Приуроченность нефтяных месторождений Республики Татарстан к стратиграфическим подразделениям

Из сказанного следует. Что на территории юго-восточной фациальной зоны лучшие коллекторы верхнетурнейского подъяруса сформировались в пределах Билярского полеоподнятия и его склонов (западный склон ЮТС), где  господствовали прибрежно-морские условия осадконакопления.

Несколько хуже коллекторы сформировались в центральных районах ЮТС, где накопление осадков происходило в меняющихся условиях прибрежного мелководья и эвфотической зоны шельфа. Еще более худшие разности коллекторов приурочены к юго-восточному склону ЮТС, где накопление осадков происходило, очевидно, в условиях псевдоабиссальной зоны шельфа.

Важнейшим фактором,  обуславливающим не только емкостно-фильтрационные свойства горных пород, но и направленность фильтрационные свойства потоков в  карбонатных коллекторах, является трещиноватость, которая в большинстве случаев оказывает влияние на полноту нефтевытеснения. Трещины различают по генезису: тектонические, нетеконические, техногенные.[3]

Тектонические трещины формировались под влиянием региональных складчатых движения земной коры. Нетектонические трещины образовались в результате диагенетических изменений осадков, а также физико-химических изменений в стадию эпигенеза или гипергенеза.

Техногенные трещины формируются под влиянием нагрузки бурового инструмента на породу или в результате закачки в пласт жидкости под большим давлением. Определяющую роль играют тектонические трещины.

К настоящему времени разработана серия методов определения параметров трещин: аэрокосмогеологические исследования (АКГИ). Исследован СЛБО, вертикального сейсмического профилирования (ВСП), оценка по данным геофизических исследовании скважин (ГЖГ) и гидродинамические исследования.

Анализ сопоставимости результатов исследовании разными методами был выполнен пол руководством Р.А. Дияшева в 1991 году, я было показано, что все рассмотренные методы имеют определенные достоинства и ограничения . Применение того или иного метода следует осуществлять. исходя не только из его разрешающей способности. но и из степени изученности месторождения и стадии его разработки.

Пластовое давление находится в соответствии с глубиной залегания нефти и составляет на сводовой части ЮТС 9А МПа. на его западном склоне 10.1-11,0 МПа. в Мелехесской впадине 11.5-11.8 МПа Температура пласта 20-ЗО градусов. На юго-восточном склоне ЮТС она составляет 20 градусов. на его сводовой части и западном склоне - 25с С на юго-восточном склоне СТС и в Мелекесской впадине - 25-30е С.

Нефти верхнечетвертичных залежей слабо насыщены газом Газовый фактор изменяется от 35 до 14 м^3\/т. Наиболее газонасыщены (20-35 м^3\/т) нефти юго-восточного, северного и частично западного склонов ЮТС. На сводовой части и западном  склоне  ЮТС в Мелекесской впадине газовый фактор нефти не превышает 15-18  м^3\/т. Давление насыщения газом нефти верхнетурнейскнх отложений равно 6-7,5 МПа. Заполненность верхнетурнейских структур нефтью во многом зависит от сохранности малиновских глин -покрышек, от типа итприуроченности структур к определенному тектоническому элементу. На землях ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины. как правило, отмечается наиболее полное заполнениее структур нефтью. Если на части структуры малиновскне глины размыты, наблюдается недозаполненность  ловушек нефтью. В этих случаях ВНК верхнетурнейскнх н бобриковско-ралаевскнх залежей прослеживается на одних отметках. На землях северного купола (Кучуковская. Аэево-Салттпсхая площади) заполненность структур нефтью  составляет 10-40%.

Третий нефтегазоносный комплекс.

В составе третьего, визейского терригенного, нефтегазоносного комплекса находятся радаевский, бобриковхлшй и тульский горизонты. Здесь выявлено около 37% от общего количества залежей нефти. Приурочены они к трем нефтеносным пачкам. Нижняя из них связана с отложениями малиновского надгоризонта, средняя - с отложениями радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов,  верхняя - с отложениями верхней части тульского горизонта. В малиновских отложениях залежи нефти открыты в осевой зоне Ни|жнекамского прогиба Камско-Кинельской системы на Первомайском, Комаровском н Контузлинском месторождениях. Залежи нефти небольших размеров пластового сводового и литологически экранированного типов. Дебиты нефти  изменяютса от 0.45 до 22 т/сут. Нефтенасыщенные мощности пластов достигают 6-7м.[3]

Наиболее широко распространены залежи в песчаниках радаевско-бобриковского и нижней части зонтов. Они встречены на ЮТС, а Мелекесской впадине, частично на землях юго-восточного склона СТС. _Залежи имеют самые разнообразные типы и размеры, различный этаж нефтяносности, зависящие от типа структур, контролирующих залежи неяти и литолого-фациального состава отложений.

Преобладающее число малиновско-яснополянских  залежей нефти контролируется структурными ловушками из них 85 87%-структурами облекания верхнефранских биогермов, 7 8% - структурами облекания песчаных тел и всего 4%-тектоническими ловушками. Литологических залежей 2-3% и приурочены они, как правило, к отложениям тульского и елховского горизонтов. Размеры и типы залежей во многом зависят от литолого-фациального состава отложений.[3]

В районах с  аргиллитово-песчаным типом разреза концентрируются относительно крупные залежи нефти. На землях распространения аргиллитового типа и локального развития коллекторов в пределах западного и северо-западного склонов ЮТС крупные залежи нефти не открыты, здесь образуются исключительно мелкие залежи, как правило, структурно-литологического типа с небольшими значениями нефтенасыщенных мощностей. На распределение залежей нефти оказали влияние и амплитуды ловушек. Наиболее благоприятными для формирования залежей нефти меньших размеров в бобриковско-радаевских отложениях на территории Восточного Татарстана являются районы с песчаным, аргиллитово-песчаным и песчано-аргиллитовыми типами разрезов в зонах средне- и высокоамплитудных поднятий (восточный борт Мелекесской впадины, западный участок северного склона и сводовая часть ЮТС), где формируются относительно крупные и средние залежи нефти. В зоне распространения малоамплитудных поднятий (северный и северо-восточный склоны ЮТС) формируются либо мелкие с этажом нефтеносности 2 - 5 м, либо не образуются совсем Основной продуктивный горизонт - тульский.

Следующим фактором, который оказал влияние на распределение залежей нефти, является способность терригенной толщи карбона формировать свои седиментационные структуры. Эти поднятия образуются преимущественно на землях распространения песчаного, аргиллитово-песчаного и песчано-аргиллитового типов разреза.  Амплитуда структур не превышает 10-25 м. Они могут быть встречены как на борховых, так и на осевых частях прогибов Камско-Кинельской системы, сводовой части ЮТС.

Залежи в  радаевско-бобриковских горизонтах встречены  на ЮТС, в Мелекесской впадине, изредка на землях юго-восточного склона СТС. Залежи имеют разнообразные типы и размеры, различный этаж нефтеносности, зависящие от типа структур, контролирующих залежи нефти и литолого-фациального состава отложений.

Залежи радаевско-бобриковских горизонтов, контролируемых структурами  облекания верхнефранских биогермов, имеют этаж нефтяносности до 90 м. в сводах структур часто залежей - антиклинольные пластовые и антиклинальные - литологические (Бастрыкская, Черемуховская, Аканская, Сиреневская и др.)

Залежи нефти  в пределах тектонических структур (Бавлинская, Нурлатская, Куакбашская, район Усть-Икского вала и др.) имеют значительные размеры и  являются антиклинальными. Размеры небольшие, дебиты нефти скважин из бобриковского горизонта достигают 100 т/сут., в среднем составляют 8-15 т/сут. В тульских отложениях залежи нефти антиклинально-литологического типа встречены на землях северного и северо-западного склонов ЮТС. Приурочены они к структурам облекания биогермных построек. Дебиты скважин 6-20 т/сут.[4]

В сложении радаевско-бобриковских отложений принимают участие  песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые сланцы, угли и глинистые известняки. Наиболее значительные мощности встречены в эрозионных врезах.

Коллекторская толща радаевско-бобриковских отложений  представлена песчано-алевролитовыми отложениями, составляющими единую гидродинамическую систему. В изучаемом разрезе выделяются четыре пласта, объединяющихся на большей части территории в единый монолитный пласт, толщиной в среднем не превышающей 4-6 м. Пористость коллектора изменяется от 10 до 30%, проницаемость может достигать 3-4мкм. В зонах прогибов Камско-Кинельской системы (ККС) толщины коллекторов радаевско-бобриковских горизонтов достигают значительных величин (70-80 м) с замещениями на очень коротких расстояниях.

Песчаные пласты тульского горизонта имеют широкое  распространение. Сложены они мелкозернистыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. В составе продуктивных пластов выделяются четыре песчано-алевролитовых пласта С1 -тл-1, С1 -тл-2, С1 -тл-3, С1 -тл-4. 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.[4]

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 аутогенных минералов - кальцит, пирит, реже гипс. С учетом размера зерен, сортировки, укладки, строения порового пространства, развития вторичных процессов выделены следующие типы пород (по данным А.А.Губайдуллина, Е.А.Юдинцева):

I. Песчаники  средне- и разнозернистые.

II. Песчаники  мелкозернистые и их алевролитовые  разности.

III. Алевролиты  крупнозернистые песчаные.

IV. Алевролиты  разнозернистые.

V. Песчаники  и алевролиты уплотненные.

VJ. Алевролиты глинистые, связанные взаимопереходными разностями.

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.[4]

Продуктивные  пласты, как бобриковского, так и  тульского горизонта, сложены всеми вышеописанными разностями пород. Соотношение вышеописанных типов пород в продуктивных пластах определяет емкостно-фильтрационные свойства отдельных пластов.

Пластовое давление в залежах бобриковско-тульских отложений находится в соответствии с гидростатическим градиентом и равно 9,6-12,0 МПа. Температура пласта изменяется в пределах 20-30еС. На сводовой части, юго-восточном и северном склонах ЮТС она равна 20-25еС, постепенно повышаясь в сторону Мелекесской впадины до 27-ЗОеС.

Газонасыщенность нефти в тульско-бобриковских отложениях изменяется от 4 до 25-30 м³/т. Наиболее газонасыщены нефти юго-восточного, частично западного склонов ЮТС и его сводовой части, т.е. на землях, где покрышка над бобриковскими залежами достаточно мощная (8-20 м) и выдержанная по простиранию. На площадях северного склона ЮТС, восточном борту Мелекесской впадины и СТС тульские отложения расщепляются песчаными пластами. В связи с этим их роль как надежной покрышки понижается, поэтому газонасыщенность нефти составляет всего 4-15 м³/т, давление насыщения равно 6-7 МПа.[4]

Залежи нефти  в пределах структур облекания верхне-франских биогермов имеют этаж нефтеносности  до 90 м. В сводах структур часто отмечается отсутствие коллекторов. Преобладающий тип залежей - пластовый и структурно-литологический.

В залежах нефти, контролируемых структурно-морфологическими формами песчаных тел (песчаные линзы, косы, бары, структуры облекания  песчаными пластами турнейских локальных поднятий с образованием самостоятельных структур), преобладающий тип залежей пластовый сводовый.

Залежи нефти  в пределах тектонических структур (Бав-линская, Нурлатская, Куакбашская, район Усть-Икского вала и др.) имеют значительные размеры и  являются пластовыми сводовыми. Цитологически экранированные залежи нефти имеют незначительное распространение и встречены в малиновских отложениях осевых зон прогибов Камско-Кинельской системы, в бобриковских и тульских отложениях - на площадях распространения аргиллитового и песчано-аргилитового типов разреза в пределах Восточного Татарстана. Размеры небольшие. Дебиты нефти скважин из бобриковского горизонта достигают 100 т/сут., в среднем составляя 8-15 т/ сут.

В верхнетульских отложениях залежи нефти структурно-литологического  типа встречены на землях северного  и северозападного склонов ЮТС. Приурочены к структурам облекания франских биогермов. Дебит скважин 6-20 т/сут.[4]

        Четвертый нефтегазоносный комплекс

В состав комплекса  входят алексинские, намюр-серпу-ховские  и башкирские карбонатные отложения. Из алек-синского горизонта притоки нефти получены в пределах сводовой части ЮТС, Акташско-Ново-Елховской и Черемшано-Ямашинской структурных зон и на Бавлинском месторождении. Нефтепроявления различной интенсивности отмечены практически во всех структурных зонах западного склона ЮТС и на отдельных участках восточного борта Мелекесской впадины. Нефтеносны здесь два пласта трещиноватых известняков - Ал-I и Ал-II, разделенных пропластками и пачками глин и заглинизированных карбонатных пород. Нефтенасыщенная мощность пласта около 3 м.[4]

     В  алексинских отложениях встречены  литологически экранированные и  структурно-литологические залежи нефти. Первые из них наиболее продуктивны. Дебиты нефти до 50 т/ сут, плотность 0,91-0,92 г/см³. Встречены они частично на сводовой части и западном склоне ЮТС.    Пластово-сводовые залежи малодебитны - 0,2-5 т/сут. размеры их небольшие, контролируются структурами облекания биогермов, мощность пластов до 4 м.     Основными в данном комплексе являются продуктивные пласты башкирского яруса, представленные органогенными, реже органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов.[4]