изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ. Границы между смежными нефтегазоносными районами проводятся по осям впадин, разделяющих соответствующие району геоструктурные элементы и зоны литологического замещения. Нефтегазоносный район представляет собой часть более крупной единицы — нефтегазоносной области.
Нефтегазоносная область — это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Это предопределяет наличие в осадочном чехле одних и тех же литолого-стратиграфических и нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоносная область выделяется как часть нефтегазоносной провинции либо как самостоятельная территория.
Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы. Все нефтегазоносные области провинции характеризуются сходством главных черт геологического строения и развития в том числе общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, геохимических, литолого-фациальных и гидрогеологических условий.
Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазоперспективными.
Структурно-тектоническая схема кристаллического фундамента Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (по Шаргородскому И.Е. и др.)
Схематическая структурная карта
поверхности кристаллического фундамента
восточной части Волго-Уральской провинции.
(по Р.О.Хачатряну)
Современный структурный план кристаллического фундамента и осадочной толщи палеозоя республики (именно в палеозое сосредоточены все запасы и ресурсы углеводородного сырья) определяют несколько положительных и отрицательных форм 1-го порядка. К ним относятся Южно- и Северо-Татарский своды, Мелекесская и Верхнекамская впадины, Казанско-Кажимский (Казанско-Кировский) прогиб, а также Токмовский свод, представленный своим восточным склоном
Названные тектонические элементы осложнены структурными элементами 2-го порядка, представляющими собой по фундаменту отдельные, относительно крупные блоки, которые находят свое отражение в осадочном чехле в виде структурных террас. В свою очередь для террас характерно наличие многочисленных структур 3-го порядка – локальных поднятий, которые объединяются в структурные зоны.
Тектоническое строение Татарстана по горизонтам осадочной толщи, слагаемой в основном отложениями палеозоя (на ограниченных площадях также рифейско-вендской, мезозойской и кайнозойской групп), существенно отличается от рельефа кристаллического фундамента. Сводный литолого-стратиграфический разрез палеозойских отложений (с которыми связаны практически все скопления углеводородов) в пределах нефтеносных земель приведен ниже на рисунке.
Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разрезу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными единицами такого расчленения в являются пласт, резервуар (горизонт), нефтегазоносный комплекс и нефтегазоносная формация.
Нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.
Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.
Нефтегазоносный комплекс — это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.
Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.
В соответствии с региональными подъемами рассматриваемой территории и обусловленными ими несогласиями, в осадочной толще палеозоя целесообразно, на наш взгляд, выделять следующие структурно-тектонические этажи: первый, охватывающий комплекс отложений среднего и верхнего девона – от живетских, или реже эйфельских, до бурегских включительно; второй, верхняя граница которого проводится нами по кровле малиновского надгоризонта нижнего карбона; третий, объединяющий нижнекаменноугольные отложения яснополянского, окского и серпуховского возраста; четвертый в составе образований башкирского яруса среднего карбона; пятый, образованный комплексом отложений московского яруса среднего карбона и нижней перми; шестой, составленный осадками верхней перми.
В соответствии с выделенными структурно-тектоническим этажами нефтеносные горизонты девона и карбона образуют несколько крупных этажей нефтеносности. В промысловой практике принято выделять следующие нефтеносные комплексы: 1) живетско-франский (терригенный девон); 2) франско-фаменский (карбонатный девон); 3) турнейский и окский (карбонатный нижний карбон); 4) малиновско-яснополянский (терригенный нижний карбон); 5) серпуховско-башкирско-московский (карбонатный средний карбон).
Комплексы отделены друг от друга более или менее выдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными пачками пород тиманско(кыновско)-саргаевского, косьвинско(елховско)-радаевского, тульско-алексинского и верейского возраста с подразделением горизонтов внутри них на регионально и локально нефтеносные. Локальный характер нефтеносности горизонтов карбонатного верхнего девона, алексинского горизонта и серпуховского яруса нижнего карбона, каширского и подольского горизонтов среднего карбона объясняется отсутствием выдержанных покрышек в карбонатной части разреза.
В геологическом строении Татарстана принимают участие архейские, протерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования.
Большая часть территории РТ характеризуется двухъярусным строением разреза, при котором кристаллический фундамент покрыт, начиная со среднего девона, осадочными толщами фанерозоя (1,5-2 км). Исключение составляют земли востока и юга РТ, где между фундаментом и девонскими отложениями выделяется еще один структурный комплекс, представленный мощной толщей осадочных образований рифея и венда.
Кристаллический фундамент
Фундамент сложен архейскими и нижнепротерозойскими кристаллическими породами и представляет собой чрезвычайно сложное тектоно-метаморфическое образование. Пройденные глубоким и сверхглубоким бурением толщи представлены глиноземистыми и высокоглиноземистыми гнейсами, розовыми и зеленовато-серыми гнейсами с гранатом и биотитом, гранит-пироксеновыми породами с повышенным содержанием железа. Породы кристаллического фундамента метаморфизованы, прорваны по разломам интрузиями кислого и основного состава. Кристаллический фундамент почти повсеместно покрыт корой выветривания.
Большинство геологов связывают происхождение крупных положительных и отрицательных тектонических форм с блоковыми движениями и разломами фундамента. Тектоническая составляющая четко прослеживается в строении линейных дислокаций (флексуры, грабенообразные прогибы и др.).
Северо-Татарский и Южно-Татарский своды имеют ряд общих и отличительных черт. Общими для них являются: отсутствие рифей-вендских образований, приподнятое положение кристаллического фундамента, длительный континентальный режим, начиная с верхнего протерозоя до среднего девона, дизъюнктивные ограничения разломами субмеридианальной, северо-западной и субширотной ориентировки.
Южно-Татарский свод. По поверхности кристаллического фундамента свод представляет крупный массив, вытянутый с юго-востока на северо-запад 220х200 км. Со всех сторон свод ограничен разломами, а с востока и юга - погребенными рифейскими авлакогенами, в которых фундамент погружен до отметок минус 3000-5000 м и более. На основных направлениях погружения (кроме склонов, обращенных к авлакогенам) границы свода очерчены по кровле фундамента изогипсами минус 1700-1900 м, максимальные отметки вершины минус 1520-1540 м. Амплитуда колебания рельефа фундамента в пределах свода составляет 180-380 м.
Тектоническое строение Татарстана по горизонтам осадочной толщи, слагаемой в основном отложениями палеозоя (на ограниченных площадях также рифейско-вендской, мезозойской и кайнозойской групп), существенно отличается от рельефа кристаллического фундамента. Сводный литолого-стратиграфический разрез палеозойских отложений (с которыми связаны практически все скопления углеводородов) в пределах нефтеносных земель приведен ниже на рисунке.
Слабая дифференцированность структурного плана и благоприятное гипсометрическое положение продуктивных отложений пашийского и тиманского (кыновского) горизонтов обусловили формирование на Южно-Татарском своде уникальной по размерам Ромашкинской и весьма крупной Ново-Елховской залежей. На юго-востоке выделяется также крупное Бавлинское поднятие с залежью, расположенной над Бавлинско-Балтаевским грабеном. Остальные поднятия имеют сравнительно незначительные размеры.
Особенности свойств нефти по разрезу палеозоя. По физико-химическим свойствам и составу в палеозойских отложениях выделяются три группы нефтей: 1) легкие, сернистые, маловязкие (терригенный девон - D2zv-D3f); 2) утяжеленные, высокосернистые, вязкие и высоковязкие (карбонатный девон - D3f-D3fm, карбон - C); 3) тяжелые, сверхвязкие (до перехода в мальты, асфальты и асфальтиты), или природные битумы (P)
Месторождения юго-восточного склона ЮТС
Распределение параметров пластовой нефти
(по Р.З.Мухаметшину)
Схема изменения вязкости пластовой нефти в карбонатных отложениях нижнего и среднего карбона Татарстана
(по Р.З.Мухаметшину):
1 – изолинии вязкости нефти, мПа·с;
2 - границы месторождений.
I – Южно-Татарский свод, II – Мелекесская впадина.
Девонская система - D
Девонские отложения представлены средним и верхним отделами в составе эйфельского, живетского, франского и фаменского ярусов; имеют повсеместное распространение, но характеризуются неодинаковой стратиграфической полнотой. По совокупности литологического состава подразделяются на два комплекса: эйфельско-нижнефранский терригенный и франско-фаменский преимущественно карбонатный.
Эйфельско-нижнефранский комплекс включает отложения эйфельского яруса, живетского яруса (в составе воробьевского, ардатовского и муллинского горизонтов) и нижнефранского подъяруса (в объеме пашийского и тиманского горизонтов). Области распространения горизонтов, входящих в состав комплекса, отражают этапы морской трансгрессии (регрессии) на древнюю Татарскую сушу.
Средний отдел - D2
Эйфельский ярус (D2ef). Образования эйфельского возраста получили развитие на юго-восточном и северо-восточном склонах Южно-Татарского свода, а также в пределах Казанско-Кировского прогиба и Токмовского свода. Литологически в составе яруса выделяются две пачки пород: нижняя - базальная гравийно-песчаная и перекрывающая ее - карбонатно-аргиллитовая, в пределах которой выделяется электрорепер «нижний известняк». Общая толщина эйфельских отложений изменяется от 0 до 47 м.
Живетский ярус
(Старооскольский надгоризонт)
Живетские отложения широко распространены на территории РТ. Они отсутствуют лишь в наиболее приподнятых частях Северо-Татарского свода. В составе яруса выделяются воробьевский, ардатовский и муллинский горизонты.
Воробьевский горизонт (D2vb). Воробьевские отложения распространены более широко, чем эйфельские, и установлены на Южно-Татарском своде, в Мелекесской впадине, Казанско-Кировском прогибе. Сложены они в основном песчаниками крупнозернистыми с прослоями глинисто-алевролитовых пород. Мощность воробьевских отложений достигает 49 м, и уменьшается с юга на север.
Ардатовский горизонт (D2ar). Отложения ардатовского горизонта развиты почти повсеместно, за исключением центральной области Северо-Татарского свода и отдельных мелких выступов фундамента (Эштебенькинский, Сотниковский, Краснополянский и др.). Мощность горизонта достигает 95 м, в том числе песчано-алевролитового пласта Д3 от 10 до 12 м. В Казанско-Кировском прогибе пласт Д3 наиболее выдержан по простиранию среди других песчаных пластов девона. Мощность песчаной пачки изменяется от 10 до 40 м. Песчаная пачка перекрывается карбонатно-глинистыми породами с прослоем перекристаллизо-ванного доломита (репер «средний известняк»). Сокращение или частичное замещение песчаников глинистыми алевролитами направлено от центральной части прогиба к окружающим сводам. В зоне сочленения западного борта Мелекесской впадины с Казанско-Кировским прогибом установлено замещение «среднего известняка» глинисто-алевролитовыми породами.
Муллинский горизонт (D2ml). Отложения развиты на значительной территории, отсутствуя лишь на Северо-Татарском своде и его юго-западном продолжении (Юхмачинский палеосвод), а также на древнем Сотниковском выступе и крайнем западе РТ. В типичных и полных разрезах слагаются двумя пачками: нижней - алевритово-песчаной (пласт Д2) и верхней - алевритово-аргиллитовой. На юго-востоке РТ и в отдельных разрезах Мензелино-Актанышской площади среди глинистых пород верхней пачки присутствуют прослои известняков, доломитов и мергелей. Мощность муллинских отложений достигает 73 м. В региональном плане уменьшение мощности муллинских отложений происходит со всех сторон в направлении Северо-Татарского свода в результате выклинивания и размыва осадков.
Верхний отдел - D3
В составе верхнего девона на территории Татарстана широко представлены образования франского и фаменского ярусов.
Франский ярус D3fr
Нижнефранский подъярус D3fr3 (Коми надгоризонт - D3km)
Пашийский горизонт (D3ps). Горизонт представлен исключительно терригенными породами - песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга по простиранию. По литологическим признакам и стратиграфической полноте выделяются два типа разрезов: полный - преимущественно алевролитово-песчано-глинистый, и сокращенный - алевритово-песчаный. В полных разрезах выделяются до пяти песчаных пачек, отражающих ритмичный характер осадконакопления, с которыми связаны крупнейшие залежи нефти на Южно-Татарском своде.
Мощность пашийских отложений в полных разрезах достигает 78 м. На остальной территории стратиграфическая полнота горизонта нарушается за счет выклинивания нижней литологической пачки (восточный Татарстан) и, что наиболее существенно, вследствие наложения второго геологического фактора - глубокого предтиманского размыва. Западнее границы размыва распространен уже сокращенный тип разреза. В Казанско-Кировском прогибе пашийский горизонт представлен только своей нижней частью. На Северо-Татарском своде и его палеосклонах и восточной краевой части Канашско-Ульяновского древнего выступа отложения пашийского горизонта полностью выпадают из разреза
Максимальная толщина песчаников, достигающая 35-38 м и даже 54 м (скважина 713 Абдрахмановской площади), отмечается в местах врезания базальных песчаников горизонта Д1 нижнепашийского возраста в нижележащие муллинские слои живетского яруса (Д2). Наиболее глубокие эрозионные врезы пашийских песчаников в отложения муллинского горизонта связаны с развитием донных течений в начальную фазу пашийской трансгрессии
.
Различная степень расчлененности продуктивного горизонта ДI и различная полнота изучаемых разрезов изначально обусловили наличие значительной разницы в индексации продуктивных пластов даже в пределах Татарстана.
Слабая дифференцированность структурного плана и благоприятное гипсометрическое положение продуктивных отложений пашийского и тиманского (кыновского) горизонтов обусловили формирование на Южно-Татарском своде уникальной по размерам Ромашкинской и весьма крупной Ново-Елховской залежей. На юго-востоке выделяется также крупное Бавлинское поднятие с залежью, расположенной над Бавлинско-Балтаевским грабеном. Остальные поднятия имеют сравнительно незначительные размеры.
В строении пашийского продуктивного горизонта ДI выделяются следующие основные закономерности:
1. Ритмичность четырех порядков, обусловившая выделение 5 зональных интервалов коллекторов, с которыми связаны до 7-8 алевропесчаных пластов.
2. Широкое площадное развитие мощных песчано-алевритовых толщ в пласте Д,-г, в меньшей мере — в пластах Д,-б и Д,-а.
3. Смещение областей развития песчаных толщ на восток и северо-восток на ЮТС и в Прикамье в верхнепашийское время.
4. Преобладание полосообразных и линзовидных форм залегания песчано-алевритовых пород в пластах ДI-в, а также в пластах (или пропластках ДI-б2, ДI-б1), и пласте ДI-а.
5. Увеличение глинистости разреза снизу
вверх, отсутствие глинистого цемента в песчаниках пласта Дг-г и аргиллитов в плотных разделах внутри пласта.
6. Развитие многочисленных участков слияния пластов и пропластков пород-коллекторов пашийского горизонта обусловило образование единого гидродинамического резервуара.
7. Наличие участков размыва и врезания песчаников пашийского горизонта ДI в породы муллинского горизонта обеспечило на отдельных участках гидродинамическую связь с муллинским пластом ДII живетского яруса.
8. Приуроченность наиболее полных разрезов пашийского горизонта к ЮТС (Ромашкинское месторождение), его западному склону (Ново-Елховское месторождение) и к тектоническим компенсированным прогибам на юго-западном склоне и крайнем юго-востоке (Сулинско-Бавлинский район). Максимальная мощность разрезов достигает 55—57 м.
7. Наличие участков размыва и врезания песчаников пашийского горизонта ДI в породы муллинского горизонта обеспечило на отдельных участках гидродинамическую связь с муллинским пластом ДII живетского яруса.
8. Приуроченность наиболее полных разрезов пашийского горизонта к ЮТС (Ромашкинское месторождение), его западному склону (Ново-Елховское месторождение) и к тектоническим компенсированным прогибам на юго-западном склоне и крайнем юго-востоке (Сулинско-Бавлинский район). Максимальная мощность разрезов достигает 55—57 м.
9. Выклинивание нижнего пласта ДI-д, пропластков ДI-г3 и ДI-г2, отмечаемое на приподнятых участках: на юге Азнакаевской площади; на крайнем юго-востоке (Сулинско-Бавлинский район); в Прикамье. Это является свидетельством развития участков стратиграфического перерыва на границе живетского и франского ярусов.Толщина пашийского горизонта местами сокращается до 24-25 м. В основном преобладают разрезы толщиной порядка 40 м.
На юге и западе РТ объем тиманского (кыновского) горизонта значительно увеличен за счет присоединения мергельно-аргиллитовой пачки. Общая мощность тиманского горизонта составляет в разрезах восточного Татарстана от 5 до 38 м. Наиболее полные разрезы и мощности (до 205 м) тиманских отложений зафиксированы на западе РТ в Казанско-Кировском прогибе
Распространение песчано-алевритовых пород в тиманское время определялось тектоническим движением СТС, обусловившим периодическое поступление песчано-алевритового материала, перерыв в осадконакоплении и размыв нижней глинисто-карбонатной толщи тиманского горизонта и нижележащих отложений. Этим же определяются выклинивание основания верхней части терригенной толщи тиманского горизонта и миграция базального песчаного пласта вверх по разрезу в направлении вершины СТС.
Различная сортировка обломочного материала, неравномерное уплотнение, окварцевание, наличие глинистых прослоев и включений определяют неоднородность пластов-коллекторов.
Т.Е.Даниловой установлено три основных вида литологической неоднородности.
Первый вид неоднородности пластов определяется различным характером укладки зерен и их послойно-неравномерной сортировкой.
Второй вид неоднородности обусловлен послойно-неравномерным уплотнением и окварцеванием породы. Анизотропия пород по проницаемости значительно увеличивается.
Третий вид неоднородности определяется различным послойным содержанием пелитового (глинистого) и мелкоалевритового материала в породах.
Коллекторские свойства пород продуктивных отложений верхнего девона колеблются в широких пределах: открытая пористость от 5-6% до 32%, проницаемость — от долей до 2,9 мкм2, редко выше. Определяющими факторами являются размеры зерен и степень сортировки обломочного материала. По этим показателям были выделены шесть литологических групп пород. Кроме того, большое влияние на коллекторские свойства пород имеют степень их уплотнения и интенсивность развития процессов окварцевания, количество и характер распределения глинистого материала, в меньшей мере — карбонатного.
На территории РТ существовали дифференци-рованные условия осадконакопления, что способствовало формированию разнотипных разрезов. Так, на ЮТС, характеризовавшемся с конца эйфельского времени относительно стабильным погружением, накопление осадков протекало преимущественно в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях при значительной роли донных течений и волнового перемещения воды, определявших размещение песчаного материала. Резкое сокращение мощности терригенной толщи девона (до полного ее выклинивания) с изменением литолого-фациального состава пород происходит в сторону СТС. При приближении к нему из разрезов выпадают все более древние горизонты и их составные пачки, что вызвано постоянно приподнятым положением свода и предсреднетиманским размывом осадков.
Модернизация системы заводнения Ново-Елховского месторожде-ния (А - по технологи-ческой схеме разработки 1962 г., Б – по проекту разработки 1987 г.):
1, 2 - проектные внешние контуры нефтеносности соответственно на 1962 и 1987 гг.; 3 - совмещенное по пластам положение линий разрезания; 4, 5 - скважины соответственно нагнетательные, добывающие; I, II, III - площади соответственно Акташская,
Ново-Елховская, Федотовская
.
Характерные признаки изменения песчаников по разрезу скв. 211д Бавлинского месторождения в процессе формирования основной залежи нефти (пашийский горизонт).
Тиманский (кыновский) горизонт (D3tm) в пределах РТ имеет практически повсеместное распространение, выпадая из разреза лишь на крайнем западе РТ. Горизонт сложен листоватыми аргиллитами в средней части с прослоями и линзами песчаников, алевролитов и известняков. В подошве горизонта залегает прослой известняка (репер «средний известняк«), характерный только для восточных районов, а в верхней части - пачка известняков, имеющая региональное распространение (репер «аяксы»).
Лекция 4
В настоящее время, когда в “старых” районах нефтедобычи накоплен огромный фактический материал по их геологии и нефтегазоносности, появилась возможность критически пересмотреть прежние представления по основным фундаментальным вопросам, в частности о геологическом времени формирования месторождений нефти и газа. Такая возможность представляется в первую очередь для Урало-Поволжья, где высокая степень изученности связана с длительной разработкой огромного числа месторождений, с освещением продуктивности всего комплекса пород палеозоя вплоть до кристаллического фундамента.
Республика Татарстан, расположенная в центре Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, обладает самыми большими ресурсами углеводородного сырья в регионе. Высокие темпы развития добычи нефти позволили за 60 лет эксплуатации месторождений добыть более 3 млрд.т нефти. из которых свыше 2 млрд.т приходится на уникальное Ромашкинское месторождение. О значении недр республики в топливно-энергетическом балансе страны говорит и тот факт, что в течение ряда лет здесь добывалась каждая третья тонна нефти СССР, а годовая добыча этого вида углеводородного сырья на протяжении семилетнего периода (с 1970 г. по 1976 г.) превышала 100 млн.т.
К настоящему времени в отложениях палеозоя установлена промышленная нефтеносность 27 стратиграфических горизонтов палеозоя, из которых 9 представлено терригенными и 18 – карбонатными коллекторами. В них выявлено около 1,5 тысяч углеводородных скоплений. Нефтеносные пласты залегают на глубине 600-1900 м. Диапазон распространения залежей нефти промышленного значения чрезвычайно широк и охватывает по разрезу почти весь палеозой от живетских (средний девон) до каширских (средний карбон) отложений. Кроме того, в нижне- и верхнепермских отложениях выявлены также многочисленные залежи природных битумов, которые при определенных условиях могут иметь физико-химические характеристики, сходные с нефтями среднего карбона (Акишев, 1987; Мухаметшин Р.З., Каюкова Г.П., 2000).
Количество залежей нефти в осадочном разрезе Татарстана
В соответствии с выделенными СТЭ нефтеносные горизонты девона и карбона образуют несколько крупных этажей нефтеносности]. В промысловой практике принято выделять следующие НК: 1) живетско-франский (терригенный девон); 2) франско-фаменский (карбонатный девон); 3) турнейский и окский (карбонатный нижний карбон); 4) малиновско-яснополянский (терригенный нижний карбон); 5) серпуховско-башкирско-московский (карбонатный средний карбон). Комплексы отделены друг от друга более или менее выдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными пачками пород тиманско(кыновско)-саргаевского, елховско-радаевского, тульско-алексинского и верейского возраста с подразделением горизонтов внутри них на регионально и локально нефтеносные. Локальный характер нефтеносности горизонтов карбонатного Д3, алексинского горизонта и серпуховского яруса С1, каширского и подольского горизонтов С2 объясняется отсутствием выдержанных покрышек в карбонатной части разреза.
С отложениями пермского возраста связаны битумосодержащие комплексы:
1) карбонатный нижней перми; 2) терригенный уфимского яруса; 3) терригенно-карбонатный казанского яруса.
Все выявленные месторождения нафтидов (нефти и битумов) за редким исключением располагаются в восточных районах республики и приурочены в основном к Южно-Татарскому своду и его склонам, восточному борту Мелекесской впадины и юго-восточному склону Северо-Татарского свода.
Установление геологического времени формирования месторождений Урало-Поволжья облегчается решением многих фундаментальных проблем, важнейшей из которых является подтверждение генетического единства стратиграфически разновозрастных нефтей палеозоя с привязкой их генерации к нефтепроизводящей доманиковой фации пород верхнего девона – низов турне. Эти выводы убедительно подтверждены исследованиями коллектива геохимиков и геологов ВНИГРИ, выполненными под руководством С.Г. Неручева.
Важным фундаментальным положением является вопрос о гидрофобности нефтяных и газонефтяных коллекторов, который с предельной обоснованностью разработан И.Л. Мархасиным, показавшим, что при насыщении водоносных пластов нефтью происходило формирование на стенках пор устойчивых граничных слоев из полярных компонентов нефтей – смол, асфальтенов и т. д., гидрофобизовавших поверхность пор. По И.Л. Мархасину, в зависимости от вязкости нефтей и температуры количество нефти, заключенной в пленочных граничных слоях, может составлять от 20 до 60 % от объемов пор.
Устойчивость граничных слоев подтверждается и данными длительной разработки с прокачкой через “промытые” интервалы огромных объемов воды. Так, по данным О. В. Ковалевой, почти за 30 лет разработки с внутриконтурным заводнением Мухановского и др. месторождений Самарской области в “промытых” интервалах пластов осталось 29,5 % заключенной в граничных слоях нефти (от порового объема). Знание этих условий чрезвычайно важно, так как часто многие исследователи утверждают о якобы имевших место переформированиях залежей с перетоком нефтей из одних ловушек в другие. Но при этом не учитывают, что если бы подобные переформирования действительно происходили, то в первичных ловушках должно было оставаться в разрабатываемых пластах от 20 до 60 % нефти в виде граничных слоев, а в связи с обычной неоднородностью коллекторов в отдельных линзах и слабопроницаемых интервалах нефть осталась бы полностью. Такой же гидрофобизованный нефтяной след должен был бы остаться и на путях миграции нефтей, что также необходимо учитывать, утверждая о происходивших переформированиях.
К слову сказать, в 50-60-е гг. усилиями ряда исследователей (В.А.Клубов, К.А.Машкович и др.) в научном сообществе возобладала точка зрения о раннем формировании залежей УВ в Урало-Поволжье, то есть нефтеносными могут быть только те из девонских структур, которые имеют древний возраст заложения. На мой взгляд, этим самым подводилась научная база под неудачи в поисках нефтяных залежей в терригенных отложениях девона. Например, при поисках нефти в отложениях девона Удмуртии согласно архивным документам СВГУ было пробурено 106 пустых скважин и только 107-я скважина дала промышленный приток нефти. А ведь бурение глубоких скважин на неподготовленных должным образом структурах, к тому же малоамплитудных, всегда сопряжено с огромным риском.
На основании палеотектонического анализа геологического времени формирования структур в Саратовской области и условий их нефтеносности К.А. Машкович пришел к выводу об образовании нефтяных залежей в терригенных отложениях девона в процессе их начальной литификации и миграции в них нефти. На Советском месторождении формирование залежи в пласте Д1 пашийского горизонта, по К.А. Машковичу, происходило на глубине 149 м. При этом их развитие в каменноугольных отложениях им рассматривалось за счет расформирования девонских залежей.
В настоящее время все большее число исследователей приходят к выводу о геологически более позднем времени формирования месторождений. Однако в оценке его длительности их мнения расходятся. Так, А. Леворсен утверждает, что продолжительность формирования месторождений обычно не превышала 1 млн. лет, С.Ф. Федоров доказывал, что формирование месторождений Апшеронского п-ова длилось 20–30 млн. лет. С.П. Максимов, В.П. Строганов и Ю.Г. Такаев выдвинули гипотезу формирования месторождений в отложениях девона и карбона Урало-Поволжья в течение 30–60 млн. лет. Н.А. Калинин принимал длительность формирования надсолевых залежей нефти в районе Южной Эмбы 35–100 млн. лет.
Несмотря на то, что имеется множество работ по вопросам формирования залежей нефти в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, мнения специалистов расходятся как по источникам углеводородов (УВ), так и о путях, масштабах и времени их миграции. Рассмотрим различные аспекты формирования залежей нефти на примере месторождений Южно-Татарского свода (ЮТС) - наиболее богатой ресурсами УВ части данного региона. Здесь расположены уникальное Ромашкинское, крупнейшие Ново-Елховское, Бавлинское и др. месторождения, которые эксплуатируются многие десятилетия и на одном только Ромашкинском месторождении в течение полувека уже добыто около 2 млрд. т нефти.
Этаж нефтеносности охватывает на ЮТС практически всю осадочную толщу - от живетских отложений среднего девона до пермских образований. Кроме того, по керну отмечены нефтепроявления в осадочных породах рифейского возраста (песчаники леонидовской свиты), заполняющих древний Бавлинско-Балтаевский грабенообразный прогиб. Следует отметить также наличие геохимических и других видов исследований архейско-протерозойских пород кристаллического фундамента, проведение которых стало возможным благодаря целенаправленной программе глубокого и сверхглубокого бурения, осуществляемой в АО (ранее ПО) “Татнефть” с 70-х г.г. Важно при этом подчеркнуть, что высокая степень геологической изученности недр ЮТС позволяет существенно повысить достоверность результатов геохимических исследований.
По физико-химическим свойствам и составу в палеозойских отложениях выделяются три группы нефтей:
1) легкие и средние, сернистые, маловязкие (терригенный девон - D2zv-D3f);
2)средние и тяжелые, высокосернистые, вязкие и высоковязкие (карбонатный девон - D3f-D3fm, C);
3) тяжелые, сверхвысоковязкие (до перехода в мальты, асфальты и асфальтиты), или пермские битумы (P)
Физико-химические свойства нефтей ЮТС
Резкое отличие свойств последних обусловлено преобладанием в них асфальтенов и спирто-бензольных смол, обогащенных гидроксильным и сложноэфирным кислородом, то есть битум в породе является продуктом глубокого биохимического окисления и выветривания нефтей, особенно залегающий выше местного базиса эрозии. Ранее было показано, что процессы микробиа-льного окисления, протекающие наиболее интенсивно в верхней части разреза при малой минерализации подземных вод в пермской толще, усиливают процессы деградации нефти и приводят к формированию характерного состава тяжелой нефти в уфимских отложениях, связанного с отсутствием или низким содержанием в них н-алканов (биодеградированные нефти типа Б2). В накоплении нефтей столь специфического состава существенную роль играет и температурный фактор, составляющий в пластах песчаников уфимского яруса +6+80С, вследствие чего наблюдается сегрегация нефти и застывание парафина в поровом пространстве коллекторов
ВЕРОЯТНЫЕ ПУТИ МИГРАЦИИ НЕФТИ
На преимущественно вертикальный характер миграции УВ указывают:
1. Многочисленные нефтепроявления по керну в промежуточных между регионально нефтеносными горизонтами толщах и наличие в осадочном чехле флюидопроводящих трещин, в том числе и макротрещин преимущественно субвертикальной ориентации, с признаками нефти и битумов по стенкам.
2. Нахождение древних форм спор, в том числе и протерозойского возраста, в нефтях из отложений перми.
3. Однотипный характер распределения высших биомаркеров (стеранов и гопанов) по разрезу осадочной толщи от франских отложений верхнего девона до уфимских песчаников верхней перми, установленный на примере многоэтажного Ашальчинского месторождения и свидетельствующий об морском генезисе нафтидов и о генетическом единстве УВ и близкой степени их катагенетической преобразованности в отложениях различного возраста. Геологическое строение осадочной толщи на территории данного месторождения - наличие грабенообразных прогибов - Амировского и Кузайкинского, разлома по данным сейсморазведки, зон разуплотнения пород, с которыми связаны верейские и нижнекаменноугольные рукавообразные эрозионные врезы, выполненные терригенными отложениями русловых и пойменных фаций, - способствовало вертикально-ступенчатой миграции нефти и ее деградации. Важно подчеркнуть, что исследованные образцы близки и по степени катагенетической зрелости (К1 изменяется в пределах 0,460,55, а К2 - 4,05,1), что является проявлением единой их геотермической истории. Это дает основание однозначно утверждать о поступлении нефти в отложения пермского возраста в результате миграционных процессов из нижележащих пластов карбона и девона.
Распределение стеранов по разрезу осадочной толщи Ашальчинского месторождения
(по данным исследований Г.Н.Гордадзе, ИГиРГИ)
4. Аномальные свойства нефтей в отдельных нефтегазоносных комплексах. И.М.Акишев в одной из работ (1987 г.) привел данные, показывающие, что на определенных участках свойства пермских битумов могут быть лучше свойств нефти из среднего карбона: например, в скв.1440 Беркет-Ключевского месторождения, исследования битумов показали наименее измененный по отношению к нефти тип АI, характерный для добываемой нефти карбона.
ВРЕМЯ МИГРАЦИИ НЕФТИ
По этому вопросу среди исследователей распространены весьма полярные мнения. Одни из них считают, что месторождения нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции образовались в девонский и каменноугольный периоды. Поэтому ими подчеркивается определенная связь между временем образования структурных ловушек и временем формирования залежей нефти и газа (Машкович К.А., 1970, 1976). В то же время Б.М.Юсупов (1963 г.) считал, что девонские залежи нефти сформировались не ранее верхнепермского времени, а К.Б.Аширов (1965 г.) по материалам Самарской и Оренбургской областей относит их формирование к неогеновому периоду.
На примере залежей пашийского горизонта, где сосредоточены основные запасы нефти, нами доказывается, что процесс аккумуляции УВ был многоэтапным и растянутым во времени. Установлено, что на Бавлинском месторождении процесс аккумуляции нефти в пластах пашийского горизонта был многостадийным:
А. В песчаниках основной залежи выявлена нефть трех типов, или по крайней мере двух генераций.
Признаки изменения песчаников в процессе формирования основной залежи нефти Бавлинского месторождения.
1 - переслаивание песчаников и алевролитов; 2 - алевролиты глинистые; 3 - цементация кальцитом; 4 - регенерационный кварцевый цемент; 5 - корродированность кварцевых зерен; 6, 7, 8 - соответственно битум пленочный, коричневый и черный порового и базального типов; 9, 10 - зоны растворения и цементации древних ВНК; 11, 12 - насыщение породы нефтью равномерное и слабое; 13 - битум черный, твердый
Характерные признаки древнего ВНК прогрессивного типа по разрезу продуктивного пласта пашийского горизонта девона
1 - песчаники; 2 - переслаивание алевролитов глинистых и аргиллитов; 3 - алевролиты; 4 - цементация кальцитом; 5 - регенерационный цемент; 6 - корродированность кварцевых зерен; 7, 8, 9 - битум коричневый (вязкопластичный), пленочный и черный (твердый) порового и базального типов соответственно; 10, 11 - зоны растворения и цементации; 12, 13, 14 - насыщение породы нефтью равномерное, пятнистое и слабое; 15 - битум вязкопластичный и твердый; 16 - битум твердый.
Б. Палеотектонический анализ показал, что этот процесс не мог начаться ранее среднекаменноугольного времени, когда здесь впервые появилась положительная структура инверсионного типа.
В. Специальные магнито-минералогические и палеомагнитные исследования пород-коллекторов указали на неогеновый период как время последней миграции нефти. По данным исследований, проведенных в палеомагнитной лаборатории КГУ, выделяются три группы направлений остаточной намагниченности NRM, близкие к: I и II - положительным и отрицательным направлениям девонского геомагнитного поля на данной территории; III - направлениям современного поля с характерными для неогена наклонениями.
Стереопроекции компонент NRM образцов песчаников по разрезу пашийского (D3p) горизонта
1 - до ориентировки по вязкой намагни-ченности, 2 - после ориентировки по современному геомагнитному полю.
Группы направлений NRM: группы I и II отличаются приблизительно на 180 градусов и близки к отрицательным (I) и положительным (II) направлениям геомагнитного поля на данной территории в девоне, группа III близка к направлениям современного поля, но имеет более крутые наклонения; такие направления характерны для неогена. Направления группы III обязаны минералу c температурой Кюри 320-3800С, обнаруженному практически во всех образцах из зоны древнего ВНК. В литературе данный минерал известен как грейгит, низкотемпературный сульфид Fe, приближенно имеющий состав Fe3S4.
Г. Свойства пластовых нефтей месторождений юго-восточного склона связаны со временем заложения структур. По залежам, приуроченным к структурам позднего заложения (в том числе и Бавлинского месторождения), нефти самые легкие, маловязкие (до 4,7 мПа.с). Нефти по залежам второй группы имеют свойственные нефтям карбона (в частности, вязкость 10,9-23,9 мПа.с) характеристики, что может быть объяснено для данных участков территории отсутствием каких-либо существенной переработки структурного плана в постпалеозойское время (Лангуев П.И., 1969).
Физические свойства пластовых нефтей пашийского горизонта на месторождениях юго-восточного склона ЮТС
Д. По отношению интенсивности пика органических радикалов к пику ванадиловых комплексов на ЭПР-спектрах, или параметру “нефтяной индивидуальности”, отражающему по Андреевой Л.Н. и др. возраст нефтей, установлена индивидуальность состава тяжелой нефти и битумов на различных уровнях древнего ВНК Ромашкинского и Бавлинского месторождений, что обусловлено такими природными факторами как состав исходной нефти в формирующейся залежи, длительность стабилизации контакта нефть-вода и пр. Подобное было показано ранее Р.С.Сахибгареевым на примере Ладушкинского месторождения (Балтийская синеклиза), где ему в результате петрографических исследований удалось установить коррелятивы для отдельных уровней стабилизации древних ВНК.
Данные термического анализа и ЭПР исследований битуминозных песчаников
Е. Непреложный факт активизации альпийской фазой тектогенеза тектонических разломов, по которым протекала вертикальная миграция нефти из продуктивных горизонтов карбона и девона, подтверждает и излившаяся на дневную поверхность в районе р. Нижняя Кармалка нефть, фаунистические остатки в которой позволяют датировать это явление как плейстоценовое (Верещагин Н.К., 1953 г.).
В последнее время получены многочисленные материалы о геологически быстрых темпах формирования нефтяных месторождений и их связи с локализованными потоками и перетоками углеводородных флюидов в разрезе стратисферы.
ОБ ИСТОЧНИКАХ НЕФТИ
Проанализированный экстракт из нефтесодержащего песчаника рифейского возраста Бавлинского месторождения (скв.20012, гл. 2172 м) по ряду параметров (содержание серы 0,57%, хроматографические показатели) и химическому типу (AI по Ал.А.Петрову) оказался близок к легким нефтям терригенного девона. Примечательно, что и внутри девонской терригенной толщи (Косачев И.П. и др., 1997) также наблюдается некоторое ухудшение свойств нефти: вверх по разрезу возрастают плотность (с 0,835 до 0,851 г/см3), содержание серы (с 0,7 до 1,6% мас.) и асфальтенов (с 0,9 до 1,9%). Более того, сопоставление результатов исследования проб из пород кристаллического фундамента и образцов вешележащего осадочного чехла показало, что светло-коричневая часть битумоидов близка по содержанию парафиновых структур относительно ароматических к добываемым нефтям из пластов живетского возраста.
Согласно исследованиям генетических особенностей нефтей верхнего протерозоя Урало-Поволжья, проведенным в МГУ и ИГиРГИ, в рифей-вендском разрезе Восточно-Европейской платформы распространены горизонты, обладающие повышенным нефтематеринским потенциалом, а по составу и физико-химическим свойствам нефти этого комплекса разделяются на две группы: 1) тяжелые, смолисто-асфальтеновые, преимущественно нафтеновые (Верхнекамская впадина), которые считаются докембрийскими; 2) легкие метановые с большой долей легкокипящих УВ, относительно молодые, возможно даже кайнозойские. Все это на данном месторождении указывает на наличие в недрах источника нефти кайнозойской по времени генерации.
В отношении теоретических вопросов, связанных с генерацией и аккумуляцией УВ в осадочных толщах палеозоя Урало-Поволжья, особый интерес представляют доманикиты и доманикоиды. Доманиковым породам многими исследователями придается значение нефтегенерирующих (Аширов К.Б., 1965; Ларская Е.С., 1983; Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Парпарова Г.М. и др., 1986; и др.). В осадочной толще ЮТС отсутствуют явные признаки “незрелости” ОВ доманиковой формации. Анализ биомаркеров (стеранов и терпанов) в экстрактах указывают на генетическое единство УВ по разрезу палеозоя, подтверждая их сапропелевое происхождение, а также высокую степень катагенетического созревания ОВ в доманикитах, почти соответствующую главной фазе нефтеобразования. Тем более, что в исследованных нефтяных образцах присутствуют лишь небольшие количества перегруппированных стеранов (диастеранов).
Сопоставление результатов исследований экстрактов из пашийско-тиманских(кыновских) нефтенасыщенных алевропесчаников и из доманикитов семилукского возраста, то есть из пород франского яруса, приводит к выводу, что при попадании в последние легкой нефти происходит их обогащение ванадиловыми порфиринами, серой и смолисто-асфальтеновыми компонентами, что также дает основание полагать возможной генерацию части УВ доманикитами. Кроме того, соотношение диастераны/регулярные стераны, равное для пород терригенной и доманиковой формаций 0,20 и 0,15, также позволяет увязывать происхождение некоторой части углеводородов с карбонатными породами (доманикиты?). При этом следует отметить, что в доманикитах с выпотами нефти по сравнению с таковыми без признаков жидких нафтидов наблюдается возрастание общего содержания ОВ, снижается плотность экстрактов, содержание VO-порфиринов, смол (за счет спирто-бензольной части), но несколько увеличивается массовая доля УВ (масел).
Проведенный в целом анализ биомаркеров - однотипное концентрационное распределение полициклических нафтенов стеранов и терпанов, а также отношение пристан/фитан в экстрактах (в среднем 0,65-0,76) подтверждают генетическое единство углеводородов в пермских, каменноугольных и девонских горизонтах ЮТС.
Таким образом, соответственно изложенному следует, вероятно, признать существование двух неравнозначных по своему значению источников УВ при формировании скоплений нефти Южно-Татарского свода.
Распространение рифейско-вендских отложений
Эйфельско-нижнефранский комплекс
Включает отложения эйфельского яруса, живетского яруса (в составе воробъевского, ардатовского и муллинского горизонтов) и нижнефранского подьяруса (в объеме пашийского и тиманского горизонтов). Области распространения горизонтов, входящих в состав комплекса, отражают этапы морской трансгрессии (регрессии) на древнюю Татарскую сушу. Достаточно четко области мелководно-морских и прибрежно-морских условий осадконакопления отражены на картах мощностей рассматриваемых горизонтов.
.
Схематический профиль строения горизонта Д1 по эксплуатационному ряду скважин
(южная часть Азнакаевской площади)
Эйфельский ярус (D2ef).
Образования эйфельского возраста получили развитие на юго-восточном и северо-восточном склонах Южно-Татарского свода, а также в пределах Казанско-Кировского прогиба и Токмовского свода. Литологически в составе яруса выделяются две пачки пород: нижняя – базальная гравийно-песчаная и перекрывающая ее – карбонатно-аргиллитовая, в пределах которой выделяется электрорепер «нижний известняк». Общая толщина эйфельских отложений изменяется от 0 до 47 м.
Карта мощности отложений эйфельского яруса (а), воробьевского (б) и ардатовского (в) горизонтов
Воробьевский горизонт (D2vb)
Воробьевские отложения распространены более широко, чем эйфельские, и установлены на Южно-Татарском своде, в Мелекесской впадине, Казанско-Кировском прогибе. Сложены они в основном песчаниками крупнозернистыми с прослоями глинисто-алевролитовых пород. Мощность воробьевских отложений достигает 49 м и уменьшается с юга на север.
Ардатовский горизонт (D2ar)
Отложения горизонта развиты почти повсеместно, за исключением центральной области Северо-Татарского свода и отдельных мелких выступов фундамента (Эштебенькинский, Сотниковский, Краснополянский и др.). Мощность горизонта достигает 95 м, в том числе песчано-алевролитового пласта Д3 от 10 до 12 м. В Казанско-Кировском прогибе пласт Д3 наиболее выдержан по простиранию среди других песчаных пластов девона. Мощность песчаной пачки изменяется от 10 до 40м. Песчаная пачка перекрывается карбонатно-глинистыми породами с прослоем перекристаллизованного доломита (репер «средний известняк»). Сокращение или частичное замещение песчаников глинистыми алевролитами направлено от центральной части прогиба к окружающим сводам. В зоне сочленения западного борта Мелекесской впадины с Казанско-Кировским прогибом установлено замещение “среднего известняка” глинисто-алевролитовыми породами.
Муллинский горизонт (D2ml)
Отложения развиты на значительной территории, отсутствуя лишь на Северо-Татарском своде и его юго-западном продолжении (Юхмачинский палеосвод), а также на древнем Сотниковском выступе и крайнем западе РТ. В типичных и полных разрезах слагаются двумя пачками: нижней – алевритово-песчаной (пласт Д2) и верхней – алевритово-аргиллитовой. На юго-востоке РТ и в отдельных разрезах Мензелино-Актанышской площади среди глинистых пород верхней пачки присутствуют прослои известняков, доломитов и мергелей. Мощность муллинских отложений достигает 73 м. В региональном плане уменьшение мощности муллинских отложений происходит со всех сторон в направлении Северо-Татарского свода в результате выклинивания и размыва осадков.
Ареал нефтеносности нижнего эйфельско-ардатовского подкомплекса имеет ограниченное распространение в пределах купольной части и юго-восточного склона Южно-Татарского свода.
Отложения комплекса включают песчаные пласты ДV(а-в) эйфельского яруса, ДIV(а, б) воробьевского и ДIII(а, б) ардатовского горизонтов, разделенные прослоями аргиллитов, выполняющих роль локальных флюидоупоров. Число залежей здесь невелико. Размещение ловушек связано с локальными поднятиями и литологией пластов-коллекторов. В воробьевских отложениях залежи в основном пластового сводового типа с подошвенной водой. Размеры залежей от 0,5x1,0 до 4,0x5,0 км, этажи нефтеносности 5-12 м. Дебиты скважин составляют 0,2-32 т/сут. В ардатовском горизонте залежи приурочены к небольшим поднятиям и контролируются ловушками сложного экранирования. Площадь залежей от 1,5 до 12 км2 с нефтенасыщенной мощностью от 1,4 до 4,6 м. Дебиты скважин изменяются от 0,2 до 62 т/сут.
Залежи нефти эйфельско-ардатовского терригенного нефтеносного
подкомплекса
Верхний отдел - D3
В составе верхнего девона на территории Татарстана широко представлены образования франского и фаменского ярусов.
Франский ярус D3fr
Нижнефранский подъярус D3fr1
(Коми надгоризонт - D3km)
Карта мощности отложений муллинского (а), пашийского (б) и тиманского (в) горизонтов.
О современной подпитке нефтью Ромашкинского месторождения
Сейсмический разрез по геотраверсу «Татсейс».
1 - наклонные отражатели, 2 - субвертикальные динамические аномалии, 3 - участки относительного понижения гравитационного поля, совпадающие с выходом наклонных отражателей в верхнюю часть земной коры, 4 - нефтяные месторождения
Отображение субвертикальной динамической аномалии
Иллюстрация приуроченности нефтяных месторождений Южно-Татарского свода к субвертикальным динамическим аномалиям (последние в свою очередь связаны с глубинными структурами земной коры)
Сводный сейсмический разрез по геотраверсу «Татсейс» и региональному профилю 8 (фрагмент)
Схема расположения сейсмических профилей и аномальных скважин (фрагмент). Ромашкинское месторождение.
Аномальные по промысловым характеристикам скважины.
Сверхглубокая Миннибаевская скв. №20 000.
Сейсмические профили
В результате длительной интенсивной разработки нефтяных месторождений высокопродуктивные пласты с легкой нефтью истощились, что явилось причиной существенного (почти в 4 раза) снижения добычи нефти и роста обводненности продукции. Падение добычи нефти происходило не только за счет истощения запасов в целом по эксплуатационным объектам, но и как следствие изменения структуры оставшихся в недрах запасов. Последнее привело к тому, что доля относимых к группе крупнейших и выше месторождений в общем балансе запасов промышленных категорий республики к началу 21-го века опустилась ниже отметки 40% , тогда как для начальных запасов эта цифра была в два раза выше
На территории Татарстана открыто 159 нефтяных месторождений, из них в разработке находится 121 месторождение. Анализ структуры извлекаемых запасов нефти категории A+B+C1, показывает, что в начале эксплуатации активные запасы составляли 81% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), а на трудноизвлекаемые приходилось 19%. Причем, в группе трудноизвлекаемых запасов доля высоковязких нефтей с вязкостью более 30 мПа*с составила 8,9%, в малопроницаемых коллекторах с проницаемостью пород 0,05 мкм2 - 5,9%, а остальные 4,2% запасов находились в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и участках малой (до 2 м) толщины пластов.
В структуре текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) активные извлекаемые запасы составляют всего 30,5%, а трудноизвлекаемые - 69,5%, при этом на высоковязкие нефти приходится 45,2%, в малопроницаемых коллекторах содержится 13% и в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 11,3% запасов нефти.
В настоящее время накопленный отбор нефти активных запасов достиг 83,7%, а освоенность 90,2% от начальных извлекаемых запасов. В то же время пока вовлечены в разработку лишь 44% трудноизвлекаемых запасов нефти.
Освоенность разработкой (вовлечение в промышленную эксплуатацию) потенциальных ресурсов нефти в карбонатных отложениях низкая и составляет 8,1-9,4% от их запасов, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах на территории Татарстана достигают 20,4% от всех запасов нефти в республике.
Освоенность разработкой (вовлечение в промышленную эксплуатацию) потенциальных ресурсов нефти в карбонатных отложениях низкая и составляет 8,1-9,4% от их запасов, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах на территории Татарстана достигают 20,4% от всех запасов нефти в республике.
Извлекаемые запасы нефти повышенной вязкости в карбонатных коллекторах в 4,4 раза больше, чем в терригенных коллекторах.
Накопленная добыча маловязких нефтей из терригенных коллекторов в Татарстане составляет 90,9%.
Таким образом, в будущем в Татарстане предстоит интенсивное освоение запасов повышенной и сверхвязкой нефти в карбонатных и терригенных отложениях.
Лекция 5
Нефтеносность
терригенных отложений девона
Мощности образований стратиграфических комплексов на территории РТ
Ареал нефтеносности нижнего эйфельско-ардатовского подкомплекса имеет ограниченное распространение в пределах купольной части и юго-восточного склона Южно-Татарского свода.
Отложения комплекса включают песчаные пласты ДV(а-в) эйфельского яруса, ДIV(а, б) воробьевского и ДIII(а, б) ардатовского горизонтов, разделенные прослоями аргиллитов, выполняющих роль локальных флюидоупоров. Число залежей здесь невелико. Размещение ловушек связано с локальными поднятиями и литологией пластов-коллекторов. В воробьевских отложениях залежи в основном пластового сводового типа с подошвенной водой. Размеры залежей от 0,5x1,0 до 4,0x5,0 км, этажи нефтеносности 5-12 м. Дебиты скважин составляют 0,2-32 т/сут. В ардатовском горизонте залежи приурочены к небольшим поднятиям и контролируются ловушками сложного экранирования. Площадь залежей от 1,5 до 12 км2 с нефтенасыщенной мощностью от 1,4 до 4,6 м. Дебиты скважин изменяются от 0,2 до 62 т/сут.
Залежи нефти эйфельско-ардатовского терригенного нефтеносного
подкомплекса
Муллинско-пашийско-тиманский подкомплекс объединяет свыше 20% выявленных залежей. Комплекс относится к типу регионально нефтеносных и содержит основные высокопродуктивные скопления нефти в пластах ДII(а, б), ДIа-д), Д0(а-г). Продуктивная толща представлена песчаными пластами, разделенными прослоями аргиллитов.
По сравнению с нижним подкомплексом ареал нефтеносности его значительно расширяется и охватывает Южно-Татарский свод, восточную часть Северо-Татарского свода и почти весь восточный борт Мелекесской впадины. Перспективные девонские площади расположены, как правило, к востоку от Ковалинско-Юхмачинского палеовыступа. Таким образом, северное и западное ограничения нефтеносного ареала образуют древние выступы фундамента, частично или полностью лишенные терригенных девонских отложений.
Залежи нефти муллинско-пашийско-тиманского терригенного регионально нефтеносного подкомплекса
.
Муллинский горизонт (D2ml). Отложения развиты на значительной территории, отсутствуя лишь на Северо-Татарском своде и его юго-западном продолжении (Юхмачинский палеосвод), а также на древнем Сотниковском выступе и крайнем западе РТ. В типичных и полных разрезах слагаются двумя пачками: нижней - алевритово-песчаной (пласт Д2) и верхней - алевритово-аргиллитовой. На юго-востоке РТ и в отдельных разрезах Мензелино-Актанышской площади среди глинистых пород верхней пачки присутствуют прослои известняков, доломитов и мергелей. Мощность муллинских отложений достигает 73 м. В региональном плане уменьшение мощности муллинских отложений происходит со всех сторон в направлении Северо-Татарского свода в результате выклинивания и размыва осадков.
Пласты-коллекторы муллинских слоев тесно связаны с пашийско-тиманскими отложениями. Промышленные скопления нефти в этом интервале в пределах купольной части ЮТС представляют нижние интервалы пашийско-тиманских залежей. Подошвы их ограничены единой отметкой водонефтяного контакта. На отдельных площадях Ромашкинского месторождения выявлены самостоятельные залежи нефти пластового типа небольших размеров. Площади залежей составляют 1-7 км2, дебиты скважин 10-15 т/сут.
Схема строения и корреляции пластов тиманского (I) и пашийского (II) горизонтов верхнего девона
(по Р.Г.Абдулмазитову и др., 1996):
1 – песчаник; 2 – алевролит и глинистый песчаник; 3 – неколлектор; 4, 5, 6 – реперы «глины», «аргиллит», «верхний известняк» соответственно; 7 – подошва репера «аяксы»
Карта рельефа кристаллического фундамента
Карта рельефа поверхности терригенного девона
Слабая дифференцированность структурного плана и благоприятное гипсометрическое положение продуктивных отложений пашийского и тиманского (кыновского) горизонтов обусловили формирование на Южно-Татарском своде уникальной по размерам Ромашкинской и весьма крупной Ново-Елховской залежей. На юго-востоке выделяется также крупное Бавлинское поднятие с залежью, расположенной над Бавлинско-Балтаевским грабеном. Остальные поднятия имеют сравнительно незначительные размеры.
Верхний отдел - D3
В составе верхнего девона на территории Татарстана широко представлены образования франского и фаменского ярусов.
Франский ярус D3fr
Нижнефранский подъярус D3fr3 (Коми надгоризонт - D3km)
Пласты-коллекторы пашийско-тиманских отложений регионально нефтеносны. Они являются самостоятельным объектом разведки и разработки в РТ. Залежи пашийского горизонта распространены в основном в центральной, юго-восточной и южной частях ЮТС, а пашийско-тиманского и тиманского - в северо-западной его половине и в пределах СТС, т. е. в тех районах, где пласты-коллекторы этих горизонтов образуют единый природный резервуар. Начальные дебиты скважин изменялись от 1 до 400 т/сут. Основные скопления нефти содержатся в ловушках структурного типа. Контролируются залежи структурами I- го (Ромашкинское месторождение), II- го (Ново-Елховское и др. месторождения) и III-го порядков. На склонах ЮТС широким развитием пользуются также структурно-литологические и литологические ловушки.
Карта мощности отложений муллинского (а), пашийского (б) и тиманского (в) горизонтов.
Схематический профиль строения горизонта Д1 по эксплуатационному ряду скважин
(южная часть Азнакаевской площади)
Пашийский горизонт (D3ps). Горизонт представлен исключительно терригенными породами - песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга по простиранию. По литологическим признакам и стратиграфической полноте выделяются два типа разрезов: полный - преимущественно алевролитово-песчано-глинистый, и сокращенный - алевритово-песчаный. В полных разрезах выделяются до пяти песчаных пачек, отражающих ритмичный характер осадконакопления, с которыми связаны крупнейшие залежи нефти на Южно-Татарском своде.
Мощность пашийских отложений в полных разрезах достигает 78 м. На остальной территории стратиграфическая полнота горизонта нарушается за счет выклинивания нижней литологической пачки (восточный Татарстан) и, что наиболее существенно, вследствие наложения второго геологического фактора - глубокого предтиманского размыва. Западнее границы размыва распространен уже сокращенный тип разреза. В Казанско-Кировском прогибе пашийский горизонт представлен только своей нижней частью. На Северо-Татарском своде и его палеосклонах и восточной краевой части Канашско-Ульяновского древнего выступа отложения пашийского горизонта полностью выпадают из разреза
Максимальная толщина песчаников, достигающая 35-38 м и даже 54 м (скважина 713 Абдрахмановской площади), отмечается в местах врезания базальных песчаников горизонта Д1 нижнепашийского возраста в нижележащие муллинские слои живетского яруса (Д2). Наиболее глубокие эрозионные врезы пашийских песчаников в отложения муллинского горизонта связаны с развитием донных течений в начальную фазу пашийской трансгрессии.
Карта суммарных мощностей терригенных отложений девона РТ (по Хисамову Р.С. И др.)
Схема изменения полноты разрезов терригенной толщи девона на территории РТ и наличие в ней пластов-коллекторов (по Даниловой Т.Е.)
.
Карта мощностей пашийского горизонта РТ
Карта мощностей тиманского горизонта РТ
Различная степень расчлененности продуктивного горизонта ДI и различная полнота изучаемых разрезов изначально обусловили наличие значительной разницы в индексации продуктивных пластов даже в пределах Татарстана.
Индексация пластов-коллекторов пашийского горизонта
Геолого-геофизический разрез пашийского горизонта (горизонт ДI) в скв. 17291 Абдрахмановской пл.
(по Р.Х.Муслимову и др., 1995).
Пласты (породы): 1, 2 – продуктивные (песчаники) нефтенасыщенные и водоносные соответственно, 3 – малопродуктивные (алевролиты), 4 – аргиллиты, 5 – известняк
Геологический профиль по пашийско-тиманским отложениям Ромашкинского месторождения (по Р.Б. Хисамову): 1 - репер "аяксы"; 2 - репер "верхний известняк"; 3, 4 - коллекторы нефте-, водонасыщенные; 5 - репер «глины»
Структурная карта по подошве репера "верхний известняк" (составил Р.Б. Хисамов): 1 - внешний контур нефтеносности; 2 - изогипсы подошвы репера; 3 - скважины
Геологический разрез отложений горизонта ДI основной залежи, Бавлы (составил Р.Б. Хисамов): 1,2- песчаник нефте-, водонасыщенный; 3 - репер "верхний известняк"; 4 - начальное положение ВНК
В строении пашийского продуктивного горизонта ДI выделяются следующие основные закономерности:
1. Ритмичность четырех порядков, обусловившая выделение 5 зональных интервалов коллекторов, с которыми связаны до 7-8 алевропесчаных пластов.
2. Широкое площадное развитие мощных песчано-алевритовых толщ в пласте Д,-г, в меньшей мере — в пластах Д,-б и Д,-а.
3. Смещение областей развития песчаных толщ на восток и северо-восток на ЮТС и в Прикамье в верхнепашийское время.
4. Преобладание полосообразных и линзовидных форм залегания песчано-алевритовых пород в пластах ДI-в, а также в пластах (или пропластках ДI-б2, ДI-б1), и пласте ДI-а.
5. Увеличение глинистости разреза снизу
вверх, отсутствие глинистого цемента в песчаниках пласта Дг-г и аргиллитов в плотных разделах внутри пласта.
6. Развитие многочисленных участков слияния пластов и пропластков пород-коллекторов пашийского горизонта обусловило образование единого гидродинамического резервуара.
7. Наличие участков размыва и врезания песчаников пашийского горизонта ДI в породы муллинского горизонта обеспечило на отдельных участках гидродинамическую связь с муллинским пластом ДII живетского яруса.
8. Приуроченность наиболее полных разрезов пашийского горизонта к ЮТС (Ромашкинское месторождение), его западному склону (Ново-Елховское месторождение) и к тектоническим компенсированным прогибам на юго-западном склоне и крайнем юго-востоке (Сулинско-Бавлинский район). Максимальная мощность разрезов достигает 55—57 м.
9. Выклинивание нижнего пласта ДI-д, пропластков ДI-г3 и ДI-г2, отмечаемое на приподнятых участках: на юге Азнакаевской площади; на крайнем юго-востоке (Сулинско-Бавлинский район); в Прикамье. Это является свидетельством развития участков стратиграфического перерыва на границе живетского и франского ярусов. Мощность пашийского горизонта местами сокращается до 24-25 м. В основном преобладают разрезы мощностью порядка 40 м.
Тиманский (кыновский) горизонт (D3tm) в пределах РТ имеет практически повсеместное распространение, выпадая из разреза лишь на крайнем западе РТ. Горизонт сложен листоватыми аргиллитами в средней части с прослоями и линзами песчаников, алевролитов и известняков. В подошве горизонта залегает прослой известняка (репер «средний известняк«), характерный только для восточных районов, а в верхней части - пачка известняков, имеющая региональное распространение (репер «аяксы»).
На юге и западе РТ объем тиманского (кыновского) горизонта значительно увеличен за счет присоединения мергельно-аргиллитовой пачки. Общая мощность тиманского горизонта составляет в разрезах Восточного Татарстана от 5 до 38 м. Наиболее полные разрезы и мощности (до 205 м) тиманских отложений зафиксированы на западе РТ в Казанско-Кировском прогибе
Распространение песчано-алевритовых пород в тиманское время определялось тектоническим движением СТС, обусловившим периодическое поступление песчано-алевритового материала, перерыв в осадконакоплении и размыв нижней глинисто-карбонатной толщи тиманского горизонта и нижележащих отложений. Этим же определяются выклинивание основания верхней части терригенной толщи тиманского горизонта и миграция базального песчаного пласта вверх по разрезу в направлении вершины СТС.
Схема распространения пластов-коллекторов тиманского продуктивного горизонта
Схематический геологический профиль по линии скважин 95-269 по отложениям горизонтов До и Д1
месторождения:
1, 2- коллекторы нефте-, водонасыщенные; 3 - ВНК; 4 - скважины добывающие, нагнетательные
Корреляция разрезов тиманского горизонта Бондюжского месторождения
Различная сортировка обломочного материала, неравномерное уплотнение, окварцевание, наличие глинистых прослоев и включений определяют неоднородность пластов-коллекторов.
Т.Е.Даниловой установлено три основных вида литологической неоднородности.
Первый вид неоднородности пластов определяется различным характером укладки зерен и их послойно-неравномерной сортировкой.
Второй вид неоднородности обусловлен послойно-неравномерным уплотнением и окварцеванием породы. Анизотропия пород по проницаемости значительно увеличивается.
Третий вид неоднородности определяется различным послойным содержанием пелитового (глинистого) и мелкоалевритового материала в породах.
Коллекторские свойства пород продуктивных отложений верхнего девона колеблются в широких пределах: открытая пористость от 5-6% до 32%, проницаемость — от долей до 2,9 мкм2, редко выше. Определяющими факторами являются размеры зерен и степень сортировки обломочного материала. По этим показателям были выделены шесть литологических групп пород. Кроме того, большое влияние на коллекторские свойства пород имеют степень их уплотнения и интенсивность развития процессов окварцевания, количество и характер распределения глинистого материала, в меньшей мере — карбонатного.
На территории РТ существовали дифференци-рованные условия осадконакопления, что способствовало формированию разнотипных разрезов. Так, на ЮТС, характеризовавшемся с конца эйфельского времени относительно стабильным погружением, накопление осадков протекало преимущественно в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях при значительной роли донных течений и волнового перемещения воды, определявших размещение песчаного материала. Резкое сокращение мощности терригенной толщи девона (до полного ее выклинивания) с изменением литолого-фациального состава пород происходит в сторону СТС. При приближении к нему из разрезов выпадают все более древние горизонты и их составные пачки, что вызвано постоянно приподнятым положением свода и предсреднетиманским размывом осадков.
Модернизация системы заводнения Ново-Елховского месторожде-ния (А - по технологи-ческой схеме разработки 1962 г., Б – по проекту разработки 1987 г.):
1, 2 - проектные внешние контуры нефтеносности соответственно на 1962 и 1987 гг.; 3 - совмещенное по пластам положение линий разрезания; 4, 5 - скважины соответственно нагнетательные, добывающие; I, II, III - площади соответственно Акташская,
Ново-Елховская, Федотовская
Нефтеносность карбонатных отложений девона
Карбонатный комплекс девона включает в себя отложения средне- и верхнефранского подъярусов и фаменского яруса.
Среднефранский подъярус D3fr2
(Российский надгоризонт - D3rs)
В составе среднефранского подъяруса выделены саргаевский и семилукский (доманиковый) горизонты.
Саргаевский горизонт (D3sr). Саргаевские отложения с небольшим перерывом залегают на тиманских отложениях и развиты практически повсеместно. Мощность отложений колеблется обычно от 1 до 92 м. На большей части территории Восточного Татарстана они представлены темно-серыми известняками, обычно битуминозными, иногда с прослоями мергелей. В западных и центральных районах саргаевский горизонт сложен серыми, местами битуминозными известняками с прослоями мергелей (Кукморский выступ) или небитуминозными известняками, мергелями и аргиллитами (Казанско-Кировский прогиб, западная часть Мелекесской впадины). Максимальные ее величины зафиксированы в зоне Казанско-Кировского прогиба.
Семилукский (доманиковый) горизонт (D3sm) на большей части территории представлен типично доманиковыми фациями - чередованием темноокрашенных битуминозных известняков, мергелей, аргиллитов и сланцев. В юго- и северо-восточной частях РТ преобладают известняки, на ЮТС большее значение приобретают горючие сланцы и мергели, а на западе (Казанско-Кировский прогиб) - аргиллиты и мергели. Восточные разрезы, в отличие от западных, характеризуются повышенной битуминозностью и значительным окремнением. Для западных разрезов, наряду с битуминозными и окремнелыми породами, характерны небитуминозные известняки, мергели и аргиллиты. Мощность горизонта изменяется от 10-15 до 50-75 м, наименьшие ее значения фиксируются в зоне Камско-Кинельских прогибов и центральной части Мелекесской впадины.
Верхнефранский подъярус D3fr3
(Донской надгоризонт - D3dn)
Верхнефранский подъярус включает речицкий (мендымский), воронежский и евланово-ливенский горизонты.
Речицкий (мендымский) горизонт (D3mn) на большей части РТ имеет двучленное строение. Нижняя часть горизонта представлена преимущественно известняками небитуминозными или слабо битуминозными. В верхней части развиты битуминозные известняки с прослоями мергелей и сланцев. Мощность образований изменяется от 8 до 203 м, максимальные мощности в пределах Казанско-Кировского прогиба.
Воронежский, евлановский и ливенский горизонты (D3vr-lv) выделяются на ЮТС и в прилегающих к нему районах восточной части Мелекесской впадины вплоть до границ ККСП. В пределах ККСП разрез, условно отвечающий воронежскому и евланово-ливенскому горизонтам, представлен единой структурно-фациальной толщей битуминозных глинистых, нередко окремнелых известняков с прослоями мергелей. Здесь доминируют кремнисто-глинисто-известковистые сланцы, чередующиеся с прослоями известняков и мергелей. В бортовых зонах прогиба, на фоне развития битуминозных пород доманикового облика, встречаются разрезы, где верхнефранские отложения представлены известняками сильно доломитизированными до перехода в доломиты. Общая мощность горизонтов изменяется от 3 до 318 м..
Фаменский ярус (D3fm) на территории РТ развит повсеместно и подразделен на три подъяяруса (нижний, средний и верхний), выделение которых в Урало-Поволжье в целом затруднительно. Мощная толща фаменских образований сложена в основном известняками в разной степени доломитизированными и доломитами с включениями гипсов. По фациям и мощностям фаменских отложений наиболее четко прослеживаются ККСП, их борта и прилегающие участки сводов. Так, образования нижнего и среднего фамена в области сводов и их периферийных частей характеризуются карбонатным типом разреза, который распространен также и в местах развития рифоподобных построек в бортовых зонах ККСП. Во внутренних частях сводов установлен сульфатно-доломитово-известняковый тип разреза, а в депрессионных зонах ККП - кремнисто-глинисто-карбонатный битуминозный. Мощность отложений фаменского яруса изменяется от 35 до 530 м. Минимальные мощности имеют породы депрессионных фаций.
Обзорная структурная карта по кровле фаменского яруса
2 - рифовые массивы; границы зон RRCG: 3 - осевая; 4 - внутренняя бортовая; 5 - внешняя бортовая; 6 - залежи нефти в отложениях
фаменского яруса. Обозначения на карте, выборочно (цифры в кружках) крупные поднятия: 1 - Ромашкинский купол, 2 -Ковалинский выступ, прогибы Камско-Кинельской системы: 3 - Усть-Черемшанский, 4 - Нижнекамский, 5 — Актаныш-Чишминский
Карта типов разреза
(по А.К.Шельновой, 1966, В.В.Червиковой, 2009)
Схематический профиль по линии I-I
(Червикова В.В., Кафичева Т.В., 2009)
Схематический профиль по линии III-III (Червикова В.В., Кафичева Т.В., 2009)
Начиная с речицкого горизонта, карбонатная толща девона, а также отложения турнейского яруса и нижней части визейского яруса карбона участвуют в строении разнофациальных зон Камско-Кинельской системы прогибов. В формировании структур принимали участие тектонические и седиментационные факторы. В палеодепрессиях шел процесс некомпенсированного осадконакопления, и формировались темноокрашенные глубоководные отложения. В переходных зонах, обрамляющих относительно глубоководные участки, развивались рифогенные постройки. На окружающей территории, включая моноклинальные склоны и сводовые поднятия, в условиях мелководного шельфа отлагались нормальные карбонатные осадки.
С карбонатными отложениями девона связано около 4% от всего количества выявленных залежей. Верхнефранско-фаменский карбонатный комплекс содержит порово-трещинно-каверновые и трещинно-каверновые пласты семилукского горизонта: Дсм (1-3), порово-трещинные и каверново-трещинные коллекторы речицкого горизонта: Дмн (1-3), пористопроницаемые пласты Двр (1-6) воронежского горизонта, пласты евланово-ливенского Длв (1-5), задонского Дзд (1-3), Дел (1-6) елецкого горизонта, пласты Ддл (1-4) в данково-лебедянском и Дзв (1-6) - в заволжском горизонте.
Территория распространения залежей в среднефранско-фаменском карбонатном локально нефтеносном комплексе (III) совпадает с площадями интенсивного развития нефтеносности в терригенном девоне. Однако нефтеносность карбонатных отложений, как правило, носит локальный характер
Роль локальных флюидоупоров в отложениях комплекса выполняют пачки уплотненных заглинизированных карбонатов.
Залежи нефти среднефранско-фаменского карбонатного локально нефтеносного
комплекса
(карбонатного девона)
Нефтеносность карбонатных отложений девона
Карбонатный комплекс девона включает в себя отложения средне- и верхнефранского подъярусов и фаменского яруса.
Среднефранский подъярус D3fr2
(Российский надгоризонт - D3rs)
В составе среднефранского подъяруса выделены саргаевский и семилукский (доманиковый) горизонты.
Саргаевский горизонт (D3sr). Саргаевские отложения с небольшим перерывом залегают на тиманских отложениях и развиты практически повсеместно. Мощность отложений колеблется обычно от 1 до 92 м. На большей части территории Восточного Татарстана они представлены темно-серыми известняками, обычно битуминозными, иногда с прослоями мергелей. В западных и центральных районах саргаевский горизонт сложен серыми, местами битуминозными известняками с прослоями мергелей (Кукморский выступ) или небитуминозными известняками, мергелями и аргиллитами (Казанско-Кировский прогиб, западная часть Мелекесской впадины). Максимальные ее величины зафиксированы в зоне Казанско-Кировского прогиба.
Семилукский (доманиковый) горизонт (D3sm) на большей части территории представлен типично доманиковыми фациями - чередованием темноокрашенных битуминозных известняков, мергелей, аргиллитов и сланцев. В юго- и северо-восточной частях РТ преобладают известняки, на ЮТС большее значение приобретают горючие сланцы и мергели, а на западе (Казанско-Кировский прогиб) - аргиллиты и мергели. Восточные разрезы, в отличие от западных, характеризуются повышенной битуминозностью и значительным окремнением. Для западных разрезов, наряду с битуминозными и окремнелыми породами, характерны небитуминозные известняки, мергели и аргиллиты. Мощность горизонта изменяется от 10-15 до 50-75 м, наименьшие ее значения фиксируются в зоне Камско-Кинельских прогибов и центральной части Мелекесской впадины.
Верхнефранский подъярус D3fr3
(Донской надгоризонт - D3dn)
Верхнефранский подъярус включает речицкий (мендымский), воронежский и евланово-ливенский горизонты.
Речицкий (мендымский) горизонт (D3mn) на большей части РТ имеет двучленное строение. Нижняя часть горизонта представлена преимущественно известняками небитуминозными или слабо битуминозными. В верхней части развиты битуминозные известняки с прослоями мергелей и сланцев. Мощность образований изменяется от 8 до 203 м, максимальные мощности в пределах Казанско-Кировского прогиба..
Воронежский, евлановский и ливенский горизонты (D3vr-lv) выделяются на ЮТС и в прилегающих к нему районах восточной части Мелекесской впадины вплоть до границ ККСП. В пределах ККСП разрез, условно отвечающий воронежскому и евланово-ливенскому горизонтам, представлен единой структурно-фациальной толщей битуминозных глинистых, нередко окремнелых известняков с прослоями мергелей. Здесь доминируют кремнисто-глинисто-известковистые сланцы, чередующиеся с прослоями известняков и мергелей. В бортовых зонах прогиба, на фоне развития битуминозных пород доманикового облика, встречаются разрезы, где верхнефранские отложения представлены известняками сильно доломитизированными до перехода в доломиты. Общая мощность горизонтов изменяется от 3 до 318 м.
Фаменский ярус (D3fm) на территории РТ развит повсеместно и подразделен на три подъяяруса (нижний, средний и верхний), выделение которых в Урало-Поволжье в целом затруднительно. Мощная толща фаменских образований сложена в основном известняками в разной степени доломитизированными и доломитами с включениями гипсов. По фациям и мощностям фаменских отложений наиболее четко прослеживаются ККСП, их борта и прилегающие участки сводов. Так, образования нижнего и среднего фамена в области сводов и их периферийных частей характеризуются карбонатным типом разреза, который распространен также и в местах развития рифоподобных построек в бортовых зонах ККСП. Во внутренних частях сводов установлен сульфатно-доломитово-известняковый тип разреза, а в депрессионных зонах ККП - кремнисто-глинисто-карбонатный битуминозный. Мощность отложений фаменского яруса изменяется от 35 до 530 м. Минимальные мощности имеют породы депрессионных фаций.
Структурная карта по кровле фаменского яруса
(по Хисамову Р.С., Либерману В.Б. и др., 2010)
2 - рифоподобные массивы; границы зон ККСП: 3 - осевая; 4 - внутренняя бортовая; 5 - внешняя бортовая; 6 - залежи нефти в отложениях фаменского яруса.
Обозначения на карте, выборочно (цифры в кружках) крупные поднятия: 1 - Ромашкинский купол, 2 -Ковалинский выступ, прогибы Камско-Кинельской системы: 3 - Усть-Черемшанский, 4 - Нижнекамский, 5 — Актаныш-Чишминский
Начиная с речицкого горизонта, карбонатная толща девона, а также отложения турнейского яруса и нижней части визейского яруса карбона участвуют в строении разнофациальных зон Камско-Кинельской системы прогибов. В формировании структур принимали участие тектонические и седиментационные факторы. В палеодепрессиях шел процесс некомпенсированного осадконакопления и формировались темноокрашенные глубоководные отложения. В переходных зонах, обрамляющих относительно глубоководные участки, развивались рифогенные постройки. На окружающей территории, включая моноклинальные склоны и сводовые поднятия, в условиях мелководного шельфа отлагались нормальные карбонатные осадки.
С карбонатными отложениями девона связано около 4% от всего количества выявленных залежей. Верхнефранско-фаменский карбонатный комплекс содержит порово-трещинно-каверновые и трещинно-каверновые пласты семилукского горизонта: Дсм (1-3), порово-трещинные и каверново-трещинные коллекторы речицкого горизонта: Дмн (1-3), пористопроницаемые пласты Двр (1-6) воронежского горизонта, пласты евланово-ливенского Длв (1-5), задонского Дзд (1-3), Дел (1-6) елецкого горизонта, пласты Ддл (1-4) в данково-лебедянском и Дзв (1-6) - в заволжском горизонте.
Территория распространения залежей в среднефранско-фаменском карбонатном локально нефтеносном комплексе (III) совпадает с площадями интенсивного развития нефтеносности в терригенном девоне. Однако нефтеносность карбонатных отложений, как правило, носит локальный характер
Роль локальных флюидоупоров в отложениях комплекса выполняют пачки уплотненных заглинизированных карбонатов.
Залежи нефти среднефранско-фаменского карбонатного локально нефтеносного
комплекса
(карбонатного девона)
Нефтеносность терригенных и карбонатных отложений нижнего карбона
Каменноугольная система - С
Отложения карбона на территории РТ представлены всеми тремя отделами и распространены повсеместно, хотя и в разном стратиграфическом объеме. Каменноугольные отложения объединяют следующие ярусы: турнейский, визейский, серпуховский – нижний отдел; башкирский, московский – средний отдел; касимовский, гжельский – верхний отдел. Кроме двух уровней региональных стратиграфических пререрывов – на границе турнейского и визейского ярусов и на границе нижнего и среднего карбона – на полноте разрезов сказываются типы фаций (нижний карбон) и локальные размывы, имевшие место на структурно-приподнятых участках и в эрозионных врезах.
Нижний отдел С1
В основании каменноугольной системы залегает турнейский ярус, который расчленяется на два подъяруса: нижнетурнейский и верхнетурнейский. В нижнетурнейском подъярусе выделяется ханинский надгоризонт с гумеровским, малевским и упинским горизонтами, а в составе верхнетурнейского подъяруса – шуриновский надгоризонт, включающий черепетский и кизеловский горизонты. По структурно-фациальным признакам выделяются три генетических типа разрезов: сводовый, бортовой и депрессионный.
Структурная карта по кровле турнейского яруса
(по Хисамову Р.С., Либерману В.Б. и др., 2010)
Карта мощностей турнейского яруса
(по Хисамову Р.С., Либерману В.Б. и др., 2010)
1 - современные границы структур 1-го порядка; I - Южно-Татарский свод, II - Северо-Татарский свод. III - Мелекесская впадина. IV - Казанско-Кажимский авлакоген. V - Восточный склон Токмовского свода-прогибы Камско-Кинельской системы: 1 - Усть-Черемшанский, 2 - Нижнекамский, 3 - Актаныш-Чишминский,
4 - Буинский
Типы разрезов нижнего карбона за пределами Камско-Кинельской системы прогибов получили в Урало-Поволжье наименование сводовых. В Татарстане литолого-фациальные разновидности сводового и бортового типов разрезов впервые охарактеризованы А.К. Шельновой, А.Н. Желтовой, Е.А. Блудоровой (1966) и могут рассматриваться в качестве их подтипов.
Сводовый тип разреза включает акташский и приказанский подтипы. Из них акташский – карбонатный подтип – распространен на Южно-Татарском своде. На Северо-Татарском своде и в Казанско-Кировском прогибе выделяется приказанский подтип. От акташского подтипа он отличается неполным объемом турнейских образований, среди которых местами отсутствуют черепетский, упинский и повсеместно кизеловский горизонты.
Бортовой тип разреза подразделяется на билярский, саитовский и кабык-куперский подтипы. Из них первые два характерны для южного борта Камско-Кинельской системы прогибов, и последний – для северного. Разрезы билярского подтипа участвуют в строении внешней бортовой зоны, где широко развиты рифоподобные тела в подстилающих карбонатных отложениях девона. Они характеризуются резко увеличенной мощностью заволжского горизонта в составе верхнего фамена. Ближе к центру Камско-Кинельских прогибов возрастает мощность верхнетурнейских образований и появляются рифоподобные постройки турнейского возраста.
Кабык-куперский подтип разреза отличается от саитовского глинисто-карбонатным составом отложений и сокращенной их мощностью.
Депрессионный тип (сарайлинский подтип) разреза участвует в строении осевой зоны Камско-Кинельской системы прогибов и характеризуется следующими особенностями: резко сокращенной мощностью и повышенной глинистостью отложений, отсутствием кизеловского и частично черепетского горизонтов (?). Малевский и упинский горизонты сложены здесь пачкой переслаивания битуминозных известняков и аргиллитов. Мощность отложений колеблется от 13 до 30 м. Образования черепетского горизонта также представлены глинистыми породами “доманиковой фации” мощностью 30-40 м.
Малевский и упинский (C1ml-up) горизонты представлены в разрезах акташского и билярского подтипов серыми известняками. В разрезах саитовского подтипа появляются прослои аргиллитов, увеличивающиеся к осевой зоне Камско-Кинельских прогибов. В разрезах кабык-куперского и сарайлинского (депрессионного) подтипов отмечается переслаивание темно-серых, почти черных битуминозных известняков со сланцами и аргиллитами. Мощность отложений изменяется от 3 до 128 м.
Черепетский горизонт (C1cr) в разрезах акташского и билярского подтипов сложен глинистыми известняками, иногда более чистыми разностями. В разрезах саитовского подтипа преобладают известняки и аргиллиты, мощность отложений увеличена. Разрезы кабык-куперского подтипа включают аргиллиты и известняки, мощность отложений также увеличена. В разрезах сарайлинского (депрессионного) подтипа отмечаются темноцветные аргиллиты с прослоями известняков и алевролитов. Мощность горизонта колеблется от 2,5 до 185 м.
Кизеловский горизонт (C1kz) в разрезах акташского и билярского подтипов сложен известняками, прослоями глинистыми. Саитовский подтип представлен известняками с прослоями доломитов. Мощность отложений увеличена. В кабык-куперском подтипе развиты известняки, аргиллиты и мергели. В разрезах сарайлинского (депрессионного) подтипа кизеловский горизонт выделяется условно в составе пачки темно-серых аргиллитов с прослоями мергелей. Мощность горизонта изменяется от 2 до 198 м.
Соотношение структурно-генетических типов пород основных продуктивных карбонатных комплексов востока РТ по объему и по пористости Кп.
Известняки: 1 – раковинные песчаники, биоморфные, обломочные, комковатые; 2 – сгустковые;
3 – органогенно-детритовые и шламовые; 4 – комковатые; 5 - обломочные; 6 – сгустково-детритовые; 7 – фораминиферово-сгустковые с базальным цементом; 8 – комковато-фораминиферовые; 9 – известняки и доломиты кристаллически-зернистые
Сводный геолого-статистический разрез турнейских отложений западного склона ЮТС
(Мухаметшин Р.З., 1982)
Зависимости проницаемости от пористости и связанной воды от проницаемости для продуктивных отложений верхнетурнейского подъяруса - С1t, башкирского яруса - С2b и верейского горизонта - C2vr.
Месторождения: Нр - Нурлатское, МD - другие месторождения Мелекесской впадины (MD1 и MD2 - две группы)
Геолого-статистический разрез кизеловского горизонта Ромашкинского месторождения
(по Р.З.Мухаметшину).
1 – по керну, 2 – по ГИС для интервалов с керном, 3 – то же для всех интервалов, Дк – доля коллекторов, N – число скважин с керном, учтенным при построении кривой 1, n – общее число скважин с керном.Скз-1 – индекс зонального интервала (пласта)
Распределение доли коллекторов Дк в кизеловском горизонте турнейского яруса на площадях Ромашкинского месторождения (по Р.З.Мухаметшину)
в дифференциальном (толстая линия) и интегральном (тонкая линия) видах
Схема классификации залежей нефти основных продуктивных горизонтов в карбонатных комплексах РТ (по Р.З.Мухаметшину)
Геологический профильный разрез залежи 221 Ромашкинского месторождения (по Р.З.Мухаметшину)
Залежи нефти турнейского карбонатного регионально нефтеносного комплекса
Визейский ярус на территории Татарстана представлен кожимским и окским надгоризонтами. Развитию отложений визейского яруса на Русской платформе предшествовал региональный перерыв в осадконакоплении. Стратиграфическая амплитуда перерыва определяется налеганием подошвы визейских отложений (косьвинский горизонт) на различные подразделения турнейского яруса. Визейские отложения распространены на всей территории РТ, но не всегда присутствуют в полном объеме.
Терригенная толща нижнего карбона формировалась в завершающую стадию регрессии верхнедевонского морского бассейна, в период его максимального обмеления. На значительной площади возникали субконтинентальные условия. Морская обстановка сохранялась лишь на юго-востоке территории РТ. Новый трансгрессивный этап каменноугольного морского бассейна начался лишь в тульское время. Сложность обстановки формирования терригенной толщи нижнего карбона усугублялась и тектоническими движениями: продолжалось формирование ЮТС и завершалось -ККС прогибов. На склонах структур I и II порядка уже была сформирована часть структур III порядка, значительно осложнившие рельеф дна нижнекаменноугольного бассейна.
Карта рельефа поверхности визейского яруса
(по Хисамову Р.С., Либерману В.Б. и др., 2010)
I -ЮТС: Iа - западный склон; II - СТС: IIа – сводовая часть, IIв – юго-восточный склон; III - Мелекесская впадина; IV –восточный склон Токмовского свода, V – Казанско-Кировский прогиб, VI – Бирская седловина, VII – Верхнекамская впадина
Карта суммарных мощностей палеозоя от кровли фундамента до кровли тульского горизонта
(по Хисамову Р.С., Либерману В.Б. и др.)
1 - современные границы структур 1-го порядка. Палеосводы: А - Северо-Татарский. Палеопрогиб: Б - Казанско-Кажимский
Карта суммарных мощностей терригенных отложений визейского яруса
1 - современные границы структур 1-го порядка; 1 - Южно-Татарский свод. II - Северо-Татарский свод, III - Мелекесская впадина, IV - Казанско-Кажимский авлакоген, V - Восточный склон Токмовского свода; прогибы Камско-Кинельской системы: 1 - Усть-Черемшанский,
2 - Нижнекамский, 3 - Актаныш-Чишминский, 4 - Буинский
Основным по запасам нефти в терригенной толще нижнего карбона востока Татарстана является радаевско-бобриковский горизонт (С1rd+bb). Он имеет почти повсеместное распространение. Толщина его изменяется от 1 до 40-50 м и более. Максимальная толщина (100-180 м) горизонта отмечается в осевой части прогибов Камско-Кинельской системы (ККС), несколько меньшая - в пределах зон развития эрозионных врезов на западном и северном склонах Южно-Татарского свода (Мухаметшин Р.З., 1981; Мухаметшин Р.З. и др., 1983, 1985, 2000).
Карта мощностей бобриковского горизонта
1- современные границы структур 1-го порядка; I - Южно-Татарский свод. 11 - Северо-Татарский свод. III - Мелекесская впадина.
IV - Казанско-Кажимский авлакоген. V - Восточный склон Токмовскою свода: прогибы Камско-Кинельской системы: 1 - Усть-Черемшанский. 2 - Нижнекамский, 3 - Актаныш-Чншминский. 4 - Вуинский
Косьвинский (елховский) горизонт представлен в основном глинистыми породами и имеет площадное развитие на юго-востоке ЮТС. Песчано-алевритовые прослои редки, встречаются в пределах прогибов ККС.
Радаевско-бобриковский продуктивный горизонт отличается сложностью строения. В его состав входят отложения разного возраста: косьвинского (елховского), радаевского, бобриковского. Для него характерна не только частая прерывистость пластов-коллекторов, но и часто меняющаяся полнота разрезов вследствие размыва или стратиграфического выклинивания на склонах структур III порядка.
Пласты-коллекторы прослеживаются в основном на пониженных участках между структурами III порядка, выклиниваясь к их вершинам. Отлагавшиеся в бобриковско-радаевское время осадки в субконтинентальных условиях не претерпевали длительной транспортировки, поэтому отсортированность обломочного материала в них хуже, чем в мелководно-морских отложениях. Разнозернистый песчаный материал отлагался вместе с детритом обуглившихся растительных остатков и каолинитом — продуктом разрушения коры выветривания, что приводило к уменьшению порового пространства. Песчаники нижнего карбона, сформировавшиеся в мелководно-морских условиях, отличаются лучшей сортировкой и несколько лучшей окатанностью зерен. Для них характерны многочисленные сростки зерен, чаще в форме цепочек, иногда изогнутых, как и в песчаниках продуктивного пашийского горизонта, и меньшее содержание глинистого материала.
Продуктивные пласты представлены мономинеральными кварцевыми песчаниками в различной степени алевролитовыми и алевролитами песчаными. Содержание кварца составляет 95-99% состава породы, с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита, единичных зерен циркона. Из аутигенных минералов наибольшее распространение имеет вторичный кварц, кальцит и пирит, которые иногда образуют частые и крупные стяжения. Редко фиксируются сидерит, доломит, каолинит, еще реже - фосфорит, глауконит, и очень редко - ангидрит.
С учетом размера зерен, сортировки, укладки, строения порового пространства, развития вторичных процессов выделены следующие типы пород:
Все продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона, независимо от их возраста, слагаются литологически близкими породами, которые, согласно исследованиям, проведенным в ТатНИПИнефти (Т.Е.Данилова и др.), могут быть объединены в четыре основные группы:
Песчаники разно- и среднезернистые.
Песчаники мелкозернистые и их алевритовые разности.
Алевролиты крупнозернистые и их песчаные разности.
Алевролиты разнозернистые.
Песчаники и алевролиты уплотненные.
Алевролиты глинистые, связанные взаимопереходными разностями.
Анализируя емкостно-фильтрационные свойства всех типов пород, нужно отметить, что I, II и III типы образуют группу пород-коллекторов с высокими коллекторскими свойствами, IV и V типы - группу пород коллекторов с пониженными коллекторскими свойствами, VI тип – породы плотные, с низкими коллекторскими свойствами.
Распределение групп пород в сложении пропластков пласта ВвI радаевско-бобриковского горизонтов нижнего карбона по месторождениям РТ (по данным ТатНИПИнефть):
а) Ромашкинское, б) Ново-Елховское, в) юго-восточного склона ЮТС.
Группы пород: 1 – песчаники средне- и разнозернистые, 2 – песчаники мелкозернистые, 3 - алевролиты крупнозернистые, 4 – алевролиты разнозернистые и их глинистые разности
Породы с пористостью менее 14% и проницаемостью менее 60×10-3 мкм2 - это в основном алевролиты мелко- и разнозернистые и глинистые, а также сильно глинистые песчаники и алевролиты, содержащие остаточную воду свыше 30 %.
Породы с пористостью более 14% и проницаемостью свыше 60×10-3 мкм2 на 70-88% представлены песчаниками, а также алевролитами крупнозернистыми. Эта граница и принята на большинстве месторождений республики в качестве нижних пределов коллекторов.
Залежи нефти в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) относятся ко второму по значимости (после терригенного девона) нефтегазоносному комплексу. В его строении принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, прослои углей елховского (косьвинского), радаевского, бобриковского и тульского возраста преимущественно общей мощностью от 15 до 40 м. Частое переслаивание разных типов пород, фациальная пестрота и невыдержанность пластов-коллекторов в пространстве обусловили трудности при корреляции разрезов (особенно нижней, радаевско-бобриковской части), их расчленения и выделения объектов подсчета запасов нефти и эксплуатации.
В нормальных разрезах радаевско-бобриковского горизонта на месторождениях РТ выделяется пласт ВвI. Он имеет обычно одно-, двучленное, реже трехчленное строение, с пропластками, индексируемыми сверху вниз как ВвI3 , ВвI2 и ВвI1. Зоны слияния пропластков многочисленны и отмечаются на всей рассматриваемой территории. В разрезах сокращенной толщины обычно прослеживается только верхний пропласток пласта ВвI, а во врезах и в пределах прогибов ККС количество пластов или пропластков возрастает. На основных нефтеносных землях республики пласты не выдержаны и по площади, и по толщине и часто замещаются глинистыми породами. Форма залегания песчаных и алевропесчаных тел в основном линзовидная и полосообразная.
Условно принято считать, что пропласток ВвI3 имеет бобриковский возраст, а два нижних пропластка (ВвI2 и ВвI1) – радаевский. Объем пласта ВвI непостоянен. На западном склоне ЮТС в разрезах сокращенной толщины он представлен в большинстве скважин лишь одним либо двумя верхними пропластками, а нижний пропласток ВвI1 распространен спорадически. На территории Ромашкинского и Бавлинского месторождений и в пределах северного склона ЮТС пласт ВвI имеет широкое площадное распространение и представлен одним или двумя пропластками, редко - тремя и лишь на отдельных участках замещен глинистыми породами. Форма залегания песчаных тел в целом разнообразна: линзовидная, полосообразная и площадная. Толщина пласта ВвI здесь изменяется, как правило, от 1 до 8-10 м, возрастая в зонах развития эрозионных врезов. Зоны слияния среднего пропластка ВвI2 с вышележащим пропластком ВвI3 наиболее часто встречаются на северном склоне (в 20-55% разрезов скважин, по М.И.Мороко), где они образуют монолитные пласты толщиной до 10-15 м, тогда как на остальной территории ЮТС такое наблюдается лишь в 10-15% разрезов, вскрывших оба пропластка.
Фрагмент карты разработки залежи № 8 радаевско-бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения (по Р.Х.Муслимову, 2003)
Резко увеличенная мощность радаевско-бобриковских отложений в зонах так называемых эрозионных врезов (Мухаметшин Р.З., 1981; Мухаметшин Р.З. и др., 1983, 1985, 2000) является важнейшей особенностью геологического строения продуктивных отложений нижнего карбона, выявленной в процессе промышленного освоения месторождений восточного борта Мелекесской впадины, западного склона Южно-Татарского свода, а также северных площадей Ромашкинского месторождения (Ташлиярской, Сармановской, Чишминской). С разрезами эрозионного типа связаны наибольшее число пластов (до 4-5 и более) и их максимальная суммарная эффективная толщина (до 33-37 м и даже более).
Впервые эрозионный тип разреза ТТНК в республике задокументирован в 1952 г. (В.И.Троепольский - скв.7 Аксубаевская, МВ; А.П.Блудоров - скв.41 Сулеевская, ЮТС). Имеется несколько точек зрения на природу этого явления. Одни исследователи (А.А.Губайдуллин, Л.З.Аминов, 1974; Е.Д.Войтович, А.К.Шельнова, 1976 и др.) связывали образование врезов с эрозионно-карстовыми процессами. Подобная трактовка, на наш взгляд, была обусловлена в первую очередь недостаточной разбуренностью территории и фрагментарностью информации.
Другие считали (И.С.Гутман, 1973), что эрозионные врезы нижнего карбона - это обусловленный тектоникой интенсивный размыв турнейских отложений в пределах отдельных блоков в процессе елховско-радаевской регрессии.
Необоснованность подобного утверждения подчеркнута самими авторами. Так, Южно-Нурлатская структура диаметром около 2 км представлялась разбитой разломами на множество тектонических блоков (И.С.Гутман и др., 1987). Однако в то же время отмечался жесткий водонапорный природный режим для залежи нефти, связанной с песчаными пластами радаевско-бобриковского горизонтов, тогда как наличие тектонических разломов, или экранов, неизбежно должно было бы приводить к гидродинамической обособленности отдельных блоков.
Карта нижнекаменноугольных врезов запада Южно-Татарского свода (I) и востока Мелекесской впадины (II) (по состоянию на 1980 г.).
Границы: 1 – основных тектонических элементов,
2 – внешнего борта Камско-Кинельской системы прогибов,
3 – Аксубаевской палеовершины, 4 – эрозионных врезов; 5 – линия геологического профиля; 6 – локальные поднятия; 7 - скважины, вскрывшие терригенные породы внутри турнейской карбонатной толщи
Геологический профиль радаевско-бобриковских отложений нижнего карбона вкрест простирания палеорусла на залежи
№ 31 (блок VII) Ромашкинского месторождения.
1, 2 – песчаники и пески соответственно нефтенасыщенные и водоносные; 3 – известняки,4 – аргиллиты и глинистые непроницаемые породы; 5 - угли и углисто-глинистые породы; 6 – размыв елховско-турнейских отложений; 7 – интервал перфорации
Очевидно, было несколько этапов проявления донной эрозии. Как показал фациальный анализ (Г.И.Васясин и др., 1974), условия для деятельности водных потоков существовали не только в предбобриковское и предъелховское время, но и в конце черепетского, упинского, малевского и даже заволжского времени. Следует отметить, что масштабность проявления процессов увеличивалась во времени, соответственно возрастала и площадь размыва турнейских карбонатных образований.
Из принципа индексации пластов в эрозионных врезах (сверху вниз - Вв01, Вв02 и т.д.) следует, что число пластов и их суммарная толщина зависят в первую очередь от глубины размыва елховско-турнейского ложа, достигающей 50—60 м и более. По-видимому, каждый пласт зоны Вв0 формировался в конце ритма осадконакопления и приурочен к определенному зональному интервалу. Так, верхний пласт Вв01 появляется в разрезе на уровне кровли кизеловского горизонта, пласт Вв02 расположен вблизи размытой поверхности черепетского горизонта, а пласт Вв03 находится на уровне реперной пачки С1-3 и т.д. Таким образом, при детальной корреляции и индексации дополнительных пластов необходимо принимать во внимание стратиграфический уровень их залегания.
Схема расчленения и корреляции разрезов нижнекаменноугольных отложений и индексации терригенных пластов (Р.З.Мухаметшин, 2006)
Схема корреляции разрезов нижнего карбона Шегурчинского месторождения (западный склон ЮТС).
1 – песчаники, 2 – алевролиты, 3 – известняки, 4 – аргиллиты и глинистые мелкозернистые алевролиты, 5 – угли и углисто-глинистые сланцы,6 – глинистость, 7- эрозионная поверхность
Карта нижнекаменноугольных врезов (фрагмент) на севере Ромашкинского месторождения (охватывает частично Сармановскую, Ташлиярскую и Чишминскую эксплуатационные площади).
1 - границы эрозионных врезов; скважины, вскрывшие: 2 - нормальные и эрозионные типы разрезов, 3 – «нераспечатанные» палеорусла в турнейской толще
Дифференцированная модель тульско-бобриковско-радаевского объекта разработки Тавельского месторождения
(Северо-Тавельский участок).
Пласты присутствующие в разрезе: 1-13 – Т-3, Т-2 и Т-1 тульского горизонта и ВвI бобриковско-радаевского горизонтов в различных сочетаниях; 14 - Вв01; 15 – Вв02 и Вв03; границы: 6 – нефтеносности, 17 – зоны отсутствия коллекторов, 18 – рукавообразной эрозионной зоны
Верхний горизонт ТТНК имеет тульский возраст (C1tl) и распространен повсеместно. Мощность его на востоке Татарстана изменяется от 9 до 40 м, причем максимальные значения отмечаются в осевой части Усть-Черемшанского и Нижнекамского прогибов ККС. В составе тульского горизонта установлено четыре продуктивных пласта (сверху вниз): Т-4, Т-3, Т-2 и Т-1. Область развития алевропесчаных пород охватывает склоны ЮТС, значительно меньше (спорадически) - восточный борт МВ. На вершине ЮТС и в пределах восточного и юго-восточного его склонов пласты-коллекторы, как правило, замещены плотными глинистыми, глинисто-карбонатными и карбонатными породами.
Характерной особенностью тульского продуктивного горизонта является изолированность всех четырех пластов друг от друга. Они разделяются хорошо выдержанными в пространстве глинистыми и глинисто-карбонатными пачками пород. Участки слияния одного пласта с другим крайне редки и встречаются на западном склоне ЮТС, где, очевидно, эрозионная деятельность обусловила размыв реперной пачки «тульский известняк» и слияние в части скважин верхних пластов Т-3 и Т-4. В остальных случаях практически полное отсутствие гидродинамической связи между пластами делает необходимым рассматривать каждый из них как самостоятельный объект воздействия при разработке многопластовых залежей нефти.
Разделяющие пласты пачки глинистых и глинисто-карбонатных пород выдержаны по площади и их толщина, как правило, около 3-4 м. Наиболее широко распространен и обладает хорошими коллекторскими свойствами пласт С1-тл-2.
Покрышкой в третьем нефтегазоносном комплексе служат тульские глины. Толщина тульских карбонатно-глинистых отложений изменяется от 4 до 45 м. Региональное уменьшение толщины покрышки происходит в направлении с юго-востока территории к осевым зонам Нижнекамского и Усть-Черемшанского прогибов.
Нижний пласт Т-1 расположен в средней части нижней аргиллитовой пачки тульского горизонта и развит преимущественно в северо-восточной части Татарстана, на остальной же территории он встречен в единичных скважинах. Толщина пласта составляет обычно первые метры. В подошвенной части нижней аргиллитовой пачки иногда встречается пласт алевропесчаников, содержащий характерный для тульского горизонта споро-пыльцевой комплекс и ранее индексируемый как Т-11. Последний на основании частого слияния его с нижележащими пропластками бобриковского или радаевского возраста и наличием для рассматриваемых пластов единого ВНК и по предложению И.С.Гутмана (1982 г.) под индексом ВвII отнесен к радаевско-бобриковскому объекту поисково-разведочных работ и эксплуатации.
Пласт Т-2 распространен наиболее широко и является одним из основных объектов разработки. Он залегает в средней аргиллитовой пачке тульского горизонта и нередко представлен двумя прослоями. Площадное развитие его наблюдается в прогибах ККС, за пределами которого пласт распространен в виде полос и отдельных линз. Толщина его изменяется от 1,5 до 6 м.
Пласт Т-3 залегает под реперной пачкой «тульский известняк». Как и вышележащий пласт Т-4, пласт Т-3 имеет наиболее широкое развитие на северном склоне ЮТС и в пределах прогибов ККС. На западе Южно-Татарского свода и на восточном борту Мелекесской впадины пласт Т-3 встречается редко, часто замещен глинистыми породами. Форма залегания песчаных тел в основном линзовидная и полосообразная. Толщина его колеблется от 1 до 3 м, редко достигает 5 м. На крыльях некоторых локальных поднятий и в прогибах между ними происходит увеличение толщины пласта, а в их купольной части он может отсутствовать вследствие замещения или (реже) выклинивания (А.А.Губайдуллин и др., 1980).
Верхний пласт Т-4 залегает непосредственно под известняками алексинского горизонта и имеет обычно монолитное строение. Зона его развития приурочена к северному, северо-западному склонам ЮТС и к юго-восточному склону СТС, а также к восточном борту МВ, где пласт Т-4 имеет ограниченное развитие и также обычно водоносен. В то же время песчаники в этой части разреза могут быть и нефтенасыщенными (месторождения северного и западного склонов ЮТС). Продуктивные коллекторы образуют линзы, полосовидные тела, реже наблюдается их площадное распространение. Толщина пласта Т-4 изменяется от 1.5-5 до 8-15 м, достигая 18-22 м
Продуктивные пласты, как бобриковского, так и тульского горизонтов, сложены всеми вышеописанными разностями пород. Соотношение вышеописанных типов пород в продуктивных пластах определяет емкостно-фильтрационные свойства отдельных пластов.
Залежи нефти в терригенных отложениях нижнего карбона, являющихся вторым (после терригенного девона) по значимости нефтегазоносным комплексом, весьма многочисленны ( 300) и имеют широкое распространение преимущественно в юго-восточном сегменте РТ – на Южно-Татарском своде (как на вершине – Ромашкинское месторождение, так и на его склонах) и востоке Мелекесской впадины.
Таким образом, в нормальных разрезах терригенной толщи нижнего карбона установлено три стратиграфических продуктивных горизонта, пласты которых резко отличаются друг от друга по строению, площади развития пород-коллекторов и образуют два объекта поисково-разведочных работ и разработки. Исходя из приведенной краткой характеристики, можно заключить, что разновозрастный радаевско-бобриковский продуктивный горизонт характеризуется значительной сложностью строения, большой фациальной изменчивостью и существованием гидродинамической связи между пластами.
Залежи нефти визейского терригенного регионально нефтеносного комплекса
Лекция 6
Нефтеносность карбонатных отложений девона
Карбонатный комплекс девона включает в себя отложения средне- и верхнефранского подъярусов и фаменского яруса.
Среднефранский подъярус D3fr2
(Российский надгоризонт - D3rs)
В составе среднефранского подъяруса выделены саргаевский и семилукский (доманиковый) горизонты.
Саргаевский горизонт (D3sr). Саргаевские отложения с небольшим перерывом залегают на тиманских отложениях и развиты практически повсеместно. Мощность отложений колеблется обычно от 1 до 92 м. На большей части территории Восточного Татарстана они представлены темно-серыми известняками, обычно битуминозными, иногда с прослоями мергелей. В западных и центральных районах саргаевский горизонт сложен серыми, местами битуминозными известняками с прослоями мергелей (Кукморский выступ) или небитуминозными известняками, мергелями и аргиллитами (Казанско-Кировский прогиб, западная часть Мелекесской впадины). Максимальные ее величины зафиксированы в зоне Казанско-Кировского прогиба.
Семилукский (доманиковый) горизонт (D3sm) на большей части территории представлен типично доманиковыми фациями - чередованием темноокрашенных битуминозных известняков, мергелей, аргиллитов и сланцев. В юго- и северо-восточной частях РТ преобладают известняки, на ЮТС большее значение приобретают горючие сланцы и мергели, а на западе (Казанско-Кировский прогиб) - аргиллиты и мергели. Восточные разрезы, в отличие от западных, характеризуются повышенной битуминозностью и значительным окремнением. Для западных разрезов, наряду с битуминозными и окремнелыми породами, характерны небитуминозные известняки, мергели и аргиллиты. Мощность горизонта изменяется от 10-15 до 50-75 м, наименьшие ее значения фиксируются в зоне Камско-Кинельских прогибов и центральной части Мелекесской впадины.
Верхнефранский подъярус D3fr3
(Донской надгоризонт - D3dn)
Верхнефранский подъярус включает речицкий (мендымский), воронежский и евланово-ливенский горизонты.
Речицкий (мендымский) горизонт (D3mn) на большей части РТ имеет двучленное строение. Нижняя часть горизонта представлена преимущественно известняками небитуминозными или слабо битуминозными. В верхней части развиты битуминозные известняки с прослоями мергелей и сланцев. Мощность образований изменяется от 8 до 203 м, максимальные мощности в пределах Казанско-Кировского прогиба.
Воронежский, евлановский и ливенский горизонты (D3vr-lv) выделяются на ЮТС и в прилегающих к нему районах восточной части Мелекесской впадины вплоть до границ ККСП. В пределах ККСП разрез, условно отвечающий воронежскому и евланово-ливенскому горизонтам, представлен единой структурно-фациальной толщей битуминозных глинистых, нередко окремнелых известняков с прослоями мергелей. Здесь доминируют кремнисто-глинисто-известковистые сланцы, чередующиеся с прослоями известняков и мергелей. В бортовых зонах прогиба, на фоне развития битуминозных пород доманикового облика, встречаются разрезы, где верхнефранские отложения представлены известняками сильно доломитизированными до перехода в доломиты. Общая мощность горизонтов изменяется от 3 до 318 м.
Фаменский ярус (D3fm) на территории РТ развит повсеместно и подразделен на три подъяяруса (нижний, средний и верхний), выделение которых в Урало-Поволжье в целом затруднительно. Мощная толща фаменских образований сложена в основном известняками в разной степени доломитизированными и доломитами с включениями гипсов. По фациям и мощностям фаменских отложений наиболее четко прослеживаются ККСП, их борта и прилегающие участки сводов. Так, образования нижнего и среднего фамена в области сводов и их периферийных частей характеризуются карбонатным типом разреза, который распространен также и в местах развития рифоподобных построек в бортовых зонах ККСП. Во внутренних частях сводов установлен сульфатно-доломитово-известняковый тип разреза, а в депрессионных зонах ККП - кремнисто-глинисто-карбонатный битуминозный. Мощность отложений фаменского яруса изменяется от 35 до 530 м. Минимальные мощности имеют породы депрессионных фаций.
Структурная карта по кровле фаменского яруса
(по Хисамову Р.С., Либерману В.Б. и др., 2010)
2 - рифоподобные массивы; границы зон ККСП: 3 - осевая; 4 - внутренняя бортовая; 5 - внешняя бортовая; 6 - залежи нефти в отложениях фаменского яруса.
Обозначения на карте, выборочно (цифры в кружках) крупные поднятия: 1 - Ромашкинский купол, 2 -Ковалинский выступ, прогибы Камско-Кинельской системы: 3 - Усть-Черемшанский, 4 - Нижнекамский, 5 — Актаныш-Чишминский
Начиная с речицкого горизонта, карбонатная толща девона, а также отложения турнейского яруса и нижней части визейского яруса карбона участвуют в строении разнофациальных зон Камско-Кинельской системы прогибов. В формировании структур принимали участие тектонические и седиментационные факторы. В палеодепрессиях шел процесс некомпенсированного осадконакопления и формировались темноокрашенные глубоководные отложения. В переходных зонах, обрамляющих относительно глубоководные участки, развивались рифогенные постройки. На окружающей территории, включая моноклинальные склоны и сводовые поднятия, в условиях мелководного шельфа отлагались нормальные карбонатные осадки.
С карбонатными отложениями девона связано около 4% от всего количества выявленных залежей. Верхнефранско-фаменский карбонатный комплекс содержит порово-трещинно-каверновые и трещинно-каверновые пласты семилукского горизонта: Дсм (1-3), порово-трещинные и каверново-трещинные коллекторы речицкого горизонта: Дмн (1-3), пористопроницаемые пласты Двр (1-6) воронежского горизонта, пласты евланово-ливенского Длв (1-5), задонского Дзд (1-3), Дел (1-6) елецкого горизонта, пласты Ддл (1-4) в данково-лебедянском и Дзв (1-6) - в заволжском горизонте.
Территория распространения залежей в среднефранско-фаменском карбонатном локально нефтеносном комплексе (III) совпадает с площадями интенсивного развития нефтеносности в терригенном девоне. Однако нефтеносность карбонатных отложений, как правило, носит локальный характер
Роль локальных флюидоупоров в отложениях комплекса выполняют пачки уплотненных заглинизированных карбонатов.
Залежи нефти среднефранско-фаменского карбонатного локально нефтеносного комплекса (карбонатного девона)
Нефтеносность терригенных и карбонатных отложений нижнего карбона
Каменноугольная система - С
Отложения карбона на территории РТ представлены всеми тремя отделами и распространены повсеместно, хотя и в разном стратиграфическом объеме. Каменноугольные отложения объединяют следующие ярусы: турнейский, визейский, серпуховский – нижний отдел; башкирский, московский – средний отдел; касимовский, гжельский – верхний отдел. Кроме двух уровней региональных стратиграфических пререрывов – на границе турнейского и визейского ярусов и на границе нижнего и среднего карбона – на полноте разрезов сказываются типы фаций (нижний карбон) и локальные размывы, имевшие место на структурно-приподнятых участках и в эрозионных врезах.
Нижний отдел С1
В основании каменноугольной системы залегает турнейский ярус, который расчленяется на два подъяруса: нижнетурнейский и верхнетурнейский. В нижнетурнейском подъярусе выделяется ханинский надгоризонт с гумеровским, малевским и упинским горизонтами, а в составе верхнетурнейского подъяруса – шуриновский надгоризонт, включающий черепетский и кизеловский горизонты. По структурно-фациальным признакам выделяются три генетических типа разрезов: сводовый, бортовой и депрессионный.
Типы разрезов нижнего карбона за пределами Камско-Кинельской системы прогибов получили в Урало-Поволжье наименование сводовых. В Татарстане литолого-фациальные разновидности сводового и бортового типов разрезов впервые охарактеризованы А.К. Шельновой, А.Н. Желтовой, Е.А. Блудоровой (1966) и могут рассматриваться в качестве их подтипов.
Сводовый тип разреза включает акташский и приказанский подтипы. Из них акташский – карбонатный подтип – распространен на Южно-Татарском своде. На Северо-Татарском своде и в Казанско-Кировском прогибе выделяется приказанский подтип. От акташского подтипа он отличается неполным объемом турнейских образований, среди которых местами отсутствуют черепетский, упинский и повсеместно кизеловский горизонты.
Бортовой тип разреза подразделяется на билярский, саитовский и кабык-куперский подтипы. Из них первые два характерны для южного борта Камско-Кинельской системы прогибов, и последний – для северного. Разрезы билярского подтипа участвуют в строении внешней бортовой зоны, где широко развиты рифоподобные тела в подстилающих карбонатных отложениях девона. Они характеризуются резко увеличенной мощностью заволжского горизонта в составе верхнего фамена. Ближе к центру Камско-Кинельских прогибов возрастает мощность верхнетурнейских образований и появляются рифоподобные постройки турнейского возраста.
Кабык-куперский подтип разреза отличается от саитовского глинисто-карбонатным составом отложений и сокращенной их мощностью.
Депрессионный тип (сарайлинский подтип) разреза участвует в строении осевой зоны Камско-Кинельской системы прогибов и характеризуется следующими особенностями: резко сокращенной мощностью и повышенной глинистостью отложений, отсутствием кизеловского и частично черепетского горизонтов (?). Малевский и упинский горизонты сложены здесь пачкой переслаивания битуминозных известняков и аргиллитов. Мощность отложений колеблется от 13 до 30 м. Образования черепетского горизонта также представлены глинистыми породами “доманиковой фации” мощностью 30-40 м.
Малевский и упинский (C1ml-up) горизонты представлены в разрезах акташского и билярского подтипов серыми известняками. В разрезах саитовского подтипа появляются прослои аргиллитов, увеличивающиеся к осевой зоне Камско-Кинельских прогибов. В разрезах кабык-куперского и сарайлинского (депрессионного) подтипов отмечается переслаивание темно-серых, почти черных битуминозных известняков со сланцами и аргиллитами. Мощность отложений изменяется от 3 до 128 м.
Черепетский горизонт (C1cr) в разрезах акташского и билярского подтипов сложен глинистыми известняками, иногда более чистыми разностями. В разрезах саитовского подтипа преобладают известняки и аргиллиты, мощность отложений увеличена. Разрезы кабык-куперского подтипа включают аргиллиты и известняки, мощность отложений также увеличена. В разрезах сарайлинского (депрессионного) подтипа отмечаются темноцветные аргиллиты с прослоями известняков и алевролитов. Мощность горизонта колеблется от 2,5 до 185 м.
Кизеловский горизонт (C1kz) в разрезах акташского и билярского подтипов сложен известняками, прослоями глинистыми. Саитовский подтип представлен известняками с прослоями доломитов. Мощность отложений увеличена. В кабык-куперском подтипе развиты известняки, аргиллиты и мергели. В разрезах сарайлинского (депрессионного) подтипа кизеловский горизонт выделяется условно в составе пачки темно-серых аргиллитов с прослоями мергелей. Мощность горизонта изменяется от 2 до 198 м.
Соотношение структурно-генетических типов пород основных продуктивных карбонатных комплексов востока РТ по объему и по пористости Кп.
Известняки: 1 – раковинные песчаники, биоморфные, обломочные, комковатые; 2 – сгустковые;
3 – органогенно-детритовые и шламовые; 4 – комковатые; 5 - обломочные; 6 – сгустково-детритовые; 7 – фораминиферово-сгустковые с базальным цементом; 8 – комковато-фораминиферовые; 9 – известняки и доломиты кристаллически-зернистые
Зависимости проницаемости от пористости и связанной воды от проницаемости для продуктивных отложений верхнетурнейского подъяруса - С1t, башкирского яруса - С2b и верейского горизонта - C2vr.
Месторождения: Нр - Нурлатское, МD - другие месторождения Мелекесской впадины (MD1 и MD2 - две группы)
Геолого-статистический разрез кизеловского горизонта Ромашкинского месторождения
(по Р.З.Мухаметшину).
1 – по керну, 2 – по ГИС для интервалов с керном, 3 – то же для всех интервалов, Дк – доля коллекторов, N – число скважин с керном, учтенным при построении кривой 1, n – общее число скважин с керном.Скз-1 – индекс зонального интервала (пласта)
Распределение доли коллекторов Дк в кизеловском горизонте турнейского яруса на площадях Ромашкинского месторождения (по Р.З.Мухаметшину)
в дифференциальном (толстая линия) и интегральном (тонкая линия) видах
Схема классификации залежей нефти основных продуктивных горизонтов в карбонатных комплексах РТ (по Р.З.Мухаметшину)
Геологический профильный разрез залежи 221 Ромашкинского месторождения (по Р.З.Мухаметшину)
Залежи нефти турнейского карбонатного регионально нефтеносного комплекса
Визейский ярус на территории Татарстана представлен кожимским и окским надгоризонтами. Развитию отложений визейского яруса на Русской платформе предшествовал региональный перерыв в осадконакоплении. Стратиграфическая амплитуда перерыва определяется налеганием подошвы визейских отложений (косьвинский горизонт) на различные подразделения турнейского яруса. Визейские отложения распространены на всей территории РТ, но не всегда присутствуют в полном объеме.
Терригенная толща нижнего карбона формировалась в завершающую стадию регрессии верхнедевонского морского бассейна, в период его максимального обмеления. На значительной площади возникали субконтинентальные условия. Морская обстановка сохранялась лишь на юго-востоке территории РТ. Новый трансгрессивный этап каменноугольного морского бассейна начался лишь в тульское время. Сложность обстановки формирования терригенной толщи нижнего карбона усугублялась и тектоническими движениями: продолжалось формирование ЮТС и завершалось -ККС прогибов. На склонах структур I и II порядка уже была сформирована часть структур III порядка, значительно осложнившие рельеф дна нижнекаменноугольного бассейна.
Карта рельефа поверхности визейского яруса
(по Хисамову Р.С., Либерману В.Б. и др., 2010)
I -ЮТС: Iа - западный склон; II - СТС: IIа – сводовая часть, IIв – юго-восточный склон; III - Мелекесская впадина; IV –восточный склон Токмовского свода, V – Казанско-Кировский прогиб, VI – Бирская седловина, VII – Верхнекамская впадина
Карта суммарных мощностей палеозоя от кровли фундамента до кровли тульского горизонта
(по Хисамову Р.С., Либерману В.Б. и др.)
1 - современные границы структур 1-го порядка. Палеосводы: А - Северо-Татарский. Палеопрогиб: Б - Казанско-Кажимский
Карта суммарных мощностей терригенных отложений визейского яруса
1 - современные границы структур 1-го порядка; 1 - Южно-Татарский свод. II - Северо-Татарский свод, III - Мелекесская впадина, IV - Казанско-Кажимский авлакоген, V - Восточный склон Токмовского свода; прогибы Камско-Кинельской системы: 1 - Усть-Черемшанский,
2 - Нижнекамский, 3 - Актаныш-Чишминский, 4 - Буинский
Основным по запасам нефти в терригенной толще нижнего карбона востока Татарстана является радаевско-бобриковский горизонт (С1rd+bb). Он имеет почти повсеместное распространение. Толщина его изменяется от 1 до 40-50 м и более. Максимальная толщина (100-180 м) горизонта отмечается в осевой части прогибов Камско-Кинельской системы (ККС), несколько меньшая - в пределах зон развития эрозионных врезов на западном и северном склонах Южно-Татарского свода (Мухаметшин Р.З., 1981; Мухаметшин Р.З. и др., 1983, 1985, 2000).
Карта мощностей бобриковского горизонта
1- современные границы структур 1-го порядка; I - Южно-Татарский свод. 11 - Северо-Татарский свод. III - Мелекесская впадина.
IV - Казанско-Кажимский авлакоген. V - Восточный склон Токмовскою свода: прогибы Камско-Кинельской системы: 1 - Усть-Черемшанский. 2 - Нижнекамский, 3 - Актаныш-Чншминский. 4 - Вуинский
Косьвинский (елховский) горизонт представлен в основном глинистыми породами и имеет площадное развитие на юго-востоке ЮТС. Песчано-алевритовые прослои редки, встречаются в пределах прогибов ККС.
Радаевско-бобриковский продуктивный горизонт отличается сложностью строения. В его состав входят отложения разного возраста: косьвинского (елховского), радаевского, бобриковского. Для него характерна не только частая прерывистость пластов-коллекторов, но и часто меняющаяся полнота разрезов вследствие размыва или стратиграфического выклинивания на склонах структур III порядка.
Пласты-коллекторы прослеживаются в основном на пониженных участках между структурами III порядка, выклиниваясь к их вершинам. Отлагавшиеся в бобриковско-радаевское время осадки в субконтинентальных условиях не претерпевали длительной транспортировки, поэтому отсортированность обломочного материала в них хуже, чем в мелководно-морских отложениях. Разнозернистый песчаный материал отлагался вместе с детритом обуглившихся растительных остатков и каолинитом — продуктом разрушения коры выветривания, что приводило к уменьшению порового пространства. Песчаники нижнего карбона, сформировавшиеся в мелководно-морских условиях, отличаются лучшей сортировкой и несколько лучшей окатанностью зерен. Для них характерны многочисленные сростки зерен, чаще в форме цепочек, иногда изогнутых, как и в песчаниках продуктивного пашийского горизонта, и меньшее содержание глинистого материала.
Лекция 7
Продуктивные пласты представлены мономинеральными кварцевыми песчаниками в различной степени алевролитовыми и алевролитами песчаными. Содержание кварца составляет 95-99% состава породы, с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита, единичных зерен циркона. Из аутигенных минералов наибольшее распространение имеет вторичный кварц, кальцит и пирит, которые иногда образуют частые и крупные стяжения. Редко фиксируются сидерит, доломит, каолинит, еще реже - фосфорит, глауконит, и очень редко - ангидрит.
С учетом размера зерен, сортировки, укладки, строения порового пространства, развития вторичных процессов выделены следующие типы пород:
Все продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона, независимо от их возраста, слагаются литологически близкими породами, которые, согласно исследованиям, проведенным в ТатНИПИнефти (Т.Е.Данилова и др.), могут быть объединены в четыре основные группы:
Анализируя емкостно-фильтрационные свойства всех типов пород, нужно отметить, что I, II и III типы образуют группу пород-коллекторов с высокими коллекторскими свойствами, IV и V типы - группу пород коллекторов с пониженными коллекторскими свойствами, VI тип – породы плотные, с низкими коллекторскими свойствами.
Породы с пористостью менее 14% и проницаемостью менее 60×10-3 мкм2 - это в основном алевролиты мелко- и разнозернистые и глинистые, а также сильно глинистые песчаники и алевролиты, содержащие остаточную воду свыше 30 %.
Породы с пористостью более 14% и проницаемостью свыше 60×10-3 мкм2 на 70-88% представлены песчаниками, а также алевролитами крупнозернистыми. Эта граница и принята на большинстве месторождений республики в качестве нижних пределов коллекторов.
Залежи нефти в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) относятся ко второму по значимости (после терригенного девона) нефтегазоносному комплексу. В его строении принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, прослои углей елховского (косьвинского), радаевского, бобриковского и тульского возраста преимущественно общей мощностью от 15 до 40 м. Частое переслаивание разных типов пород, фациальная пестрота и невыдержанность пластов-коллекторов в пространстве обусловили трудности при корреляции разрезов (особенно нижней, радаевско-бобриковской части), их расчленения и выделения объектов подсчета запасов нефти и эксплуатации.
В нормальных разрезах радаевско-бобриковского горизонта на месторождениях РТ выделяется пласт ВвI. Он имеет обычно одно-, двучленное, реже трехчленное строение, с пропластками, индексируемыми сверху вниз как ВвI3 , ВвI2 и ВвI1. Зоны слияния пропластков многочисленны и отмечаются на всей рассматриваемой территории. В разрезах сокращенной толщины обычно прослеживается только верхний пропласток пласта ВвI, а во врезах и в пределах прогибов ККС количество пластов или пропластков возрастает. На основных нефтеносных землях республики пласты не выдержаны и по площади, и по толщине и часто замещаются глинистыми породами. Форма залегания песчаных и алевропесчаных тел в основном линзовидная и полосообразная.
Условно принято считать, что пропласток ВвI3 имеет бобриковский возраст, а два нижних пропластка (ВвI2 и ВвI1) – радаевский. Объем пласта ВвI непостоянен. На западном склоне ЮТС в разрезах сокращенной толщины он представлен в большинстве скважин лишь одним либо двумя верхними пропластками, а нижний пропласток ВвI1 распространен спорадически. На территории Ромашкинского и Бавлинского месторождений и в пределах северного склона ЮТС пласт ВвI имеет широкое площадное распространение и представлен одним или двумя пропластками, редко - тремя и лишь на отдельных участках замещен глинистыми породами. Форма залегания песчаных тел в целом разнообразна: линзовидная, полосообразная и площадная. Толщина пласта ВвI здесь изменяется, как правило, от 1 до 8-10 м, возрастая в зонах развития эрозионных врезов. Зоны слияния среднего пропластка ВвI2 с вышележащим пропластком ВвI3 наиболее часто встречаются на северном склоне (в 20-55% разрезов скважин, по М.И.Мороко), где они образуют монолитные пласты толщиной до 10-15 м, тогда как на остальной территории ЮТС такое наблюдается лишь в 10-15% разрезов, вскрывших оба пропластка.
Резко увеличенная мощность радаевско-бобриковских отложений в зонах так называемых эрозионных врезов (Мухаметшин Р.З., 1981; Мухаметшин Р.З. и др., 1983, 1985, 2000) является важнейшей особенностью геологического строения продуктивных отложений нижнего карбона, выявленной в процессе промышленного освоения месторождений восточного борта Мелекесской впадины, западного склона Южно-Татарского свода, а также северных площадей Ромашкинского месторождения (Ташлиярской, Сармановской, Чишминской). С разрезами эрозионного типа связаны наибольшее число пластов (до 4-5 и более) и их максимальная суммарная эффективная толщина (до 33-37 м и даже более).
Впервые эрозионный тип разреза ТТНК в республике задокументирован в 1952 г. (В.И.Троепольский - скв.7 Аксубаевская, МВ; А.П.Блудоров - скв.41 Сулеевская, ЮТС). Имеется несколько точек зрения на природу этого явления. Одни исследователи (А.А.Губайдуллин, Л.З.Аминов, 1974; Е.Д.Войтович, А.К.Шельнова, 1976 и др.) связывали образование врезов с эрозионно-карстовыми процессами. Подобная трактовка, на наш взгляд, была обусловлена в первую очередь недостаточной разбуренностью территории и фрагментарностью информации.
Другие считали (И.С.Гутман, 1973), что эрозионные врезы нижнего карбона - это обусловленный тектоникой интенсивный размыв турнейских отложений в пределах отдельных блоков в процессе елховско-радаевской регрессии.
Необоснованность подобного утверждения подчеркнута самими авторами. Так, Южно-Нурлатская структура диаметром около 2 км представлялась разбитой разломами на множество тектонических блоков (И.С.Гутман и др., 1987). Однако в то же время отмечался жесткий водонапорный природный режим для залежи нефти, связанной с песчаными пластами радаевско-бобриковского горизонтов, тогда как наличие тектонических разломов, или экранов, неизбежно должно было бы приводить к гидродинамической обособленности отдельных блоков.
Очевидно, было несколько этапов проявления донной эрозии. Как показал фациальный анализ (Г.И.Васясин и др., 1974), условия для деятельности водных потоков существовали не только в предбобриковское и предъелховское время, но и в конце черепетского, упинского, малевского и даже заволжского времени. Следует отметить, что масштабность проявления процессов увеличивалась во времени, соответственно возрастала и площадь размыва турнейских карбонатных образований.
Из принципа индексации пластов в эрозионных врезах (сверху вниз - Вв01, Вв02 и т.д.) следует, что число пластов и их суммарная толщина зависят в первую очередь от глубины размыва елховско-турнейского ложа, достигающей 50—60 м и более. По-видимому, каждый пласт зоны Вв0 формировался в конце ритма осадконакопления и приурочен к определенному зональному интервалу. Так, верхний пласт Вв01 появляется в разрезе на уровне кровли кизеловского горизонта, пласт Вв02 расположен вблизи размытой поверхности черепетского горизонта, а пласт Вв03 находится на уровне реперной пачки С1-3 и т.д. Таким образом, при детальной корреляции и индексации дополнительных пластов необходимо принимать во внимание стратиграфический уровень их залегания.
Верхний горизонт ТТНК имеет тульский возраст (C1tl) и распространен повсеместно. Мощность его на востоке Татарстана изменяется от 9 до 40 м, причем максимальные значения отмечаются в осевой части Усть-Черемшанского и Нижнекамского прогибов ККС. В составе тульского горизонта установлено четыре продуктивных пласта (сверху вниз): Т-4, Т-3, Т-2 и Т-1. Область развития алевропесчаных пород охватывает склоны ЮТС, значительно меньше (спорадически) - восточный борт МВ. На вершине ЮТС и в пределах восточного и юго-восточного его склонов пласты-коллекторы, как правило, замещены плотными глинистыми, глинисто-карбонатными и карбонатными породами.
Характерной особенностью тульского продуктивного горизонта является изолированность всех четырех пластов друг от друга. Они разделяются хорошо выдержанными в пространстве глинистыми и глинисто-карбонатными пачками пород. Участки слияния одного пласта с другим крайне редки и встречаются на западном склоне ЮТС, где, очевидно, эрозионная деятельность обусловила размыв реперной пачки «тульский известняк» и слияние в части скважин верхних пластов Т-3 и Т-4. В остальных случаях практически полное отсутствие гидродинамической связи между пластами делает необходимым рассматривать каждый из них как самостоятельный объект воздействия при разработке многопластовых залежей нефти.
Разделяющие пласты пачки глинистых и глинисто-карбонатных пород выдержаны по площади и их толщина, как правило, около 3-4 м. Наиболее широко распространен и обладает хорошими коллекторскими свойствами пласт С1-тл-2.
Покрышкой в третьем нефтегазоносном комплексе служат тульские глины. Толщина тульских карбонатно-глинистых отложений изменяется от 4 до 45 м. Региональное уменьшение толщины покрышки происходит в направлении с юго-востока территории к осевым зонам Нижнекамского и Усть-Черемшанского прогибов.
Нижний пласт Т-1 расположен в средней части нижней аргиллитовой пачки тульского горизонта и развит преимущественно в северо-восточной части Татарстана, на остальной же территории он встречен в единичных скважинах. Толщина пласта составляет обычно первые метры. В подошвенной части нижней аргиллитовой пачки иногда встречается пласт алевропесчаников, содержащий характерный для тульского горизонта споро-пыльцевой комплекс и ранее индексируемый как Т-11. Последний на основании частого слияния его с нижележащими пропластками бобриковского или радаевского возраста и наличием для рассматриваемых пластов единого ВНК и по предложению И.С.Гутмана (1982 г.) под индексом ВвII отнесен к радаевско-бобриковскому объекту поисково-разведочных работ и эксплуатации.
Пласт Т-2 распространен наиболее широко и является одним из основных объектов разработки. Он залегает в средней аргиллитовой пачке тульского горизонта и нередко представлен двумя прослоями. Площадное развитие его наблюдается в прогибах ККС, за пределами которого пласт распространен в виде полос и отдельных линз. Толщина его изменяется от 1,5 до 6 м.
Пласт Т-3 залегает под реперной пачкой «тульский известняк». Как и вышележащий пласт Т-4, пласт Т-3 имеет наиболее широкое развитие на северном склоне ЮТС и в пределах прогибов ККС. На западе Южно-Татарского свода и на восточном борту Мелекесской впадины пласт Т-3 встречается редко, часто замещен глинистыми породами. Форма залегания песчаных тел в основном линзовидная и полосообразная. Толщина его колеблется от 1 до 3 м, редко достигает 5 м. На крыльях некоторых локальных поднятий и в прогибах между ними происходит увеличение толщины пласта, а в их купольной части он может отсутствовать вследствие замещения или (реже) выклинивания (А.А.Губайдуллин и др., 1980).
Верхний пласт Т-4 залегает непосредственно под известняками алексинского горизонта и имеет обычно монолитное строение. Зона его развития приурочена к северному, северо-западному склонам ЮТС и к юго-восточному склону СТС, а также к восточном борту МВ, где пласт Т-4 имеет ограниченное развитие и также обычно водоносен. В то же время песчаники в этой части разреза могут быть и нефтенасыщенными (месторождения северного и западного склонов ЮТС). Продуктивные коллекторы образуют линзы, полосовидные тела, реже наблюдается их площадное распространение. Толщина пласта Т-4 изменяется от 1.5-5 до 8-15 м, достигая 18-22 м
Продуктивные пласты, как бобриковского, так и тульского горизонтов, сложены всеми вышеописанными разностями пород. Соотношение вышеописанных типов пород в продуктивных пластах определяет емкостно-фильтрационные свойства отдельных пластов.
Залежи нефти в терригенных отложениях нижнего карбона, являющихся вторым (после терригенного девона) по значимости нефтегазоносным комплексом, весьма многочисленны ( 300) и имеют широкое распространение преимущественно в юго-восточном сегменте РТ – на Южно-Татарском своде (как на вершине – Ромашкинское месторождение, так и на его склонах) и востоке Мелекесской впадины.
Таким образом, в нормальных разрезах терригенной толщи нижнего карбона установлено три стратиграфических продуктивных горизонта, пласты которых резко отличаются друг от друга по строению, площади развития пород-коллекторов и образуют два объекта поисково-разведочных работ и разработки. Исходя из приведенной краткой характеристики, можно заключить, что разновозрастный радаевско-бобриковский продуктивный горизонт характеризуется значительной сложностью строения, большой фациальной изменчивостью и существованием гидродинамической связи между пластами.
Залежи нефти визейского терригенного регионально нефтеносного комплекса
Башкирско-верейские отложения вместе с серпуховскими карбонатами образуют верхний регионально нефтеносный комплекс палеозоя с установленной промышленной нефтеносностью. Залежи нефти в этих отложениях распространены в Мелекесской впадине, на западном склоне ЮТС, реже — на его купольной части и на СТС.
Отложения башкирского яруса подразделяются на нижний и верхний подъярусы и довольно детально стратифицированы в центральных районах республики.
В основании башкирских отложений залегают зеленые слюдистые глины (до 3 м), а выше пачка светло-серых, органогенно-обломочных, фораминиферовых, часто брекчиевидных, иногда оолитовых известняков с тонкими прослойками мергелей.
На Южно-Татарском своде и его западном склоне разрез башкирского яруса включает прикамский горизонт нижнебашкирского и черемшанский горизонт верхнебашкирского подъя-русов.
В Мелекесской впадине и Нижнекамском прогибе разрез полнее, так как выше черемшанских здесь развиты мелекесские отложения.
Осадки зоны в западном Татарстане, накапливались в прибрежно-мелководных обстановках башкирского моря, где шло осаждение глинисто-карбонатных илов. Коллекторские свойства пород этой зоны не изучались, но, судя по значительной примеси глинистого материала, они довольно низкие.
Основными в данном комплексе являются продуктивные пласты башкирского яруса, представленные органогенными, реже органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Выделяются чаще два пласта. По характеру емкостно-фильтрационных свойств породы-коллекторы относятся к поровому, трещинно-поровому и каверново-поровому типу. Общая эффективная толщина пластов-коллекторов достигает 20 м, пористость -от 0,3 до 21%, проницаемость - до 0,400 мкм2.
Соотношение структурно-генетических типов пород основных продуктивных карбонатных комплексов востока РТ по объему и по пористости Кп.
Известняки: 1 – раковинные песчаники, биоморфные, обломочные, комковатые; 2 – сгустковые;
3 – органогенно-детритовые и шламовые; 4 – комковатые; 5 - обломочные; 6 – сгустково-детритовые; 7 – фораминиферово-сгустковые с базальным цементом; 8 – комковато-фораминиферовые; 9 – известняки и доломиты кристаллически-зернистые
Башкирский ярус сложен толщей карбонатных пород, неоднородных по своим коллекторским свойствам. О степени неоднородности отложений башкирского яруса свидетельствуют значения коэффициента песчанистости, изменяющегося от 0,30 до 0,63, и коэффициента расчлененности, изменяющегося от 2,0 до 8,5. Породы башкирского яруса относятся к классу среднеемких среднепроницаемых коллекторов. Необходимо отметить, что, как и в карбонатных коллекторах турнейского возраста, основными флюидопроводящими каналами в отложениях башкирского яруса являются трещины. Притоки нефти по скважинам колеблются от нескольких десятков литров до 75 м3/сут. Плотность нефтей изменяется от 0,889 (Ойкино-Алтунинский участок) до 0,957 г/см3 (восточный борт Мелекесской впадины).
Графики частотного распределения расстояний между субвертикальными трещинами (А), ширина микро- и мезоблоков (Б), а также макроблоков (В) пород среднего карбона по данным изучения керна из горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения
(по А.А.Губайдуллину и др., 2003)
По характеристике смачиваемости породы башкирского яруса, в основном, гидрофобные и преимущественно гидрофобные. Необходимо отметить, что гидрофобность пород увеличивается вниз по разрезу до 100%.
Залежи нефти выявлены на восточном борту Мелекесской впадины, на западном и южном склонах, в сводовой части ЮТС, менее распространены на юго-восточном склоне СТС.
Степень заполнения структур нефтью различна и колеблется от 10 (Владимировская залежь) до 95—100%. Отмечается некоторое возрастание высоты залежей в направлении от восточных земель западного склона ЮТС к Мелекесской впадине. При высоте структур, превышающей мощность башкирских отложений, этаж нефтеносности захватывает и серпуховские отложения. Пластовые резервуары в башкирском ярусе пользуются незначительным развитием. Башкирские и серпуховские пласты-коллекторы чаще образуют единую гидродинамическую систему, характеризующуюся сложным строением, обусловленным зональным замещением коллекторов (Куакбашская, Новошешминская, Усть-Кичуйская и другие залежи). Намечается общая тенденция уменьшения Газовый фактор нефти башкирско-серпуховских отложений—15—18,4 м3/т. Температура пласта—15—20°С. Пластовое давление 6,0—8,0 МПа.
Купольная часть ЮТС составляет наиболее крупный узел нефтенакопления в среднем карбоне, хотя залежи здесь размещены крайне неравномерно и весьма своеобразно. Наиболее крупная Куакбашская залежь приурочена к одноименному Куакбашскому валообразному поднятию размером 10-15x45-55 км. Дебиты скважин составляют от 0,1-0,5 до 10 т/сут.
На землях, расположенных западнее Ново-Елховского месторождения, залежи приурочены большей частью к локальным структурным ловушкам размером от 0,6x1,0 до 2,5x7,0 км, амплитудой от 1-2 до 25-30 м. Большинство этих структурных форм развиты на биогермах. Встречаются ловушки массивного типа. Общий этаж нефтеносности в них достигает иногда больше 60 м, суммарная нефтенасыщенная толща пород - 45м и более. Притоки нефти изменяются от нескольких сот литров до 30-70 т/сут.
Вышележащие отложения верейского горизонта залегают на глубине 770-987 м и имеют повсеместное распространение на территории юго-востока Татарстана. Общая их толщина составляет в среднем 45 м. В отличие от отложений башкирского яруса структурные планы по кровле продуктивных пород верейского возраста имеют более пологие формы. Залежи нефти контролируются теми же структурами, что и в отложениях башкирского яруса, в этой связи, в плане контура нефтеносности практически совпадают.
В ранневерейское время в условиях активного гидродинамического режима вод шло преимущественное накопление органогенных, органогенно-обломочных и обломочных осадков с первично высокими емкостными свойствами, периодически сменявшееся на накопление глинистых осадков.
В поздневерейское время преимущественным развитием пользуются глинистые и глинисто-карбонатные осадки.
Формирование коллекторских свойств карбонатных пород этой зоны аналогично башкирским и также определялось, наряду с региональными факторами, наличием конседиментационных поднятий в донном рельефе региона осадконакопления.
С началом верейского времени территория Татарстана вновь начинает испытывать медленное погружение, и создаются условия мелководного морского бассейна. Близость источников сноса определило накопление карбонатно-терригенных осадков. В пределах Татарстана устанавливаются три зоны с различными условиями осадконакопления.
В первой зоне, развитой на крайнем юго-востоке Татарстана, происходило преимущественное накопление известковых илов, периодически нарушавшееся привносом глинистого материала в относительно зауглубленных участках донного рельефа шельфового мелководья. Коллекторские свойства пород этой зоны низкие в связи со значительным развитием процессов сульфатизации.
Во второй зоне, занимавшей большую часть восточного и центрального Татарстана, происходило накопление карбонатно-терригенных осадков в относительно приподнятых участках донного рельефа шельфового мелководья.
В третьей зоне, расположенной на западе Татарстана, в условиях наиболее приподнятых участков донного рельефа шельфового мелководья, формировались песчано-алеврито-глинистые осадки, иногда сменявшиеся глинисто-карбонатными. Близость источников сноса обусловили широкое развитие в разрезе верейских отложений глинистого материала и низкие коллекторские свойства пород.
Отложения верейского горизонта по литологическому признаку делятся на две части: нижнюю — карбонатную и верхнюю — карбонатно-терригенную. Карбонатная пачка представлена известняками с тонкими прослоями аргиллитов и мергелей, которые расчленяют ее на 5-7 пластов-коллекторов. Наиболее выдержаны нижние пласты, с которыми связаны нефтяные залежи. Верхняя литологическая пачка слагается пестроцветными аргиллитами и мергелями, содержащими тонкие прослои известняков, алевролитов и слюдистых песчаников.
Описанный тип отложений характерен для всей территории РТ, за исключением отдельных участков на Черемшанской, Ульяновской и Кутушско-Кадеевской площадях, где разрезы целиком представлены глинисто-песчаными породами, заполняющими узкие эрозионные ложбины. В некоторых "врезах" башкирские отложения полностью размыты. В отличие от предвизейских эрозионных "врезов", они имеют более ограниченное развитие. На крайнем юго-востоке РТ (Сулинская и Бугульминская площади) верхняя глинистая пачка фациально замещена. Здесь верейский горизонт представлен преимущественно карбонатными отложениями. Увеличение доли карбонатных пород в разрезе наблюдается также на востоке Южно-Татарского свода. В области Казанско-Кажимского авлакогена и его обрамления в верейском горизонте преобладают терригенные породы. Общая мощность горизонта составляет 31-77 м
Нефтенасыщенная толщина отложений увеличивается от западной границы Мелекесской впадины к востоку. Максимальные толщины пластов-коллекторов отмечены на Куакбашском вале ЮТС. Отложения нижнего пласта Вр-1 и верхних Вр-4-7 на большей части территории юго-востока республики замещены на глинистые образования и сложены терригенными породами (песчаниками, слюдистыми аргиллитами и алевролитами) с тонкими прослоями известняков. Остальные пласты развиты повсеместно, но нефтенасыщенны только при наличии коллекторов.
По физико-химическим свойствам верейские нефти близки к башкирско-серпуховским — тяжелые, вязкие и высоковязкие. Залежи нефти контролируются в основном двумя морфогенетическими типами структур (различающихся также и особенностями строения резервуаров) — тектоническими и облекания. Залежи имеют вытянутую или изометричную форму.
Максимальное развитие нефтеносности в верейских отложениях объясняется, прежде всего, удачным сочетанием в разрезе этого продуктивного горизонта карбонатных пористых пластов-коллекторов с изолирующими их сверху плотными глинистыми породами регионально выдержанной покрышки. Поэтому залежи нефти в верейском горизонте относятся в основном к группе пластовых. Они контролируются локальными поднятиями, имеют вытянутую или изометричную форму и подчинены закономерностям распространения коллекторов. От подстилающих отложений башкирского яруса верейские продуктивные пласты отделены глинистыми породами. В отдельных нефтяных ловушках, осложненных верейскими врезами, башкирско-верейские пласты-коллекторы образуют единую карбонатно-терригенную гидродинамическую систему с общим ВНК (Усть-Кичуйская, Екатериновская залежи).
В целом площади залежей в верейских отложениях на многих объектах распространены примерно в тех же границах, что и в башкирском ярусе. Многопластовые залежи контролируются едиными поднятиями и условиями размещения коллекторов. В пространственном развитии нефтеносности среднего карбона отмечается некоторое смещение залежей в западном направлении по сравнению с нижним карбоном.
Основными промышленными объектами в разрезе верейского горизонта являются пласты Вр-2 и Вр-3 нефтенасыщенной толщиной от 1,5-2,0 до 3,5-4,5 м. Промышленная нефтеносность на отдельных участках установлена также в пластах Вр-1, Вр-4 и Вр-5, дебиты скважин достигают 15-30 т/сут.
Верейские пласты (Bр-1-III) друг от друга и от отложений башкирского яруса отделены глинистыми разделами, являющимися в ряде случаев надежными покрышками. Поэтому нередко водонефтяные контакты башкирских и еврейских залежей не совпадают. Например, на Студено-Ключевском поднятии западного склона ЮТС башкирская залежь имеет ВНК на отметке —690 м, верейская — на отметке —674 м. На Ямашинской структуре ВНК верейской залежи находится на 10 м ниже ВНК башкирской. Здесь залежь приурочена к крупной валообразной структуре, осложненной по верейским отложениям Шегурчинским, Тавельским, Ямашинскнм и Соколкинским локальными поднятиями. Высота залежи около 50 м. Ниже по разрезу в башкирских отложениях залежи нефти локализуются в мелких структурных ловушках с самостоятельными ВНК.
Как показали исследования по ряду месторождений западного склона ЮТС и Мелекесской впадины, по показателю смачиваемости породы верейского горизонта на 94,2% являются гидрофобными и преимущественно гидрофобными и только на 5,8% преимущественно гидрофильными.
На Ромашкинском месторождении в среднем карбоне самые крупная залежь открыта в его юго-западной части на наиболее приподнятой части - Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридианальном направлении. По кровле верейского горизонта она имеет размеры 1,5-20,0 км с амплитудой поднятия до 50-60 м, а отдельные поднятия (купола) имеют размеры от 1,5x2,5 до 2x9 км.
Этаж нефтеносности залежей достигает 80-100 м. Абсолютные отметки ВНК составляют на южных участках - 545-547 м, а на северных - 530 м. В этом же направлении происходит ухудшение коллекторских свойств пород. На отдельных участках отложения башкирского яруса и верейского горизонта отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и разрезу.
В верейском горизонте продуктивными являются органогенно-обломочные известняки. Залежи пластовые сводовые. Пористость изменяется от 8,0 до 20,2%, нефтенасыщенность -0,52-0,86, проницаемость в среднем 0,035 мкм2, нефтенасыщенная толщина - 1,7 м, эффективная толщина -2,7. Особенностью верейской залежи является наличие в пределах ее продуктивной площади значительного количества зон отсутствия коллекторов.
В конце верейского времени и на протяжении всего московского, касимовского и гжельского веков происходила дальнейшая трансгрессия моря.
На смену карбонатно-терригенному осадконакоплению пришло карбонатное, лишь в раннекаширское время иногда нарушавшееся привносом глинистого материала. На территории Татарстана в каширско-мячковское время накопление карбонатных осадков происходило в обстановках шельфового мелководья с неустойчивым солевым режимом вод, что обуславливало доломитизацию и сульфатизацию илов
Ареал размещения залежей в каширско-гжельском локально нефтеносном комплексе ограничен границами нефтеносных земель по верейско-башкирским отложениям. Продуктивными могут являться в основном пласты Скш1-5 и крайне редко Спд1-5, Смч1-7, Сгж1-8, также представленные карбонатными коллекторами.
Нефтеносность отложений каширского (пласта Кш-I-V) карбонатного комплекса доказана на восточном борту Мелекесской впадины, на западном и юго-восточном склонах ЮТС и СТС — на Чегодайской, Степноозерской, Николаевской, Южно-Нурлатской, Крым-Сарайской и других структурах. По данным керна и испытаний скважин выявлено около 35 залежей нефти. Каширские отложения повсеместно нефтеносны на восточном борту Мелекесской впадины, несколько меньшим развитием пользуются залежи нефти на западном склоне ЮТС. Пористость пород в нефтенасыщенной части разреза (по керну скв. 603, 604, 605 Степноозерской площади) 10—18%, в отдельных образцах до 23,2—32,3%, проницаемость от 9—148 до 1821 мД.
Залежи приурочены преимущественно к локальным поднятиям третьего порядка, характеризуются ограниченными размерами. Тип залежей обычно пластово-сводовый. Плотность нефти колеблется от 0,903 до 0,935 г/см3, при содержании серы 3,4—4,6%, парафина — 3,5%.
Промышленная нефтеносность каширского горизонта доказана на восточном борту Мелекесской впадины и западном склоне Южно-Татарского свода. Притоки нефти, за редким исключением, составляют 1,5-2 м3/сут. Нефтяные скопления локализуются в пределах сводовых участков среднекаменноугольных поднятий, причем в формировании залежей существенную роль играл литологический фактор. По разрезу залежи распространяются неравномерно, что зависит от экранирующих свойств локальных покрышек, сложенных маломощными пачками уплотненных или слегка заглинизированных карбонатных пород.
Толщины пластов-коллекторов не выдержаны по площади залежей и могут изменяться от 4,0 до 24,0 м. Чаще всего пласты-коллекторы представляют собой обособленные объекты, разделенные пачками карбонатных уплотнённых и эффективных пористо-проницаемых пород. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,7 до 10,9 м. Количество эффективных нефтенасыщенных прослоев в пластах и их толщины зависят от геолого-физических условий залежей в пределах ЮТС, СТС и MB. Средневзвешенная пористость пластов по ГИС изменяется от 10 до 21%, нефтенасыщенность - от 56 до 90%.
Емкость коллектора связана с порами, кавернами и трещинами, тип коллектора порово-трещинный, порово-каверновый и порово-каверново-трещинный.
Чаще всего нефтеносны 1-2 пористо-проницаемых пласта, но в отдельных случаях нефтью может быть насыщен почти весь разрез каширского горизонта (Степноозерская площадь, Камышлинское месторождение). Все залежи характеризуются небольшими размерами.
Верхняя часть данного комплекса в нефтеносном отношении изучена недостаточно. Нефтепроявления имеют локальное развитие. Небольшие залежи нефти известны в подольском горизонте на восточном борту Мелекесской впадины. Притоки нефти достигают 2,5 т/сут.
Таким образом, анализ нефтеносности палеозойских отложений свидетельствует, что площадное развитие залежей по комплексам сокращается от нижнего к верхним с одновременным смещением площадей нефтеносности в западном направлении. На Южно-Татарском своде и восточном борту Мелекесской впадины с востока на запад происходит постепенное смещение нефтеносных горизонтов с девонско-нижнекаменноугольных в нижне- и среднекаменноугольные отложения.
На Северо-Татарском своде картина обратная: в восточной части нефтеносны девонско-нижнекаменноугольные отложения, на западе – девонские.
Наличие в разрезе палеозоя нескольких регионально нефтеносных комплексов обусловило формирование многопластовых месторождений нефти.
Верхняя часть осадочной толщи Татарстана, начиная с верхнего карбона по верхнеказанские отложения включительно, содержит массовые скопления битумов, которые представляют собой сильно окисленные сверхвысоковязкие (600—630000 Па-с) нефти с высоким содержанием смол (18—26%), асфальтенов (4,6—75%), серы (3,7—7,2%), практически не содержащие легких фракций.
Исследования показали [Акишев, Данилов, 1974; Акишев и др., 1975], что распределение битумов в пермской толще подчинено тем же законам, что и распределение нефти в нижележащих горизонтах. Массовые битумопроявления приурочены к коллекторам, экранированным в кровле глинистыми, глинисто-карбонатными или сульфатными покрышками разной (от 2 до 60 м) мощности, причем масштабы распространения битумов по площади находятся в тесной связи с выдержанностью покрышки.
Нижний (Приуральский) отдел (P1)
Ассельский ярус (P1a). Отложения ассельского яруса развиты на всей территории и слагаются доломитами с прослоями известняков и гипсов. По литологическим признакам в ассельском ярусе выделяются три маркирующих горизонта. Нижний из них – “швагериновый доломит”, выше залегает “туффовидный доломит”, кровля яруса принята за третий маркирующий горизонт. Мощность яруса изменяется в пределах от 28-62 м на Токмовском и Южно-Татарском сводах до 65-70м на их склонах и до 75-80м в Мелекесской впадине.
Сакмарский ярус (P1s) в полных разрезах подразделяется на тастубский и стерлитамакский горизонты. Тастубский горизонт сложен переслаивающимися доломитами, гипсами и ангидритами. Он развит почти на всей территории, за исключением отдельных участков, где установлены глубокие эрозионные “врезы”, заполненные неогеновыми отложениями. Стерлитамакский горизонт распространен на востоке РТ, где представлен известняками и доломитами с редкими линзами гипсов и ангидритов. В целом мощность сакмарского яруса весьма изменчива – от 30-80м на Токмовском и Южно-Татарском сводах до 90-120 м на их склонах и до 170м на северо-восточном склоне СТС и в Верхнекамской впадине, что связано с его размывом в послесакмарское время.
Артинский ярус (P1ar). Отложения артинского яруса установлены на крайнем востоке РТ, где представлены ангидритами, гипсами и доломитами, в меньшей степни известняками, мергелями и глинами. Западнее линии, соединяющей населенные пункты Агрыз, Салауш, Мензелинск, Саклов-Баш, Бугульма, ярус полностью размыт. Мощность яруса до 41м.
Кунгурский ярус (P1kg) развит на востоке и юго-востоке РТ. Слагается доломитами, известняками с прослоями мергелей. Среди карбонатных пород отмечаются ангидриты, гипсы, реже глины. Мощность яруса достигает 150м. Отсутствие кунгурских отложений в западных районах РТ связано с их выклиниванием и размывом.
Уфимский ярус (P2u). Западная граница распространения отложений уфимского яруса проходит через Нурлат, Билярск, Столбищи, Казаклар. Представлены уфимские отложения песчаниками, алевролитами, глинами с редкими прослоями мергелей, доломитов, известняков и включениями гипса. В составе уфимского яруса выделяются соликамский и шешминский горизонты. Последний по литологическим признакам делится на нижнюю и верхнюю пачки. Нижняя сложена, главным образом, глинистыми породами с незначительными прослоями песчаников, известняков и гипсов. Верхняя, преимущественно песчаная, пачка наиболее широко распространена в пределах западного склона Южно-Татарского свода. Песчаники имеют линзовидное залегание. Мощность яруса достигает 200м. В западном направлении уфимские отложения полностью выклиниваются.
Средний (Биармийский) отдел (P2)
Казанский ярус (P2kz). Казанские отложения распространены почти повсеместно, за исключением приподнятых участков в долинах рек Волга, Кама, Вятка, Белая и их притоков, где они уничтожены неогеновым или четвертичным размывом. Ярус представлен на западе РТ морскими и лагунно-морскими сероцветными карбонатными и сульфатно-карбонатными отложениями, последовательно сменяющимися в восточном направлении мелководно-морскими и прибрежно-морскими терригенно-карбонатными и карбонатно-терригенными, прибрежно-континентальными и континентальными красноцветными терригенными образованиями. Общая мощность казанского яруса изменяется с запада на восток от 18 до 200м, что связано с неравномерным размывом отложений в послеказанское время.
Отложения уржумского яруса (P2ur) представлены песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями, известняками и доломитами. Степень карбонатности разреза нарастает в западном направлении, в восточном – увеличивается роль терригенных грубообломочных пород. Мощность уржумских отложений увеличивается в северо-восточном и восточном направлениях до 80-100м на СТС и ЮТС и на их склонах и до 115-130м в Мелекесской впадине. Максимальная мощность (150-180м) установлена на северо-востоке РТ в Верхнекамской впадине.
В пермских отложениях РТ сосредоточены природные тяжелые и битуминозные нефти, обычно залегают на небольших глубинах (до 400 м) и представляют собой тяжелые высоковязкие гипергенно преобразованные нефти. Область максимального нефтебитумонакопления приурочена к Мелекесской впадине и прилегающей части Южно-Татарского свода. Особенности геологического строения, закономерности размещения тяжелых и битуминозных нефтей, методы их поиска и разведки достаточно подробно изложены в ряде монографий, вышедших в последние годы.
В пределах РТ может быть выделено три нефтебитуминозных ареала: Восточный, Центральный и Западный.
Восточный ареал в тектоническом отношении приурочен к юго-восточному и восточному склонам Южно-Татарского и Северо-Татарского сводов. Территория его распространения ограничена развитием региональной покрышки кунгурского возраста. Нефтебитуминозность связана в основном с нижнепермским карбонатным комплексом.
Центральный битуминозный ареал соответствует крупному полюсу нефтебитумонакопления, расположенном на восточном борту Мелекесской впадины и западном склоне Южно-Татарского свода. Главная особенность вертикального распределения битумов состоит здесь в значительном увеличении этажа нефтебитуминозности, который включает все четыре комплекса перми: нижнепермский (VIII), уфимский (IX), нижнеказанский (X) и верхнеказанский (XI). Формирование этого ареала обусловлено сочетанием целого ряда благоприятных факторов: распространением пород-коллекторов, развитием проводящих толщ, наличием зонально выдержанных покрышек, их соотношением со структурно-тектоническими особенностями комплексов, устойчивой подпиткой нефтью из продуктивных комплексов карбона и др.
Западный нефтебитуминозный ареал приурочен к западному борту Мелекесской впадины. Его восточную границу очерчивает линия выклинивания экранирующей пачки в составе “лингуловых глин” казанского возраста. Таким образом, в пределах этого ареала распространена лишь одна покрышка зонального типа – это глинистая толща татарского яруса, и локальные экраны сульфатно-карбонатных пачек “подбоя” и “шиханов” (верхнеказанские отложения).
На территории России основные перспективы освоения месторождений ПБ, или нафтидов зоны гипергенеза, связаны в основном с пермскими отложениями центральных районов Урало-Поволжья (на них приходится более половины суммарных ресурсов природных битумов страны), запасы и ресурсы которых только в Татарстане составляют по различным оценкам от 4 до 7 млрд.т, из которых 10-15% приходится на запасы (Муслимов Р.Х. и др., 1999). Республика по состоянию изученности месторождений этой группы нафтидов занимает в РФ ведущее место: здесь сосредоточено 9/10 разведанных и предварительно оцененных запасов страны (Климушин И.М., 1998). В тектоническом плане ареал распространения скоплений битумов охватывает в основном Мелекесскую впадину и Южно-Татарский свод. Битумоносны и продуктивны залегающие на глубинах до 400 м терригенные и карбонатные породы-коллекторы казанского и уфимского ярусов, а также карбонаты нижнепермского возраста (главным образом сакмарского яруса), образующие три основных нефтебитумоносных комплекса (Акишев И.М. и др., 1979).
Проведенные нами [8] исследования показали, что пробы битумов отражают согласно схеме классификации В.А.Успенского (1970 г.) генетический ряд превращения нефти в твердые битумы (табл. 3). В то же время нафтиды даже внутри каждого нефтебитумоносного комплекса, несмотря на сравнительно узкий диапазон глубин, отличаются разнообразием физико-химических свойств, компонентного состава и др. Среди залежей битумов по физическим свойствам и химическому составу встречаются сверхвязкие нефти (Ашальчинское, Мордово-Кармальское месторождения), но в большинстве своем это мальты и мальты-асфальты (Сугушлинская залежь), асфальты (Горское месторождение, Аканская залежь), асфальт-асфальтиты (Шугуровское, Спиридоновское месторождения). Асфальтиты представлены единичными образцами с Сюкеевского и Улеминского месторождений (западный борт Мелекесской впадины); в последнем содержание масел всего 8,8%, а асфальтенов - 61,8%.
Объяснения выявленному разнообразию состава и свойств пермских битумов, очевидно, могут быть даны только с позиций геологических и тектонических процессов, происходивших на рассматриваемой территории на протяжении P и Mz-Kz. Есть все основания полагать, что процессы миграции, формирования и разрушения залежей нефти происходили на протяжении длительного этапа геологической истории, получая новые импульсы в периоды активной перестройки структурных планов. Так, результаты исследований (Тихвинская Е.И., 1939; Троепольский В.И., Эллерн С.С., 1964; [9]) показывают, что Мелекесская впадина является молодой структурой. По мнению В.А.Лобова [9], анализ эволюции части Волго-Камской антеклизы, соответствующей этой современной отрицательной структуре I-го порядка, дал возможность выявить ряд интересных черт, указывающих на существование здесь крупного возрожденного поднятия - Мелекесского палеосвода.
Именно такой подход к трактовке геологической истории позволяет объяснить, отчего нижний битумоносный комплекс (отложения сакмарского яруса), являющийся промежуточной толщей между залежами нефти в карбоне и основными битумоносными комплексами верхней перми и казалось бы менее подверженный гипергенным процессам, характеризуется худшими свойствами битумов (см. табл. 3). Очевидно, из-за интенсивного воздымания территории в послесакмарское время уже происходило разрушение залежей нефти в нижнепермских образованиях, о чем свидетельствуют находки в отложениях сакмарского яруса закированных обломков пород внутри карбонатно-глинистой брекчии [10]. Особенности развития данной части территории Татарстана привели к глубокой денудации нижнепермской толщи и в ряде районов к почти полному уничтожению в ней сульфатных пород-покрышек (рисунок), что позволяет говорить о наличии самостоятельного раннепермского этапа формирования и разрушения нефтяных залежей в верхнепалеозойских отложениях [10], то есть для нафтидов сакмарского яруса Мелекесской впадины это своего рода зона аконсервации (термин предложен С.С.Эллерном).
Поэтому битумы, заполняющие в основном трещины и каверны в известняках и доломитах P1s (залегают на глубине 200-300 м), имеют самую высокую плотность - до 1,017-1,048 г/см3, - и вязкость в пластовых условиях - до 600-800 Па·с, - и относятся к классу асфальтов. Отметим, что на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, где палеогеографические условия в нижнепермское время способствовали здесь формированию мощных и выдержанных по простиранию пород-покрышек, представленных ангидритами, гипсами, а иногда и каменными солями (Масагутов Р.Х., 1999), нефти в сакмаро-артинских коллекторах по физическим свойствам и составу близки к нефтям из нижнего карбона (Акишев И.М. и др., 1979; Ларочкина И.А. и др., 1999; Утопленников В.К. и др., 2002; Мухаметшин Р.З. и др., 2005).
Наличие же литологического экрана (глины татарского яруса) над верхним казанским комплексом (см. рисунок) предопределило его нефтебитумоносность в современных границах впадины. Однако в послепермское время вследствие неглубокого залегания казанских отложений в наиболее приподнятой части Мелекесского палеосвода несомненно происходило разрушение газонефтяных залежей, что обусловило образование мальт и асфальтов. И как замечено В.А.Лобовым, «начавшееся в акчагыльский век погружение … привело к переформированию сохранившихся от разрушения залежей нефти в отложениях девона и карбона и было бессильно сместить уже превратившиеся в твердые образования массы битумов в пермских отложениях». Имеются примеры, когда из нижне- и верхнепермских отложений западного склона Южно-Татарского получены притоки нафтидов, которые имеют физико-химические характеристики, сходные с нефтями среднего карбона ; однако это связано с активизацией разрывных нарушений осадочного чехла в альпийскую фазу тектогенеза (Мухаметшин Р.З., Каюкова Г.П., 2000; Мухаметшин Р.З. и др., 2004). Проявления жидких нафтидов выявлены при проходке глубокими скважинами верхнеказанских отложениий на Енорускинском месторождении.
Текучие битумы в виде сверхвязкой нефти и мальты встречаются преимущественно в высокопористых терригенных коллекторах уфимского яруса, которые залегают на глубинах до 150-200 м на западном склоне Южно-Татарского свода, где и сосредоточены основные запасы гипергенно измененных нафтидов, которые являются первоочередным и основным объектом скважинной разработки пермских битумов РТ. Этому способствовали следующие факторы: а) наличие коллекторов в шешминских образованиях, б) выдержанная (за исключением речных долин) покрышка в виде «лингуловых глин», в) миграция нефти на восток в процессе опускания территории Мелекесской впадины в неогеновый период.
Ранее показано (Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Курбский Г.П., 1994), что процессы микробиального окисления, протекающие наиболее интенсивно при малой минерализации подземных вод в пермской толще, усиливают процессы деградации нефти и приводят к формированию характерного состава тяжелой нефти в терригенных отложениях верхней части разреза, связанного с отсутствием или низким содержанием в них н-алканов (биодеградированные нефти типа Б2). В накоплении нефтей столь специфического состава существенную роль играет и температурный фактор, составляющий в пластах песчаников уфимского яруса +6+80С, вследствие чего наблюдается сегрегация нефти и застывание парафина в поровом пространстве коллекторов (Мухаметшин Р.З. и др., 1996), что делает оптимистичным прогноз добычи с применением тепловых методов.
Высокая вязкость пермских битумов препятствует их извлечению традиционными методами, применяемыми при разработке нефтяных месторождений. Каждое из месторождений нафтидов зоны гипергенеза несомненно требует своих способов разработки: сверхвязких нефтей и мальт - тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, асфальтовых - шахтных и шахтно-дренажных методов, асфальтитовых – карьерами и штольнями [11]. В планах предполагается (Р.Р.Ибатуллин, 2004), что после 2015 г. сверхвязкие нефти будут компенсировать падение добычи традиционной нефти в республике, чему способствуют небольшие глубины залегания нафтидов. К этому имеются предпосылки в виде успешного внедрения ОАО «Татнефть» новых технологий, апробируемых на Ашальчинском месторождении.
Особенности развития данной части территории Татарстана привели к глубокой денудации нижнепермской толщи и в ряде районов к почти полному уничтожению в ней сульфатных пород-покрышек, что позволяет говорить о наличии самостоятельного раннепермского этапа формирования и разрушения нефтяных залежей в верхнепалеозойских отложениях, то есть для нафтидов сакмарского яруса Мелекесской впадины это своего рода зона аконсервации (термин предложен С.С.Эллерном). Поэтому битумы, заполняющие в основном трещины и каверны в известняках и доломитах P1s (залегают на глубине 200-300 м), имеют самую высокую плотность - до 1,017-1,048 г/см3, - и вязкость в пластовых условиях - до 600-800 Па·с - и относятся к классу асфальтов.
Текучие битумы в виде сверхвязкой нефти и мальты встречаются преимущественно в высокопористых терригенных коллекторах уфимского яруса, которые залегают на глубинах до 150-200 м на западном склоне Южно-Татарского свода, где и сосредоточены основные запасы гипергенно измененных нафтидов, которые являются первоочередным и основным объектом скважинной разработки пермских битумов РТ. Этому способствовали следующие факторы:
а) наличие коллекторов в шешминских образованиях, б) выдержанная (за исключением речных долин) покрышка в виде «лингуловых глин», в) миграция нефти на восток в процессе опускания территории Мелекесской впадины в неогеновый период.
Ранее показано (Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Курбский Г.П., 1994), что процессы микробиального окисления, протекающие наиболее интенсивно при малой минерализации подземных вод в пермской толще, усиливают процессы деградации нефти и приводят к формированию характерного состава тяжелой нефти в терригенных отложениях верхней части разреза, связанного с отсутствием или низким содержанием в них н-алканов (биодеградированные нефти типа Б2). В накоплении нефтей столь специфического состава существенную роль играет и температурный фактор, составляющий в пластах песчаников уфимского яруса +6+80С, вследствие чего наблюдается сегрегация нефти и застывание парафина в поровом пространстве коллекторов (Мухаметшин Р.З. и др., 1996), что делает оптимистичным прогноз добычи с применением тепловых методов.
Высокая вязкость пермских битумов препятствует их извлечению традиционными методами, применяемыми при разработке нефтяных месторождений. Каждое из месторождений нафтидов зоны гипергенеза несомненно требует своих способов разработки: сверхвязких нефтей и мальт - тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, асфальтовых - шахтных и шахтно-дренажных методов, асфальтитовых – карьерами и штольнями. В планах предполагается (Р.Р.Ибатуллин, 2004), что после 2015 г. сверхвязкие нефти будут компенсировать падение добычи традиционной нефти в республике, чему способствуют небольшие глубины залегания нафтидов. К этому имеются предпосылки в виде успешного внедрения ОАО «Татнефть» новых технологий, апробируемых на Ашальчинском месторождении.
Важным, в том числе с экономической и экологической точек зрения, является комплексное использование в качестве сырья пермских нафтидов (Ракутин Ю.В. и др., 1997). Для более полного извлечения металлов целесообразна схема территориального и технологического совмещения добычи и переработки сверхвязкой нефти и битумов (Белонин М.Д. и др., 1990; Якуцени В.П. и др., 1994). Следует также особо отметить, что уникальный состав ванадиеносных природных битумов, позволяющий наряду с другими продуктами получать высокоиндексные и низкозастывающие масла (Г.П.Каюкова, 1999), требует специальных технологий глубокой переработки.
Высокие концентрации V в ПБ позволяют рассматривать их как комплексное сырье для добычи УВ и сопутствующих им металлов. В связи с этим применение теплохимических методов воздействия (типа внутрипластового горения) при скважинной добыче сверхвязких нефтей и мальты нецелесообразно, так как это приводит, во-первых, к безвозвратным потерям МЭ в пласте, а во-вторых, к попаданию V и Ni в вышезалегающие водоносные горизонты, используемые для водоснабжения населения.
Лекция 8
Продуктивные пласты представлены мономинеральными кварцевыми песчаниками в различной степени алевролитовыми и алевролитами песчаными. Содержание кварца составляет 95-99% состава породы, с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита, единичных зерен циркона. Из аутигенных минералов наибольшее распространение имеет вторичный кварц, кальцит и пирит, которые иногда образуют частые и крупные стяжения. Редко фиксируются сидерит, доломит, каолинит, еще реже - фосфорит, глауконит, и очень редко - ангидрит.
С учетом размера зерен, сортировки, укладки, строения порового пространства, развития вторичных процессов выделены следующие типы пород:
Все продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона, независимо от их возраста, слагаются литологически близкими породами, которые, согласно исследованиям, проведенным в ТатНИПИнефти (Т.Е.Данилова и др.), могут быть объединены в четыре основные группы:
Анализируя емкостно-фильтрационные свойства всех типов пород, нужно отметить, что I, II и III типы образуют группу пород-коллекторов с высокими коллекторскими свойствами, IV и V типы - группу пород коллекторов с пониженными коллекторскими свойствами, VI тип – породы плотные, с низкими коллекторскими свойствами.
Породы с пористостью менее 14% и проницаемостью менее 60×10-3 мкм2 - это в основном алевролиты мелко- и разнозернистые и глинистые, а также сильно глинистые песчаники и алевролиты, содержащие остаточную воду свыше 30 %.
Породы с пористостью более 14% и проницаемостью свыше 60×10-3 мкм2 на 70-88% представлены песчаниками, а также алевролитами крупнозернистыми. Эта граница и принята на большинстве месторождений республики в качестве нижних пределов коллекторов.
Залежи нефти в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) относятся ко второму по значимости (после терригенного девона) нефтегазоносному комплексу. В его строении принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, прослои углей елховского (косьвинского), радаевского, бобриковского и тульского возраста преимущественно общей мощностью от 15 до 40 м. Частое переслаивание разных типов пород, фациальная пестрота и невыдержанность пластов-коллекторов в пространстве обусловили трудности при корреляции разрезов (особенно нижней, радаевско-бобриковской части), их расчленения и выделения объектов подсчета запасов нефти и эксплуатации.
В нормальных разрезах радаевско-бобриковского горизонта на месторождениях РТ выделяется пласт ВвI. Он имеет обычно одно-, двучленное, реже трехчленное строение, с пропластками, индексируемыми сверху вниз как ВвI3 , ВвI2 и ВвI1. Зоны слияния пропластков многочисленны и отмечаются на всей рассматриваемой территории. В разрезах сокращенной толщины обычно прослеживается только верхний пропласток пласта ВвI, а во врезах и в пределах прогибов ККС количество пластов или пропластков возрастает. На основных нефтеносных землях республики пласты не выдержаны и по площади, и по толщине и часто замещаются глинистыми породами. Форма залегания песчаных и алевропесчаных тел в основном линзовидная и полосообразная.
Условно принято считать, что пропласток ВвI3 имеет бобриковский возраст, а два нижних пропластка (ВвI2 и ВвI1) – радаевский. Объем пласта ВвI непостоянен. На западном склоне ЮТС в разрезах сокращенной толщины он представлен в большинстве скважин лишь одним либо двумя верхними пропластками, а нижний пропласток ВвI1 распространен спорадически. На территории Ромашкинского и Бавлинского месторождений и в пределах северного склона ЮТС пласт ВвI имеет широкое площадное распространение и представлен одним или двумя пропластками, редко - тремя и лишь на отдельных участках замещен глинистыми породами. Форма залегания песчаных тел в целом разнообразна: линзовидная, полосообразная и площадная. Толщина пласта ВвI здесь изменяется, как правило, от 1 до 8-10 м, возрастая в зонах развития эрозионных врезов. Зоны слияния среднего пропластка ВвI2 с вышележащим пропластком ВвI3 наиболее часто встречаются на северном склоне (в 20-55% разрезов скважин, по М.И.Мороко), где они образуют монолитные пласты толщиной до 10-15 м, тогда как на остальной территории ЮТС такое наблюдается лишь в 10-15% разрезов, вскрывших оба пропластка.
Резко увеличенная мощность радаевско-бобриковских отложений в зонах так называемых эрозионных врезов (Мухаметшин Р.З., 1981; Мухаметшин Р.З. и др., 1983, 1985, 2000) является важнейшей особенностью геологического строения продуктивных отложений нижнего карбона, выявленной в процессе промышленного освоения месторождений восточного борта Мелекесской впадины, западного склона Южно-Татарского свода, а также северных площадей Ромашкинского месторождения (Ташлиярской, Сармановской, Чишминской). С разрезами эрозионного типа связаны наибольшее число пластов (до 4-5 и более) и их максимальная суммарная эффективная толщина (до 33-37 м и даже более).
Впервые эрозионный тип разреза ТТНК в республике задокументирован в 1952 г. (В.И.Троепольский - скв.7 Аксубаевская, МВ; А.П.Блудоров - скв.41 Сулеевская, ЮТС). Имеется несколько точек зрения на природу этого явления. Одни исследователи (А.А.Губайдуллин, Л.З.Аминов, 1974; Е.Д.Войтович, А.К.Шельнова, 1976 и др.) связывали образование врезов с эрозионно-карстовыми процессами. Подобная трактовка, на наш взгляд, была обусловлена в первую очередь недостаточной разбуренностью территории и фрагментарностью информации.
Другие считали (И.С.Гутман, 1973), что эрозионные врезы нижнего карбона - это обусловленный тектоникой интенсивный размыв турнейских отложений в пределах отдельных блоков в процессе елховско-радаевской регрессии.
Необоснованность подобного утверждения подчеркнута самими авторами. Так, Южно-Нурлатская структура диаметром около 2 км представлялась разбитой разломами на множество тектонических блоков (И.С.Гутман и др., 1987). Однако в то же время отмечался жесткий водонапорный природный режим для залежи нефти, связанной с песчаными пластами радаевско-бобриковского горизонтов, тогда как наличие тектонических разломов, или экранов, неизбежно должно было бы приводить к гидродинамической обособленности отдельных блоков.
Очевидно, было несколько этапов проявления донной эрозии. Как показал фациальный анализ (Г.И.Васясин и др., 1974), условия для деятельности водных потоков существовали не только в предбобриковское и предъелховское время, но и в конце черепетского, упинского, малевского и даже заволжского времени. Следует отметить, что масштабность проявления процессов увеличивалась во времени, соответственно возрастала и площадь размыва турнейских карбонатных образований.
Из принципа индексации пластов в эрозионных врезах (сверху вниз - Вв01, Вв02 и т.д.) следует, что число пластов и их суммарная толщина зависят в первую очередь от глубины размыва елховско-турнейского ложа, достигающей 50—60 м и более. По-видимому, каждый пласт зоны Вв0 формировался в конце ритма осадконакопления и приурочен к определенному зональному интервалу. Так, верхний пласт Вв01 появляется в разрезе на уровне кровли кизеловского горизонта, пласт Вв02 расположен вблизи размытой поверхности черепетского горизонта, а пласт Вв03 находится на уровне реперной пачки С1-3 и т.д. Таким образом, при детальной корреляции и индексации дополнительных пластов необходимо принимать во внимание стратиграфический уровень их залегания.
Верхний горизонт ТТНК имеет тульский возраст (C1tl) и распространен повсеместно. Мощность его на востоке Татарстана изменяется от 9 до 40 м, причем максимальные значения отмечаются в осевой части Усть-Черемшанского и Нижнекамского прогибов ККС. В составе тульского горизонта установлено четыре продуктивных пласта (сверху вниз): Т-4, Т-3, Т-2 и Т-1. Область развития алевропесчаных пород охватывает склоны ЮТС, значительно меньше (спорадически) - восточный борт МВ. На вершине ЮТС и в пределах восточного и юго-восточного его склонов пласты-коллекторы, как правило, замещены плотными глинистыми, глинисто-карбонатными и карбонатными породами.
Характерной особенностью тульского продуктивного горизонта является изолированность всех четырех пластов друг от друга. Они разделяются хорошо выдержанными в пространстве глинистыми и глинисто-карбонатными пачками пород. Участки слияния одного пласта с другим крайне редки и встречаются на западном склоне ЮТС, где, очевидно, эрозионная деятельность обусловила размыв реперной пачки «тульский известняк» и слияние в части скважин верхних пластов Т-3 и Т-4. В остальных случаях практически полное отсутствие гидродинамической связи между пластами делает необходимым рассматривать каждый из них как самостоятельный объект воздействия при разработке многопластовых залежей нефти.
Разделяющие пласты пачки глинистых и глинисто-карбонатных пород выдержаны по площади и их толщина, как правило, около 3-4 м. Наиболее широко распространен и обладает хорошими коллекторскими свойствами пласт С1-тл-2.
Покрышкой в третьем нефтегазоносном комплексе служат тульские глины. Толщина тульских карбонатно-глинистых отложений изменяется от 4 до 45 м. Региональное уменьшение толщины покрышки происходит в направлении с юго-востока территории к осевым зонам Нижнекамского и Усть-Черемшанского прогибов.
Нижний пласт Т-1 расположен в средней части нижней аргиллитовой пачки тульского горизонта и развит преимущественно в северо-восточной части Татарстана, на остальной же территории он встречен в единичных скважинах. Толщина пласта составляет обычно первые метры. В подошвенной части нижней аргиллитовой пачки иногда встречается пласт алевропесчаников, содержащий характерный для тульского горизонта споро-пыльцевой комплекс и ранее индексируемый как Т-11. Последний на основании частого слияния его с нижележащими пропластками бобриковского или радаевского возраста и наличием для рассматриваемых пластов единого ВНК и по предложению И.С.Гутмана (1982 г.) под индексом ВвII отнесен к радаевско-бобриковскому объекту поисково-разведочных работ и эксплуатации.
Пласт Т-2 распространен наиболее широко и является одним из основных объектов разработки. Он залегает в средней аргиллитовой пачке тульского горизонта и нередко представлен двумя прослоями. Площадное развитие его наблюдается в прогибах ККС, за пределами которого пласт распространен в виде полос и отдельных линз. Толщина его изменяется от 1,5 до 6 м.
Пласт Т-3 залегает под реперной пачкой «тульский известняк». Как и вышележащий пласт Т-4, пласт Т-3 имеет наиболее широкое развитие на северном склоне ЮТС и в пределах прогибов ККС. На западе Южно-Татарского свода и на восточном борту Мелекесской впадины пласт Т-3 встречается редко, часто замещен глинистыми породами. Форма залегания песчаных тел в основном линзовидная и полосообразная. Толщина его колеблется от 1 до 3 м, редко достигает 5 м. На крыльях некоторых локальных поднятий и в прогибах между ними происходит увеличение толщины пласта, а в их купольной части он может отсутствовать вследствие замещения или (реже) выклинивания (А.А.Губайдуллин и др., 1980).
Верхний пласт Т-4 залегает непосредственно под известняками алексинского горизонта и имеет обычно монолитное строение. Зона его развития приурочена к северному, северо-западному склонам ЮТС и к юго-восточному склону СТС, а также к восточном борту МВ, где пласт Т-4 имеет ограниченное развитие и также обычно водоносен. В то же время песчаники в этой части разреза могут быть и нефтенасыщенными (месторождения северного и западного склонов ЮТС). Продуктивные коллекторы образуют линзы, полосовидные тела, реже наблюдается их площадное распространение. Толщина пласта Т-4 изменяется от 1.5-5 до 8-15 м, достигая 18-22 м
Продуктивные пласты, как бобриковского, так и тульского горизонтов, сложены всеми вышеописанными разностями пород. Соотношение вышеописанных типов пород в продуктивных пластах определяет емкостно-фильтрационные свойства отдельных пластов.
Залежи нефти в терригенных отложениях нижнего карбона, являющихся вторым (после терригенного девона) по значимости нефтегазоносным комплексом, весьма многочисленны ( 300) и имеют широкое распространение преимущественно в юго-восточном сегменте РТ – на Южно-Татарском своде (как на вершине – Ромашкинское месторождение, так и на его склонах) и востоке Мелекесской впадины.
Таким образом, в нормальных разрезах терригенной толщи нижнего карбона установлено три стратиграфических продуктивных горизонта, пласты которых резко отличаются друг от друга по строению, площади развития пород-коллекторов и образуют два объекта поисково-разведочных работ и разработки. Исходя из приведенной краткой характеристики, можно заключить, что разновозрастный радаевско-бобриковский продуктивный горизонт характеризуется значительной сложностью строения, большой фациальной изменчивостью и существованием гидродинамической связи между пластами.
Залежи нефти визейского терригенного регионально нефтеносного комплекса
Башкирско-верейские отложения вместе с серпуховскими карбонатами образуют верхний регионально нефтеносный комплекс палеозоя с установленной промышленной нефтеносностью. Залежи нефти в этих отложениях распространены в Мелекесской впадине, на западном склоне ЮТС, реже — на его купольной части и на СТС.
Отложения башкирского яруса подразделяются на нижний и верхний подъярусы и довольно детально стратифицированы в центральных районах республики.
В основании башкирских отложений залегают зеленые слюдистые глины (до 3 м), а выше пачка светло-серых, органогенно-обломочных, фораминиферовых, часто брекчиевидных, иногда оолитовых известняков с тонкими прослойками мергелей.
На Южно-Татарском своде и его западном склоне разрез башкирского яруса включает прикамский горизонт нижнебашкирского и черемшанский горизонт верхнебашкирского подъя-русов.
В Мелекесской впадине и Нижнекамском прогибе разрез полнее, так как выше черемшанских здесь развиты мелекесские отложения.
Осадки зоны в западном Татарстане, накапливались в прибрежно-мелководных обстановках башкирского моря, где шло осаждение глинисто-карбонатных илов. Коллекторские свойства пород этой зоны не изучались, но, судя по значительной примеси глинистого материала, они довольно низкие.
Основными в данном комплексе являются продуктивные пласты башкирского яруса, представленные органогенными, реже органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Выделяются чаще два пласта. По характеру емкостно-фильтрационных свойств породы-коллекторы относятся к поровому, трещинно-поровому и каверново-поровому типу. Общая эффективная толщина пластов-коллекторов достигает 20 м, пористость -от 0,3 до 21%, проницаемость - до 0,400 мкм2.
Соотношение структурно-генетических типов пород основных продуктивных карбонатных комплексов востока РТ по объему и по пористости Кп.
Известняки: 1 – раковинные песчаники, биоморфные, обломочные, комковатые; 2 – сгустковые;
3 – органогенно-детритовые и шламовые; 4 – комковатые; 5 - обломочные; 6 – сгустково-детритовые; 7 – фораминиферово-сгустковые с базальным цементом; 8 – комковато-фораминиферовые; 9 – известняки и доломиты кристаллически-зернистые
Башкирский ярус сложен толщей карбонатных пород, неоднородных по своим коллекторским свойствам. О степени неоднородности отложений башкирского яруса свидетельствуют значения коэффициента песчанистости, изменяющегося от 0,30 до 0,63, и коэффициента расчлененности, изменяющегося от 2,0 до 8,5. Породы башкирского яруса относятся к классу среднеемких среднепроницаемых коллекторов. Необходимо отметить, что, как и в карбонатных коллекторах турнейского возраста, основными флюидопроводящими каналами в отложениях башкирского яруса являются трещины. Притоки нефти по скважинам колеблются от нескольких десятков литров до 75 м3/сут. Плотность нефтей изменяется от 0,889 (Ойкино-Алтунинский участок) до 0,957 г/см3 (восточный борт Мелекесской впадины).
Графики частотного распределения расстояний между субвертикальными трещинами (А), ширина микро- и мезоблоков (Б), а также макроблоков (В) пород среднего карбона по данным изучения керна из горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения
(по А.А.Губайдуллину и др., 2003)
По характеристике смачиваемости породы башкирского яруса, в основном, гидрофобные и преимущественно гидрофобные. Необходимо отметить, что гидрофобность пород увеличивается вниз по разрезу до 100%.
Залежи нефти выявлены на восточном борту Мелекесской впадины, на западном и южном склонах, в сводовой части ЮТС, менее распространены на юго-восточном склоне СТС.
Степень заполнения структур нефтью различна и колеблется от 10 (Владимировская залежь) до 95—100%. Отмечается некоторое возрастание высоты залежей в направлении от восточных земель западного склона ЮТС к Мелекесской впадине. При высоте структур, превышающей мощность башкирских отложений, этаж нефтеносности захватывает и серпуховские отложения. Пластовые резервуары в башкирском ярусе пользуются незначительным развитием. Башкирские и серпуховские пласты-коллекторы чаще образуют единую гидродинамическую систему, характеризующуюся сложным строением, обусловленным зональным замещением коллекторов (Куакбашская, Новошешминская, Усть-Кичуйская и другие залежи). Намечается общая тенденция уменьшения Газовый фактор нефти башкирско-серпуховских отложений—15—18,4 м3/т. Температура пласта—15—20°С. Пластовое давление 6,0—8,0 МПа.
Купольная часть ЮТС составляет наиболее крупный узел нефтенакопления в среднем карбоне, хотя залежи здесь размещены крайне неравномерно и весьма своеобразно. Наиболее крупная Куакбашская залежь приурочена к одноименному Куакбашскому валообразному поднятию размером 10-15x45-55 км. Дебиты скважин составляют от 0,1-0,5 до 10 т/сут.
На землях, расположенных западнее Ново-Елховского месторождения, залежи приурочены большей частью к локальным структурным ловушкам размером от 0,6x1,0 до 2,5x7,0 км, амплитудой от 1-2 до 25-30 м. Большинство этих структурных форм развиты на биогермах. Встречаются ловушки массивного типа. Общий этаж нефтеносности в них достигает иногда больше 60 м, суммарная нефтенасыщенная толща пород - 45м и более. Притоки нефти изменяются от нескольких сот литров до 30-70 т/сут.
Вышележащие отложения верейского горизонта залегают на глубине 770-987 м и имеют повсеместное распространение на территории юго-востока Татарстана. Общая их толщина составляет в среднем 45 м. В отличие от отложений башкирского яруса структурные планы по кровле продуктивных пород верейского возраста имеют более пологие формы. Залежи нефти контролируются теми же структурами, что и в отложениях башкирского яруса, в этой связи, в плане контура нефтеносности практически совпадают.
В ранневерейское время в условиях активного гидродинамического режима вод шло преимущественное накопление органогенных, органогенно-обломочных и обломочных осадков с первично высокими емкостными свойствами, периодически сменявшееся на накопление глинистых осадков.
В поздневерейское время преимущественным развитием пользуются глинистые и глинисто-карбонатные осадки.
Формирование коллекторских свойств карбонатных пород этой зоны аналогично башкирским и также определялось, наряду с региональными факторами, наличием конседиментационных поднятий в донном рельефе региона осадконакопления.
С началом верейского времени территория Татарстана вновь начинает испытывать медленное погружение, и создаются условия мелководного морского бассейна. Близость источников сноса определило накопление карбонатно-терригенных осадков. В пределах Татарстана устанавливаются три зоны с различными условиями осадконакопления.
В первой зоне, развитой на крайнем юго-востоке Татарстана, происходило преимущественное накопление известковых илов, периодически нарушавшееся привносом глинистого материала в относительно зауглубленных участках донного рельефа шельфового мелководья. Коллекторские свойства пород этой зоны низкие в связи со значительным развитием процессов сульфатизации.
Во второй зоне, занимавшей большую часть восточного и центрального Татарстана, происходило накопление карбонатно-терригенных осадков в относительно приподнятых участках донного рельефа шельфового мелководья.
В третьей зоне, расположенной на западе Татарстана, в условиях наиболее приподнятых участков донного рельефа шельфового мелководья, формировались песчано-алеврито-глинистые осадки, иногда сменявшиеся глинисто-карбонатными. Близость источников сноса обусловили широкое развитие в разрезе верейских отложений глинистого материала и низкие коллекторские свойства пород.
Отложения верейского горизонта по литологическому признаку делятся на две части: нижнюю — карбонатную и верхнюю — карбонатно-терригенную. Карбонатная пачка представлена известняками с тонкими прослоями аргиллитов и мергелей, которые расчленяют ее на 5-7 пластов-коллекторов. Наиболее выдержаны нижние пласты, с которыми связаны нефтяные залежи. Верхняя литологическая пачка слагается пестроцветными аргиллитами и мергелями, содержащими тонкие прослои известняков, алевролитов и слюдистых песчаников.
Описанный тип отложений характерен для всей территории РТ, за исключением отдельных участков на Черемшанской, Ульяновской и Кутушско-Кадеевской площадях, где разрезы целиком представлены глинисто-песчаными породами, заполняющими узкие эрозионные ложбины. В некоторых "врезах" башкирские отложения полностью размыты. В отличие от предвизейских эрозионных "врезов", они имеют более ограниченное развитие. На крайнем юго-востоке РТ (Сулинская и Бугульминская площади) верхняя глинистая пачка фациально замещена. Здесь верейский горизонт представлен преимущественно карбонатными отложениями. Увеличение доли карбонатных пород в разрезе наблюдается также на востоке Южно-Татарского свода. В области Казанско-Кажимского авлакогена и его обрамления в верейском горизонте преобладают терригенные породы. Общая мощность горизонта составляет 31-77 м
Нефтенасыщенная толщина отложений увеличивается от западной границы Мелекесской впадины к востоку. Максимальные толщины пластов-коллекторов отмечены на Куакбашском вале ЮТС. Отложения нижнего пласта Вр-1 и верхних Вр-4-7 на большей части территории юго-востока республики замещены на глинистые образования и сложены терригенными породами (песчаниками, слюдистыми аргиллитами и алевролитами) с тонкими прослоями известняков. Остальные пласты развиты повсеместно, но нефтенасыщенны только при наличии коллекторов.
По физико-химическим свойствам верейские нефти близки к башкирско-серпуховским — тяжелые, вязкие и высоковязкие. Залежи нефти контролируются в основном двумя морфогенетическими типами структур (различающихся также и особенностями строения резервуаров) — тектоническими и облекания. Залежи имеют вытянутую или изометричную форму.
Максимальное развитие нефтеносности в верейских отложениях объясняется, прежде всего, удачным сочетанием в разрезе этого продуктивного горизонта карбонатных пористых пластов-коллекторов с изолирующими их сверху плотными глинистыми породами регионально выдержанной покрышки. Поэтому залежи нефти в верейском горизонте относятся в основном к группе пластовых. Они контролируются локальными поднятиями, имеют вытянутую или изометричную форму и подчинены закономерностям распространения коллекторов. От подстилающих отложений башкирского яруса верейские продуктивные пласты отделены глинистыми породами. В отдельных нефтяных ловушках, осложненных верейскими врезами, башкирско-верейские пласты-коллекторы образуют единую карбонатно-терригенную гидродинамическую систему с общим ВНК (Усть-Кичуйская, Екатериновская залежи).
В целом площади залежей в верейских отложениях на многих объектах распространены примерно в тех же границах, что и в башкирском ярусе. Многопластовые залежи контролируются едиными поднятиями и условиями размещения коллекторов. В пространственном развитии нефтеносности среднего карбона отмечается некоторое смещение залежей в западном направлении по сравнению с нижним карбоном.
Основными промышленными объектами в разрезе верейского горизонта являются пласты Вр-2 и Вр-3 нефтенасыщенной толщиной от 1,5-2,0 до 3,5-4,5 м. Промышленная нефтеносность на отдельных участках установлена также в пластах Вр-1, Вр-4 и Вр-5, дебиты скважин достигают 15-30 т/сут.
Верейские пласты (Bр-1-III) друг от друга и от отложений башкирского яруса отделены глинистыми разделами, являющимися в ряде случаев надежными покрышками. Поэтому нередко водонефтяные контакты башкирских и еврейских залежей не совпадают. Например, на Студено-Ключевском поднятии западного склона ЮТС башкирская залежь имеет ВНК на отметке —690 м, верейская — на отметке —674 м. На Ямашинской структуре ВНК верейской залежи находится на 10 м ниже ВНК башкирской. Здесь залежь приурочена к крупной валообразной структуре, осложненной по верейским отложениям Шегурчинским, Тавельским, Ямашинскнм и Соколкинским локальными поднятиями. Высота залежи около 50 м. Ниже по разрезу в башкирских отложениях залежи нефти локализуются в мелких структурных ловушках с самостоятельными ВНК.
Как показали исследования по ряду месторождений западного склона ЮТС и Мелекесской впадины, по показателю смачиваемости породы верейского горизонта на 94,2% являются гидрофобными и преимущественно гидрофобными и только на 5,8% преимущественно гидрофильными.
На Ромашкинском месторождении в среднем карбоне самые крупная залежь открыта в его юго-западной части на наиболее приподнятой части - Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридианальном направлении. По кровле верейского горизонта она имеет размеры 1,5-20,0 км с амплитудой поднятия до 50-60 м, а отдельные поднятия (купола) имеют размеры от 1,5x2,5 до 2x9 км.
Этаж нефтеносности залежей достигает 80-100 м. Абсолютные отметки ВНК составляют на южных участках - 545-547 м, а на северных - 530 м. В этом же направлении происходит ухудшение коллекторских свойств пород. На отдельных участках отложения башкирского яруса и верейского горизонта отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и разрезу.
В верейском горизонте продуктивными являются органогенно-обломочные известняки. Залежи пластовые сводовые. Пористость изменяется от 8,0 до 20,2%, нефтенасыщенность -0,52-0,86, проницаемость в среднем 0,035 мкм2, нефтенасыщенная толщина - 1,7 м, эффективная толщина -2,7. Особенностью верейской залежи является наличие в пределах ее продуктивной площади значительного количества зон отсутствия коллекторов.
В конце верейского времени и на протяжении всего московского, касимовского и гжельского веков происходила дальнейшая трансгрессия моря.
На смену карбонатно-терригенному осадконакоплению пришло карбонатное, лишь в раннекаширское время иногда нарушавшееся привносом глинистого материала. На территории Татарстана в каширско-мячковское время накопление карбонатных осадков происходило в обстановках шельфового мелководья с неустойчивым солевым режимом вод, что обуславливало доломитизацию и сульфатизацию илов
Ареал размещения залежей в каширско-гжельском локально нефтеносном комплексе ограничен границами нефтеносных земель по верейско-башкирским отложениям. Продуктивными могут являться в основном пласты Скш1-5 и крайне редко Спд1-5, Смч1-7, Сгж1-8, также представленные карбонатными коллекторами.
Нефтеносность отложений каширского (пласта Кш-I-V) карбонатного комплекса доказана на восточном борту Мелекесской впадины, на западном и юго-восточном склонах ЮТС и СТС — на Чегодайской, Степноозерской, Николаевской, Южно-Нурлатской, Крым-Сарайской и других структурах. По данным керна и испытаний скважин выявлено около 35 залежей нефти. Каширские отложения повсеместно нефтеносны на восточном борту Мелекесской впадины, несколько меньшим развитием пользуются залежи нефти на западном склоне ЮТС. Пористость пород в нефтенасыщенной части разреза (по керну скв. 603, 604, 605 Степноозерской площади) 10—18%, в отдельных образцах до 23,2—32,3%, проницаемость от 9—148 до 1821 мД.
Залежи приурочены преимущественно к локальным поднятиям третьего порядка, характеризуются ограниченными размерами. Тип залежей обычно пластово-сводовый. Плотность нефти колеблется от 0,903 до 0,935 г/см3, при содержании серы 3,4—4,6%, парафина — 3,5%.
Промышленная нефтеносность каширского горизонта доказана на восточном борту Мелекесской впадины и западном склоне Южно-Татарского свода. Притоки нефти, за редким исключением, составляют 1,5-2 м3/сут. Нефтяные скопления локализуются в пределах сводовых участков среднекаменноугольных поднятий, причем в формировании залежей существенную роль играл литологический фактор. По разрезу залежи распространяются неравномерно, что зависит от экранирующих свойств локальных покрышек, сложенных маломощными пачками уплотненных или слегка заглинизированных карбонатных пород.
Толщины пластов-коллекторов не выдержаны по площади залежей и могут изменяться от 4,0 до 24,0 м. Чаще всего пласты-коллекторы представляют собой обособленные объекты, разделенные пачками карбонатных уплотнённых и эффективных пористо-проницаемых пород. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,7 до 10,9 м. Количество эффективных нефтенасыщенных прослоев в пластах и их толщины зависят от геолого-физических условий залежей в пределах ЮТС, СТС и MB. Средневзвешенная пористость пластов по ГИС изменяется от 10 до 21%, нефтенасыщенность - от 56 до 90%.
Емкость коллектора связана с порами, кавернами и трещинами, тип коллектора порово-трещинный, порово-каверновый и порово-каверново-трещинный.
Чаще всего нефтеносны 1-2 пористо-проницаемых пласта, но в отдельных случаях нефтью может быть насыщен почти весь разрез каширского горизонта (Степноозерская площадь, Камышлинское месторождение). Все залежи характеризуются небольшими размерами.
Верхняя часть данного комплекса в нефтеносном отношении изучена недостаточно. Нефтепроявления имеют локальное развитие. Небольшие залежи нефти известны в подольском горизонте на восточном борту Мелекесской впадины. Притоки нефти достигают 2,5 т/сут.
Таким образом, анализ нефтеносности палеозойских отложений свидетельствует, что площадное развитие залежей по комплексам сокращается от нижнего к верхним с одновременным смещением площадей нефтеносности в западном направлении. На Южно-Татарском своде и восточном борту Мелекесской впадины с востока на запад происходит постепенное смещение нефтеносных горизонтов с девонско-нижнекаменноугольных в нижне- и среднекаменноугольные отложения.
На Северо-Татарском своде картина обратная: в восточной части нефтеносны девонско-нижнекаменноугольные отложения, на западе – девонские.
Наличие в разрезе палеозоя нескольких регионально нефтеносных комплексов обусловило формирование многопластовых месторождений нефти.
Верхняя часть осадочной толщи Татарстана, начиная с верхнего карбона по верхнеказанские отложения включительно, содержит массовые скопления битумов, которые представляют собой сильно окисленные сверхвысоковязкие (600—630000 Па-с) нефти с высоким содержанием смол (18—26%), асфальтенов (4,6—75%), серы (3,7—7,2%), практически не содержащие легких фракций.
Исследования показали [Акишев, Данилов, 1974; Акишев и др., 1975], что распределение битумов в пермской толще подчинено тем же законам, что и распределение нефти в нижележащих горизонтах. Массовые битумопроявления приурочены к коллекторам, экранированным в кровле глинистыми, глинисто-карбонатными или сульфатными покрышками разной (от 2 до 60 м) мощности, причем масштабы распространения битумов по площади находятся в тесной связи с выдержанностью покрышки.
Нижний (Приуральский) отдел (P1)
Ассельский ярус (P1a). Отложения ассельского яруса развиты на всей территории и слагаются доломитами с прослоями известняков и гипсов. По литологическим признакам в ассельском ярусе выделяются три маркирующих горизонта. Нижний из них – “швагериновый доломит”, выше залегает “туффовидный доломит”, кровля яруса принята за третий маркирующий горизонт. Мощность яруса изменяется в пределах от 28-62 м на Токмовском и Южно-Татарском сводах до 65-70м на их склонах и до 75-80м в Мелекесской впадине.
Сакмарский ярус (P1s) в полных разрезах подразделяется на тастубский и стерлитамакский горизонты. Тастубский горизонт сложен переслаивающимися доломитами, гипсами и ангидритами. Он развит почти на всей территории, за исключением отдельных участков, где установлены глубокие эрозионные “врезы”, заполненные неогеновыми отложениями. Стерлитамакский горизонт распространен на востоке РТ, где представлен известняками и доломитами с редкими линзами гипсов и ангидритов. В целом мощность сакмарского яруса весьма изменчива – от 30-80м на Токмовском и Южно-Татарском сводах до 90-120 м на их склонах и до 170м на северо-восточном склоне СТС и в Верхнекамской впадине, что связано с его размывом в послесакмарское время.
Артинский ярус (P1ar). Отложения артинского яруса установлены на крайнем востоке РТ, где представлены ангидритами, гипсами и доломитами, в меньшей степни известняками, мергелями и глинами. Западнее линии, соединяющей населенные пункты Агрыз, Салауш, Мензелинск, Саклов-Баш, Бугульма, ярус полностью размыт. Мощность яруса до 41м.
Кунгурский ярус (P1kg) развит на востоке и юго-востоке РТ. Слагается доломитами, известняками с прослоями мергелей. Среди карбонатных пород отмечаются ангидриты, гипсы, реже глины. Мощность яруса достигает 150м. Отсутствие кунгурских отложений в западных районах РТ связано с их выклиниванием и размывом.
Уфимский ярус (P2u). Западная граница распространения отложений уфимского яруса проходит через Нурлат, Билярск, Столбищи, Казаклар. Представлены уфимские отложения песчаниками, алевролитами, глинами с редкими прослоями мергелей, доломитов, известняков и включениями гипса. В составе уфимского яруса выделяются соликамский и шешминский горизонты. Последний по литологическим признакам делится на нижнюю и верхнюю пачки. Нижняя сложена, главным образом, глинистыми породами с незначительными прослоями песчаников, известняков и гипсов. Верхняя, преимущественно песчаная, пачка наиболее широко распространена в пределах западного склона Южно-Татарского свода. Песчаники имеют линзовидное залегание. Мощность яруса достигает 200м. В западном направлении уфимские отложения полностью выклиниваются.
Средний (Биармийский) отдел (P2)
Казанский ярус (P2kz). Казанские отложения распространены почти повсеместно, за исключением приподнятых участков в долинах рек Волга, Кама, Вятка, Белая и их притоков, где они уничтожены неогеновым или четвертичным размывом. Ярус представлен на западе РТ морскими и лагунно-морскими сероцветными карбонатными и сульфатно-карбонатными отложениями, последовательно сменяющимися в восточном направлении мелководно-морскими и прибрежно-морскими терригенно-карбонатными и карбонатно-терригенными, прибрежно-континентальными и континентальными красноцветными терригенными образованиями. Общая мощность казанского яруса изменяется с запада на восток от 18 до 200м, что связано с неравномерным размывом отложений в послеказанское время.
Отложения уржумского яруса (P2ur) представлены песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями, известняками и доломитами. Степень карбонатности разреза нарастает в западном направлении, в восточном – увеличивается роль терригенных грубообломочных пород. Мощность уржумских отложений увеличивается в северо-восточном и восточном направлениях до 80-100м на СТС и ЮТС и на их склонах и до 115-130м в Мелекесской впадине. Максимальная мощность (150-180м) установлена на северо-востоке РТ в Верхнекамской впадине.
В пермских отложениях РТ сосредоточены природные тяжелые и битуминозные нефти, обычно залегают на небольших глубинах (до 400 м) и представляют собой тяжелые высоковязкие гипергенно преобразованные нефти. Область максимального нефтебитумонакопления приурочена к Мелекесской впадине и прилегающей части Южно-Татарского свода. Особенности геологического строения, закономерности размещения тяжелых и битуминозных нефтей, методы их поиска и разведки достаточно подробно изложены в ряде монографий, вышедших в последние годы.
В пределах РТ может быть выделено три нефтебитуминозных ареала: Восточный, Центральный и Западный.
Восточный ареал в тектоническом отношении приурочен к юго-восточному и восточному склонам Южно-Татарского и Северо-Татарского сводов. Территория его распространения ограничена развитием региональной покрышки кунгурского возраста. Нефтебитуминозность связана в основном с нижнепермским карбонатным комплексом.
Центральный битуминозный ареал соответствует крупному полюсу нефтебитумонакопления, расположенном на восточном борту Мелекесской впадины и западном склоне Южно-Татарского свода. Главная особенность вертикального распределения битумов состоит здесь в значительном увеличении этажа нефтебитуминозности, который включает все четыре комплекса перми: нижнепермский (VIII), уфимский (IX), нижнеказанский (X) и верхнеказанский (XI). Формирование этого ареала обусловлено сочетанием целого ряда благоприятных факторов: распространением пород-коллекторов, развитием проводящих толщ, наличием зонально выдержанных покрышек, их соотношением со структурно-тектоническими особенностями комплексов, устойчивой подпиткой нефтью из продуктивных комплексов карбона и др.
Западный нефтебитуминозный ареал приурочен к западному борту Мелекесской впадины. Его восточную границу очерчивает линия выклинивания экранирующей пачки в составе “лингуловых глин” казанского возраста. Таким образом, в пределах этого ареала распространена лишь одна покрышка зонального типа – это глинистая толща татарского яруса, и локальные экраны сульфатно-карбонатных пачек “подбоя” и “шиханов” (верхнеказанские отложения).
На территории России основные перспективы освоения месторождений ПБ, или нафтидов зоны гипергенеза, связаны в основном с пермскими отложениями центральных районов Урало-Поволжья (на них приходится более половины суммарных ресурсов природных битумов страны), запасы и ресурсы которых только в Татарстане составляют по различным оценкам от 4 до 7 млрд.т, из которых 10-15% приходится на запасы (Муслимов Р.Х. и др., 1999). Республика по состоянию изученности месторождений этой группы нафтидов занимает в РФ ведущее место: здесь сосредоточено 9/10 разведанных и предварительно оцененных запасов страны (Климушин И.М., 1998). В тектоническом плане ареал распространения скоплений битумов охватывает в основном Мелекесскую впадину и Южно-Татарский свод. Битумоносны и продуктивны залегающие на глубинах до 400 м терригенные и карбонатные породы-коллекторы казанского и уфимского ярусов, а также карбонаты нижнепермского возраста (главным образом сакмарского яруса), образующие три основных нефтебитумоносных комплекса (Акишев И.М. и др., 1979).
Проведенные нами [8] исследования показали, что пробы битумов отражают согласно схеме классификации В.А.Успенского (1970 г.) генетический ряд превращения нефти в твердые битумы (табл. 3). В то же время нафтиды даже внутри каждого нефтебитумоносного комплекса, несмотря на сравнительно узкий диапазон глубин, отличаются разнообразием физико-химических свойств, компонентного состава и др. Среди залежей битумов по физическим свойствам и химическому составу встречаются сверхвязкие нефти (Ашальчинское, Мордово-Кармальское месторождения), но в большинстве своем это мальты и мальты-асфальты (Сугушлинская залежь), асфальты (Горское месторождение, Аканская залежь), асфальт-асфальтиты (Шугуровское, Спиридоновское месторождения). Асфальтиты представлены единичными образцами с Сюкеевского и Улеминского месторождений (западный борт Мелекесской впадины); в последнем содержание масел всего 8,8%, а асфальтенов - 61,8%.
Объяснения выявленному разнообразию состава и свойств пермских битумов, очевидно, могут быть даны только с позиций геологических и тектонических процессов, происходивших на рассматриваемой территории на протяжении P и Mz-Kz. Есть все основания полагать, что процессы миграции, формирования и разрушения залежей нефти происходили на протяжении длительного этапа геологической истории, получая новые импульсы в периоды активной перестройки структурных планов. Так, результаты исследований (Тихвинская Е.И., 1939; Троепольский В.И., Эллерн С.С., 1964; [9]) показывают, что Мелекесская впадина является молодой структурой. По мнению В.А.Лобова [9], анализ эволюции части Волго-Камской антеклизы, соответствующей этой современной отрицательной структуре I-го порядка, дал возможность выявить ряд интересных черт, указывающих на существование здесь крупного возрожденного поднятия - Мелекесского палеосвода.
Именно такой подход к трактовке геологической истории позволяет объяснить, отчего нижний битумоносный комплекс (отложения сакмарского яруса), являющийся промежуточной толщей между залежами нефти в карбоне и основными битумоносными комплексами верхней перми и казалось бы менее подверженный гипергенным процессам, характеризуется худшими свойствами битумов (см. табл. 3). Очевидно, из-за интенсивного воздымания территории в послесакмарское время уже происходило разрушение залежей нефти в нижнепермских образованиях, о чем свидетельствуют находки в отложениях сакмарского яруса закированных обломков пород внутри карбонатно-глинистой брекчии [10]. Особенности развития данной части территории Татарстана привели к глубокой денудации нижнепермской толщи и в ряде районов к почти полному уничтожению в ней сульфатных пород-покрышек (рисунок), что позволяет говорить о наличии самостоятельного раннепермского этапа формирования и разрушения нефтяных залежей в верхнепалеозойских отложениях [10], то есть для нафтидов сакмарского яруса Мелекесской впадины это своего рода зона аконсервации (термин предложен С.С.Эллерном).
Поэтому битумы, заполняющие в основном трещины и каверны в известняках и доломитах P1s (залегают на глубине 200-300 м), имеют самую высокую плотность - до 1,017-1,048 г/см3, - и вязкость в пластовых условиях - до 600-800 Па·с, - и относятся к классу асфальтов. Отметим, что на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, где палеогеографические условия в нижнепермское время способствовали здесь формированию мощных и выдержанных по простиранию пород-покрышек, представленных ангидритами, гипсами, а иногда и каменными солями (Масагутов Р.Х., 1999), нефти в сакмаро-артинских коллекторах по физическим свойствам и составу близки к нефтям из нижнего карбона (Акишев И.М. и др., 1979; Ларочкина И.А. и др., 1999; Утопленников В.К. и др., 2002; Мухаметшин Р.З. и др., 2005).
Наличие же литологического экрана (глины татарского яруса) над верхним казанским комплексом (см. рисунок) предопределило его нефтебитумоносность в современных границах впадины. Однако в послепермское время вследствие неглубокого залегания казанских отложений в наиболее приподнятой части Мелекесского палеосвода несомненно происходило разрушение газонефтяных залежей, что обусловило образование мальт и асфальтов. И как замечено В.А.Лобовым, «начавшееся в акчагыльский век погружение … привело к переформированию сохранившихся от разрушения залежей нефти в отложениях девона и карбона и было бессильно сместить уже превратившиеся в твердые образования массы битумов в пермских отложениях». Имеются примеры, когда из нижне- и верхнепермских отложений западного склона Южно-Татарского получены притоки нафтидов, которые имеют физико-химические характеристики, сходные с нефтями среднего карбона ; однако это связано с активизацией разрывных нарушений осадочного чехла в альпийскую фазу тектогенеза (Мухаметшин Р.З., Каюкова Г.П., 2000; Мухаметшин Р.З. и др., 2004). Проявления жидких нафтидов выявлены при проходке глубокими скважинами верхнеказанских отложениий на Енорускинском месторождении.
Текучие битумы в виде сверхвязкой нефти и мальты встречаются преимущественно в высокопористых терригенных коллекторах уфимского яруса, которые залегают на глубинах до 150-200 м на западном склоне Южно-Татарского свода, где и сосредоточены основные запасы гипергенно измененных нафтидов, которые являются первоочередным и основным объектом скважинной разработки пермских битумов РТ. Этому способствовали следующие факторы: а) наличие коллекторов в шешминских образованиях, б) выдержанная (за исключением речных долин) покрышка в виде «лингуловых глин», в) миграция нефти на восток в процессе опускания территории Мелекесской впадины в неогеновый период.
Ранее показано (Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Курбский Г.П., 1994), что процессы микробиального окисления, протекающие наиболее интенсивно при малой минерализации подземных вод в пермской толще, усиливают процессы деградации нефти и приводят к формированию характерного состава тяжелой нефти в терригенных отложениях верхней части разреза, связанного с отсутствием или низким содержанием в них н-алканов (биодеградированные нефти типа Б2). В накоплении нефтей столь специфического состава существенную роль играет и температурный фактор, составляющий в пластах песчаников уфимского яруса +6+80С, вследствие чего наблюдается сегрегация нефти и застывание парафина в поровом пространстве коллекторов (Мухаметшин Р.З. и др., 1996), что делает оптимистичным прогноз добычи с применением тепловых методов.
Высокая вязкость пермских битумов препятствует их извлечению традиционными методами, применяемыми при разработке нефтяных месторождений. Каждое из месторождений нафтидов зоны гипергенеза несомненно требует своих способов разработки: сверхвязких нефтей и мальт - тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, асфальтовых - шахтных и шахтно-дренажных методов, асфальтитовых – карьерами и штольнями [11]. В планах предполагается (Р.Р.Ибатуллин, 2004), что после 2015 г. сверхвязкие нефти будут компенсировать падение добычи традиционной нефти в республике, чему способствуют небольшие глубины залегания нафтидов. К этому имеются предпосылки в виде успешного внедрения ОАО «Татнефть» новых технологий, апробируемых на Ашальчинском месторождении.
Особенности развития данной части территории Татарстана привели к глубокой денудации нижнепермской толщи и в ряде районов к почти полному уничтожению в ней сульфатных пород-покрышек, что позволяет говорить о наличии самостоятельного раннепермского этапа формирования и разрушения нефтяных залежей в верхнепалеозойских отложениях, то есть для нафтидов сакмарского яруса Мелекесской впадины это своего рода зона аконсервации (термин предложен С.С.Эллерном). Поэтому битумы, заполняющие в основном трещины и каверны в известняках и доломитах P1s (залегают на глубине 200-300 м), имеют самую высокую плотность - до 1,017-1,048 г/см3, - и вязкость в пластовых условиях - до 600-800 Па·с - и относятся к классу асфальтов.
Текучие битумы в виде сверхвязкой нефти и мальты встречаются преимущественно в высокопористых терригенных коллекторах уфимского яруса, которые залегают на глубинах до 150-200 м на западном склоне Южно-Татарского свода, где и сосредоточены основные запасы гипергенно измененных нафтидов, которые являются первоочередным и основным объектом скважинной разработки пермских битумов РТ. Этому способствовали следующие факторы:
а) наличие коллекторов в шешминских образованиях, б) выдержанная (за исключением речных долин) покрышка в виде «лингуловых глин», в) миграция нефти на восток в процессе опускания территории Мелекесской впадины в неогеновый период.
Ранее показано (Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Курбский Г.П., 1994), что процессы микробиального окисления, протекающие наиболее интенсивно при малой минерализации подземных вод в пермской толще, усиливают процессы деградации нефти и приводят к формированию характерного состава тяжелой нефти в терригенных отложениях верхней части разреза, связанного с отсутствием или низким содержанием в них н-алканов (биодеградированные нефти типа Б2). В накоплении нефтей столь специфического состава существенную роль играет и температурный фактор, составляющий в пластах песчаников уфимского яруса +6+80С, вследствие чего наблюдается сегрегация нефти и застывание парафина в поровом пространстве коллекторов (Мухаметшин Р.З. и др., 1996), что делает оптимистичным прогноз добычи с применением тепловых методов.
Высокая вязкость пермских битумов препятствует их извлечению традиционными методами, применяемыми при разработке нефтяных месторождений. Каждое из месторождений нафтидов зоны гипергенеза несомненно требует своих способов разработки: сверхвязких нефтей и мальт - тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, асфальтовых - шахтных и шахтно-дренажных методов, асфальтитовых – карьерами и штольнями. В планах предполагается (Р.Р.Ибатуллин, 2004), что после 2015 г. сверхвязкие нефти будут компенсировать падение добычи традиционной нефти в республике, чему способствуют небольшие глубины залегания нафтидов. К этому имеются предпосылки в виде успешного внедрения ОАО «Татнефть» новых технологий, апробируемых на Ашальчинском месторождении.
Важным, в том числе с экономической и экологической точек зрения, является комплексное использование в качестве сырья пермских нафтидов (Ракутин Ю.В. и др., 1997). Для более полного извлечения металлов целесообразна схема территориального и технологического совмещения добычи и переработки сверхвязкой нефти и битумов (Белонин М.Д. и др., 1990; Якуцени В.П. и др., 1994). Следует также особо отметить, что уникальный состав ванадиеносных природных битумов, позволяющий наряду с другими продуктами получать высокоиндексные и низкозастывающие масла (Г.П.Каюкова, 1999), требует специальных технологий глубокой переработки.
Высокие концентрации V в ПБ позволяют рассматривать их как комплексное сырье для добычи УВ и сопутствующих им металлов. В связи с этим применение теплохимических методов воздействия (типа внутрипластового горения) при скважинной добыче сверхвязких нефтей и мальты нецелесообразно, так как это приводит, во-первых, к безвозвратным потерям МЭ в пласте, а во-вторых, к попаданию V и Ni в вышезалегающие водоносные горизонты, используемые для водоснабжения населения.
Лекция 10
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГИПЕРГЕННО ПРЕОБРАЗОВАННЫХ НЕФТЕЙ
В связи с истощением запасов нефти в основных нефтедобывающих районах страны весьма актуальна проблема их восполнения. Одним из путей решения этой проблемы является ускоренное освоение трудноизвлекаемых запасов, включая нетрадиционные источники углеводородов (УВ). К таковым в первую очередь относятся природные битумы и тяжелые сверхвязкие нефти (СВН); они в большинстве своем являются неучтенным резервом ресурсов углеводородного сырья [1]. Основной принцип отнесения этой группы нафтидов к нетрадиционным - отсутствие или неразвитость технологий, обеспечивающих их рентабельное освоение
Месторождения тяжелых нефтей относятся к числу альтернативных источников углеводородного сырья, на которые в будущем человечество возлагает особые надежды. Не случайно 7-я Конференция по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам (Пекин, октябрь 1998 г.) проводилась ЮНИТАР под девизом «Тяжелая нефть как главный источник энергии XXI века». Повышенный интерес во всем мире к тяжелым нефтям обусловлен тем, что:
а) за последние 25-30 лет во многих странах открыто большое число месторождений, содержащих значительные запасы таких нефтей;
б) разработка месторождений тяжелых нефтей и битумов играет заметную роль в стабилизации и даже повышении уровней добычи горючих полезных ископаемых
в) ускорению и удешевлению освоения скоплений тяжелых нефтей и битумов способствует относительно неглубокое их залегание.
Тяжелые нефти интенсивно и успешно осваиваются во всем мире. В США целенаправленное изучение нетрадиционных источников УВ начали вести уже давно и результативно. Канада в 2002 г. ввела в мировой реестр запасов 24,1 млрд.т нафтидов в битуминозных песках Атабаски и соседних с нею битумных полях; из них получают синтетическую нефть. В богатой ресурсами нефти и газа РФ этим исследованиям долгое время особого внимания не уделялось, однако необходимость в них стала очевидной.
Содержание V и Ni в природных битумах из пермских отложений (табл. очень высокое . Максимальные средние концентрации V и Ni выявлены в битумах нижнепермских отложений (V=910 г/т; Ni=177 г/т). Под влиянием гипергенеза происходит резкое увеличение содержаний МЭ в жильных асфальтитах, сравнительно с асфальтами и тяжелыми нефтями, т.е. в ряду их генетической превращенности (согласно схеме классификации В.А.Успенского, 1970 г.) от нефтей к твердым битумам (табл. ). Как отмечает С.П.Якуцени, нафтиды отличаются также и по содержанию Au и Re: этими металлами значительно обогащены асфальтиты.
Среди залежей битумов по физическим свойствам и химическому составу встречаются сверхвязкие нефти (Ашальчинское, Мордово-Кармальское месторождения), но в большинстве своем это мальты и мальты-асфальты (Сугушлинская залежь), асфальты (Горское месторождение, Аканская залежь), асфальт-асфальтиты (Шугуровское, Спиридоновское месторождения). Асфальтиты представлены единичными образцами с Сюкеевского и Улеминского месторождений (западный борт Мелекесской впадины); в последнем содержание масел всего 8,8%, а асфальтенов - 61,8%.
Объяснения выявленному разнообразию состава и свойств пермских битумов, очевидно, могут быть даны только с позиций геологических и тектонических процессов, происходивших на рассматриваемой территории на протяжении пермского и мезо-кайнозойского времени.
Есть основания полагать, что процессы миграции, формирования и разрушения залежей нефти происходили на протяжении длительного этапа геологической истории, получая новые импульсы в периоды активной перестройки структурных планов. Так, результаты исследований (Тихвинская Е.И., 1939; Троепольский В.И., Эллерн С.С., 1964) показывают, что Мелекесская впадина является молодой структурой. По мнению В.А.Лобова, анализ эволюции той части Волго-Камской антеклизы, которая соответствует этой современной отрицательной структуре I-го порядка, дал возможность выявить ряд интересных черт, указывающих на существование здесь крупного поднятия - Мелекесского палеосвода.
Именно такой подход к трактовке геологической истории позволяет объяснить, отчего нижний битумоносный комплекс (отложения сакмарского яруса), являющийся промежуточной толщей между залежами нефти в карбоне и основными битумоносными комплексами верхней перми и, казалось бы, менее подверженный гипергенным процессам, характеризуется худшими свойствами битумов (табл. ). Очевидно, из-за интенсивного воздымания территории в послесакмарское время уже происходило разрушение залежей нефти в нижнепермских образованиях, о чем свидетельствуют находки в отложениях сакмарского яруса закированных обломков пород внутри карбонатно-глинистой брекчии.
Содержание V и Ni в пермских битумах месторождений Татарстана
. Изменение содержания отдельных МЭ (г/т) в составе тяжелых нефтей и природных битумов Урало-Поволжья (по С.М. Катченкову и др., 1957)
Особенности развития данной части территории Татарстана привели к глубокой денудации нижнепермской толщи и в ряде районов к почти полному уничтожению в ней сульфатных пород-покрышек, что позволило говорить о наличии самостоятельного раннепермского этапа формирования и разрушения нефтяных залежей в верхнепалеозойских отложениях , то есть для нафтидов сакмарского яруса Мелекесской впадины это своего рода (по С.С.Эллерну) зона аконсервации.
Поэтому битумы, заполняющие в основном трещины и каверны в известняках и доломитах сакмарского яруса (залегают на глубине 200-300 м), имеют самую высокую плотность (до 1,017-1,048 г/см3) и вязкость в пластовых условиях (до 600-800 Па·с) и относятся к классу асфальтов. Отметим, что на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, где палеогеографические условия в нижнепермское время способствовали формированию мощных и выдержанных по простиранию пород-покрышек, представленных ангидритами, гипсами, а иногда и каменными солями (Масагутов Р.Х., 1999), нефти в сакмарско-артинских коллекторах по физическим свойствам и УВ составу близки к нефтям из нижнего карбона (Акишев И.М. и др., 1979; Ларочкина И.А. и др., 1999; Утопленников В.К. и др., 2002; Мухаметшин Р.З. и др., 2005).
Наличие литологического экрана (глины татарского яруса) над верхним казанским комплексом предопределило его нефтебитумоносность в современных границах Мелекесской впадины. Однако в послепермское время вследствие неглубокого залегания казанских отложений в наиболее приподнятой части Мелекесского палеосвода несомненно происходило разрушение газонефтяных залежей, что обусловило образование мальт и асфальтов. И как замечено В.А.Лобовым, «начавшееся в акчагыльский век погружение … привело к переформированию сохранившихся от разрушения залежей нефти в отложениях девона и карбона и было бессильно сместить уже превратившиеся в твердые образования массы битумов в пермских отложениях»
Имеются примеры, когда из нижне- и верхнепермских отложений западного склона Южно-Татарского получены притоки нафтидов, которые имеют физико-химические характеристики, сходные с нефтями среднего карбона; однако это связано с активизацией разрывных нарушений осадочного чехла в альпийскую фазу тектогенеза (Мухаметшин Р.З., Каюкова Г.П., 2000; Мухаметшин Р.З. и др., 2004).
Текучие (подвижные) битумы в виде сверхвязкой нефти и мальты встречаются преимущественно в высокопористых терригенных коллекторах уфимского яруса, которые залегают на глубине до 150-200 м на западном склоне ЮТС, где и сосредоточены основные запасы гипергенно измененных нафтидов, являющиеся первоочередным объектом скважинной разработки пермских битумов РТ.
Этому способствовали следующие факторы: а) наличие коллекторов в шешминских образованиях, б) выдержанная (за исключением речных долин) покрышка в виде «лингуловых глин», в) процессы миграции нефти на восток в процессе опускания сопредельной территории Мелекесской впадины в неогеновый период.
Высокая вязкость пермских битумов препятствует их извлечению традиционными методами, применяемыми при разработке нефтяных месторождений. Каждое из месторождений нафтидов зоны гипергенеза, несомненно, требует своих способов разработки: сверхвязкие нефти и мальты - тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, асфальты - шахтных и шахтно-дренажных методов, асфальтиты – карьерами и штольнями
Наиболее измененные нефти встречаются на относительно небольших глубинах. Крупнейшие и гигантские месторождения тяжелых нефтей и природных битумов (ПБ) в Западной Канаде, Восточной и Западной Венесуэле, а также в США и других регионах были сформированы в результате вторичных изменений нефтей при восходящей миграции флюидов в зоне гипергенеза.
Полученные в результате исследований данные показывают большую роль гипергенеза в накоплении и перераспределении микроэлементов (МЭ) в нафтидах. Скопления нафтидов, подвергшиеся процессам гипергенного преобразования, часто содержат V и Ni в промышленных концентрациях, поскольку в них наблюдается вторично обогащение микроэлементами (в США и Канаде соединения V получают из зольных остатков после сжигания мазутов), в результате которого возникли металлогенические нефтегазоносные провинции ванадиевого типа.
Примеры распространения тяжелых нефтей и природных битумов гипергенного ряда
Примеры распространения тяжелых нефтей и природных битумов гипергенного ряда
Примеры распространения тяжелых нефтей и природных битумов гипергенного ряда
Образование вторично измененных нефтей связано с процессами современного или древнего гипергенеза, при которых в результате интенсивных восходящих движений обычные нефти подвергаются процессам физического выветривания, неорганического окисления, вымывания водами (промывания), биодеградации и осернения. Наиболее измененные нефти встречаются в зонах активного водообмена (на водонефтяных контактах) и на относительно небольших глубинах. В результате вторичных изменений нефтей при восходящей миграции флюидов в зоне гипергенеза сформированы гигантские и крупнейшие месторождения тяжелых нефтей и природных битумов в Западно-Канадской (месторождения Пис-Ривер, Колд-Лейк, Вабаска и др.), Восточно-Венесуэльской (месторождения Офисина, Тембладор, Герро-Негро и др.), Западно-Венесуэльской (месторождения Мара, Тиа-Хуана, Бочакеро и др.) НГП, а также значительное число месторождений в США, в Волго-Уральском НГП. С точки зрения оценки ресурсов эти скопления признаны во многих регионах промышленно ванадиеносными, в связи с чем они рассматриваются как комплексное сырье добычи УВ и сопутствующих им металлов.
Европейская часть России в настоящее время испытывает нехватку топливно-энергетических и сырьевых ресурсов в связи с истощением запасов нефти в основных нефтедобывающих районах. Поэтому актуальна проблема восполнения запасов за счет нетрадиционных источников углеводородов. К таковым относятся природные битумы (ПБ), включая и тяжелые сверхвязкие нефти (СВН); они в большинстве своем являются неучтенным резервом ресурсов углеводородного сырья. Основной принцип отнесение этой группы нафтидов к нетрадиционным - отсутствие или неразвитость технологий, обеспечивающих их рентабельное освоение. Поэтому, как считают многие специалисты, главной сырьевой базой поддержания нефтедобычи в России становятся уже освоенные нефтегазоносные области с развитой инфраструктурой, но со значительными резервами неосвоенных, в основном трудноизвлекаемых запасов.
Изучение тяжелых нефтей и природных битумов началось во ВНИГРИ еще в довоенные годы с работ Н.Л.Орлова и В.А.Успенского (1936 г.). Позднее геолого-геохимические аспекты и условия образования этих нефтей рассматривались в работах В.А.Успенского, О.А.Радченко, Е.А.Глебовской, Н.Б.Вассоевича, И.С.Гольдберга, Б.А.Клубова и др. После создания отдела нетрадиционных ресурсов углеводородов особое внимание стало уделяться, качеству тяжелых нефтей и возможности их использования как комплексного полезного ископаемого. Это направление исследований отражено в работах М.Д.Белонина, И.С.Гольдберга, В.В.Грибкова, В.П.Якуцени и др. Подобные исследования проводились также в ИГиРГИ в 70-90-е гг. прошлого века (Э.М.Халимов, Г.Т.Юдин, Н.Г.Колесникова и др.).
Одним из распространенных гипергенных процессов является анаэробное окисление, протекающее в нефтяном пласте при наличии в пластовых водах способных к восстановлению кислородсодержащих соединений (сульфатов, нитратов и окислов других соединений), а также при существовании специфических бактерий, потребляющих УВ и изменяющих углеводородный состав флюида (изотопные данные подтверждают бактериальную активность в этой зоне). При этом в первую очередь деградируются н-парафины, затем изопреноиды, реже низкомолекулярные нафтены, а неуглеводородные компоненты - смолы и асфальтены - накапливаются, образуя низкопарафинистую, более тяжелую высоковязкую и сернистую нефть. В зоне гипергенеза под действием перечисленных процессов изменяются не только физико-химические свойства нафтидов и их УВ состав, но и содержание МЭ и соотношения их.
Изменение содержания отдельных МЭ (г/т) в составе тяжелых нефтей и природных битумов Урало-Поволжья
(по С.М.Катченкову и др., 1957; С.П.Якуцени, 2005)
В связи с потерей легких фракций в нафтидах значительно возрастает абсолютная концентрация элементов, связанных со смолисто-асфальтеновыми компонентами (САК) - V, Ni, Co, Мо, Cr, Cu и др.; по приве-дённым данным выявляется резкое увеличение содержаний МЭ в жильных асфальтитах, сравнительно с асфальтами. Кроме того, гетероатомные САК нафтидов, контактирующих с маломинерализованными пластовыми водами в зоне гипергенеза, способны сорбировать из вод такие МЭ с переменной валентностью, как V, Fe, U. В результате экспериментальных исследований по взаимодействию нефтей с водами низкой минерализации, что характерно для зон гипергенеза, обнаружилось вымывание из нефтей одних элементов (Zn) и поглощение ими из контактирующих вод других (концентрации новообразованных V и Fe увеличивались в 1,3-12 раз). Увеличение в нефтях V происходит особенно интенсивно в присутствии H2S и элементарной S. Вследствие этих преобразований в гипергенно измененных нефтях как правило, значительно возрастает (до 15-20) отношение V/Ni.
Залежи вторично измененных нефтей встречены в широком стратиграфическом диапазоне (верхний протерозой-неоген) в НГБ различного геоструктурного типа. В зависимости от тектонической активности региона, перепада глубин вмещающих отложений (от 3000 м до обнажения), особенностей контактирующих с залежью пластовых вод существенно меняется ряд последовательных стадий окисления нафтидов: от легких нефтей к тяжелым (месторождения Мара, Западная Мара), от тяжелых нефтей к асфальтитам, от мальт к керитам (месторождение Бемоланга). Это влечет за собой цепочку согласованных изменений состава МЭ и УВ. В частности, V, Ni и U накапливаются в САК тяжелых нефтей как на стабильных участках древних платформ (Русская, Северо-Американская, залежи наиболее часто приурочены к коллекторам палеозойского возраста – P-C), так и в тектонически подвижных молодых (Mz-Kz) прогибах, примыкающих к древним щитам (Ориноко, Маракаибский бассейн) при орогенических движениях и существенной перестройке структурных планов.
На территории России основные перспективы освоения месторождений ПБ, или нафтидов зоны гипергенеза, связаны в основном с пермскими отложениями центральных районов Урало-Поволжья (на них приходится более половины суммарных ресурсов природных битумов страны), запасы и ресурсы которых только в Татарстане составляют по различным оценкам от 4 до 7 млрд.т, из которых 10-15% приходится на запасы (Муслимов Р.Х. и др., 1999). Республика по состоянию изученности месторождений этой группы нафтидов занимает в РФ ведущее место: здесь сосредоточено 9/10 разведанных и предварительно оцененных запасов страны (Климушин И.М., 1998). В тектоническом плане ареал распространения скоплений битумов охватывает в основном Мелекесскую впадину и Южно-Татарский свод. Битумоносны и продуктивны залегающие на глубинах до 400 м терригенные и карбонатные породы-коллекторы казанского и уфимского ярусов, а также карбонаты нижнепермского возраста (главным образом сакмарского яруса), образующие три основных нефтебитумоносных комплекса .
Продуктивным отложениям верхней части разреза Татарстана свойственны нефти тяжелые (0,902-0,984 г/см3), высокосернистые (3,5-4,6 %), высоко- и сверхвязкие, с большим содержанием САК, V (180-1162 г/т), Ni (до 100 г/т) и других элементов. Содержание МЭ в нефтях Татарстана и Башкортостана (по данным С.А. Пунановой и др., 2008) представлено в табл. 1. Максимальные содержания V и Ni обнаружены в нефтях нижнекаменноугольных залежей восточного борта Мелекесской впадины - месторождения Степноозерское (соответственно 840 и 74 г/т), Нурлатское (658 и 93 г/т) и др. (Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А., 2011).
Усредненная характеристика МЭ состава нефтей Башкортостана и Татарстана
Типизация нефтей по содержанию «биогенных» элементов (V, Ni, Fe) и физико-химическим свойствам (плотности, содержанию САК и серы) выявила существенные отличия гипергенно измененных нефтей в общем цикле нафтидогенеза. Они выделены нами в самостоятельный класс и являются нафтидами, вторично обогащенными МЭ, значительно отличаясь от класса нефтей, первично обогащенных МЭ, создавая металлогенические провинции ванадиевого типа. Именно месторождения нафтидов, подвергшихся процессам гипергенного преобразования, часто являются (Пунанова С.А., Виноградова Т.Л., 2011), как отмечалось выше, промышленно ванадиеносными и рассматриваются как комплексное сырье для добычи УВ и сопутствующих им металлов.
Проведенные нами исследования показали, что пробы битумов отражают согласно схеме классификации В.А.Успенского (1970 г.) генетический ряд превращения нефти в твердые битумы. В то же время нафтиды даже внутри каждого нефтебитумоносного комплекса, несмотря на сравнительно узкий диапазон глубин, отличаются разнообразием физико-химических свойств, компонентного состава и др. Среди залежей битумов по физическим свойствам и химическому составу встречаются сверхвязкие нефти (Ашальчинское, Мордово-Кармальское месторождения), но в большинстве своем это мальты и мальты-асфальты (Сугушлинская залежь), асфальты (Горское месторождение, Аканская залежь), асфальт-асфальтиты (Шугуровское, Спиридоновское месторождения). Асфальтиты представлены единичными образцами с Сюкеевского и Улеминского месторождений (западный борт Мелекесской впадины); в последнем содержание масел всего 8,8%, а асфальтенов - 61,8%.
Физико-химическая характеристика пермских нафтидов РТ
(по Р.З.Мухаметшину, ИОФХ КазНЦ РАН)
Особенности развития данной части территории Татарстана привели к глубокой денудации нижнепермской толщи и в ряде районов к почти полному уничтожению в ней сульфатных пород-покрышек, что позволяет говорить о наличии самостоятельного раннепермского этапа формирования и разрушения нефтяных залежей в верхнепалеозойских отложениях, то есть для нафтидов сакмарского яруса Мелекесской впадины это своего рода зона аконсервации (термин предложен С.С.Эллерном). Поэтому битумы, заполняющие в основном трещины и каверны в известняках и доломитах P1s (залегают на глубине 200-300 м), имеют самую высокую плотность - до 1,017-1,048 г/см3, - и вязкость в пластовых условиях - до 600-800 Па·с - и относятся к классу асфальтов.
Схематический геологический профиль по линии скважин 164 (Юхмачи) - 107 (Нурлат)
(по С.С.Эллерну и др., 1977).
1 – залежи природных битумов; 2 - толща «подбоя», преимущественно сульфатная; 3 - стратиграфические границы; 4 – эродированная поверхность (зона размыва); 5 - неогеновые долины
Текучие битумы в виде сверхвязкой нефти и мальты встречаются преимущественно в высокопористых терригенных коллекторах уфимского яруса, которые залегают на глубинах до 150-200 м на западном склоне Южно-Татарского свода, где и сосредоточены основные запасы гипергенно измененных нафтидов, которые являются первоочередным и основным объектом скважинной разработки пермских битумов РТ. Этому способствовали следующие факторы:
а) наличие коллекторов в шешминских образованиях, б) выдержанная (за исключением речных долин) покрышка в виде «лингуловых глин», в) миграция нефти на восток в процессе опускания территории Мелекесской впадины в неогеновый период.
Ранее показано (Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Курбский Г.П., 1994), что процессы микробиального окисления, протекающие наиболее интенсивно при малой минерализации подземных вод в пермской толще, усиливают процессы деградации нефти и приводят к формированию характерного состава тяжелой нефти в терригенных отложениях верхней части разреза, связанного с отсутствием или низким содержанием в них н-алканов (биодеградированные нефти типа Б2). В накоплении нефтей столь специфического состава существенную роль играет и температурный фактор, составляющий в пластах песчаников уфимского яруса +6+80С, вследствие чего наблюдается сегрегация нефти и застывание парафина в поровом пространстве коллекторов (Мухаметшин Р.З. и др., 1996), что делает оптимистичным прогноз добычи с применением тепловых методов.
Высокая вязкость пермских битумов препятствует их извлечению традиционными методами, применяемыми при разработке нефтяных месторождений. Каждое из месторождений нафтидов зоны гипергенеза несомненно требует своих способов разработки: сверхвязких нефтей и мальт - тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, асфальтовых - шахтных и шахтно-дренажных методов, асфальтитовых – карьерами и штольнями. В планах предполагается (Р.Р.Ибатуллин, 2004), что после 2015 г. сверхвязкие нефти будут компенсировать падение добычи традиционной нефти в республике, чему способствуют небольшие глубины залегания нафтидов. К этому имеются предпосылки в виде успешного внедрения ОАО «Татнефть» новых технологий, апробируемых на Ашальчинском месторождении.
Важным, в том числе с экономической и экологической точек зрения, является комплексное использование в качестве сырья пермских нафтидов (Ракутин Ю.В. и др., 1997). Для более полного извлечения металлов целесообразна схема территориального и технологического совмещения добычи и переработки сверхвязкой нефти и битумов (Белонин М.Д. и др., 1990; Якуцени В.П. и др., 1994). Следует также особо отметить, что уникальный состав ванадиеносных природных битумов, позволяющий наряду с другими продуктами получать высокоиндексные и низкозастывающие масла (Г.П.Каюкова, 1999), требует специальных технологий глубокой переработки.
Высокие концентрации V в ПБ позволяют рассматривать их как комплексное сырье для добычи УВ и сопутствующих им металлов. В связи с этим применение теплохимических методов воздействия (типа внутрипластового горения) при скважинной добыче сверхвязких нефтей и мальты нецелесообразно, так как это приводит, во-первых, к безвозвратным потерям МЭ в пласте, а во-вторых, к попаданию V и Ni в вышезалегающие водоносные горизонты, используемые для водоснабжения населения.
Поскольку ПБ представляют экологическую опасность из-за накопления в них токсичных МЭ (С.П.Якуцени, 2005), их использование в качестве сырья для дорожного строительства должно ограничиваться месторождениями, в которых продуктивная толща залегает в приповерхностных условиях и где содержание таких МЭ как ванадий и особенно никель резко падает.
Геологический профиль Шугуровского месторождения ПБ (по И.М.Акишеву, П.А.Шалину)
1-песчаники, 2-аргиллиты, глины,
3-известняки, 4-карбонаты, 5-загипсованность, 6-четвертичные отложения; 7-интенсивное битумонасыщение
Как известно, отличительной особенностью Шугуровского месторождения битумов является его высокое современное гипсометрическое положение - выше уровня р.Шешма, что обусловливает выходы битумоносных пород на дневную поверхность. Залежи битумоносных пород залегают в виде линз относительно небольшого размера. Такой тип залежей (гнездовой) известен по результатам детальной разведки также и на Сугушлинском, Фиков-Колокском и некоторых других месторождениях. Залежи этого типа залегают на 20-50 м выше местных базисов эрозии, или урезов воды. Залежи этого типа залегают выше местных базисов эрозии, или урезов воды, на 20-50 м. Геохимики, в частности, В.А.Успенский и Ф.Б.Иденбом (1967 г.), и ранее рассматривали битумы Шугуровского, Спиридоновского и Сугушлинского месторождений как “останцы” былых месторождений нефти, разрушенных в зоне аэрации.
Также к более спокойным в металлогеническом отношении относится Усть-Войское месторождение, оцененные Б.А.Клубовым запасы битума которого составляют 272 млн.т (только для открытой выработки). Генетически, так же как и большинство других скоплений битумов в ТПП, Усть-Войское месторождение - разрушенная крупная нефтяная залежь, поднятая в период пермского (предкунгурского) регионального подъема. Современные наносы маломощные измеряются единицами метров (С.П.Якуцени, 2005). Залежь представлена битуминозным кварцевым песчаником, разрабатывавшимся ранее как "точильный камень". Битуминозность песчаников невысокая, в среднем - 2-3%. Содержание V всего 10 г/т.
Геологический разрез через Усть-Войское асфальтитовое месторождение «Точильного Камня»
(по Б.А.Клубову, В.М.Безрукову, СП.Якуцени - С.П.Якуцени, 2005)
Лекция 11
Карта мощности отложений муллинского (а), пашийского (б) и тиманского (в) горизонтов
Структурная карта по подошве репера "верхний известняк" {составил Р.Б. Хисамов):
1,2- внешний, внутренний контуры нефтеносности;
3 - изогипсы
Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу
Схема строения и корреляции пластов тиманского (I) и пашийского (II) горизонтов верхнего девона
(по Р.Г.Абдулмазитову и др., 1996):
1 – песчаник; 2 – алевролит и глинистый песчаник; 3 – неколлектор; 4, 5, 6 – реперы «глины», «аргиллит», «верхний известняк» соответственно; 7 – подошва репера «аяксы»
Максимальная толщина песчаников, достигающая 35-38 м и даже 54 м (скважина 713 Абдрахмановской площади), отмечается в местах врезания базальных песчаников горизонта ДI нижнепашийского возраста в нижележащие муллинские слои живетского яруса (ДII). Наиболее глубокие эрозионные врезы пашийских песчаников в отложения муллинского горизонта связаны с развитием донных течений в начальную фазу пашийской трансгрессии
Геологический профиль по пашийско-тиманским отложениям Ромашкинского месторождения
(по Р.Б. Хисамову):
1 - репер "аяксы"; 2 - репер "верхний известняк"; 3, 4 - коллекторы нефте-, водонасыщенные; 5 - репер "глины»
Геолого-геофизический разрез пашийского горизонта (горизонт ДI) в скв. 17291 Абдрахмановской пл. (по Р.Х.Муслимову и др., 1995).
Пласты (породы):
1, 2 – продуктивные (песчаники) нефтенасыщенные и водоносные соответственно,
3 – малопродуктивные (алевролиты),
4 – аргиллиты,
5 – известняк
Карта коллекторов пластов «г1» (а) и «г2+3» (б) опытного участка со СПОТ Зеленогорской пл. Ромашкинского месторождения (Р.З.Мухаметшин, 2006)
.
1 – скважины нагнетательная, добывающая, контрольная; 2 – скважина обычной конструкции (переведена на пласт «а»); 3 – толщина эффективная (в скобках – глинистых коллекторов), м; 4 – зона замещения коллекторов плотными породами; 5, 6, 6 – зоны развития песчаников, алевролитов и переслаивания песчаников «чистых» и глинистых либо песчаников и алевролитов соответственно
Природные особенности эксплуатационного объекта (строение пласта, условия залегания нефти и ее вязкостная характеристика, литолого-физические свойства коллекторов и др.) оказывают доминирующее влияние на процесс и конечные результаты разработки, включая величину коэффициента извлечения нефти, что и демонстрируется с помощью многофакторного корреляционного анализа.
Относительное влияние природных и технологических факторов (систем разработки и мероприятий по повышению их эффективности ) на коэффициент извлечения нефти для объектов с различным коэффициентом песчанистости (Кпес) (по В.Е.Гавуре, 1995):
I – 0.95-0.80, II – 0.80-0.65, III – 0.65-0.50 (коэффициент вытеснения 0.7, вязкость нефти в пластовых условиях до 5 мПа·с).
Влияние типа заводняющего агента на состав экстрактов остаточных нефтей из пластов девона
Зависимости содержания ОВ (1) и показателя фракционного состава F=ΔMI/ΔMII (б) от степени вытеснения нефти сточной (1) и пресной (2) водой.
Цифры у точек – количество образцов
Схема расположения залежей турнейского яруса Ромашкинского месторождения
(составил Н. Г. Ахметзянов); / — граница месторождения; 2 — граница укрупненной залежи; 3 ~ граница залежи; 4 — границы площадей; 5 — номер укрупненной залежи
Обзорная карта расположения залежей бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения (составил В. Г. Грызунов): границы / — площадей, 2 — укрупненных залежей; 3 — блоков; 4 — залежей;
5 — зона отсутствия коллектора;
6, 7- номер укрупненной залежи и блока
Карта совмещенных контуров нефтеносности залежей
№№ 301, 302, 303 Ромашкинского месторождения
(составил Р.Г. Хамзин):
1 - контур верейской залежи; 2 - контур башкирской залежи; 3 - контур серпуховской залежи; 4 - зона отсутствия коллектора
Ромашкинского месторождения. Схема размещения структур по отложениям живетского яруса девона
Структурная карта по подошве репера «средний известняк» Абдрахмановской площади
(составила И. А. Ларочкина): / — изогипсы подошвы репера «средний известняк»; границы залежей: 2 — пласта Дш, 3 —пласта Д1У,
4 — зоны замещения коллекторов; 5 — скважина
Карта нижнекаменноугольных врезов (фрагмент) на севере Ромашкинского месторождения (охватывает частично Сармановскую, Ташлиярскую и Чишминскую эксплуатационные площади).
1 - границы эрозионных врезов; скважины, вскрывшие: 2 - нормальные и эрозионные типы разрезов, 3 – «нераспечатанные» палеорусла в турнейской толще
Геологический профиль радаевско-бобриковских отложений нижнего карбона вкрест простирания палеорусла на залежи № 31 (блок VII) Ромашкинского месторождения.
1, 2 – песчаники и пески соответственно нефтенасыщенные и водоносные; 3 – известняки,4 – аргиллиты и глинистые непроницаемые породы; 5 - угли и углисто-глинистые породы; 6 – размыв елховско-турнейских отложений; 7 – интервал перфорации
Схема расчленения, корреляции и индексации разрезов ТТНК с эрозионными врезами.
1 – песчаники и пески, 2 – известняки, 3 – алевролиты, 4 – аргиллиты, 5 – угли и углисто-глинистые породы, 6 – глинистость, 7 – граница зональных интервалов и размыв елховско-турнейских отложений
Схема изменения вязкости пластовой нефти в карбонатных отложениях нижнего и среднего карбона Татарстана
(по Р.З.Мухаметшину):
1 – изолинии вязкости нефти, мПа·с;
2 - границы месторождений.
I – Южно-Татарский свод, II – Мелекесская впадина.
Распределение начальных извлекаемых запасов категории A+B+C1+C2 по продуктивным отложениям Ромашкинского месторождения
Распределение начальных извлекаемых ресурсов категории Сз по продуктивным отложениям Ромашкинского месторождения
Сейсмические профили
Схема расположения сейсмических профилей и аномальных скважин (фрагмент). Ромашкинское месторождение.
Аномальные по промысловым характеристикам скважины.
Сверхглубокая Миннибаевская скважина №20000.
Сейсмические профили
Лекция 12
Бавлинское нефтяное месторождение
История открытия Бавлинского месторождения самым непосредственным образом связана с планомерным и многолетним проведением большого объема геологоразведочных работ по изучению геологического строения и нефтеносности крайнего юго-востока республики и прилегающих территорий Западной Башкирии, начатых в 30-е годы прошлого столетия с целью выявления в его пределах перспективных для поисков на нефть и газ структурных поднятий. Для данного региона, в частности, большое значение имело решение совещания главного геолога Наркомнефти СССР М.Ф.Мирчинка, где 25 декабря 1942 г. был утвержден план разведочных работ по Башнефтекомбинату. Целью их являлось установление особенностей стратиграфического разреза, определения промышленного значения выявленных по разрезу продуктивных горизонтов и уточнения тектонических элементов структуры как по верхним, так и нижним горизонтам.
В сентябре 1943 г. начато бурение скважины №1 с проектной глубиной 2150 м вскрытия докембрийских отложений. В этой скважине к концу 1944 г. были вскрыты терригенные отложения угленосного горизонта и известняки верхнетурнейского подъяруса, при одновременном опробовании которых в декабре 1944 г. был получен приток нефти дебитом 5-8 т/сут с обводненностью 17%. Тем самым было установлено наличие нефтяных залежей в этих отложениях и подтверждено наличие Бавлинского нефтяного месторождения. При дальнейшем разбуривании в разрезе горизонта ДI был вскрыт нефтенасыщенный пласт в интервале 1777,0-1796,5 м, в процессе опробования которого 16 сентября 1946 г. был получен мощныйi фонтан нефти с дебитом более 300 т/сут. Таким образом, было открыто одно из крупнейших на юго-востоке республики месторождений в терригенных отложениях пашийского горизонта ДI, эксплуатация которого начата этой скважиной уже в апреле 1947 г.
В процессе интенсивного разбуривапния Бавлинской структуры более чем 20 разведочными и эксплуатационными скважинами по системе поперечных профилей на расстоянии 2-5 км к началу 1950 г. по многим из них были получены значительные фонтаны нефти, а по скважинам, давшим воду, появилась возможность установить положение внешнего контура месторождения. В результате этого залежь нефти горизонта ДI Бавлинского месторождения была оконтурена с юго-запада, юга и юго-востока. Первый проект разработки был составлен институтом «Гипровостокнефть» в 1949 г. под руководством К.Б.Аширова и А.И. Губанова, и это позволило перейти к целенаправленному бурению скважин (все последующие проекты составлялись в ТатНИИ-ТатНИПИнефти).
Одновременно продолжалось бурение разведочных и оценочных скважин для дальнейшего изучения геологического строения месторождения. В результате этого происходило расширение площади нефтеносности девонских отложений и открытие новых участков. Так, в 1954 г. к северу от основной залежи была установлена нефтеносность горизонта ДI Ново-Бавлинской площади, в 1962 г. Крым-Сарайского участка, а в 1963 г. - расположенного на западе Жмакинского участка. Нефтеносность горизонта ДIII Ново-Бавлинской площади была установлена в 1955 г. В процессе разведочного бурения на отложения карбонатного девона и нижнего карбона, начатого в середине 50-х г.г. прошлого столетия, была установлена промышленная нефтеносность и уточнено строение турнейского яруса и бобриковского горизонта нижнего карбона и фаменского яруса верхнего девона в пределах основной залежи и Ново-Бавлинской площади, а также Крым-Сарайского, Акбашского, Коробковского и Жмакинского участков.
Как показали проведенные исследования, осадочная толща палеозоя, слагающая разрез месторождения, достигает мощности до 2000 м и залегает на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента и терригенно-карбонатных образованиях рифея-венда (бавлинская толща). На территории месторождения она представлена отложениями среднего и верхнего отделов девонской, всех отделов каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, сложенных как карбонатными, так и терригенными породами.
В целом общая тектоническая обстановка района определяется наличием глубинных разломов - Бавлинского, Северо-и Южно-Бавлинского, протягивающихся в субширотном направлении. Они, наряду с серией линейных субмеридиональных и субширотных дизъюнктивных нарушений, послужили причиной образования блоков фундамента и шовных участков, где локализовалась кора выветривания. В тектоническом отношении Бавлинское месторождение приурочено к Бавлинско-Туймазинскому валу, который вместе с другими ступенчато погружающими валами осложняет юго-восточный склон ЮТС. В целом это сравнительно пологая складка шириной 20-30 км и длиной около 100 км с более крутым юго-восточным и очень пологим северо-западным крыльями. В пределах вала выделяется ряд достаточно крупных локальных поднятий: Туймазинское, Александровское и Ново-Бавлинское, которые от свода Бавлинской структуры удалены в северо-восточном направлении от 8 до 26 км.
На территории месторождения выделяется пять структурно-морфологически обособленных участков: собственно Бавлинский, Жмакинский, северо-восточный, Ново-Бавлинский и Крым-Сарайский. Бавлинская структура является наиболее крупной, поверхность ее в основном в центральной части осложнена отдельными куполами амплитудой до 10 м.
Структура характеризуется асимметричностью крыльев, которая выражается наличием крутого (до 7°) юго-восточного крыла и пологого (не более 1°) северо-западного
Структурная карта по подошве репера "верхний известняк" (составил Р.Б. Хисамов):
1 - внешний контур нефтеносности; 2 - изогипсы подошвы репера; 3 - скважины
В процессе разведки и разработки Бавлинского месторождения в разрезе осадочной толщи по целому ряду горизонтов терригенного и карбонатного девона и карбона были установлены нефтепроявления различной интенсивности. Наиболее значительны они по терригенным отложениям живетского яруса среднего девона - горизонты ДIII и ДIV, пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона (в промысловой практике - горизонт ДI), бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также по карбонатным коллекторам турнейского яруса. Менее значительны нефтепроявления в карбонатных коллекторах данково-лебедянского и заволжского горизонтов верхнефаменского подъяруса верхнего девона и алексинского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Наибольшей площадью нефтеносности характеризуются залежи верхнетурнейского подъяруса и бобриковского горизонта нижнего карбона.
Для продуктивных горизонтов месторождения характерно исключительное разнообразие литолого-петрографического состава, коллекторских свойств, характера насыщенности, толщин и особенностей залегания по площади и разрезу. Особенности основных эксплуатационных объектов, сложенных как терригенными, так и карбонатными коллекторами, кратко могут быть охарактеризованы следующим образом.
В отложениях пашийского горизонта выделено шесть залежей нефти, в целом оконтуренных изогипсой минус 1490 м и отличающихся по своим размерам и амплитуде. Так, наиболее крупная из них собственно Бавлинская пластово-сводовая залежь имеет размеры 10х 15 км и высоту около 25 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи равна минус 1488,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 8,9 м. Они характеризуются достаточной степенью неоднородности (коэффициент расчлененности составляет 2,4, коэффициент песчанистости - 0,837) и в среднем высокими значениями коллекторских свойств (пористость - 20,4%, проницаемость -0,473 мкм2, нефтенасыщенность - 0,85).
Геологический разрез отложений горизонта Д| основной залежи (составил Р.Б. Хисамов): 1,2- песчаник нефте-, водонасыщенный; 3 - репер "верхний известняк"; 4 - начальное положение ВНК
В турнейском ярусе нефтеносны отложения кизеловского и черепетского (на отдельных повышенных частях структур) горизонтов, представленные карбонатными коллекторами, приурочены к залежи, которая на месторождении наиболее значительна по размеру (площадь ее превышает 350 км2). Основным продуктивным горизонтом яруса является кизеловский, имеющий среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину 7 м. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 987,0 м. Средняя пористость коллекторов равна 11%, нефтенасыщенность - 0,634, проницаемость - 0,002 мкм2, коэффициент песчанистости - 0,49.
Карта совмещенных контуров нефтеносности продуктивных отложений Бавлинского месторождения
1, 2, 3, 4, 5, б - внешние контуры нефтеносности горизонтов соответственно DIV, DIII, DI , кизеловского, бобриковского и алексинского; 7 - зона отсутствия коллектора; 8 - граница между Бавлинским и Туймазинским мест-ниями
К терригенным отложениям бобриковского горизонта приурочена крупная многопластовая залежь пластово-сводового типа (участками литологически осложненная), занимающая площадь всего месторождения и представляющая собой единую гидродинамическую систему. Для терригенных отложений бобриковского горизонта, представленных различным сочетанием песчано-алевролитовых пластов, характерна резкая фациальная их изменчивость по площади залегания и по разрезу. Общая толщина горизонта составляет 17 м, изменяясь от 10 до 21,2 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 3,5 м. Средняя абсолютная отметка ВНК равна минус 967,5 м. Для отложений характерны достаточно высокие значения коллекторских свойств: пористость равна 21,2 %, проницаемость - 0,858 мкм2, нефтенасыщенность - 0,844. Параметры неоднородности характеризуются следующими значениями: коэффициент песчанистости равен 0,27, а расчлененности - 1,6.
Залежи горизонтов ДIII и ДIV живетского яруса в основном небольшие, отличающиеся как по размерам, так и по амплитуде, и могут быть отнесены к типу пластово-сводовых литологически экранированных. Для них характерно наличие обширных зон замещения. В отложениях горизонта ДIV в пределах Бавлинской площади выявлены четыре небольшие залежи, средняя абсолютная отметка ВНК по которым составляет минус 1533,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина отложений составляет 4,3 м. Среднее значение пористости равно 23,1%, проницаемости - 0,600 мкм2, нефтенасыщенности - 0,796. Залежи горизонта ДIII вскрыты как на основной залежи, так и на Ново-Бавлинской площади и различаются по площади нефтеносности. Средняя абсолютная отметка ВНК равна минус 1532,9 м. Средняя нефтенасыщенная Толщина отложений горизонта равна 2,5 м, пористость -17,2%, проницаемость - 0,244 мкм2, нефтенасыщенность - 0,737.
Нефтеносность отложений алексинского горизонта нижнего карбона связана в основном с небольшими залежами планового типа, выявленными в центральной части месторождения. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 931,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 2,9 м. Коллекторские свойства отложений характеризуют в целом невысокими значениями: пористость равна 18%, проницаемость - 0,04 мкм2, нефтенасыщенность - 0,71. Коэффициент песчанистости составляет 0,17, расчлененности - 1,2.
В последние десятилетия в пределах небольших залежей, расположенных в различных частях месторождения, по отдельным скважинам получены положительные результаты опробования в интервалах отложений данково-лебедянского и заволжского горизонтов фаменского яруса. Средние абсолютные отметки по этим отложениям составляют соответственно минус 1120 м и 1083 м. Коллекторские свойства этих отложений характеризуются невысокими значениями: пористость соответственно 7,4 и 9,2%, проницаемость - 0,004 и 0,006 мкм2, нефтенасыщенность - 0,745 и 0,661.
Свойства флюидов достаточно существенно различаются в зависимости от местоположения продуктивных отложений в разрезе. Так, сверху вниз по разрезу увеличиваются значения давлений насыщения и газосодержания, а вверх по разрезу увеличиваются значения вязкости и плотности нефти. Также по разрезу отмечается последовательное изменение состава нефтей: содержание серы снижается сверху вниз по разрезу, а содержание смол и парафина - увеличивается. Такая же тенденция прослеживается в отношении выхода фракций. В целом можно отметить изменение физико-химической характеристики нефтей при переходе от отложений нижнего карбона к отложениям терригенного девона. Сравнительная характеристика компонентного состава нефтяных газов также указывает на наличие определенных тенденций в их изменении вверх по разрезу. Так, в газах бобриковского горизонта больше сероводорода, углекислого газа и азота и несколько меньше метана, этана и пропана, чем в газах пашийского горизонта. В то же время газы пашийского горизонта характеризуются более высоким, по сравнению с бобриковскими, содержанием высших углеводородов.
За многолетнюю историю разведки и разработки Бавлинского месторождения запасы нефти оценивались неоднократно по мере изучения и накопления информации о нефтеносности осадочной толщи, литолого-петрографической характеристики коллекторов продуктивных горизонтов и уточнения особенностей их геологического строения по площади и по разрезу. Это приводило к изменению величины запасов во времени как вследствие уточнения параметров подсчета, так и увеличения площади нефтеносности (особенно характерным, например, для бобриковских отложений). В значительной степени это было связано с постоянным совершенствованием методов ведения геологоразведочных работ. Наибольшее количество начальных извлекаемых запасов было сосредоточено в терригенных отложениях месторождения (85,9%) и лишь 14,1% в карбонатах. Анализ показывает, что по содержанию в отдельных горизонтах выделяются пашийский (48,3%), бобриковский (35,0%) и кизеловский (11,8%) горизонты, а при сопоставлении отдельных участков – основная залежь (46,8%).
Распределение начальных извлекаемых запасов категории А+Б+С1+С2 по продуктивным отложениям Бавлинского нефтяного месторождения
Схема развитая системы заводнения горизонта ДI
Скважины: 1 - добывающие; 2 - нагнетательные законтурного, приконтурного заводнения; 3 - нагнетательные, введенные до 1980 г. (1960-1980 гг.); 4 - нагнетательные, введенные в 1980-1993 гг.; 5 - перевод скважин из добывающих под закачку; б - внешний контур нефтеносности
Сабанчинское нефтяное месторождение
Расположенное в северной части Бавлинского района Сабанчинское нефтяное месторождение является одним из наиболее крупных на юго-востоке Республики Татарстан. В достаточной близости от него проходят границы таких значительных по размеру разрабатываемых месторождений, как Ро-машкинское (в 12 км к юго-востоку), Бавлинское (в 20 км южнее) и Туймазинское Республики Башкортостан (к юго-востоку). В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к довольно расчлененной долинами рек территории Бугульминско-Белебеевской возвышенности с абсолютными отметками рельефа от ПО до 353 м.
В геологическом строении Сабанчинского месторождения принимают участие докембрийские (кристаллический фундамент), додевонские (рифей-венд), девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. Мощность осадочной толщи, сложенной как карбонатными, так и терригенными породами, достигает 2000 м.
В тектоническом отношении Сабанчинское месторождение по поверхности кристаллического фундамента приурочено к прикупольным частям восточного и частично, юго-восточного склонов ЮТС.
Структурные планы палеозойского осадочного чехла характеризуются различной степенью унаследованности от рельефа фундамента. Наибольшим совпадением отличаются отложения терригенного девона, карбонатной толщи франско-фаменского возраста, а также терригенных нижнекаменноугольных отложений.
Впервые Бугульминская площадь, ныне именуемая как Сабанчинская, была введена в разведку в 1942 г.
Сабанчинское нефтяное месторождение открыто в 1963 г. скважиной №27, пробуренной в своде бобриковского поднятия. При бурении поисковой скважины №40 в 1965 г. из пашийского горизонта был получен промышленный приток нефти. Промышленные скопления нефти были установлены в отложениях нижнего карбона. В 1975 г. была открыта залежь нефти в фаменском ярусе в результате изучения нефтеносности его карбонатных отложений в процессе углубления проектных скважин при разбуривании бобриковской залежи. К настоящему времени продуктивные отложения выявлены в различных частях разреза месторождения.
Так, нефтеносность терригенных отложений девона связана с отложениями пашийского горизонта; фаменского яруса - с карбонатными отложениями данково-лебедянского горизонта, а нижнекаменноугольных - с терригенными отложениями бобриковского горизонта. Всего открыто 19 залежей (из них семь по основному эксплуатационному объекту - бобриковскому горизонту, девять - по данково-лебедянскому и три - по пашийскому горизонту). Все залежи приурочены к положительным структурам III порядка, типы залежей нефти - пластово-сводового типа со структурно-литологическими и литологически экранированными модификациями. В целом месторождение является многозалежным и многопластовым.
Для продуктивных горизонтов осадочной толщи Сабанчинского месторождения характерно значительное разнообразие залегания по площади и разрезу, а также различие по литолого-петрографическому составу, коллекторским свойствам и насыщенности слагающих пород.
Отложения пашийского горизонта представлены песчаниками и алевролитами светло-серыми, в нефтенасыщенных прослоях - коричневыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, прослоями в различной степени глинистыми. Прослои, разделяющие песчаные пласты, сложены аргиллитами и алевролитами темно-серыми, плотными, слоистыми. Нефтенасыщенными являются пласты ДIа и ДIа.
Наиболее значительные залежи приурочены к Сабанчинскому и Биектаускому поднятиям в западной части месторождения. Общая мощность пашийского горизонта достигает 20 м, нефтенасыщенная 3,6 м, а водонасыщенная - 2,0 м. Коллекторские свойства отложений характеризуются следующими средними значениями: пористость равна 19,6 %, нефтенасыщенность - 0,864, проницаемость - 0,457 мкм2. Коэффициент расчлененности равен 1,4, песчанистости - 0,536. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 1494,0 м
Отложения данково-лебедянского горизонта представлены переслаивающимися известняками светло-серыми, микрозернистыми, реликтово-органогенными, часто сильно перекристаллизованными с доломитами буровато-серыми, разнозернистыми, известковистыми, слоистыми, часто кавернозными и трещиноватыми. В составе горизонта выделяются (снизу вверх) пласты-коллекторы Ддл-1, Ддп2, Ддл-3 и Ддл-4, из которых Ддл-3 является основным нефтеносным. Для него характерно несколько большее развитие органогенно-детритовых и сгустково-хемогенных известняков с более повышенными, по сравнению с другими пластами, коллекторскими свойствами.
Наиболее крупная (5,0x5,0 км) залежь этого пласта располагается на юге месторождения. Мощность горизонта достигает 50 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3,3 м, а водонасыщенная - 6,4 м. Коллекторские свойства отложений характеризуются достаточно низкими средними значениями: пористость равна 6,7 %, нефтенасыщенность - 0,688, проницаемость - 0,046 мкм2. Коэффициент расчлененности равен 2,2, песчанистости - 0,688. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 1119,2 м.
Бобриковский горизонт сложен переслаиванием терригенных пород, которые залегают на глубине около 1220 м на карбонатах турнейского яруса. Коллекторами являются песчаники и алевролиты кварцевые, часто алевритистые, преимущественно мелко- и среднезернистые, слабосцементирован-ные и несцементированные, иногда глинистые. В соответствии с принятой в ОАО "Татнефть" промысловой индексацией, в бобриковском горизонте выделяются (снизу вверх) пласты C1bbl1, C1bbl2, C1bbl3 и C1bbII. Покрышкой залежей являются уплотненные карбонатные породы тульского возраста.
Наиболее крупная залежь бобриковского горизонта имеет размеры 20,0 х 9,5 км. Она связана с обширной, осложненной локальными поднятиями и прогибами, брахиантиклинальной складкой, вытянутой с северо-востока на юго-запад, и характеризуется наличием обширной водонефтяной зоны. Средняя мощность горизонта составляет 16 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 5,5 м, а водонасыщенная — 4,0 м. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 965,5 м. Ввиду малой величины расчлененности и достаточно высокой литологической связанности отложения горизонта представляют собой единую гидродинамическую систему и, соответственно, являются единым объектом разработки.
На месторождении для дифференциации коллекторов приняты кондиционные значения по пористости, проницаемости и глинистости. На этом основании выделяются группы высокопроницаемых (Кп>17%,Кпр>0,700 мкм2, неглинистых - Кгл. < 2%), среднепроницаемых (Кп>17%, Кпр>0,170 мкм2, глинистых - Кгл.>2 %) и низкопроницаемых (Кп < 17%, Кпр < 0,170 мкм2, глинистых - Кгл.>2%) коллекторов. В целом коллекторские свойства отложений характеризуются, по сравнению с другими отложениями, наиболее высокими средними значениями: пористость равна 23,5%, нефтенасыщенность - 0,863, проницаемость-1,321 мкм2. Коэффициент расчлененности равен 1,2, песчанистости - 0,416.
По данным исследования физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях, нефти продуктивных отложений месторождения по промышленной классификации являются средними, смолистыми, парафинистыми, сернистыми. Как видно из приведенных таблиц, вверх по разрезу от пашийских к бобриковским отложениям прослеживается изменение в свойствах нефтей. Например, отмечается увеличение их вязкости и плотности, а также содержание серы и смол. В то же время уменьшается величина выхода светлых фракций
Запасы нефти промышленных категорий по Сабанчинскому месторождению пересчитывались неоднократно по мере установления нефтеносности отложений в разрезе осадочной толщи. Запасы нефти бобриковской залежи были подсчитаны в 2002 г., а запасы пашийского и данково-лебедянского горизонтов в 2005 г. Величина их представлена в табличном и графическом виде. По ним можно сделать вывод, что основная часть запасов месторождения (94,83% от общих) сосредоточена в отложениях бобриковского горизонта. Доля запасов в других горизонтах незначительна: в пашийском 3,93 %, в данково-лебедянском - 1,24 %.
Введенное в промышленную разработку в 1972 г. Сабанчинское месторождение находится в настоящее время на стадии падающей добычи. Максимальный уровень добычи нефти 1,6 млн.т был достигнут на месторождении в 1982 г. при обводненности 60% и удерживался в течение трех лет с дебитами нефти в пределах 16-20 т/сутки.
По состоянию на 01.01.2006 г. фактический пробуренный фонд по бобриковскому горизонту составил 597 скважин, 82,1% от общего пробуренного фонда на месторождении, из которых 337 добывающих, 171 - нагнетательная, 6 - прочих. Эксплуатационный фонд скважин составил 371, это на 20 единиц меньше, по сравнению с прошлым годом. Прибыло из консервации 2 скважины, выбыло 22 скважины: 2 в ППД, 1 в пьезометры и 19 в консервацию сим причинам - 5, выполнившие назначение - 6 скважин. В консервации находятся 29 скважин. Причинами консервации являются малодебитность, обводнение и снижение приемистости.
Геологический профиль по бобриковским отложениям Сабанчинского месторождения:
1,2 - коллекторы нефте-, водонасыщенные; 3 - ВНК; 4 - скважины нагнетательные, добывающие
С начала разработки и по настоящее время основной объем добычи по месторождению практически связан с эксплуатацией продуктивных отложений бобриковского горизонта, по которому отобрано 28695 тыс.т нефти (97,1% от общей добычи на месторождении) и 116762 тыс.т жидкости при среднегодовой обводненности 87,1% и накопленном водонефтяном факторе - 3,0. Текущий КИН составил 0,282.
Алексеевское нефтяное месторождение
Алексеевское нефтяное месторождение расположено на землях Бавлинского района РТ и северной части Северного района Оренбургской области с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1962 году, введено в разработку в 1978 году.
В тектоническом отношении оно расположено в пределах юго-восточного склона ЮТС.
Промышленные скопления нефти связаны с терри-генными породами старооскольского, муллинского горизонтов среднего девона, пашийского горизонта верхнего девона и карбонатными отложениями данково-лебедянского, заволжского горизонтов фаменского яруса верхнего девона, а также с карбонатными породами кизеловского горизонта турнейского яруса и терригенными породами бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона.
Месторождение относится к числу сложных, включает 54 залежи в 8 стратиграфических объектах, контролируемых 36 поднятиями.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу.
Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым, структурно-литологическим и массивным.
Продуктивные пласты терригенного девона сложены кварцевыми песчаниками и алевролитами с гранулярным типом пористости.
Алексеевское месторождение. Схема совмещенных контуров
Залежи относятся к типу структурно-литологических. Карбонаты представлены в основном известняками, участками доломитизированными с трещинно-кавернозно-поровым и трещинно-поровым типом коллекторов.
Анализ исследований пластовых и поверхностных проб нефти месторождения показывает, что их качество улучшается сверху вниз по разрезу. Наилучшими свойствами обладают нефти отложений терригенного девона, которые характеризуются наименьшими вязкостями и плотностями в пластовых условиях, содержанием серы и парафина и наибольшим газосодержанием.
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ. 50% запасов от НИЗ категории ABC1 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1998 г. В ней предусматривалось выделение 2 самостоятельных объектов эксплуатации: девонского и кизеловского. Остальные продуктивные горизонты - заволжский, данково-лебедянский и тульско-бобриковский - подключаются к разработке как объекты возврата после отработки основных объектов. Размещение проектного фонда по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400x400 м. Проектный фонд для разбуривания 167 скважин. Способ добычи механизированный. На крупных залежах внедрение поддержания пластового давления путем площадного и приконтурного заводнения согласно намеченным системам воздействия.
В связи с пересчетом запасов нефти в 2003 г. составлена TCP по Алексеевскому месторождению. По рекомендуемому варианту предусматривалось выделение 2 самостоятельных объектов эксплуатации: девонский, объединяющий залежи пашийского, муллинского, ардатовского и данково-лебедянского горизонтов. Пашийский объект выделен базисным. Вторым выделен объект, объединяющий залежи кизеловского и заволжского горизонтов. Бурение скважин по сетке с расстоянием между скважинами 350x450 м, общим фондом 114.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан кизеловский - 36,6% от НИЗ, текущая обводненность - 18,5%, средний дебит по нефти -5,2 т/сут, по жидкости - 6,4 т/сут. Залежь ардатовского горизонта разрабатывается одной скважиной, и отбор от НИЗ составляет 6,7%, текущая обводненность - 21,6%, средний дебит по нефти - 0,7 т/сут, по жидкости - 0,9 т/сут.
Месторождение находится на начальной стадии разработки.
Динамика разработки Алексеевского месторождения
Бондюжское нефтяное месторождение
Бондюжское нефтяное месторождение является одним из крупных в северо-восточной части Республики Татарстан и в административном отношении занимает территорию Менделеевского района, который на юге и юго-западе граничит с Тукаевским и Елабужским административными районами Республики Татарстан, а на северо-западе и севере - с Граховским и Алнашским районами Республики Удмуртия. Территория месторождения расположена в правобережной части среднего течения реки Камы и представляет слабовсхолмленную возвышенность с обильной речной и овражистой системами. Максимальные отметки поверхности достигают плюс 230 м. Уклон поверхности наблюдается в сторону долины реки Камы до отметок плюс 100 м. В непосредственной близости от Бондюжского месторождения расположены разрабатываемые месторождения - достаточно крупное Первомайское, а также Елабужское, и крупные промышленные города Набережные Челны и Елабуга.
Кроме того, близость к Заинской ГРЭС позволяет решать проблему снабжения электроэнергией промысловых объектов. В целом все перечисленное обеспечивает наличие достаточно развитой инфраструктуры всех компонентов нефтедобычи в этом районе. К одной из особенностей, затрудняющих разработку Бондюжского месторождения, можно отнести то, что в результате создания Нижнекамского водохранилища 42,7 % его территории оказалось затопленной водой. В связи с этим для обеспечения добычи по достаточно большому действующему фонду скважин была запроектирована и создана сеть гидротехнических сооружений.
Осадочная толща месторождения представлена палеозойскими отложениями, залегающими на архейско-протерозойских гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента и достигает мощности 2000 м. В разрезе на территории месторождения выделяются отложения среднего и верхнего отделов девонской, всех отделов каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, представленные как карбонатными, так и терригенными породами.
В тектоническом отношении Бондюжская структура, к которой приурочено Бондюжское нефтяное месторождение, выявлена по кристаллическому фундаменту, достаточно отчетливо прослеживается по терригенным отложениям девона и представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания с пологопадающими северной и южной периклиналями, а также крутыми западным и восточным бортами. Она расположена в пределах юго-восточного склона Северного купола Татарского свода. От Первомайского структурного поднятия, расположенного юго-западнее, она отделена Тарловским прогибом. Бондюжская структура характеризуется меридиональным простиранием.
Промышленно нефтеносными в разрезе осадочной толщи Бондюжского месторождения являются неоднородные песчано-алевролитовые породы пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса верхнего девона. В пределах месторождения в этих отложениях выявлено 22 залежи нефти, в основном пластового типа, за исключением пласта До1, где тип залежи структурно-литологического характера. Наиболее значительны по размеру (до 5,5 км в ширину и 17,5 км в длину) залежи кыновского и верхней части пашийского горизонтов.
Терригенные породы этих основных эксплуатационных объектов достаточно близки по своему составу и представлены рыхлыми мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Для большей детализации строения породы-коллекторы дифференцированы на группы в соответствии с классификацией, принятой для районов Нижнекамской нефтеносной зоны, куда относится рассматриваемое месторождение. При этом использованы два следующих параметра: проницаемость и объемное содержание пелитовой (глинистой) фракции. Согласно этой квалификации для выделения трех основных групп коллекторов приняты следующие кондиционные значения: I группа (продуктивные) - Кпр>0,1 мкм2, Кгл<2%; II группа (низкопродуктивные) - Кпр=0,02-0,1 мкм2, Кгл>2%; III группа - непродуктивные (неколлекторы) - Кп<12,0%, Кпр<0,02 мкм2, Кн<59%, h эф<0,8 м.
Характеристика продуктивных отложений Бондюжского месторождения
Распределение начальных извлекаемых запасов категории А+В+С1+С2 по продуктивным отложениям
Бондюжского нефтяного месторождения
Характеристика нефтей продуктивных отложений Бондюжского месторождения
Схематический геологический профиль по линии скважин 95-269 по отложениям горизонтов До и Д1
Бондюжского месторождения:
1,2- коллекторы нефте-, водонасыщенные; 3 - ВНК; 4 - скважины добывающие, нагнетательные
Схема разработки Бондюжского нефтяного месторождения
1 - скважины добывающие и нагнетательные;
2, 3 - внешний и внутренний контуры нефтеносности; 4 - зона
отсутствия коллектора; 5 - номера участков; б - алевролиты;
7 - дамба; 8 – спецоснования
График разработки Бондюжского месторождения
Гидротехнические сооружения Бондюжского нефтяного месторождения:
1 - нефтепровод; 2 - водовод; 3 - кабель 6 кв; 4 - ВЛ-6 кв; 5 - кабель связи; 6 -спецоснования; 7 - придамбовые площадки
Первомайское нефтяное месторождение
Распределение начальных извлекаемых запасов категории А+В+С1+С2 по продуктивным отложениям
Первомайского нефтяного месторождения
Структурная карта по кровле пласта До кыновского горизонта Первомайского месторождения:
1 - пробуренные скважины; 2,3- внешний и внутренний контуры
нефтеносности; 4 - зоны отсутствия коллектора;
5 - абсолютные отметки
Схематический геологический профиль по линии скважин 174-711 по отложениям кыновского и пашийского горизонтов
Первомайского месторождения:
1,2 — коллектор нефте-, водонасыщенный; 3 - отсутствие коллектора; 4 - ВНК; 5 - скважины добывающие, нагнетательные,
ликвидированные
Характеристика продуктивных отложений Первомайского месторождения
Система разработки пласта До Первомайского нефтяного месторождения:
1 - скважины добывающие и нагнетательные; 2 - внешний и внутренний контуры нефтеносности пласта До;
3 - зона выклинивания пласта коллектора; 4 - алевролиты; 5 - границы блоков; 6 - номера блоков
Гидротехнические сооружения Первомайского нефтяного месторождения:
1 - нефтепровод 100-200 мм; 2 - водовод 200 мм; 3 - кабель 6 кв; 4 - Вл-6 кв; 5 - кабель связи; 6 - спецоснования; 7 - придамбовые
площади