Приуроченность нефтяных месторождений Республики Татарстан к стратиграфическим подразделениям

 

 

 

Количество залежей нефти в осадочном разрезе Татарстана            таблица 1

№ комплекса	Наименование комплекса	Количество залежей нефти
		Всего	%
I	Эйфельско-франский терригеный	302	11.2
II	Верхнетурнейский карбонатный	618	22.9
III	Визейский терригеный	1000	37.0
IV	Окско-башкирский карбонатный	390	14.4
V	Верейский терригенно-карбонатный	320	11.8
VI	Каширско-гжельский карбонатный	74	2.7
всего		2704	100.0

 

 

Первый нефтегазоносный комплекс

Девонский терригенный  комплекс принят в объеме: подошва  эйфельских - кровля кыновско-саргаевских  отложений включительно. В пределах комплекса установлено около 20% всех выявленных залежей нефти. Залежи весьма разнообразны. Наиболее крупные залежи расположены в пределах ЮТС (Ромашкинская, Ново-Елховская) и в зонах межблоковых дислокаций (юго-восточные склоны СТС и ЮТС). На западном и северном склонах ЮТС, сводовой части СТС размеры залежей незначительные, этаж нефтеносности их в редком случае превышает 10 м. ВНК залежей нефти изменяется в соответствии с общим погружением отложений терригенного девона от сводов к окружающим их впадинам. Преобладают залежи структурного типа -71%. Они получили преимущественное распространение в районах сочленения структур второго и первого порядков и в прибортовых частях грабенообразньгх прогибов.

Литологические  и литологически экранированные залежи пользуются наибольшим развитием на западном и северном склонах ЮТС, юго-восточном склоне СТС, где прослеживаются зоны замещения пластов-коллекторов кыновского горизонта и региональный размыв паишйско-старооскольских отложений в тиманское (кыновское) время. По характеру строения резервуара - это пластовые сводовые (53%) структурно-литологические (18%) залежи, с одним (80%) иди двумя (14%) нефтеносными пластами (табл.3)

Пластовые давления в залежах изменяются в соответствии с гидростатистическим - от 16,0 до 20,0 МПа. Максимальные значения отмечены в залежах юго-восточного склона ЮТС (Тат-Кандызская 20,1 МПа) и на восточном борту Мелекесской впадины (Нурлатская - 19,7 МПа). В сводовых частях пластовые давления в залежах равны соответственно 17,5 и 16,0 МПа. Температура в пластах колеблется в очень незначительном диапазоне и изменяется от 30 до 40еС.[4]

Более значительные колебания претерпевает газонасыщенность нефти. По величине газового фактора в залежах пашийско-кыновских отложений на территории Татарстана можно выделить два района. В первом из них объединяются нефтяные залежи, богатые растворенным газом (территория ЮТС). Наиболее газонасыщены (до 65-75м³/т) нефти Бавлинского месторождения. Газонасыщенность нефти до 40-50 м³/т характерна для залежей сводовой части западного и северного склонов ЮТС. Во второй район объединяются нефтяные залежи, малонасыщенные газом (земли Мелекесской впадины и СТС). Газовый фактор здесь равен 25-35 м³/т. Давление насыщения нефти газом увеличивается от 8-9 МПа на Южном куполе до 10 - 10,5МПа на Первомайском и Бондюжском месторождениях СТС.[4]

Заполненность структурных ловушек нефтью различна. Большинство из них заполнены нефтью более чем на 75%. В территориальном отношении эти залежи расположены на землях ЮТС, его юго-восточного и западного склонов, а также в пределах Елабужского, Первомайского и Усть-Икского валов юго-восточного склона СТС Структуры с заполненностью нефтью от 50 до 75% группируются на землях восточного борта Мелекесской впадины, северного склона ЮТС и юго-восточного склона СТС. Структурные ловушки с заполненностью нефтью ниже 50% в виде локальных участков распространены на северном склоне ЮТС и на восточном борту Мелекесской впадины. Отмечается взаимосвязь степени заполнения ловушек с мощностью перекрывающей их покрышки. Установлено, что залежи нефти с заполнением ловушек более 75-90% расположены на землях, где мощность региональной покрышки изменяется от 18 до 39 м. При мощности покрышки в 13-16 м заполнение структурных ловушек нефтью не превышает 50%.[4]

По характеру  строения ловушек и распределени нефтеносности каждый горизонт терригенной толщи девон характеризуется некоторыми особенностями. В воробьевских отложениях промышленно нефтеносен пласт Ду (Ромашкинское и Бавлинское месторождения, Сулинская площадь Выявлены залежи нефти пластового сводового типа с подов) венной водой, контролируемые локальными поднятиями размерами от 0,5x1 до 4 х 6 км, этаж нефтеносности 5-12 Дебиты скважин колеблются от 0,2 до 32 т/сут.

В ардатовских  отложениях нефтеносен пласт ДШ. Область  распространения залежей нефти  также ограничивается юго- восточными районами Татарстана. Они приурочены к небольшим поднятиям, в пределах которых контролируют литологическими ловушками. Выявленные залежи неф литологически экранированного типа с размерами от 1,5 12 км² и нефтенасыщенной мощностью от 1,4 до 4,6 м. Дебиты  скважин изменяются от 0,2 до 62 т/сут.

Пласты-коллекторы муллинских слоев, как отмечай лось выше, тесно связаны с пашийско-кыновскими отложениями.[3]

Промышленные  скопления нефти в них на большинстве  месторождений юго-востока Татарии  представляют нижние части пашийско-кыновских залежей нефти. На Северо-Альметьевской и Южно-Ромашкинской площадях Ромашки некого месторождения в пласте Д_II выявлены две самостоятельные залежи нефти пластового сводового типа небольших размеров. Приурочены они к четким локальным поднятиям с размерами 1 -7 км², нефтенасьпценная мощность пласта 3-10 м, дебиты скважин 10-15 т/сут.

Пласты-коллекторы пашийско-кыновских отложений регионально  нефтеносны и являются основными объектами разработки. Залежи пашийского горизонта распространены в основном в юго-восточной и южной частях территории, пашийско-кыновского и кыновского - в северо-западной и западной ее половине. Дебиты нефти по скважинам изменяются в пределах 1 — 500 т/сут.

Контролируются  они структурами первого (Ромашкинская), второго (Ново-Елховская) и третьего порядков. Среди последних можно выделить залежи нефти, приуроченные к приразломным поднятиям (Бавлинская, Елабужская и др.), к надблоковым структурам (Нурлатская, Тат-Кандызская и др.), к структурам облекания останцов кристаллического фундамента (Фоминовская, Сотниковская и др.), структурам песчаных тел (Сабанчинская и др.). Часть залежей приурочена к литологическим ловушкам.

Второй нефтегазоносный комплекс

К карбонатным отложениям девона и нижнего карбона приурочено 4% от всего количества выявленных залежей нефти, среди которых залежи нефти различных типов: сфуктурно-литологические и литологические - в семилукско-бурегских отложениях, пластовые сводовые или массивные - в фаменских и нижнетурнейских образованиях.

В отложениях доманикового горизонта нефтеносным является в основном пласт Д - III, залегающий в верхней части разреза. Залежи нефти приурочены к небольшим (в среднем 1,5x2км), довольно пологим (5-10 м) поднятиям сводовой части ЮТС и его северо-восточного склона. Дебиты скважин от 0,2 до 60 т/сут.[3]

В мендымском горизонте  промышленные притоки нефти получены в сводовой части ЮТС, на его северном и северозападном склонах и на юго-восточном склоне СТС. В сводовой части ЮТС залежь приурочена к небольшому (2,5x4,5 км) среднеамгоштудному (22 м) поднятию. Дебит нефти из скважины составил 20 т/сут. При испытании мендымских отложений на других площадях Восточной Татарии после солянокислотной обработки получены притоки безводной нефти дебитом от 0,05 до 96 т/сут. Залежи нефти в доманиковых и мендымских отложениях структурно-лито-логического и литологического типов.

Промышленная  нефтеносность воронежского горизонта доказана в пределах северного склона ЮТС на Бастрыкском месторождении, где после солянокислотной обработки получен приток нефти дебитом 18-40 т/сут.

Коллееторы елецкого горизонта нефтеносны на Ромашкинском месторождении, где получен приток нефти 0,2 т/сут. Залежь контролируется довольно четкой локальной структурой с размером 1,5x0,7 км. Тип залежи - массивный.

В даняово-лебедянских (пласт Дл - III) и заволжских отложениях промышленные притоки нефти получены на площадях сводовой части Южного купола и его восточном склоне. Залежи приурочены к четким (амплитуда более 15 м) лошышм поднятиям, Дебиты скважин 10-50 т/сут.

Малевско-Уинские отложения, как правило, высокодебитные, приурочены к западному склону ЮТС и восточному борту Мелекесской впадины.

Фаменские и  нижнетурнейские отложения нефтеносны в сводовой части ЮТС, на его северном и юго-восточном склонах. К бортам прогибов Камско-Кинельской системы характер разреза фаменско-нижнетурнейских карбонатных отложений меняется - они замещаются либо на глинисто-карбонатные, либо на однородные толщи без четко прослеживающихся по территории пластов-покрышек, что в целом снижает возможность накопления здесь углеводородов, Верхнетурнейские отложения нефтеносны на всей территории ЮТС, восточного борта Мелекесской впадины и юго-восточном склоне СТС. Здесь выделяются три вида залежей. Залежи первого вида приурочены к структурам облекания верхнефранских или фаменских биогермов (Шегурчинская, Ашальчинская, Бастрыкская и др.). Они имеют округлую конфигурацию и размеры от 3 до 90 км². Высота от 10 до 50-90 м. Дебиты скважин до 30-40 т/сут.[4]

Второй вид  залежей приурочен к тектоническим  структурам приразломного типа (Бавлинская, Куакбашская и др.). Контролируются они структурами второго и третьего порядков. Дебиты нефти из скважин 1-10 т/сут.

Третий вид  залежей выявлен в пределах бортовой зоны Нижнекамского и Актанышско-Чишминского прогибов Камско-Кинельской системы и приурочен к рифогенным отложениям кизеловского горизонта (Афанасовская, Кабановская, Ильичевская). Покрышкой для них служит пропласток кизеловских глин в сочетании с перекрывающей их 4-5 - метровой пачкой плотных карбонатных пород. Залежи имеют небольшие размеры, этаж нефтеносности 10-15 м. Скважины малодебитные, 1-3 т/сут[4].

Из вышеназванных  видов преобладают залежи нефти, приуроченные к структурам облекания верхнефранских и фаменских биогермов, - 94,5%. Они распространены в основном на землях ЮТС и Мелекесской впадины. Этаж нефтеносности залежей полностью зависит от высоты структуры. На высокоамплитудных поднятиях, кроме верхне-турнейских, нефтеносны и нижнетурнейские отложения. Такие залежи встречаются на землях западного склона ЮТС и реже -на его сводовой части.

В малевско-кизеловской  толще турнейского яруса выделяются 4 продуктивных пласта-коллектора:В_IV - кизелов-ский, В_III- черепетский, В_II - упинский, B_I - малевский. Представлены они следующими основными структурно-генетическими разностями:[4]

- комковатые  известняки;

- сгустково-детритовые  известняки;

- шламово-детритовые  известняки;

- фораминиферово-сгустковые  известняки.

Коллекторами  являются только две первые разности.

Комковатые известняки представлены комочками микрозернистого кальцита, раковинами фораминифер, перекристаллизованным водорослевым детритом. Структура порового пространства напоминает структуру песчаников: межформенные крупные поры соединены короткими и широкими каналами. Пористость изменяется от 9,7% до 18%, проницаемость - от 0,004 до 0,018 мкм .

Сгустково-детритовые известняки в разрезе представлены плохоотсортированным перекристаллизованным детритом, комочками и сгустками микрозернистого кальцита. Структура порового пространства сложная: поры меж- и внутри-форменные, каналы узкие, извилистые. Из вторичных процессов отмечается как выщелачивание, так и кальцитизации. Ухудшение коллекторских свойств, по сравнению с комковатыми разностями, происходит за счет вторичной кальцитизации и запечатывания пор и каналов. Пористость в среднем составляет 11%, проницаемость изменяется от 0.00, коллекторами

1 до 0.012 мкм².[3]

Шламово-детритовые известняки состоят из шлама и  водорослевого детрита, сцементированного  обильным микрозернистым цементом. Это обычно плотная разность  (пористость – 7.0%) быть не может.

Кальцитизированные  форминиферово-сгустковые известняки являются еще более плотной породой (пористость – 5%, проницаемость – 0.0005 мкм²). В продуктивных пластах они присутствуют в виде линз, стяжений, невыдержанных прослоев.

В начале 1960-х  годов В.А.Бадьяновым и Г.Н.Гурьяновым продуктивные пласты  верхнетурнейского подъяруса по особенностям  сопротивления слагающих их пород были разделены на пачку высокого сопротивления ВС (пласт В_IV) и пачку низкого сопротивления НС (пласт В_m) . Примечательно то, что характер сопротивления этих пачек сохраняется как в пределах залежи, так и за ее пределами. Поэтому первоначально сложившееся мнение, что высокое сопротивление обусловлено нефтенасыщенностью, оказалось неправомерным.

Пласт В_IV  на рассматриваемой территории присутствует повсеместно. Сложен он преимущественно комковатыми и сгустково-детритовыми разностями разностями известняков, которые являются основными разностями известняков, которые являются основными высокопроницаемыми коллекторами верхнетуррнейского подъяруса. В центральной районах ЮТС на долю комковатых и сгустково-детритовых известняков приходится до 73% объем пласта В_IV. Содержание тонких прослоев шламово-детритовых  известняков не превышает 16%, фораминиферово-сгустковых – 1.9%. на крайнем юго-востоке(Бавлинское, Алексеевское, Фоминовское месторождения) В_IV представлен теми же генетическими разностями известняков, что на ромашкинском месторождении. Но суммарное содержание комковатых, сгустково-детритовых известняков здесь составляет 62.9%. Причем  комковатые известняки приурочены, как правило, к верхней и средней части пласта. К северо-западу от центральных районов ЮТС в разрезе паста В_IV наряду с увеличением содержания комковатых и сгустково-детритовых известяков  появляются песчано-гравелитовые разности. На северном склоне ЮТС в разрезе нижний пласт В_IV, обладающий практически такими же коллекторскими свойствами, что и верхний.[3]