Особенности геологического строения и нефтеносность продуктивных горизонтов

Залежи нефти отложений турнейского яруса приурочены в основном к его верхней части – кизеловскому горизонту и лишь единичные залежи – к черепетскому и малевско-упинским отложениям. Нефтеносность их отмечена на Ивашкино-Мало-Сульчинском, Нурлатском, Бурейкинском, Аксубаево-Мокшинском, Камышлинском, Кутушском, Пионерском, Ашальчинском месторождениях. Карбонатная толща представляет собой преслаивание плотных и проницаемых прослоев, от 3 до 10 м и более. Плотные карбонатные породы имеют многочисленные открытые микротрещины и не обладают экранирующими качествами. Эффективная нефтенасыщенная толщина турнейских отложений изменяется по месторождениям от 2,6 до 12,9 м. Пористость коллекторов колеблется в пределах 0,11-0,14, нефтенасыщенность 0,66-0,79, проницаемость 0,010-0,310 мкм2, песчанистость 0,57-0,66. Коэффициент расчлененности по месторождениям меняется от 2,4 до 10.

             Бобриковский горизонт нефтеносен  на всех месторождениях восточного  борта Мелекесской впадины. Залежи  нефти контролируются структурными  и литологическими факторами. Преобладают  небольшие залежи, одно- и двухпластовые. Пласты-коллекторы представлены  песчаниками кварцевыми, тонкозернистыми, известковистыми, прослоями алевристыми, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися  между собой; не выдержаны по  площади и часто замещаются  глинистыми породами. На крыльях  локальных поднятий в понижениях  турнейского рельефа и во врезовых  зонах выделяется три пласта-коллектора (снизу вверх Сбр-1, Сбр-2, Сбр-3). В  подавляющем большинстве встречается  один песчаный пласт Сбр-3. Максимальная  толщина пласта наблюдается в  зонах развития посттурнейских  врезов (Бурейкинское месторождение) и достигает 45 м. Средние толщины  пластов колеблются по месторождениям  от 0,3 до 14,4 м. Коллекторские свойства  пласта высокие: пористость – 0,23-0,26, нефтенасыщенность – 0,78-0,93, проницаемость  – 0,240-1,240 мкм2, коэффициент песчанистости – 0,53-0,91, расчлененность – 1,2-3,6. Тип залежей в большинстве случаев структурно-литологический, но встречаются также и залежи пластово-сводового типа.

Отложения тульского горизонта прослеживаются почти повсеместно на рассматриваемой территории исследования и представлены преимущественно аргиллитами. Выделенные среди аргиллитов песчано-алевролитовые прослои, индексируемые (снизу вверх) как пласты Стл-2, Стл-3 и Стл-4, крайне не выдержаны по простиранию и хорошо изолированы друг от друга глинистыми перемычками. Пласт Стл-2 нефтеносен на Ивашкино-Мало-Сульчинском, Аксубаево-Мокшинском, Кутушском и Пионерском месторождениях. Средняя нефтенасыщенная толщина его изменяется от 0,7 до 4,1 м, пористость колеблется в пределах – от 0,19 до 0,23, нефтенасыщенность – от 0,75 до 0,82, проницаемость варьирует в пределах от 0,240 до 0,284 мкм2, коэффициент песчанистости – от 0,65 до 0,96. Залежи преимущественно структурно-литологического типа, на Аксубаево-Мокшинском месторождении – пластово-сводового типа.

Башкирские отложения вместе с карбонатными пластами верейского горизонта (пятый нефтегазоносный комплекс) образуют верхнюю регионально нефтеносную толщу палеозоя. Наиболее крупные залежи встречены в северной части Черемшано-Ямашинской структурной  террасы. Типы залежей пластово-сводовые, нередко литологически осложненные. Башкирский ярус сложен известняками светло-серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, участками доломитизированными, трещиноватыми, порового типа. Пористые и трещиноватые разности известняков объединяются в пласты-коллекторы (снизу вверх) Сбш-1 и Сбш-2. Количество нефтенасыщенных пропластков изменяется по скважинам от 1 до 8. Коэффициент расчлененности колеблется по месторождениям от 2,4 до 7,9. Общая толщина башкирских отложений изменяется от 28,0 до 50,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина коллекторов колеблется от 2,0 (Аксубаево-Мокшинское месторождение) до 10,6 м (Камышлинское месторождение). Пористость коллекторов меняется в незначительных пределах от 0,12 до 0,16, нефтенасыщенность и проницаемость соответственно от 0,69 до 0,85 и от 0,106 до 0,487 мкм2. Пористо-проницаемые прослои сообщаются между собой через систему трещин и слияния, образуя единый сложно построенный резервуар массивного типа.

Верейский горизонт делится на две литологические пачки: нижнюю – преимущественно карбонатную и верхнюю – терригенную. Нефтеносность связана с нижней карбонатной частью горизонта. Пласты представлены трещиноватыми органогенно-обломочными известняками, в различной степени глинистыми и доломитизированными, индексируемые Свр-1, Свр-6. В верейском горизонте основными промышленными объектами являются карбонатные пласты Свр-2 и Свр-3, которые отделены друг от друга глинистыми разделами. Общая толщина пластов изменяется по месторождениям от 3,4 до 7,1 м, нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 2,2-5,7 м, пористость колеблется в пределах 0,14-0,17, нефтенасыщенность – от 0,67 до 0,818, проницаемость – от 0,106 до 0,327 мкм2, расчлененность объекта по месторождениям меняется незначительно: от 2,1 до 3,6, песчанистость – от 0,10 до 0,49. Залежи массивные пластово-сводового типа, очень редко литологически экранированные.

Залежи нефти в каширском горизонте (6-й комплекс) выявлены на Бурейкинском, Аксубаево-Мокшинском, Камышлинском, Кутушском, Пионерском и Вишнево-Полянском месторождениях на глубинах 900-950 м. Залежи нефти установлены в карбонатных пластах-коллекторах, индексируемых снизу вверх Скш-1 – Скш-4. Пласты-коллекторы сложены известняками фораминиферами или комковатыми с прослоями доломитов микрозернистых. Тип коллектора поровый, реже трещинно-поровый. Нефтенасыщенная толщина пластов изменяется по месторождениям от 1,1 до 2,8 м, пористость равна 0,14-0,17, нефтенасыщенность - 0,69-0,81, проницаемость варьирует в пределах от 0,046 до 0,205 мкм2, расчлененность объекта равна 1-2,5.

В таблице 1.1 представлены коллекторские свойства нефтеносных пластов по горизонтам.

Таблица 1.1

Коллекторские свойства пластов по горизонтам и ярусам

Промышленно нефтеносные скопления сосредоточены в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта. Песчаная пачка (Р2u22) представляет собой своеобразное природное образование в виде линейных песчаных тел северо-западного простирания, отделенных друг от друга узкими прогибами по простиранию этих тел и более широкими вкрест простирания.

Литофация песчаников приурочена к западному склону Южного купола Татарского свода. В этих пределах наблюдается благоприятное распределение песчаных коллекторов, с которыми связана основная зона нефтескоплений.

1.3. Физико-химические свойства нефти и воды

Анализ физико-химических свойств поверхностных и пластовых нефтей месторождений ЗС ЮТС и Мелекесской впадины показывает, что нефти могут быть отнесены к типу тяжелых, вязких, высокосернистых, смолистых, парафинистых. Сверху вниз по разрезу плотность и вязкость нефтей уменьшаются. Плотность нефти среднего и нижнего карбона изменяется от 0,909 до 0,919 г/см3, вязкость нефтей в поверхностных условиях 56,3-204,2 мПа·с, нижнего карбона – от 30,0 до 140,5 мПа·с, на отдельных участках достигает до 1000 мПа·с. Содержание серы в нефти среднего и нижнего карбона колеблется в пределах 3,0-4,7 %, в верхнем девоне – 1,7-2,1%. Вниз по разрезу уменьшается содержание смол и асфальтенов от 30,5-43,2% (карбон) до 16,8-23% (верхний девон), а содержание парафинов увеличивается с 3,0% в карбоне до 4,1% в верхнем девоне.

Пластовые воды всех продуктивных объектов, по классификации В.А. Сулина, относятся по ионному составу к высокоминерализованным водам хлоркальциевого типа с общей минерализацией, увеличивающейся сверху вниз по разрезу от 189,1 г/л (верейский горизонт) до 250 г/л (бобриковский горизонт). Плотность вод в стандартных условиях колеблется от 1133,2 кг/м3 до 1159,7 кг/м3. Для пластовых вод всех объектов разработки характерно наличие в них, в различных количествах (до 200 мг/л), растворенного сероводорода. Из микрокомпонентов в водах всех горизонтов присутствуют йод и бром.

1.4. Геолого-промысловая классификация месторождений и залежей нефти

Основной оценкой степени эффективности разработки месторождений нефти при извлечении запасов до стадии минимально допустимой рентабельности является величина коэффициента нефтеизвлечения (КИН). Этот показатель характеризует успешность каждого периода истории разработки с момента открытия месторождения нефти. Критерием устойчивого функционирования системы разработки является выполнение основного требования: эффективность любого короткого периода разработки должна благоприятно влиять на последующий процесс разработки. Темпы и полнота выработки запасов, эффективность разработки зависят от правильной классификации природных факторов, выявления закономерностей и применения системных знаний на всех этапах: проектирования, выбора методики геологоразведки и системы геологического изучения, системы разработки и воздействия для максимальной выработки запасов нефти, создания оптимального технологического комплекса, применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с целью повышения КИН.

Вопросами классификации залежей и месторождений нефти, их геолого-промысловых параметров, генетических особенностей формирования залежей, отдельных признаков, оценки структуры и качества запасов занимались многие исследователи (И.О. Брод, Н.А. Еременко, А.А. Бакиров, М.М. Максимов, В.Н. Долженков, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Х. Муслимов и др.).

Многообразие геологических особенностей и геолого-промысловых параметров мелких месторождений, находящихся на разной стадии разработки, постановка и круг решаемых задач требуют рассмотрения наиболее важных параметров месторождений и классификаций, применяемых для решения ряда геолого-промысловых задач. Например, в работе Р.Х. Муслимова, Р.Г. Абдулмазитова приводится следующая классификация геолого-промысловых параметров залежей и самих месторождений нефти [80, 83]:

1. При  оценке структуры и качества  запасов месторождения подразделены  на: мелкие, содержащие извлекаемых  запасов менее 10 млн.т, средние –  от 10 до 30 млн.т, крупные – от 30 до 300 млн.т, уникальные, содержащие более 300 млн.т.

2. По  вязкости:

маловязкие – до 10 мПа·с;

повышенной вязкости – 10-30 мПа·с;

вязкие – 30-60 мПа·с;

высоковязкие – более 60 мПа·с.

В технологической цепочке вязкость – это самый изменчивый параметр, существенно влияющий на эффективность разработки, технологию нефтедобычи.

3. По  содержанию серы: до 0,5% - малосернистые, от 0,5 до 1,9% - сернистые, более 1,9% - высокосернистые.

4. По  структуре запасов: активные запасы  нефти (АЗН), трудноизвлекаемые запасы  нефти (ТЗН).

Классификация геолого-промысловых параметров нефтевмещающих пород-коллекторов, определяющих технологию и технику добычи нефти, по Муслимову Р.Х., Долженкову В.Н. и Зинатуллину Н.Х., приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Классификация геолого-промысловых параметров нефтемещающих терригенных пород-коллекторов, оп технологию и т добычи нефти