Ашальчинское месторождение

Содержание

Введение……………………………………………………………………………

1.                  Геолого-физическая характеристика залежей высоковязких нефтей и природных битумов Татарстана………………………………………………….

1.1             Характеристика геологического строения, параметров пласта и неоднородности залежей высоковязких нефтей и природных битумов……………………………………………………………………………..

1.1.1      Особенности распространения залежей высоковязких нефтей и природных битумов на территории Татарстана………...................................

1.1.2      Геологическое строение месторождений  высоковязких нефтей и природных битумов…………………………………………………….................

1.1.3      Ресурсы и запасы высоковязких нефтей и природных битумов…………………………………………………………………………….

1.1.4      Условия формирования залежей………………………………………….

1.2             Современная терминология и классификация природных битумов и битуминозных пород………………………………………………………………

1.3             Принципы битумогеологического районирования и типы залежей природных битумов……………………………………………………………….

1.                  Геолого-физическая характеристика залежей высоковязких нефтей и природных битумов Татарстана

1.1             Характеристика геологического строения, параметров пласта и неоднородности залежей, высоковязких нефтей и природных битумов

1.1.1      Особенности распространения залежей высоковязких нефтей и природных битумов на территории Татарстана

Одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья являются тяжелые нефти и битумы.

На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, сосредоточенные на сравнительно небольших глубинах (до 400 м) - в пермских отложениях.

Нефтебитумопроявления на территории Татарстана и прилегающих к ней областей с юга известны давно. Они послужили основой для постановки поис­ково-разведочных работ на нефть в каменноугольных и девонских отложениях.

Под природными битумами применительно к геологическим условиям территории Республики Татарстан понимаются практически дегазированные, лишенные легких фракций, окисленные, вязкие и сверхвысоковязкие гиперген­ные производные нефти.

Залежи и месторождения тяжелых нефтей и природных битумов в основ­ных нефтебитумоносных горизонтах в разные годы обнаружены почти во всех крупных тектонических регионах республики.

К высокоперспективным зонам на тяжелые нефти и природные битумы отнесены восточный борт Мелекесской впадины и прилегающей части (запад­ный склон) Южно-Татарского свода с массовыми битумопроявлениями и мно­гочисленными выявленными залежами тяжелых нефтей и природных битумов в казанских и уфимских отложениях.

К перспективным зонам на тяжелые нефти и природные битумы отнесены центральная часть и восточный борт Мелекесской впадины, Казанско-Кировский прогиб, восточный склон Токмовского свода. С этой тектонической зоной связаны мелкозалегаюшее Сюкеевское месторождение тяжелой нефти и ряд залежей в казанских и сакмарских отложениях.

В значительно меньшей степени тяжелые нефти и природные битумы встречены по периферии Северо-Татарского свода и центральной части Южно-Татарского свода. Нефтеносность пермских отложений здесь наименее изучена, хотя в разные годы структурным бурением обнаружены Янчиковское, Буддыр-ское, Масловское и другие месторождения тяжелых нефтей и природных битумов с залежами в сакмарских, уфимских и казанских отложениях.

Наибольшая концентрация тяжелых нефтей и природных битумов отме­чена на восточном борту Мелекесской впадины и западном склоне Южно-Татарского свода.

В результате проведенных работ сделан однозначный вывод о том, что тяжелые нефти и природные битумы образуют не сплошные нефтеносные поля, как считалось ранее, а залегают в форме локальных скоплений. В Татарстане их скопления приурочены к отложениям ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижнего отдела, уфимского и казанского ярусов верхнего отдела пермской системы. Нефтеносный разрез пермской системы состоит из сложно-построенной толщи карбонатных (40 %) и терригенных (60 %) коллек­торов, которая расслаивается более или менее выдержанными пачками глини­стых и сульфатных пород. В настоящее время выявлено около 450 залежей и проявлений тяжелых нефтей и природных битумов, большая часть которых (бо­лее 260 залежей) связана с отложениями уфимского и казанского ярусов. Тяже­лые нефти и природные битумы встречаются в виде рассеянных проявлений различной интенсивности или как скопления со сплошной пропиткой пород.

Геохимический контроль значительной части скоплений тяжелых нефтей и природных битумов показал размещение под ними залежей нефти, приуро­ченных к девонским и в первую очередь к каменноугольным отложениям.

1.1.2      Геологическое строение месторождений  высоковязких нефтей и природных битумов

Нефтебитумоносность мелкозалегающих месторождений связана с отло­жениями пермской системы, включающей верхний и нижний отделы.

Битумоносными являются залегающие на глубинах до 500 м терригенные и карбонатные коллекторы уфимского и казанского ярусов верхне­го отдела пермской системы, образующие три нефтеносных комплекса, а также кровельной части гжельского яруса верхнего карбона, ассельского, сак­марского, артинского и кунгурского ярусов нижнего отдела. В залегающих вы­ше отложениях татарского яруса пермской системы и в заполняющих достаточ­но глубокие врезы в породах неогеновой системы тяжелые нефти не установле­ны, что свидетельствует о надежности перекрывающих пород в качестве по­крышек.

Более 20 скоплений выходят на земную поверхность, некоторые из них расположены выше местного базиса эрозии. Основные месторождения тяжелых нефтей и природных битумов залегают на глубине 50 - 250 м.

Нижнепермский отдел представлен ассельским и сакмарским ярусами, отложения которых развиты повсеместно.

Карбонатные породы ассельского яруса залегают согласно на отложениях верхнего карбона и сложены доломитами с подчиненными прослоями известня­ков. Нефтеносность отложений яруса изучена слабо и выявлена по отдельным скважинам структурного бурения. Ввиду прерывистости покрышек и невыдер­жанности коллекторов в отложениях верхнего карбона, ассельского яруса перми значительных ресурсов тяжелых нефтей и природных битумов в них ожидать трудно.

Первоочередными объектами разработки залежей тяжелых нефтей и при­родных битумов следует рассматривать регионально нефтебитумоносные гори­зонты. В кровле сакмарского яруса, песчаной пачке шешминского горизонта уфимского яруса и разрезе казанского яруса (выше и ниже сульфатной серии «подбой») залегает наибольшее количество ресурсов и запасов тяжелых нефтей и природных битумов. Под выдержанными на больших расстояниях глинисты­ми, сульфатными и карбонатными покрышками толщиной от 6 до 100 м нефте-битумовмещающие породы могут рассматриваться как регионально нефтебиту­моносные горизонты перми, с которыми связаны основные запасы тяжелых нефтей и природных битумов.

Нижним из регионально нефтебитумоносных горизонтов является сак-марский, который развит на всей рассматриваемой территории, с востока на за­пад последовательно перекрывается сульфатами артинского и кунгурского ярусов, плотными карбонатами Соликамского горизонта, глинистой пачкой верхнеуфимского подъяруса, лингуловыми глинами казанского яруса. Коллекто­рами служат кавернозные, пористые и трещиновато-пористые разности из­вестняков и доломитов, образующие массивный многопластовый резервуар. Пористость пород изменяется в пределах от 5 до 25-28%, проницаемость от 10 до 1000 и более мкм2, нефтенасыщенность - до 10 % массы породы.

В сакмарском ярусе наиболее разведанными являются залежь Ашальчин-ского месторождения, а также на Аверьяновской и Енорусскинской площадях. Основная часть объема резервуаров ловушек имеет нефтенасыщенность 4-11% масс. При испытании залежей получены притоки пластовой воды. По-видимому, большая часть этих скоплений связана с карстовыми полостями.

Нефти горизонта имеют плотность 1,017-1,048 г/см3, вязкость в пластовых условиях 600-800 тыс. сПз. Глубины залегания за­лежей от 28 до 500 м, чаще 200-300 м, пригодны для скважинных тепловых и видимо, шахтных методов разработки.

Верхнепермские отложения залегают на размытой поверхности сакмар­ского яруса и в наиболее полных разрезах, не затронутых четвертичным размы­вом, включают уфимский, казанский и татарский ярусы.

Наиболее лучшие данные по нефтебитумоносности отмечаются по шеш-минскому горизонту уфимского яруса, состоящему из песчано-глинистой и пес­чаной пачек. Песчаная пачка шешминского горизонта является основной неф­теносной толщей, и с ней связаны все известные месторождения тяжелых нефтей и природных битумов района - на большинстве изученных площадей кол­лекторами являются высокоемкие песчаники толщиной от 10 до 20-30 м, слабо-сцементированные, в средней части пласта интенсивно и равномерно насыщен­ные нефтью, в верхней и нижней частях нефтенасыщенность неравномерная: от следов до интенсивно насыщенных тонких прослоев. Нефтяные залежи песча­никовой пачки уфы менее затронуты процессами окисления, чем в других ком­плексах. При опробовании скважин притоки нефти были получены в 25, нефти с водой — в 31, и воды — в 48 скважинах. Притоки нефти до 10 т/сут.

Шешминский нефтеносный горизонт (песчаная пачка уфимского яруса, «гудронные песчаники») преимущественное развитие получил в бассейне р. Шешмы. Разрез сложен мелкозернистыми песками и песчаниками с пористостью от 10 до 40% проницаемостью от 1 до 1000 мкм2 и более, нефтенасыщенностью до 1,5-17% масс. Региональной покрышкой залежей тяжелых нефтей песчаной пачки являются «лингуловые глины» мощностью до 20 м и более, причем с увеличением мощности песчаной пачки мощность «лингуловых глин» уменьшается.

Нефтенасыщенность коллекторов залежей ниже урезов современной реч­ной сети, как правило, выше 5% масс. Эти скопления представлены мальтами, в которых часто присутствует растворенный газ, а в ряде случаев выявлены газо­вые шапки (Восточно-Чумачкинское, Шешминкинское, Каменское месторожде­ния).

Месторождения тяжелых нефтей и природных битумов Черемшано-Ямашинской зоны залегают на глубинах 60-100 м и могут успешно разрабаты­ваться тепловыми скважинными методами (Мордово-Кармальское, Ашальчин-ское и др.).

В присводовой части Южно-Татарского свода диапазон глубин залегания увеличивается - от 0-20 до 300 м. Глубина залежей и соответственно степень их герметичности во многом определяют основные характеристики - концентра­цию и консистенцию тяжелых нефтей и природных битумов. В приповерх­ностных условиях средняя нефтенасыщенность пород по массе по отдельным скоплениям не превышает 5 %. Нефти вязкие и твердые, представлены мальтой и асфальтом. Они не рассматриваются в качестве источ­ника углеводородного сырья и используются вместе с вмещающими породами для производства высококачественных дорожно-строительных материалов (Спиридоновское и Васильевское месторождения).

По мере увеличения глубины залегания тяжелых нефтей и природных би­тумов и перекрытия их малопроницаемыми породами нефтенасыщенность по­род в среднем увеличивается до 7-9 %. Нефти становятся более подвижными, представлены в основном мальтой.

Для уфимского нефтеносного комплекса характерно преимущественное развитие мелких по размерам залежей.

По сравнению с сакмарским структурный план уфимского яруса имеет более дифференцированное строение. Сопоставление структурных карт по кровле отложений этих ярусов свидетельствует о несовпадении в плане подня­тий, что объясняется разными условиями их формирования. Седиментационные локальные поднятия 3 порядка по уфимским отложениям сравнительно невели­ки по размерам: от 0,3 - 0,4 до 1,6 - 4,3 км. Но чаще всего близ расположенные седиментационные поднятия, объединяются в единую седиментационную ло­вушку, достигая размеров 2,2 -14,4 км (Нижне-Кармальское месторождение).

В свою очередь, седиментационные ловушки группируются в гряды пес­чаных тел северо-западного простирания. Всего в районе выделены фрагменты 8 таких гряд или структурных зон.

Максимальные толщины песчаной пачки (до 43 м) соответствуют сводам верхнепермских структур, а в крыльевых частях по простиранию уменьшаются до 4-7 м.

Казанский нефтеносный комплекс представлен совокупностью карбонат­ных и терригенных пластов-коллекторов, переслаивающихся с глинистыми и сульфатными породами. Основные скопления тяжелых нефтей и природных би­тумов приурочены к камышлинскому горизонту, сложенному органогенно-обломочными породами, барбашинскому горизонту, «катергинской» свите и се­рии «ядреный» камень, представленных песчаными породами. Указанные ком­плексы наиболее перспективны на землях восточного борта Мелекесской впа­дины и западного склона Южно-Татарского свода. В других регионах респуб­лики ввиду сокращения мощностей и интенсивных проявлений гипергенных процессов они представляют меньший интерес.