Муллинский горизонт ( D 2 ml )

      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.

Ареал нефтеносности нижнего эйфельско-ардатовского подкомплекса имеет ограниченное распространение в пределах купольной части и юго-восточного склона Южно-Татарского свода.

Отложения комплекса включают песчаные пласты ДV(а-в) эйфельского яруса, ДIV(а, б) воробьевского и ДIII(а, б) ардатовского горизонтов, разделенные прослоями аргиллитов, выполняющих роль локальных флюидоупоров. Число залежей здесь невелико. Размещение ловушек связано с локальными поднятиями и литологией пластов-коллекторов. В воробьевских отложениях залежи в основном пластового сводового типа с подошвенной водой. Размеры залежей от 0,5x1,0 до 4,0x5,0 км, этажи нефтеносности 5-12 м. Дебиты скважин составляют 0,2-32 т/сут. В ардатовском горизонте залежи приурочены к небольшим поднятиям и контролируются ловушками сложного экранирования. Площадь залежей от 1,5 до 12 км2 с нефтенасыщенной мощностью от 1,4 до 4,6 м. Дебиты скважин изменяются от 0,2 до 62 т/сут.

Залежи нефти эйфельско-ардатовского терригенного нефтеносного

подкомплекса

 

Верхний отдел - D3

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

Франский ярус D3fr

Нижнефранский подъярус D3fr₁

(Коми надгоризонт - D3km)

  Карта мощности отложений муллинского (а), пашийского (б) и тиманского (в) горизонтов.

 О современной подпитке нефтью Ромашкинского месторождения

Сейсмический разрез по геотраверсу «Татсейс».
1 - наклонные отражатели, 2 - субвертикальные динамические аномалии, 3 - участки относительного понижения гравитационного поля, совпадающие с выходом наклонных отражателей в верхнюю часть земной коры, 4 - нефтяные месторождения
 

Отображение субвертикальной динамической аномалии
 

Иллюстрация приуроченности нефтяных месторождений Южно-Татарского свода к субвертикальным динамическим аномалиям (последние в свою очередь связаны с глубинными структурами земной коры)
 

Сводный сейсмический разрез по геотраверсу «Татсейс» и региональному профилю 8 (фрагмент)

Схема расположения сейсмических профилей и аномальных скважин (фрагмент). Ромашкинское месторождение.
Аномальные по промысловым характеристикам скважины.
Сверхглубокая Миннибаевская скв. №20 000.
Сейсмические профили
 

    В результате длительной интенсивной разработки нефтяных месторождений высокопродуктивные пласты с легкой нефтью истощились, что явилось причиной существенного (почти в 4 раза) снижения добычи нефти и роста обводненности продукции. Падение добычи нефти происходило не только за счет истощения запасов в целом по эксплуатационным объектам, но и как следствие изменения структуры оставшихся в недрах запасов. Последнее привело к тому, что доля относимых к группе крупнейших и выше месторождений в общем балансе запасов промышленных категорий республики к началу 21-го века опустилась ниже отметки 40%, тогда как для начальных запасов эта цифра была в два раза выше

На территории Татарстана открыто 159 нефтяных месторождений, из них в разработке находится 121 месторождение. Анализ структуры извлекаемых запасов нефти категории A+B+C1, показывает, что в начале эксплуатации активные запасы составляли 81% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), а на трудноизвлекаемые приходилось 19%. Причем, в группе трудноизвлекаемых запасов доля высоковязких нефтей с вязкостью более 30 мПа*с составила 8,9%, в малопроницаемых коллекторах с проницаемостью пород 0,05 мкм2 - 5,9%, а остальные 4,2% запасов находились в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и участках малой (до 2 м) толщины пластов.

   В структуре текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) активные извлекаемые запасы составляют всего 30,5%, а трудноизвлекаемые - 69,5%, при этом на высоковязкие нефти приходится 45,2%, в малопроницаемых коллекторах содержится 13% и в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 11,3% запасов нефти.

В настоящее время накопленный отбор нефти активных запасов достиг 83,7%, а освоенность 90,2% от начальных извлекаемых запасов. В то же время пока вовлечены в разработку лишь 44% трудноизвлекаемых запасов нефти.

Освоенность разработкой (вовлечение в промышленную эксплуатацию) потенциальных ресурсов нефти в карбонатных отложениях низкая и составляет 8,1-9,4% от их запасов, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах на территории Татарстана достигают 20,4% от всех запасов нефти в республике.

   Освоенность разработкой (вовлечение в промышленную эксплуатацию) потенциальных ресурсов нефти в карбонатных отложениях низкая и составляет 8,1-9,4% от их запасов, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах на территории Татарстана достигают 20,4% от всех запасов нефти в республике.

   Извлекаемые запасы нефти повышенной вязкости в карбонатных коллекторах в 4,4 раза больше, чем в терригенных коллекторах.

Накопленная добыча маловязких нефтей из терригенных коллекторов в Татарстане составляет 90,9%.

Таким образом, в будущем в Татарстане предстоит интенсивное освоение запасов повышенной и сверхвязкой нефти в карбонатных и терригенных отложениях.

 

 

Лекция 5

Нефтеносность
терригенных отложений девона

Мощности образований стратиграфических комплексов на территории РТ

Ареал нефтеносности нижнего эйфельско-ардатовского подкомплекса имеет ограниченное распространение в пределах купольной части и юго-восточного скло­на Южно-Татарского свода.

Отложения комплекса включают песчаные пласты Д_V(а-в) эйфельского яруса, Д_IV(а, б) воробьевского и Д_III(а, б) ардатовского горизонтов, разделенные прослоями аргиллитов, выполняющих роль локальных флюидоупоров. Число залежей здесь невелико. Размещение ловушек связано с локальными поднятиями и литологией пластов-коллекторов. В воробьевских отложениях залежи в основном пластового сводового типа с подошвенной водой. Размеры залежей от 0,5x1,0 до 4,0x5,0 км, этажи нефтеносности 5-12 м. Дебиты скважин составляют 0,2-32 т/сут. В ардатовском горизонте залежи приурочены к небольшим поднятиям и контролируются ловушками сложного экранирования. Площадь залежей от 1,5 до 12 км2 с нефтенасыщенной мощностью от 1,4 до 4,6 м. Дебиты скважин изменяются от 0,2 до 62 т/сут.

Залежи нефти эйфельско-ардатовского терригенного нефтеносного

подкомплекса

 

Муллинско-пашийско-тиманский подкомплекс объединяет свыше 20% выявленных залежей. Комплекс относится к типу регионально нефтеносных и содержит основные высокопродуктивные скопления нефти в пластах Д_II(а, б), Д_Iа-д), Д₀(а-г). Продуктивная толща представлена песчаными пластами, разделенными прослоями аргиллитов.

По сравнению с нижним подкомплексом ареал нефтеносности его значительно расширяется и охватывает Южно-Татарский свод, восточную часть Северо-Татарского свода и почти весь восточный борт Мелекесской впадины. Перспективные девонские площади расположены, как правило, к востоку от Ковалинско-Юхмачинского палеовыступа. Таким образом, северное и западное ограничения нефтеносного ареала образуют древние выступы фундамента, частично или полностью лишенные терригенных девонских отложений.

Залежи нефти муллинско-пашийско-тиманского терригенного регионально нефтеносного подкомплекса

.

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.

Пласты-коллекторы муллинских слоев тесно связаны с пашийско-тиманскими отложениями. Промышленные скопления нефти в этом интервале в пределах купольной части ЮТС представляют нижние интервалы пашийско-тиманских залежей. Подошвы их ограничены единой отметкой водонефтяного контакта. На отдельных площадях Ромашкинского месторождения выявлены самостоятельные залежи нефти пластового типа небольших размеров. Площади залежей составляют 1-7 км2, дебиты скважин 10-15 т/сут.

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»

Карта рельефа кристаллического фундамента

Карта рельефа поверхности терригенного девона

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.

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)

Пласты-коллекторы пашийско-тиманских отложений регионально нефтеносны. Они являются самостоятельным объектом разведки и разработки в РТ. Залежи пашийского горизонта распространены в основном в центральной, юго-восточной и южной частях ЮТС, а пашийско-тиманского и тиманского - в северо-западной его половине и в пределах СТС, т. е. в тех районах, где пласты-коллекторы этих горизонтов образуют единый природный резервуар. Начальные дебиты скважин изменялись от 1 до 400 т/сут. Основные скопления нефти содержатся в ловушках структурного типа. Контролируются залежи структурами I- го (Ромашкинское месторождение), II- го (Ново-Елховское и др. месторождения) и III-го порядков. На склонах ЮТС широким развитием пользуются также структурно-литологические и литологические ловушки.

  Карта мощности отложений муллинского (а), пашийского (б) и тиманского (в) горизонтов.

Схематический профиль строения горизонта Д1 по эксплуатационному ряду скважин
 (южная часть Азнакаевской площади)

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.

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

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

.

Карта мощностей пашийского горизонта РТ

Карта мощностей тиманского 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.

Индексация пластов-коллекторов пашийского горизонта
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
 

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»

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

Геологический разрез отложений горизонта Д _I основной залежи, Бавлы (составил Р.Б. Хисамов): 1,2- песчаник нефте-, водонасыщенный; 3 - репер "верхний известняк"; 4 - начальное положение ВНК
 

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.

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. Мощность пашийского горизонта местами сокращается до 24-25 м. В основном преобладают разрезы мощностью порядка 40 м. 

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»).

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.

Схема распространения пластов-коллекторов тиманского продуктивного горизонта

Схематический геологический профиль по линии скважин 95-269 по отложениям горизонтов До и Д1
 месторождения:
1, 2- коллекторы нефте-, водонасыщенные; 3 - ВНК; 4 - скважины добывающие, нагнетательные

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