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 (C 1 ml - 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 (C 1 cr) 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 - С2 b и верейского горизонта - C 2 vr.
Месторождения: Нр - Нурлатское, М D - другие месторождения Мелекесской впадины (MD 1 и MD 2 - 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 (С1 rd + 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

o Нефтеносность терригенных отложений нижнего карбона (продолжение)

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:

o Песчаники разно- и среднезернистые.

o Песчаники мелкозернистые и их алевритовые разности.

o Алевролиты крупнозернистые и их песчаные разности.

o Алевролиты разнозернистые.

o Песчаники и алевролиты уплотненные.

o Алевролиты глинистые, связанные взаимопереходными разностями.

o 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

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.

o 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.

o 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

o 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.

o Схема расчленения и корреляции разрезов нижнекаменноугольных отложений и индексации терригенных пластов (Р.З.Мухаметшин, 2006)

o 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

o 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

Верхний горизонт ТТНК имеет тульский возраст (C 1 tl) 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

o 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 Вв I бобриковско-радаевского горизонтов в различных сочетаниях; 14 - Вв01; 15 – Вв02 и Вв03; границы: 6 – нефтеносности, 17 – зоны отсутствия коллекторов, 18 – рукавообразной эрозионной зоны

o Нефтеносность
карбонатных отложений среднего карбона

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.

o Залежи нефти серпуховско-верейского карбонатного регионально нефтеносного комплекса

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.

o Схема палеогеографии Татарстана.
Башкирский век
 

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.

o Карта мощностей башкирского яруса Татарстана

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.

o Коллекторские свойства пород башкирских залежей нефти

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).

o График частотного распределения размеров блоков, ограниченных субвертикальными трещинами, по данным замеров на керне скважины 38275г

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.

o Схема палеогеографии Татарстана.
Верейское время
 

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 размыт