Приуроченность нефтяных месторождений Республики Татарстан к стратиграфическим подразделениям

Выделяются  три пласта. По характеру емкостяо-фильтрационных свойств породы-коллекторы относятся к поровому, трещинно-иоровому и каверново-поровому типу. Общая эффективная толщина пластов-коллекторов достигает 20 м, пористость -от 0,3до 21 %, проницаемость - до 0,400 мкм².

Залежи нефти  выявлены на восточном борту Мелекесской  впадины, на западном и южном склонах, в сводовой части ЮТС, менее распространены на юго-восточном склоне СТС.

Купольная часть  ЮТС составляет наиболее крупный  узел нефтеиакопления 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.

Плотность нефтей изменяется от 0,89 (Ойкино-Алтунинский участок) до 0,96 г/см³ (восточный борт Мелекесской впадины).

Степень заполнения структур нефтью различна и колеблется от 10 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 намюрские отложения. Пластовые резервуары в башкирском ярусе пользуются незначительным развитием. Башкирские и намюрские пласты-коллекторы чаще образуют единую гидродинамическую систему, характеризующуюся сложным строением, обусловленным зональным замещением коллекторов (Куакбашская, Новошешминская). Намечается общая тенденция уменьшения нефтенасыщенной мощности отложений в направлении от крутых крыльев структур, сопряженных с прогибами и флексурными уступами (зоны повышенной трещиноватости пород), к их тыловым частям за счет неравномерного повышения ВНК залежей и замещения коллекторов. Газовый фактор нефти башкирско-намюрских отложений - 15-18,4 м³/т. Температура пласта -15-20еС. Пластовое давление 6-8 МПа.

Пятый нефтегазоносный  комплекс

Продуктивные  отложения еврейского горизонта включают семь пластов. Друг от друга и от отложений башкирского яруса они отделены глинистыми разделами, являющимися в ряде случаев надежными покрышками. Поэтому нередко ВНК башкирских и верейских залежей не совпадают. В структурных ловушках, подвергшихся в еврейское время эрозионным процессам, еврейские и башкирские отложения оказались объединенными в единую гидродинамическую систему с общим ВНК залежей (Архангельская, Екатериновская залежи). Карбонатная толща верейского горизонта сложена органогенными, органогенно-детритовыми, зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Процентное содержание всех разностей известняков и доломитов в разрезе увеличивается от сводов локальных структур к прогибам между ними. В этом же направлении отмечается уменьшение пористости и проницаемости пород. По характеру емкостно-фильтрационных свойств пласты-коллекторы верейского горизонта относятся в основном к поровому типу. Пористость пластов изменяется от 8-9 до 23%, проницаемость может достигать 1,0 мкм².

Покрышкой являются глинистые и глинисто-карбонатные  породы верейского горизонта. Толщины пород флюидоупоров изменяются от 10 до 36 м. Увеличение толщины глинистых пород-покрышек верейского горизонта происходит закономерно с юго-востока на северо-запад.

Основными промышленными  объектами в разрезе верейского горизонта являются пласты Вр-1 и Вр-2 нефтенасыщенной мощностью от 1,5-2,0 до 3,5-4,5 м. Промышленная нефтеносность на отдельных участках установлена также в пластах Вр-За, Вр-Зб и Вр-Зв, отмечены нео) тепроявления в верхней пачке Вр-4, дебиты скважин достигают 15-30 т/сут.

На Ромашкинском месторождении в среднем карбоне  самые крупные залежи открыты  в его юго-западной части на наиболее приподнятой части - Куакбашско-Шугуровской  структуре, вытянутой в меридиональном направлении. По кровле верейского горизонта она имеет размеры 1,5-20,0 км с амплитудой поднятия до 50-60 м, а отдельные поднятия 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 структурных  ловушках, осложненных верейскимв «врезами», выполненными мощными толщами (30 м и более) песчаных коллекторов, все верейские пластовые резервуары и башкирские отложения оказались объединенными в единую гидродинамическую систему с общим ВНК (Усть-Кичуйсш, Екатериновская залежи).

Для нефтей верейского горизонта давление насыщенна составляет в среднем 0,8 МПа, газовый фактор - 4,1 м'/т, вязкость нефти в пластовых условиях 41,6 мПа • с, плотность пластовой нефти - 876 кг/м³ Массовое содержание серы составляет от 3,4% и выше, смол и асфальтенов - 46,4%. парафинов - 4,1%. Нефти верей-башкирских отложений относятся к тяжелым высокосернистым и высоковязким.

Шестой нефтегазоносный комплекс

К данному комплексу  относятся каширско-гжельских карбонатные  отложения. Нефтеносность отложений каширского (пласты Кш-I-V) карбонатного комплекса доказана на восточном борту Мелекесской впадины, на западном и юго-восточном склонах ЮТС и СТС - на Чегодайской, Степно-озерской. Николаевской, Южно-Нурлатской, Крым-Сарайской и других структурах. По площади нефтепроявления I ограничены границами нефтеносных земель по верейско-башкирским отложениям. 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 10-18%, в отдельных образцах до 23,2-32,3%, проницаемость от 0,09-0,148 до 1,821 мкм². Притоки нефти 1,5-5 м7сут. Залежи приурочены преимущественно к локальным поднятиям третьего порядка, характеризуются ограниченными размерами. Тип залежей пластово-сводовый или массивный. Плотность нефти колеблется от 0,9 до 0,934 г/см³, при содержании серы 3,4-4,6%, парафина - 3,5%.

Подольский  горизонт нефтеносен на восточном борту  Мелекесской впадины. Нефтепроявления в процессе бурения по керну и грунтам установлены на западном склоне Южного купола. Притоки нефти достигают 2,5 т/сут. Плотность нефти 0,93 г/см³, содержание парафина 2,7%, серы 4,5%. Поднятия, контролирующие залежи нефти, являются тектоническими (Куакбашская, Нурлатская, Елабужская и др.) и структурами облекания франских биогермов (Николаевская, Черемуховская и др.). Нефтепроявления в мячковском горизонте и в верхнем карбоне (по керну, грунтам и газокаротажу) отмечены на землях восточного борта Мелекесской впадины и на западном склоне ЮТС (Николаевская, Гаринская, Ивинская и другие структуры).

Седьмой битумоносный комплекс

Верхняя часть  осадочной толщи, начиная с верхнего карбона по верхнеказанские отложения включительно, содержит массовые скопления природных битумов (ПБ), которые представляют собой сильно окисленные, сверхвысо-ювязкие (600-1 000 000 мПа • с) нефти с высоким содержанием мол (18-26%), асфальтенов (4,6-75%), серы (3,7-7,2%), рактически не содержащие легких фракций.[4]

Исследования  показали, что распределение битумов  в ермской толще подчинено тем же законам, что и распре-еление нефти в нижележащих горизонтах. Массовые битумо-роявления приурочены к коллекторам, экранированным в ровле глинистыми, глинисто-карбонатными или суль-атными покрышками разной (от 2 до 60 м) мощности, причем рештабы распространения битумов по площади находятся в сной связи с выдержанностью покрышки.

Залежи битумов  контролируются ловушками сводового  па, которые образуются поднятиями третьего и второго [рядков современного структурного плана пермских тюжений (рис.4.3). В пределах площади ловушек, как и для нефтяных залежей, намечаются поверхности раздела между битумной и преимущественно водоносной частями резервуара, аналогичные водонефтяным контактам. В верхнем интервале доминирует, как правило, битумонасыщенность выше 50% к объему пор, нижний интервал характеризуется довольно резким спадом б итумо насыщены ости - до 20-30% и ниже, хотя прослоями отмечается битумонасыщенность до 80%. битумоносность отложений верхнего карбона Татарстана изучена слабо.[4]

В ассельском ярусе нижней перми битумы развиты более роко, чем в верхнем карбоне. Территориально они приурочены к отдельным участкам ЮТС (западный и юго-гочный склоны) и восточного борта Мелекесской впадины. тлено около 30 залежей битумов, приуроченных к верхней и средней частям яруса. Залежи в основном пластового сводового и массивного типов, контролируются локальными поднятиями небольших (331    6900 га) размеров. Мощность битумоносных пластов изменяется от 2 до 63 м, в среднем по залежам - от 2 до 23,6 м. Битумонасыщенность коллекторов в пределах залежи в среднем составляет 66% к объему пор. Визуально битумы ассельского яруса гудроновидные. Притоки жидкой нефти из пород ассельского яруса получены на Николашникинском месторождении.

В сакмарских отложениях битумы встречены на всех площадях ЮТС, восточном борту Мелекесской впадины и южной части Казанско-Кировского авлакогена. Выявлено 130 залежей ПБ. Они залегают в верхней и нижней частях яруса, представляют скопления пластового сводового и массивного типов, в большинстве случаев контролируются локальными поднятиями. В пределах Нурлатско-Аксубаевской, Урустамакской и других структурных зон залежи ПБ контролируются группой локальных поднятий, входящих в состав структур второго порядка. В отдельных случаях залежи ассельского и сакмарского ярусов составляют единое целое. В ряде случаев тесную связь с залежами сакмарского яруса имеют скопления ПБ в песчаниках глинистой пачки шешминского горизонта.[4]

Залежи ПБ сакмарского  яруса в присводовой части  ЮТС имеют горизонтальные поверхности водобитумных контактов (ВБК), на склонах ЮТС и восточном борту Мелекесской впадины наклонены с востока на запад в направлении потока подземных вод. Мощность битумоносных пластов изменяется от 0,2 до 80 м, средняя битумонасыщенная мощность по залежам колеблется в пределах 1,2-34 м. Битумонасыщенность коллекторов в пределах залежей изменяется от 12 до 97%, но при развитой кавернозности лабораторные определения отражают битумонасыщенность в основном межкаверновой части пород и, видимо, дают заниженные данные.[4]

Плотность битумов  сакмарского яруса по большинству  определений составляет 1,017-1,027 г/см³, хотя на отдельных участках они более легкие (Карасинская площадь - 0,985 г/см³, Коробковская площадь - 0,977 г/см³, Николашкинское месторождение - 0,896 г/см³). По консистенции (визуальной) они полужидкие, в 40% случаев описаны как нефти, в 49% -как битумы и гудроны. Полусухие и твердые разности встречены в 5% случаев. ПБ содержат от 66 до 88% масел, от 8,7 до 19,5% смол, от 3,3 до 14,1% асфальтенов.

Артинские и  кунгурские отложения, развитые на крайнем востоке Татарстана, содержат незначительные скопления битумов пластового сводового и литологически экранированного типов (33 залежи).[4]

Восьмой битумоносный комплекс

Комплекс связан с песчаной пачкой шешминского горизонта уфимского яруса. В нем установлено 58 месторождений ПБ, 45 из которых разведаны с разной степенью детальности. Площадь распространения их ограничивается юго-восточной частью Татарстана. Большинство известных залежей ПБ связаны с присводовой частью и западным склоном ЮТС и с восточным бортом Мелекесской впадины. На восточном и юго-восточном склонах ЮТС пока выделены единичные залежи. Но это скорее результат слабой изученности, нежели геологическая закономерность. Во всяком случае, почти во всех скважинах, где песчаная пачка проходилась с отбором керна, отмечены битумопроявления различной интенсивности.[4]

Залежи ПБ контролируются локальными поднятиями, которые четко  отображены в современном плане по кровле уфимского яруса. В отдельных случаях намечается приуроченность их к группе локальных поднятий (Сугушлинское месторождение). Залежи ПБ пластовые сводовые.

По материалам детально разведанных залежей битумов  шешминского горизонта отчетливо прослеживается сходство их строения с нефтяными залежами. В их разрезах, как и в разрезах нефтяных залежей, по керну и геофизике достаточно четко выделяются битумоносная, водобитумная и водоносная части резервуара. В пределах первой, верхней части битумо-носного пласта около трети образцов имеют битумона-сыщенность более 80% к объему пор (7-12% и более к весу породы). Около трети образцов из нижней половины битумо-носного пласта имеют битумонасыщенность 50-80% (4-7% к весу породы). Битумонасыщенность ниже 50% к объему пор (менее 4% веса породы) в этой части разреза залежи встречается по пропласткам обычно небольшой мощности и чаще в ее нижней половине.[4]

Дебиты скважин  изменяются от 50 л до 10-12 м7сут. По консистенции битум жидкий, плотность его 0,95-1,02 г/см³, вязкость от 300 до 63 000 мПа • с. Битумы шешминского горизонта содержат 51-75% масел, 12-36% смол, 4,6-17,5% асфальтенов, мощность битумоносных пластов изменяется от 1до 40 м, площади залежей - от 10 до 10 тыс.га.

Девятый битумоносный комплекc

Этот битумоносный комплекс включает отложения нижнеказанского  подъяруса (верхнеспириферовый известняк, барбашинские слои, серии ядреный камень, слоистый камень) и нижнюю толщу верхнеказанского подъяруса. В кровле комплекс ограничивается сульфатной пачкой серии подбой. К настоящему времени в рассматриваемой толще выделено около 40 залежей ПБ с размерами от 90 до 28200 га. Материалы детально разведанных залежей ПБ нижней толщи верхнеказанского подъяруса (Аканской, Аксубаевской и др.) подтверждают, что они контролируются структурными зонами.

По лабораторным данным, битумонасыщенность пород в пределах залежи изменяется от 1 - 2 до 12% к весу породы. Средняя битумонасыщенность по залежам от 1,5 до 5,5% к весу породы. По консистенции битумы полужидкие, плотность их изменяется от 0,941 до 1,048 г/см³, вязкость - от 4000 до 35 000 (мПа • с). Гудроновидные и твердые разности ПБ имеют ограниченное распространение. Они содержат от 31 до 68% масел, от 19 до 36% смол, от 9 до 75% асфальтенов. Мощность битумоносных пластов изменяется от 2-10 до 14-20 м. В 60 скважинах проводилось испытание пластов на приток без какой-либо обработки призабойной зоны. В двух случаях пласт оказался сухим, в остальных - получены притоки воды и пленки битума (до 50 л/сут).[4]

Десятый битумоносный комплекс