Нефть

Особенности геологического строения месторождений природных битумов на территории России

Анализ и обобщение имеющихся в настоящее время материалов о запасах и состояние разработки месторождений битуминозных пород на территории России позволяют сделать вывод, что наиболее изученной в этом отношении в пределах европейской и азиатской частей страны является площадь Республики Татарстан. Полученные там геологические материалы вместе с данными пробуренных поисково-структурных’ скважин позволили выявить основные закономерности строения битумных скоплений и ориентировочно оценить их запасы. В связи с тем, что на этой территории продолжаются научно-исследовательские работы по изучению битумосодержащих отложений, а также опытная разработка месторождений битумов, огромные ресурсы их и благоприятная географо-экономическая обстановка делают Татарию первоочередным объектом для расширения поисковых и разведочных работ на битумы и для опытно-промышленного освоения битумных залежей.

На территории, республики, еще в XIX веке изучали выходы битумов на дневную поверхность и проводили разведочные работы с попыткой их промышленного освоения. После Октябрьской революции разведочные работы на битумы проводили периодически в 1918-1920 гг., 1932-1936 гг., 1941-1943 гг. Одновременно с разведочными работами предпринимались попытки их промышленного освоения скважинными и рудничными методами.

С 1970 г. начались планомерные исследования пермских битумов Республики Татарстан по комплексной программе, которые продолжаются и ныне.

В течение 1970-1976 гг. в Татарии проведены поисково-разведочные и научно-исследовательские работы по изучению пермских битумов и выбору участков для постановки экспериментальных работ. К настоящему времени на битумы пробурено 500 скважин. Битуминозность изучали попутно при структурном бурении на 600 скважинах. Разведаны полностью или частично несколько битумных месторождений: Сугушлинское, Мордово-Кармальское, Кармалин-ское, Ащальчинское, Аканское, Аксубаевское, Горское. Полученные геологические материалы по закономерностям строения залежей позволили геологам объединения Татнефть в 1975 г. пересчитать запасы всех наметившихся битумных скоплений и впервые дать классификацию запасов битумов пермских отложений Татарии по степени битумонасыщенности коллекторов и по выявленным кондиционным границам. Изучены физико-химические свойства битумов и их компонентный состав.

Большая часть известных в настоящее время скоплений битумов в пермских отложениях Татарии приурочена к пластам, залегающим на глубине от 50 до 400 м и охватывающим почти весь разрез пермской системы, кроме отложений татарского яруса. Битумы тяжелые (плотность 0,9626-1,081 г/см), высоковязкие (от тысяч до десятков и сотен тысяч сантипуаз), высокосмолистые (19,4-48,0%), сернистые (1,7-8,0%).

Отмечается определенное сходство в строении залежей битумов с нормальными нефтяными залежами структурного типа — наличие единой поверхности водобитумного (древнего водонефтяного) контакта.

Битумная часть пермских отложений представляет собой сложнопостроенную толщу карбонатных и терригенных коллекторов, образующих природные резервуары. Эти коллекторы переслаиваются с пачками глинистых и сульфатных пород, выдержанных в разной степени. С карбонатными коллекторами связаны битумопроявления на больших площадях и в значительном интервале, с терригенными — на локальных участках.

Нижняя битумовмещающая толща (ассельского яруса) представляет собой многопластовый и массивный резервуар большой (50-70 м) мощности. Основными коллекторами являются пористо-кавернозные, трещиноватые разности микро- и мелкозернистых и реликтово-органогенных известняков и доломитов, а также среднезернистые разности этих пород с межгранулярным поровым пространством. Пористость битумных пород ассельского яруса изменяется от 2,3 до 33%, чаще в пределах 5-20%, битумонасыщенность от 44 до 92% к объему пор (весовых определений нет), проницаемость от единиц до 2500 мД. Пропитка коллекторов битумом сплошная, интенсивная, неравномерно-интенсивная и слабая (пятнистая). Мощность битумонасыщенных пластов изменяется от 0,2 до 63 м.

В ассельских отложениях залежи битумов (более 20) связаны с восточным бортом Мелекесской впадины, западным склоном Южного купола Татарского свода и несколько залежей — со сводовой частью последнего (Шугурово и др.). Залежи битумов массивного типа связаны со структурными ловушками размерами от 2 до 40 км2.

Сакмарские отложения, являющиеся вторыми по запасам битумов, — многопластовый, участками массивный резервуар, мощностью от 15 до 70 м. Большинство залежей битумов этого яруса приурочено к тем же районам, где развиты залежи в ассельских отложениях. Битумопроявления и залежи битумов приурочены к восточному склону Токмовского свода (Тархановская площадь), центральной части Южного купола Татарского свода (Шугурово, Миннибаево и др.) и его юго-восточному склону (Николашкинская и Сабанчинская площади).

Скопления битумов преимущественно связаны с залежами массивного типа. Коллекторами являются зернистые, орогенные, иногда комковатые, пористые, кавернозные и трещиноватые известняки. Наиболее широким развитием пользуются кавернозные и каверново-трещинные — 39,5%, а также гранулярные и гранулярно-трещинные — 30,8% коллекторы; чисто трещинные — 18%. Из них по степени битумонасыщенности 44,6% имеют насыщение до 1% к весу породы; 37,3% — от 1 до 3% и 18,1% — от 3 до 7%. Пористость пород колеблется от 1,9 до 35%, проницаемость — от единиц до сотен миллидарси.

Породы-коллекторы залегают в виде довольно мощных, переслаивающихся пластов доломитов и известняков, часто содержащих линзы сульфатных и сульфатизированных пород, Наиболее распространены следующие мощности битумонасыщенных пород.

Мощность, м Распространенность, %
2-4, 4-6, 6-8, 8-10 40

10-12, 12-14, 14-16 22

16-18, 18-20, 20-25 4-6

На большей части территории покрышкой резервуара служат глинистые породы уфимского яруса, в западной части лингуловые глины нижнеказанского подъяруса. Суммарная мощность пластов изменяется от 0,2 до 43 м.

К настоящему времени в пределах республики в сакмарских отложениях установлено более 50 залежей размером от 3 до 870 км2 (рис. 1).

Битумные пласты артинского и кунгурского ярусов, которые встречены в крайних восточных районах Татарии, изучены слабо. Коллекторы здесь представлены мелкозернистыми, реже оолитовыми, кавернозными и трещинными доломитами и известняками, которые образуют несколько пластов мощностью 2-7 м, залегающих среди гипсов и ангидритов. Количественная оценка битуминозности еще не произведена.

В уфимском ярусе выделяются две самостоятельных битумных толщи: нижняя — глинисто-карбонатная (силикамский горизонт и глинистая пачка шешминского горизонта) и верхняя, песчаная пачка шешминского горизонта. В первой коллекторами являются карбонатные и песчано-алевролитовые породы, которые не выдержаны по простиранию.

Основные скопления битумов связаны с пластами песчанных, пород верхней части шешминского горизонта. В отдельных случаях присутствие битумов установлено и в песчаных, и в карбонатных породах нижней толщи. Верхняя, преимущественно песчаная толща шешминского горизонта сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами, образующими многопластовые резервуары. В наиболее полных разрезах мощность песчаников достигает 30 м и более.

Как битумовмещающие ведущее значение среди них имеют мощные песчаные пласты линзовидного строения. Область широкого их развития охватывает территорию, расположенную непосредственно к востоку от Ульяновской структурной зоны.

Залежи битумов связаны с песчаными телами, залегающими в верхах шешминских отложений, например, залежи Сугушлинского, Шугуровского, Сарабикуловского, Ащальчинского и других месторождений. Большинство линзовидных песчаных пластов, близких по генезису и сходных по строению, представляет собой погребенные валоподобные тела дольтовых и генетически тесно связанных с ними прибрежных аккумулятивных образований.

Песчаные тела обычно имеют вытянутую форму, выпуклый и узкий свод. Высота их достигает 25-40 м, ширина изменяется от 0,5 до 2,5 км, длина нередко превышает 3-5 км.

В современном структурном плане валоподобным песчаным образованиям обычно соответствуют генетически связанные с ними верхнепермские локальные поднятия, которые, как правило, не выражены в структуре нижней перми. К настоящему времени здесь выявлено около 60 месторождений битумов размерами от 0,8 до 110 км2. Область распространения погребенных песчаных тел протягивается более чем па 120 км полосой северо-западного простирания в северной части Сокско-Шешминской зоны структур и в пределах Черемшанско-Ямашинской зоны. Данные структурно-поисковых скважин позволяют установить здесь свыше 35 отдельных валоподобных образований. Линзовидные песчаные пласты образуют литологические ловушки, контролирующие большинство известных шешминских битумных скоплений на рассматриваемой территории. Характерно, что во всех скважинах, пройденных с отбором керна, установлены битумы. Это свидетельствует о высокой перспективности неопробованных линзовидных песчаных пластов.

Коллекторские свойства песчаников обычно ухудшаются от центральной части пласта к его периферии. Пористость песчаников шешминского горизонта изменяется от 4,8 до 35%, битумонасыщенность к весу породы — от 0,4 до 16%, к объему перового пространства — от 10 до 92%, проницаемость — от единиц до 1100 мД.

Наиболее битумонасыщенны песчаники шешминского горизонта в бассейне р. Шешмы. Здесь около 70% определений имеют насыщение битумами более 3% к весу породы. Далее следует сводовая часть Южного купола, где существенную роль (около 47%) играют песчаники с битумонасыщенностыо 3-5% к весу породы, но значительна уже роль песчаников с насыщением 1-3%. На западном склоне Южного купола и в Мелекесской впадине, а также на юго-восточном склоне купола доминирует насыщенность породы в 1-3% к весу.

По характеру насыщенности породы исключительно разнообразны — от полностью лишенных битума до интенсивно-насыщенных мальтой со всеми промежуточными разновидностями:

— породы, интенсивно насыщенные мальтой, имеют почти черный цвет, жирные от выделения ее избытков; это почти не консолидированные, лишь слегка уплотненные пески;

— другие породы несколько суше, они более плотные и частично сцементированы кальцитом контактового типа; битум находится в порах в виде бурых сгустков и тонких пленок, окаймляющих обломочные зерна;

— средненасыщенные и с низким содержанием битума; битум в порах занимает не весь их объем, а лишь часть, концентрируясь в виде скоплений дисперсно-мельчайших выделений, пропитывающих цемент в пристеночной части пор.

Схема перспектив территории Татарии на залежи битумов в пермских отложениях

Рисунок 1 — Схема перспектив территории Татарии на залежи битумов в пермских отложениях [2]

Залежи битумов:

1 — в нижней толще верхнеказанского подъяруса;

2 — в верхней толще верхнеказанского подъяруса;

3 — в уфимских отложениях верхней Перми;

4 — в сак-марских отложениях нижней перми;

5 — в ассельских отложениях нижней перми.

Районы:

А — высокоперспективные на поиски залежей битумов в пермских отложениях;

Б — перспективные на поиски залежей битумов;

В — с невыясненными перспективами.

Процессы формирования, разрушения залежей нефти и превращения их в битумные скопления нашли отражение как в литологических особенностях степени насыщения коллекторов, так и в характере распределения битумов в ловушке. Резкое усиление процесса разрушения исходных залежей в шешминских песчаниках следует связывать с разгерметизацией их покрышки и с уходом углеводородов через кровлю. Тесная связь между пористостью и битумонасыщенностью в значительной мере зависит от степени сохранности залежи, в частности, от промытости высокоемких коллекторов пластовой водой, от потери легких фракций и т.д. Так, на Мордово-Кармальском месторождении зона, интенсивного разрушения исходной залежи в нижней части ловушки достигает по мощности 20 м и более (рис. 2). В таких зонах преобладает селективное и слабое битумонасыщение (менее 40% от объема пор), реже встречаются участки с более высоким содержанием битумов. Отдельные крупные линзообразные тела с повышенной концентрацией битумов установлены в подошве пластов Сугушлинского и Шугуровского месторождений.

В скоплениях мордово-кармальского типа (Сарабикуловское, Подлесное, Кармалинское месторождения) основные запасы битумов сконцентрированы в слабо сцементированных песчаниках в сводовой части ловушки. Общей особенностью битумных скоплений является наличие водоносных прослоев внутри битумной залежи, включая и ее верхнюю часть.

В скоплениях сугушлинского типа основные запасы битумов сосредоточены в уплотненных неоднородных песчаниках, развитых в нижней части ловушки, а вышележащие, обычно слабо сцементированные, являются обводненными (рис.3).

Ашальчинское месторождение — своеобразный тип битумной залежи. Здесь, в отличие от мордово-кармальского и сугушлинского типов, в ловушке прослеживается высокая концентрация битумов с менее резко выраженной вертикальной зональностью в распределении. В залежи плохо развиты сильно известковистые крепко сцементированные песчаники (см. рис. 2). Заметное колебание концентрации битумов прослеживается по площади залежи.

Образование битумных скоплений Ашальчинского месторождения, очевидно, следует связывать с разрушением чисто нефтяной залежи, занимающей достаточно большой объем ловушки.

Сохранение залежи с высокой концентрацией битумов на Ащальчинском месторождении после длительного эрозионного вскрытия является весьма показательным. Наблюдаются значительные скопления битумов и в других залежах открытого типа (Сугушлинское, Шугуровское месторождения).

В нижнеказанских отложениях самостоятельный битумный горизонт связан со «среднеспириферовым известняком» и с менее мощными слоями карбонатных пород и песчаников байтуганского горизонта, Битумонасыщение в основном неравномерное и пятнистое, от интенсивного до слабого. Коллекторы гранулярные, кавернозно-трещинные и трещинные.

Верхнеказанские отложения представляют собой совокупность двух многопластовых резервуаров, которые образуют два самостоятельных этажа битуминозности — нижний и верхний. В основной зоне развития битумов в Мелекесской впадине они отделены друг от друга сульфатной пачкой «подбой».

Нижняя толща, включающая «верхнеспириферовый известняк» и барбашинский горизонт, западнее зоны Чистополь-Акак, сложена преимущественно карбонатными породам», восточнее — переслаиванием их с песчано-алевролитовыми и глинистыми пачками пород, которые местами полностью замещают карбонатные. В большинстве же разрезов восточной половины Мелекесской впадины, нижняя толща представляет собой сложное переслаивание терригенных и карбонатных коллекторов. Удельный вес каждого из них в целом по району примерно одинаков.

Среди карбонатных коллекторов преимущественно развиты обломочные, реликтово-органогенные, оолитовые (комковато-сгустковые) и оолитовые микро-мелкозеряистые глинистые и неравномерно перекристаллизованные, неравномерно пористые и кавериозные иногда трещиноватые известняки и доломиты.

Месторождения битумов

Рисунок 2 — Месторождения битумов: Мордово-Кармальское (А), Ашальчинское (Б)

Обозначения: а — структурные карты по кровле шешминского горизонта; б — геологические профили по линиям I-I, II-II;

1 — песчаники слабо сцементированные; 2 — песчаники сильно сцементированные; 3 — «лингуловые» глины казанского яруса; 4 — битуминозные песчаники; 5 — граница выклинивания и замещения линговидных пластов песчаников. Содержанке битума, %: 6 — более 70; 7 — от 50 до 70; 8 — от 30 до 50; 9 — менее 30.

Геологический разрез залежей битумов

Рисунок 3 — Геологический разрез залежей битумов в верхних линзовидных пластах на Сугушлинском месторождении [2]

Обозначения: 1 — песчаники слабо сцемев-тирозанные; 2 — глины и алевролиты; 3 — пачка «лингуловых» глин нижнеказанского подъяруеа. Битумонасыщенность: 4 — равномерно высокая; 5 — равномерно слабая; 6 – селективная.

По всей толще фиксируется как межзерновая первичная пористость, так и пористость вторичная, пористость выщелачивания (крупные поры, каверны). В совокупности с трещиноватостью (для карбонатных пород) — это высокоемкие (пористость до 35%), высокопроницаемые послойно коллекторы.

Пористость карбонатных и терригенных пород нижней толщи изменяется от 1,0 до 40%, битумонасыщенность от 0,2 до 20% к массе породы и от 10 до 99% к объему пор.

Среди песчано-алевритовых коллекторов наиболее широко развиты (около 85%) породы с пористостью 14% и более. С такой пористостью связано абсолютное большинство битумонасыщенных пород с насыщением от 1 до 19% к весу породы (88,0%), причем большинство (более 69,0%) имеют насыщенность от 3 до 10%, около 2% образцов имеют битумонасыщенность от 10 до 19%.

Степень насыщенности карбонатных коллекторов битумом:

Насыщенность к весу породы, % 1-3 3-5 5-10 >10

Число определений 484 360 369 60

Процент 33,5 24,8 25,6 4,1

В карбонатных коллекторах наиболее распространена пористость от 14—30 до 63 %, на втором месте пористость 10-14 и 16,7 %. Низкопористые коллекторы играют здесь незначительную роль.

Мощность пластов-коллекторов нижней толщи верхнеказанского подъяруса изменяется от долей метра до 30 м. Наиболее распространенными среди них являются мощности от 2 до 4 и от 4 до 6 м (39 % от общего числа битумных пластов). Далее следуют мощности 6-8 и 8-10 м (суммарно 20 %), мощности до 1 м (9,6 %) и 1-2 м (9,8 %). Редко встречаются мощности пластов от 20 до 30 м.

В верхней толще верхнеказанского подъяруса наиболее широко развиты карбонатные коллекторы межгранулярного типа – 74 %; песчаников всего 13 % и алевролитов 5%. Песчано-алевролитовые коллекторы в этой части разреза распространены в основном также в восточной части Мелекесской впадины; на отдельных участках они образуют значительные мощности (Аксубаевская площадь).

Пористость коллекторов верхней толщи изменяется от 2 до 40 %, битумонасыщенность от 0,1 до 19 % к массе породы и от 14 до 99 % к объему пор. Среди карбонатных коллекторов в этой толще подавляющее большинство исследованных образцов (73,5 %) имеют пористость от 14 до 30 % и более. Для всей толщи в целом наблюдается некоторое постепенное ухудшение коллекторских свойств к кровле.

Породы с битумонасыщенностью более 3% в основном связаны с карбонатными коллекторами с пористостью 14-30% (52,9 % от общего числа определений — 605). В сумме доминируют образцы с битумонасыщенностью 1-3 % (31,7 %) и 3-5% (30,9 %) к массе породы.

Среди битумосодержащих песчаных коллекторов преобладающими являются породы с пористостью 15-30% (б7,1%), песчаники с пористостью 7-15% (17,3%) и более 30% (15,0%).

Среди песчано-алевритовых пород верхней толщи наиболее распространенными являются породы с битумонасыщенностью 5-10 % и более к массе породы (41,6 %). В основном они связаны с коллекторами, имеющими пористость 15-30 % и более (41 %) и частично с пористостью 7-15 % (17 %).

Мощность битумонасыщенных коллекторов верхней толщи изменяется от долей метра до 16 м.

Наиболее распространены здесь мощности: от 1 до 4 м — 47%; от 4 до 6 м – 16 %; менее 1 м – 1 3%; 6-8 и 8-10 м — 8—10 %; 10 м’ и более — являются единичными.

Переходя к ресурсной оценке рассмотренных выше месторождений и залежей битумов Татарии, нельзя не сослаться на хорошо известное положение, что кондиции на полезные ископаемые представляют собой совокупность требований к качеству полезного ископаемого и к подсчетным параметрам, позволяющим правильно оценить его запасы и их промышленное значение.

К сожалению, принципы установления кондиций применительно к битумам пока никем не разработаны, как, впрочем, нет пока и разработанных требований к подсчету запасов битумов, к классификации запасов. В основу кондиций битумов скорее всего могут быть положены принципы определения кондиций нефти, в связи с тем, что битумные скопления пермских отложений Татарии представляют собой окисленные и разрушающиеся залежи нефти. По условиям залегания, закономерностям пространственного распределения строению залежей они еще близки к нефтяным, занимая промежуточное положение по подвижности (вязкость различается от единиц до десятков тысяч сантипуаз) между нефтяными и твердыми полезными ископаемыми. Отметим, что твердые разности битумов имеют сравнительно небольшое распространение.

В связи с этим в ТатНИПИнефть И.А.Акишев, Р.Х. Муслимов и другие следующим образом определяют кондиционные значения коллекторских свойств и некоторых других подсчетных параметров битумных залежей, распространенных на территории Татарии.

При обосновании кондиций по нефти учитывают две группы параметров: геологические — коллекторские свойства и мощности продуктивных пластов; технологические — оптимальные депрессии на пласт, начальные и конечные дебиты скважины, плотность сеток эксплуатационных скважин, предполагаемые режимы работы залежей во времени, продолжительность разработки, коэффициент нефтеотдачи, минимальные извлекаемые запасы нефти изолированных залежей или участков (блоков).

Для битумов в настоящее время можно установить кондиции лишь по указанным геологическим параметрам.

Технологические границы параметров в основном пока нельзя обосновать, к тому же нет широко апробированных методов разработки битумных залежей ни у нас, ни за рубежом.

Таблица 2 – Групповой и элементарный составы битумов шешминского горизонта (по данным ТатНИПИнефть и Каз. Гос. Университета) [2]

Площадь и номер скважиныПлотность,

г/смЭ

Вязкость, при 25°С,

сП

Групповой состав, %
МаслаСмолыАсфальтены
Шугуровская, карьер1,02463000050,921,427,7
/ обнажения1,08014,924,061.1
Сугушлинская, 1050,9842530072,914,712,4
Миннибаевское, 11,01255,731,23,3
Ойкинская, 190.9902 7,713,2
Сарабикуловская, 20,965_-75,318,44,6
Мал. Кармалка, 140,94560274,118,37,6
Продолжение таблицы 2
Подлесная, 340,94780239,425,45,2
Ашальчинская, 830,969177072,420,17,5
830,963—-68,225,16,7
Змиевская, 10,95358,036,06,0
Федоровская, 12720,97072,018,69,3
Черемшанская, 100,96571,111,717,2
Шугуровская, 160,97357,333,49,0
5-—30,647,322,0
753,936,910,9
Сугушлинская, 11950,8 ‘34,814,7
11969,419,410,95
11937,448,514,36
119__47,628,424,1
119_52,935,811,2
1230,98056,633,611,4
1230,98356,333,511,8
1230,98258,433,18,7
Сарабикуловская, 100,9.6362,6 28,98,2
731,326,442,3

Продолжение таблицы 2

Площадь и номер скважиныЭлементарный состав, %КонсистенцияТип (семейство) битума
CHSNOC/H
Шугуровская, карьер82.211.84.80.180.417.0ТекучиеМальты
/ обнаженияТвердыеАсфальтиты (гильсонит)
Сугушлинская, 10583.011.25.00.420.397.4ПолужидНефть-мальты
Миннибаевское, 1To жеМальты
Ойкинская, 19то же
Сарабикуловская, 2ЖидкаяНефть
Мал. Кармалка, 1484.610.84.10.220.287.8To жето же
Подлесная, 34Нефть-мальты
Ашальчинская, 8383.011.84.60.100.497.0то же
83
Змиевская, 1Мальты
Федоровская, 1272Нефть-мальты
Черемшанская, 10Мальты
Шугуровская, 1682.210.34.48.88.88.4то же
578.110.14.57.37.37.7Асфальты
783.211.63.91.21.27.1Мальты
Сугушлинская, 11983.511.54.811.211.27.2Мальты-нефть
11983.511.09.60.80.87.6Асфальты
Продолжение таблицы 2
11982.510.74.52.22.27.7Мальты
119то же
11981.311.13.83.63.67.6
12383.310.74.41.61.67.8
12383.610.74.51.21.27.8
12383.310.94.31.51.57.6
Сарабикуловская, 1083.111.24.41.31.37.4Асфальты
778.910.14.16..96..97.8

Отсутствие разработок по оценочным кондициям месторождений битумов вынудило геологов республики для залежей месторождении пермских битумов Татарии предложить свои нижние кондиционные границы, которые сводятся к следующим параметрам:

— по коллекторским свойствам – 5 % пористости и 1,0 % битумонасыщенности в породах сакмарсксго яруса; 10-11 % пористости к 1,0% битумонасыщекности в шешминском горизонте уфимехого яруса; 7-8 % пористости и 1,0 % битумонасыщенности для терригенных пород и 8-10 % пористости и 1,0 % битумонасыщенности для карбонатных пород верхнеказанского подъяруса;

— предельная кондиционная мощность битумных пластов принята в 1,0 м;

— предельной кондиционной границей битумов по консистенции считаются гудроновидные разности; сухие, твердые, в том числе и выветрелые разности рассматриваются как забалансовые и из расчетов исключаются;

— коллекторы битумов по емкости подразделяют на низко и высокопористые с граничным параметром в 14-15 %; по битумонасыщенности — на слабо 1-3 % к массе породы, средне – 3-5 % и интенсивно более 5 % насыщенные; среди последних можно выделить группу с предельной бнтумонасыщенностыо не более 10%. По выделенным трем группам произведены оценка в подсчет запасов битумов в месторождениях и залежах, известных в Татарии.

При этом подсчет запасов битумов выполняется объемным методом с использованием битумонасыщенности к массе породы. Формула подсчета запасов выведена из соотношения:

(1)

где βσ — битумонасышвнность, % к массе породы; Qσзапасы битумов, т; Qск.п – масса скелета вмещающей породы, т,

(2)

Отсюда

(3)

где F — площадь подсчета, км2; h — средняя мощность, м; (1-m)=m1 — величина обратная пористости, доли единицы; γ — плотность породы, т.

Формула в окончательном виде следующая

(4)

Около 50 % залежей битумов, приуроченных к нижней толще верхнеказанского подъяруса, залегают на глубинах 100-200 м, примерно 30 % — на глубинах 200-300 м и 10 % —на глубинах до 100 м.

Запасы битумов, приуроченные к интенсивно битумонасыщенным коллекторам, рассматриваются как объекты первоочередных поисково-разведочных работ. В основном это битумы шешминского горизонта уфимского яруса западного склона Южного купола, его присводовой части, и битумы верхнеказанских отложений восточного борта Мелекесской впадины.

Битумы, связанные с коллекторами средней битумонасыщенности (3-5%), отвечают требованиям эксплуатации нефтяных месторождений с применением термических методов воздействия. Так как среди них преобладают вязкие битумы, пригодные скорее для рудничных методов разработки и находящиеся сейчас в самой начальной стадии освоения, то они относятся ко второй очереди разведки. Однако в большинстве своем они тесно связаны по залеганию с битумами интенсивно насыщенных коллекторов и поэтому должны разведываться попутно с последними.

Средние мощности и глубины залежей на указанных перспективных площадях и месторождениях следующие:

МесторожденияСредняя мощность, мГлубина залегания,
Карасинская, XXVIIа6,2180-300
XXVIIб7,5180-300
ХХIX12140
XXX12,5197-206
XXXII13,6170
XXXV14,8159-170
XXXVI26,2139-190
Восточный борт Мелекесской впадины, XIX8,7250-300
XX13220-300
XXШ9,6290
ХХVII5,6180-310
Западный борт Мелекесской впадины, IX7110
XI869
VIII5,7170-207
Восточный борт, XIV18,5245
XX6,2200-240
XX15,6198-246
Кармалинская, 1446,380-85
Сугушлинское4,970-210
Ойкинско — Алтунинское, 1311,425-180
13а6,4725-180
Ашальчинское7,865-125
Чагадайская группа, 1308,5150-190
1436,1140-200
Мордово-Кармальское10,730-140
Подлесное12,4110-117

Таким образом, по данным ТатНИПИнефть, битумовмещающие толщи пермских отложений Татарии представляют сложное по генезису и строению порового пространства сочетание карбонатных и терригенных пород с широким диапазоном коллекторских свойств.

Большая часть битумных пород представляет собой высокоемкие коллекторы (пористость более 14-15%); в сакмарском ярусе — до 40% от общего объема коллекторов, в шешминском горизонте уфимского яруса и в верхнеказанском подъярусе — до 60%. Среди коллекторов битумов преобладают мощности 2-10 м (более 50%).

Анализ строения залежей битумов подтверждает большое сходство и некоторое отличие их строения по сравнению с нефтяными:

— приуроченность углеводородов к ловушкам сводового типа — локальным поднятиям современного структурного плана в нижнепермских и уфимских (Мордово-Кармальское, Ашальгчинское и другие месторождения) и к террасовидным структурным зонам II порядка в верхнеказанских отложениях (Карасинская площадь, Горское месторождение и др.);

— наличие в пределах залежей поверхности раздела между преимущественно битумной и водоносной частями резервуара; присутствие в поровом пространстве битумной залежи значительных объемов (минимально – 20 %) свободной подвижной воды; в разрезе залежей водоносных пропластков и линз, трещиноватости, соединяющей битумную и водоносную части битумовмещающего резервуара.

Все разведанные залежи в той или иной степени разрушены контурными водами. В большинстве случаев промыта нижняя часть залежи (Мордово-Кармальская, Ашальчинская, Кармалинская и др.), в отдельных случаях контурные воды проникли в залежь.

На основании всего изложенного намечается очередность поисково-разведочных работ на битумы в Татарии. К первоочередным объектам, на которых работы планируются на ближайшую перспективу относятся: западный склон и присводовая часть Южного купола Татарского свода (поиски и разведка битумов в шешминских и сакмарских отложениях); Юго-Восточный склон купола; восточный борт Мелекесской впадины (поиски и разведка битумов в верхнеказанских отложениях).

С западным склоном Южного купола (бассейн р. Шешмы) связаны битумы в песчаных коллекторах интенсивного битумонасыщения в шешминском горизонте уфимского яруса. Здесь открыт ряд месторождений, которые требуют небольшой доразведки, есть перспективные структуры в шешминском горизонте и площади слабо изученные структурным бурением. Битумы преимущественно жидкой и вязкой консистенции. Кроме шешминского горизонта, в этой зоне заслуживают внимания сакмарские отложения в которых сосредоточены коллекторы средней битумонасыщенности.

На Карасинской площади (южная часть ХХVП и XX, залежей) и к северу от нее с нижней и верхней толщами верхнеказанского подъяруса связаны интенсивно и среднебитумонасыщенные коллекторы.

В пределах Мелекесской впадины, на северном продолжении Аксубаевского месторождения (залежи XIX и XXXII), верхнеказанские отложения содержат интенсивно- и среднебитумонасыщенные коллекторы.

В юго-западных районах Татарии, в верхнеказанских отложениях, перспективна залежь VII приуроченная к Тархановскому поднятию. Весьма перспективна и присводовая часть Южного купола, где распространены песчаники шешминского горизонта, заключающие интенсивно битумонасыщенные породы, и коллекторы сакмарского яруса средней битумонасыщенности.

Районы второй очереди поисково-разведочных работ на битумы располагаются на южной половине Казанско-Кировского прогиба с прилегающей частью Токмовского свода.

Северное Приволжье, Северный купол Татарского свода, северо-восточные районы республики являются объектами третьей очереди.

Очень слабо изучена в отношении битумонозности. восточная половина Закамья Татарии, в том числе и территория Ромашкинского месторождения. Почти совсем не исследована северная половина республики. Наиболее изучен разрез терригенных отложений уфимского и карбонатных отложений сакмарского ярусов

 

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *