Особенности геологического строения и нефтеносность продуктивных горизонтов

 

Сургучев М.Л. и др. [142] подразделяют карбонатные коллекторы по проницаемости пористой матрицы на 4 группы: более 0,100 мкм2 – 1 группа; 0,010-0,100 мкм2 – 2 группа; 0,001-0,010 мкм2 – 3 группа; < 0,001 мкм2 – 4 группа.

В Башкортостане выделяют три группы карбонатных коллекторов: более 0,10 мкм2, от 0,05 до 0,10 мкм2 и менее 0,05 мкм2.

Викторин В.Д. проводит группирование карбонатных коллекторов по трещиноватости, их длине и раскрытости [25].

Карбонатные коллекторы, насыщенные вязкой, высоковязкой нефтью, являются наиболее сложными природными образованиями. Эта особенность сильно усложняет процессы выработки запасов нефти залежей в карбонатных отложениях. Большую роль имеет трещиноватость пород. Группирование месторождений по близости природных факторов методом главных компонент позволяет выявить схожие объекты разработки, оценить эффективность мероприятий и распространить на однотипные объекты.

Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. предложили подразделение месторождений на группы [83]: высокопродуктивные и малопродуктивные.

К малопродуктивным отнесены низкодебитные залежи вязкой и высоковязкой нефти в низкопроницаемых коллекторах, содержащие трудноизвлекаемые запасы до 10 млн. т с малым газосодержанием. По этой классификации месторождения рассматриваемой территории относятся к малоэффективным, по особенностям типов коллекторов – к нетрадиционным залежам нефти.

Трудноизвлекаемые запасы включают в себя запасы нефти в нетрадиционных коллекторах, запасы залежей высоковязкой нефти и природных битумов, остаточных нефтей выработанных месторождений с обычными коллекторами со специфическими геологическими условиями залегания.

К нетрадиционным коллекторам освоенных горизонтов могут быть отнесены следующие виды коллекторов [78]:

1. Глинистые  коллекторы. В этом типе коллекторов  отмечается повышенное содержание  глинистой составляющей, и особенности  ее локализации в межпоровых  каналах нарушают линейные законы  фильтрации.

2. Коллекторы  с повышенной пиритизацией развиты  в зонах воздействия на пласт  восстановительных флюидных систем, за счет которых железосодержащие минералы переходят в сульфиды, локализующиеся в пережимах каналов, что также нарушает фильтрационные свойства пластов.

3. Карбонатные  коллекторы трещинно-порового типа, широко развитые в турнейских  и верейско-башкирских отложениях. Комбинация трещинной дренирующей  углеводороды сети и ее поровой  матрицы создает сложную систему  фильтрации, трудно поддающуюся  учету и оценке (Муслимов Р.Х., Изотов и др., 2001). Коллекторы этого  типа характеризуются нестабильным  режимом нефтеизвлечения. несмотря  на их широкое распространение.

4. Карбонатно-сульфатные  коллекторы, как способные к образованию  «блуждающих залежей», впервые были  описаны В.Г. Изотовым и др. (Плотников  и др., 2000). Развитием такого типа  коллекторов характеризуются фаменские  отложения, что обусловлено палеографическими  факторами.

5. «Сыпучие»  коллекторы углеводородов, представленные  несцементированными и слабо  сцементированными песчаниками. Этот  особый тип нетрадиционных коллекторов, широко развитый в пределах  Республики Татарстан, особенно  среди тульско-бобриковских и  верхнепермских (уфимских) отложений. «Сыпучесть» этих коллекторов  не позволяет адекватно оценить  их коллекторские и фильтрационные  свойства, что вносит неточности  в подсчет запасов и осложняет  их разработку. Несмотря на проводимые  исследования по коллекторам  этого класса, методы их оценки  практически не разработаны.

Проведенный анализ типов нетрадиционных коллекторов ставит на повестку дня вопрос о внедрении, в зависимости от геологических и литолого-минералогических факторов, специфических методов их исследований и оценки с созданием «гибких» методик их рациональной разработки [20, 78].

 

 

Глава 2. Геолого-физическая характеристика мелкозалегающих залежей и месторождений сверхвязких нефтей Республики Татарстан

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика

 

Скопления пермских углеводородов расположены в основном на периферии крупных тектонических структур первого порядка – на западном склоне Южного купола Татарского свода и на восточном борту Мелекесской впадины, Казанско-Кировского прогиба и Восточного склона Токмовского свода. Расположение нефтескоплений названных выше комплексов показано на рисунке 2.1.

Наиболее изучен и перспективен к освоению в ближайшем времени уфимский нефтеносный комплекс. Уфимский терригенный зонально нефтеносный комплекс приурочен к отложениям песчаной пачки шешминского горизонта и развит в широких пределах ее распространения (от р.Кама до р. Сок в Самарской области).

В настоящее время в перспективных на нефть отложениях песчаной пачки выявлено 113 залежей и месторождений СВН, ВВН. Изученность месторождений и залежей углеводородного сырья в пермских отложениях Республики Татарстан представлена на рисунке 2.2.

Осадочный чехол территории размещения месторождений и залежей СВН и ВВН сложен отложениями девонской, пермской, неогеновой и четвертичной систем.

Отложения пермской системы (Р), являющиеся основной нефтеносной толщей региона, представлены отложениями нижнего (Р1) и верхнего (Р2) отделов.

Нижний отдел пермской системы сложен ассельским (Р1as) и сакмарским (Р1s) ярусами.

Ассельский ярус вскрыт скважинами структурного и поисково-разведочного бурения полностью или частично. Представлен, в пределах рассматриваемой территории, доломитами желтовато-серыми, светло-серыми, буровато-серыми, серыми, тонко- и мелкозернистыми, с конкрециями кремния, с подчиненными прослоями известняков тонко- и мелкозернистых, с

руководящей фауной фузулунид, в том числе единичных швагерин с отпечатками одиночных кораллов и мшанок, с многочисленными гнездами гипса, с прослойками ангидрита (Ашальчинское, Елховское, Чумачкинское, Лагерное и другие поднятия). Доломиты и известняки средне- и мелкозернистые, часто перекристаллизованные. плотные, крепкие, участками органогенно-обломочные, в зонах развития карста кавернозные, трещиноватые, пористые (Утямышское, Тимошкинское, Сугушлинское и другие поднятия).

Радиоактивность пород ассельского яруса составляет 2-8J. На электрокаротажных диаграммах породы яруса характеризуются невысокими кажущимися удельными сопротивлениями 40-450 Омм, на фоне которых наблюдаются отдельные зоны высоких сопротивлений (до 2500 Омм).

Более высокие сопротивления совпадают с нижней частью яруса, выделенные в электрорепер Rр-Р1а. Верхняя граница яруса проводится по смене доломитов с конкрециями кремния, остатками фузулунид и одиночных кораллов на сакмарские доломиты глинистые.

Кровля залегания ассельского яруса выделяется в качестве основного маркирующего горизонта (ОМГ). Толщина отложений изменяется от 38 (Подлесное поднятие) до 108 м (Олимпиадовское поднятие).

Сакмарский ярус представлен на рассматриваемой территории в объеме тастубского горизонта. Отложения сложены доломитами и известняками светло-серыми, плотными, крепкими, участками трещиноватыми, как на Ашальчинском или Аверьяновском поднятиях, тонкозернистыми, закарстованными, с редкой фауной, с редкими включениями гипса и ангидрита (по материалам скважин Урмышлинский, Иштерякской площадей структурного бурения). Известняки мелко кристаллические, участками кавернозные, косослоистые, с вкраплениями пирита, с отпечатками и ядрами от пелеципод и гастропод, с частыми тонкими прослойками зеленовато-серой глины, с зеркалами скольжения, по стенкам каверн наблюдаются кристаллики кальцита.

Кровля сакмарского яруса на территории размещения залежей СВН и ВВН интенсивно, но неравномерно на разных участках размыта, отмечаются высокая закарстованность, кавернозность, трещиноватость, нередко брекчиевидность. Толщина сакмарских отложений со значительными колебаниями на небольших расстояниях изменяется по залежам от 7,0 до 144,0 м. Удельное сопротивление пород изменяется от 60 до 400 Омм, радиоактивность – в пределах от 3 до 12J.

Отложения верхнего отдела пермской системы (Р2), включающие уфимский, казанский и татарский яруса, залегают с угловым несогласием на размытой поверхности нижнепермской толщи. На западном и южном склонах Южного купола Татарского свода на сакмарских отложениях залегают породы песчано-глинистой пачки шешминского горизонта, в западном направлении к Мелекесской впадине – песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса.

Уфимский ярус (Р2u), содержащий основные запасы СВН, ВВН, представлен шешминским горизонтом (Р2u2), который включает в себя две пачки: нижняя – песчано-глинистая (Р2u21) и верхняя (Р2u22) – песчаная.

Песчано-глинистая (Р2u21) пачка сложена  переслаивающимися пестроокрашенными глинами, алевролитами, песчаниками, известняками, мергелями. Глины плотные, с раковистым изломом, с зеркалами скольжения, с ходами илоедов, прослоями углистые, плитчатые, слоистые. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые, известковистые, глинистые, часто с включениями кристаллов пирита, реже с тонкими прожилками гипса. Алевролиты глинистые, известковистые, плотные с прожилками гипса. Известняки желтовато-темно-серые, тонкокристаллические, нередко слоистые, по наслоению с вкраплениями пирита, с участками кавернозные. Мергели серые, глинистые, плотные, известковистые. Фациальная невыдержанность состава пород песчано-глинистой пачки свидетельствует о нестабильности условия осадконакопления в раннешешминское время.

Изменение толщины песчано-глинистой пачки от 8 м (Каменское поднятие) до 90 м, тесно связаны как с условиями осадконакопления, так и с рельефом поверхности сакмарского яруса. В пониженных частях сакмарского палеорельефа. постепенно заполняя их, откладывались терригенные породы.

На каторжных диаграммах породы песчано-глинистой пачки имеют небольшие сопротивления (10-60 Омм), радиоактивность составляет 5-12J.

Для отложений песчано-глинистой пачки, преимущественно для песчаников и алевролитов в верхней части, характерны слабые нефтепроявления остаточного характера. Нефтепроявления средней интенсивности отмечаются в отдельных скважинах и не представляют промышленного интереса.

Песчаная пачка сложена слабосцементированными и рыхлыми, мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками разной степени сцементированности, в которых кальцитовый цемент присутствует в незначительных количествах (от 3-х до 10% или полностью отсутствует) и обломочные зерна скрепляются высоковязкой нефтью. К этим пескам и песчаникам с высокими фильтрационно-емкостными свойствами приурочен продуктивный объект залежей и месторождений СВН и ВВН. В кровле пачки, на контакте с перекрывающими их «лингуловыми глинами» нижнего подъяруса казанского яруса, отмечаются прослои сильно известковистого песчаника (Каменская, Урмышлинская, Холодно-Ключевская площади и др.).

Кровля уфимского яруса четко проводится по подошве пачки «лингуловых глин» нижнего подъяруса казанского яруса.

Толщина песчаной пачки по залежам достигает 44 м (Олимпиадовское, Краснополянское), создавая локальные максимумы, и снижается до 0,4-1,2 м (Южно-Ашальчинское), но полностью не выпадает из разреза. Верхняя граница шешминского горизонта четко проводится по подошве пачки «лингуловых глин» байтуганского горизонта нижнего отдела казанского яруса.

Участки развития повышенных толщин песчаной пачки образуют 11 валообразных цепочек поднятий, в основном северо-западного простирания, к которым приурочены скопления СВН и ВВН.

Отложения казанского яруса развиты в неполном объеме и полностью отсутствуют в зоне неогенового вреза. В наиболее полных разрезах казанские отложения подразделяются на нижний и верхний подъярусы.

Нижнеказанский подъярус (Р2kz1) включает отложения байтуганского, камышлинского и барбашинского горизонтов.

Байтуганский горизонт (Р2kz11) подразделяется на две пачки. Нижняя (Р2бт1) сложена глинами серыми, темно-серыми, аргиллито-подобными, плотными, крепкими, известковистыми, с включениями пирита, с мелкими прослоями мергеля, с многочисленными раковинами лингул. Часто в подошве слоя встречается толщиной 0,01 и 0,8 м известняк глинистый, темно-серый, с массой отпечаток спирифер, сетчатых мшанок, реже с включениями пирита. Данная пачка, выделяемая в маркирующий горизонт (МГ) «лингуловые глины», является покрышкой для залежей высоковязких нефтей. По данным некоторых скважин глина и известняк с редкими пятнами нефти. Толщина «лингуловых глин» изменяется от 2 до 42 м.

Верхняя пачка (Р2бт2) байтуганского горизонта сложена известняками серыми, мелкокристаллическими, крепкими, участками глинистыми, песками и прослойками нефти. Данная пачка выделяется как МГ «среднеспириферовый известняк» (R2-Р2-в). Толщина ее по залежам меняется от 2 до 25 м.

 

2.2. Структура запасов нефти месторождений и объектов разработки

Проведенные исследования в работе Е.Д. Войтовича, Ю.М. Арефьева «Закономерности размещения залежей, оценка прогнозных ресурсов битумов и их запасов с учетом коэффициентов подтверждаемости и возможных методов извлечения» рекомендовали в качестве реальной сырьевой базы ВВН и ПБ данные подсчета запасов и ресурсов по состоянию на 01.01.1993 г. (таблица 2.1).

Основная часть выявленных запасов (кат. C1+C2) приходится на казанские и уфимские отложения. В сумме они составляют 287,7 млн. т, или 97% от всех суммарных запасов пермского комплекса. В сакмаро-артинских отложениях выявлено лишь одно месторождение – Николашкинское.