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.

o Физико-химическая характеристика пермских нафтидов РТ
 (по Р.З.Мухаметшину, ИОФХ КазНЦ РАН)

o Нефтеносность
терригенных отложений девона

o Мощности образований стратиграфических комплексов на территории РТ

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 - D 2

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 (D 2 ar). 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 - D 3

В составе верхнего девона на территории Татарстана широко представлены образования франского и фаменского ярусов.

Франский ярус D 3 fr

Нижнефранский подъярус D 3 fr 3 (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

o Карта суммарных мощностей терригенных отложений девона РТ (по Хисамову Р.С. и др.)

o Схема изменения полноты разрезов терригенной толщи девона на территории РТ и наличие в ней пластов-коллекторов (по Даниловой Т.Е.)

.

o Карта мощностей пашийского горизонта РТ

o Карта мощностей тиманского (кыновского) 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.

o Индексация пластов-коллекторов пашийского горизонта

o 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
 

o 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»

o
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»

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.

o Структурная карта по подошве репера "верхний известняк" (составил Р.Б. Хисамов): 1 - внешний контур нефтеносности; 2 - изогипсы подошвы репера; 3 - скважины

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. 

o Карта рельефа кристаллического фундамента

o Карта рельефа поверхности терригенного девона

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.

o Схема распространения пластов-коллекторов тиманского продуктивного горизонта

o 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

o 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

.

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 - D 2 zv - D 3 f);

2)средние и тяжелые, высокосернистые, вязкие и высоковязкие (карбонатный девон - D 3 f - D 3 fm, C);

3) тяжелые, сверхвысоковязкие (до перехода в мальты, асфальты и асфальтиты), или пермские битумы (P)