Ашальчинское месторождение

Представляет интерес оперативная оценка перспектив ряда залежей битумов, приуроченных к песча­ной пачке уфимского яруса, для отработки их методом скважинной гидродобычи (СГД) с обоснованием величин ресурсов битумного сы­рья, благоприятных для отработки этим методом. В пределах 10 зале­жей выделены слабосцементированные битумоносные песчаники, за­легающие на глубинах до 50 м. Ресурсы их в большинстве случаев небольшие — от 2 до 7 млн.м3 но, например, на Сарабикуловской за­лежи в интервале глубин 22-35 м достигают 14,4 млн.м3 при средне­взвешенных значениях мощности продуктивного пласта около 9 м и битумонасыщенности около 14% масс. Битумоносные песчаники Сарабикуловского месторождения разнозернистые, слабоизвестковистые, средней крепости, иногда слабые до перехода в уплотненный песок. Открытая пористость их высокая — до 43 %, значения проницаемости — до 500 мД.

Большее количество ресурсов битумоносных слабосцементированных песчаников, перспективных для СГД, сосредоточено в интервале глубин залегания 50-100 м в пределах более 20 залежей ПБ. Так, на Сугушлинском месторождении общие ресурсы битумного сырья для СГД составляют 73,5 млн.м3, по 3-м отдельным залежам месторожде­ния — от 17,4 до 33,2 млн.м3 при средневзвешенных значениях мощ­ности продуктивного пласта от 6,2 до 8,3 м.

Ресурсы сырья на таких залежах, как Восточно-Чумачкинская и Каркалинская, составляют, соответственно, 17,4 и 20,5 млн.м3 при средневзвешенных значениях мощности продуктивного пласта 10,3 и 11,6 м. Но содержание битума в песчаниках этих залежей относитель­но небольшое — в основном не более 8-9%.

Общие ресурсы сырья Ашальчинской группы месторождений, пер­спективные для СГД, оценены в 170 млн.м3 . Из них может быть получе­но около 25 млн.тонн битума с учетом средних значений удельного веса битумоносных песчаников 2,0 т/м3, битумонасыщенности 8% вес. и воз­можности извлечения экстрагированием около 90% содержащегося в песчаниках битума. При этом возможно получение попутных полезных ископаемых (серы, металлов) и использование в качестве строительных материалов минеральной части пород, содержащей остаточный битум.

Рыхлые и слабосцементированные песчаники морквашинской тол­щи верхнеказанского подъяруса отмечены по керну 4-х скважин, пробу­ренных на Фиков-Колокской залежи. Продуктивный пласт залегает на глубине от 4,9 до 26,8 м, его мощность изменяется от 6,7 до 9,5 м. Битумонасыщенность пород колеблется от 3,06 до 11,51%.

В результате проведенной количественной оценки ресурсов и за­пасов битумов существенно уточнены направления работ на террито­рии Татарстана, представляющие интерес для последующего выделе­ния объектов разведки и разработки.

Наиболее значительные перспективы связываются с уфимским комплексом, который характеризуется благоприятными литологическими и структурными условиями залегания битумоносной песчаной пачки шешминского горизонта (Ашальчинская зона). Наличие значи­тельных скоплений битумов в этом комплексе создает основу для осу­ществления широкомасштабных опытно-промышленных работ по ос­воению битумных месторождений.

Потенциальным резервом добычи нефти и природных битумов является также нижнепермский комплекс, в пределах юго-восточного склона Южно-Татарского свода. Здесь необходимо провести оценку добывных возможностей Николашкинского месторождения и усилить поиски аналогичных залежей битумов на соседних участках.

Главная задача освоения ресурсов битумов в нижне- и верхнеказанс­ком комплексах на территории Мелекесской впадины заключается в вы­боре эффективных способов добычи. Полигоном для проведения опытно-промышленных работ может стать Горское месторождение битумов, имеющее значительные запасы (более 30 млн т). Результаты исследова­ний по нему и другим типичным месторождениям определят детальную стратегию разработки подобных залежей в рассматриваемом регионе.

Общие запасы битумсодержащих пород республики составляют 8288,5 тыс. м3, ресурсы — 12014 тыс. м3 (табл. 1.8) .

Таблица 1.8 Общие запасы и ресурсы битумсодержащих пород (БСП) Республики Татарстан

1.1.4      Условия формирования залежей

В решении проблемы формирования пермских битумов централь­ное место занимает вопрос об источниках углеводородов. Подавляю­щее большинство исследователей, рассматривающих условия образо­вания залежей нефти, газа и битумов в Волго-Уральской провинции, придерживается биогенной природы происхождения углеводородов. Однако в оценке нефтепроизводящих возможностей конкретных толщ мнения сильно расходятся.

Многие ведущие специалисты в области генезиса нефти и газа рассматривают эту проблему с позиций теории осадочно-миграционного происхождения углеводородов, считая, что нефтематеринскими могли быть, прежде всего, обогащенные органикой карбонатно-глинистые толщи девона и нижнего карбона.

В процессе геологического развития Волго-Уральской провинции указанные отложения погружались на глубины (1,2-1,5 и более км), достаточные для массового преобразования органического вещества и продуцирования нефтяных углеводородов.

Данные о литологии осадочных толщ, содержании в них органи­ческих компонентов, особенностях залегания скоплений углеводородов на территории Татарстана позволяют присоединиться к точке зрения о наличии в разрезе палеозоя, по крайней мере, двух региональных нефте­производяших комплексов: терригенной и карбонатной (доманиковая фация) толщ девона и нижнего карбона (включая нижнетурнейские и визейские отложения). Значительно меньшим нефтепроизводящим по­тенциалом обладали, по-видимому, терригенно-карбонатные осадки среднего карбона. Недостаточное погружение их в центральных райо­нах Волго-Уральской провинции (Южно-Татарский свод, Мелекесская впадина) не позволило полностью реализовать свои нефтематеринские возможности. Поэтому вероятные очаги генерации углеводородов в сред­нем карбоне могли находиться в более глубоких краевых впадинах (Бузулукская, Верхнекамская).

Пермские отложения на большей части территории также не дос­тигли условий, когда начинается генерирование углеводородов. Судя по  глубине их опускания, углеводороды в пермских толщах могли образо­ваться лишь на юге Бузулукской впадины и в Предуральском прогибе, к которым, в основном, и приурочены наиболее значительные пермские скопления нефти и газа. Следовательно, повышенная битумоносность пермских отложений в центральных районах Волго-Уральской провинции (Мелекесская впадина и другие) явно вторичного характера и обусловлена вертикальной миграцией углеводородов из ниж­него и среднего карбона.

Выявленные особенности пространственного размещения нефтя­ных углеводородов на территории Татарстана достаточно однозначно объясняют природу пермских битумов. Как известно, в палеозойских отложениях выделяются четыре нефтеносных (девонский терригенный, верхнедевонско-нижнекаменноугольный карбонатный, нижнекаменно­угольный терригенный, среднекаменноугольный карбонатный) и четы­ре нефтебитумоносных (нижнепермский, уфимский, нижнеказанский, верхнеказанский) комплексов. В распределении нефтенос­ных территорий и битумных «полей» по различным стратиграфическим комплексам в пределах Южно-Татарского свода и Мелекесской впади­ны устанавливается определенная зональность. Она проявляется в пос­ледовательном смещении к западу площадей распространения более молодых пермских битумоносных комплексов по отношению к более древним с одновременным расширением стратиграфического интерва­ла нефтеносности среднего карбона и снижением до минимума интен­сивности нефтепроявлений в терригенном девоне. На этом фоне выделяются более узкие зоны, где пространственное распределе­ние залежей отличается рядом особенностей.

Первая особенность состоит в том, что на территории размеще­ния главного максимума нефтенакопления в девонских отложениях (центральная часть Южно-Татарского свода) развито ограниченное число промышленных скоплений нефти в среднем карбоне и найдены только единичные битумопроявления в перми. Более широкое присут­ствие битумов в нижнепермском комплексе зафиксировано на юго-во­сточном погружении свода. Площадь их распространения контроли­руется развитием кунгурской покрышки. На юго-западном и западном склонах Южно-Татарского свода характер нефтебитумоносности в раз­резе также меняется: увеличиваются плотность запасов и частота не­фтяных залежей в среднем и нижнем карбоне, и одновременно усили­вается интенсивность битумопроявлений в пермских отложениях. Наблюдается плановое совпадение промышленно-нефтеносной терри­тории нижнего карбона с зоной концентрации битумов в уфимском комплексе. Отмеченная особенность — явление не случайное и, по-видимому, вытекает из различий условий перераспределения и акку­муляции нефти в разрезе. Очевидно, что в купольной части Южно-Татарского свода возможность вертикального перемещения углеводоро­дов из девонских отложений в среднекаменноугольные и пермские ограничивалась наличием слабо деформированных и поэтому герме­тичных экранирующих покрышек.

На западном склоне Южно-Татарского свода из-за возможного усиления трещиноватости пород приток нефти из нижнекаменноуголь­ных отложений в пермские был более значительным. В пределах вос­точного склона Северо-Татарского свода над высокопродуктивными девонскими нефтяными месторождениями также наблюдаются мелкие битумопроявления в пермских отложениях. Объясняется отмеченная особенность изменением литологического состава нижнекаменноуголь­ных отложений. На большей части этой территории они сложены мощ­ными глинистыми толщами с хорошими изолирующими свойствами (разрезы впадинного типа Камско-Кинельской системы). Таким обра­зом, на Южно-Татарском и Северо-Татарском сводах девонские мес­торождения нефти по различным причинам не могли быть реальным источником углеводородов для пермских битумов. Исходная масса нефти и газа накапливалась, по-видимому, в нижнекаменноугольном комплексе, с которым связано развитие собственных нефтематеринс-ких толщ.

Вторая особенность заключается в приуроченности зон высокой концентрации нефти и битумов в каменноугольных и пермских отло­жениях к современному восточному борту Мелекесской впадины, свя­занному с палеотектонической позицией древнего Аксубаевского под­нятия. Вертикальное размещение нефти и битумов характерно здесь плановым совпадением площадей распространения залежей в нижнем, среднем карбоне и перми. Лишь немногие из среднека-менноугольных нефтескоплений не имеют под собой залежей нефти в нижнем карбоне и немногие из верхнепермских битумоскоплений не сопровождаются залежами в карбоне. Особенно важно подчеркнуть, что значительное число поднятий по отложениям башкирского яруса заполнены нефтью до замка структур. Над площадью их распростра­нения возрастает концентрация битумов в верхнепермских отложени­ях. В подстилающих отложениях нижнего карбона из-за «утечки» уг­леводородов в верхнюю часть разреза часть ловушек заполнена нефтью не полностью или содержит частично разрушенные (остаточные) скоп­ления. Таким образом, на восточном борту Мелекесской впадины со­отношение зон битумонакопления и нефтенакопления по площади и разрезу подтверждает их генетическое единство.

Третья особенность пространственного распределения нефти и битумов заключается в закономерном снижении масштаба и интенсив­ности нефте-битумоносности в центральной части и на западном бор­ту Мелекесской впадины. Отмечается резко дифференцированный ха­рактер залегания различных скоплений в разрезе при движении с юга на север и с востока на запад. Так, к южной, более погруженной, части впадины (смежные районы Ульяновской области) приурочена зона развития небольших промышленных залежей в нижнем и среднем кар­боне. Они сопровождаются относительно плотным фоном битумопроявлений в сакмарских и казанских отложениях. Севернее и западнее, в условиях меньших глубин залегания каменноугольных и пермских от­ложений, выделяется широтная полоса территории, «обедненной» не­фтью в каменноугольных отложениях. Здесь в них не установлены про­мышленные скопления, но найдены единичные нефтепроявления. В верхней части разреза признаки битумоносности сосредоточены в ниж­неказанском и верхнеказанском комплексах.

В пределах слаборасчлененного северного борта Мелекесской впадины фиксируются лишь средние и слабые (по интенсивности) би-тумопроявления в отложениях верхнеказанского комплекса. Пермские битумы на этой территории уже не имеют под собой залежей нефти в среднем и нижнем карбоне. Основная причина низкого потенциала нефтебитумоносности обусловлена здесь малой плотностью миграци­онных потоков углеводородов, поступавших из каменноугольных от­ложений. Неблагоприятная исходная палеотектоническая обстановка, вероятно, не обеспечивала одну из важнейших предпосылок возник­новения крупных скоплений нефти в каменноугольных отложениях — наличие значительных (по площади и амплитудам) палеоподнятий. В результате суммарное количество накопленных и мигрировавших в верхнюю часть разреза углеводородов могло оказаться недостаточным для формирования зон повышенной концентрации битумов в пермс­ких отложениях.

Четвертая особенность нефтебитумоносности заключается в сход­стве физико-химических параметров нефтей нижнего и среднего кар­бона с пермскими битумами. Важно, что это сходство выражено не только в свойствах нефти и битума, но и направленности их измене­ний по площади. Пространственное распределение таких параметров, как плотность, сернистость, смолистость и др. соответствует общей закономерности утяжеления нефтей и битумов в западном направле­нии. На западе нефти в каменноугольных отложениях тяжелее, вязче и сернистее, чем на востоке. Такие же изменения параметров характер­ны для более окисленных и гипергенно преобразованных пермских битумов. Нет никакого сомнения в том, что пермские битумы и камен­ноугольные нефти принадлежат к одному геохимическому типу.