Нефтеносность угленосного горизонта Бавлинского нефтяного месторождения
А. Р. КИНЗИКЕЕВ, И. Г. ПОЛУЯН, С. А. СУЛТАНОВ
Промышленная нефтеносность отложений угленосного горизонта доказана на многих площадях Татарской АССР. Несомненно, что как подготовленные, так и перспективные запасы нефти этого горизонта сыграют большую роль в осуществлении грандиозной программы развития добычи нефти, поставленной XX съездом Коммунистической партии перед нефтяниками. Однако изучению нефтеносности, разведке и подготовке этих площадей к разработке в Татарской АССР не уделяется еще должного внимания. До сего времени отложения угленосного горизонта вскрываются попутно скважинами, бурящимися на девонские залежи. Специальных скважин проводится недостаточно, нефтеносность и коллекторские свойства угленосного горизонта изучаются и обобщаются недостаточно. Авторами настоящей статьи систематизируется и обобщается геологический материал по строению и нефтеносности угленосного горизонта Бавлинского месторождения, накопившийся за 10 лет разбуривания последнего. Промышленная нефтеносность песчаников угленосного горизонта впервые была установлена в 1944 г. в разведочной скв. 1, в которой был получен приток нефти с дебитом 8 т/сутки. В 1946 г. скв. 1 была углублена до девонских отложений. При испытании горизонта Д1 в скважине получен мощный фонтан нефти с дебитом более 300 т/сутки. В течение последующих 10 лет скважины на разведку угленосного горизонта не бурились и не испытывались. Только в 1955-1957 гг. на различных участках площади было пробурено пять скважин. При испытании угленосного горизонта во всех этих скважинах был получен промышленный приток нефти с дебитом до 30 т/сутки.
По унифицированной схеме 1951 г. песчано-глинистые отложения нижнего карбона Волго-Уральской области, залегающие на турнейских известняках и перекрываемые карбонатными прослоями тульского горизонта, выделяются в угленосный горизонт.
Однако стратиграфическое положение этого горизонта до сего времени дискуссионно. До настоящего времени господствует представление, по которому песчано-глинистые отложения угленосного горизонта Урало-Поволжья относятся к яснополянскому подъярусу визейского яруса и соответствуют сталиногорскому горизонту Подмосковья. Считается, что они залегают трансгрессивно с крупным эрозионным размывом на карбонатных породах турнейского яруса и постепенно вверх по разрезу переходят в известняки тульского горизонта.
В.И. Никишин, [2] и др. не находят эрозионного размыва карбонатных пород турнейского яруса и, указывая на региональное несогласие в основании известняков тульского горизонта, отрицают стратиграфическую самостоятельность рассматриваемых терригенных отложений и считают их фацией турнейского яруса.
Рассмотрение имеющегося геолого-геофизического материала по угленосному горизонту более чем 250 скважин Бавлинского месторождения подтверждает выделение угленосного горизонта как самостоятельной стратиграфической единицы.
Обобщение разрезов всех пробуренных скважин позволяет выделить четыре типа разрезов угленосного горизонта: А, В, С и D, изображенных на рис. 1.
В наиболее полных разрезах (тип А, рис. 1) угленосный горизонт состоит из двух толщ: нижней - аргиллито-алевролитовой и верхней - глинисто-песчаной.
Аргиллито-алевролитовая толща. Без следов размыва и несогласия на породах турнейского яруса, представленного в своей верхней части глинистыми, часто окремнелыми известяками, залегают отложения аргиллито-алевролитовой толщи. Они начинаются пачкой известковых аргиллитов, содержащих на расстоянии примерно 1 м от подошвы тонкий прослой алевролита и переходящих вверх по разрезу в углисто-сланцевую и алевролитовую пачки. Мощность обеих пачек колеблется от 2 до 6 м; выше иногда со следами внутриформационного размыва залегает алевролито-песчаная пачка Б12+3 мощностью от 0 до 4,6 м. Еще выше залегает довольно выдержанный песчано-алевролитовый пласт Б14, в основании которого почти всегда присутствует тонкий (1,0-1,5 м) глинисто-аргиллитовый или углисто-сланцевый раздел. Песчано-алевролитовый пласт Б14 чаще всего представлен алевролитом, переходящим иногда в песчаники. В случаях полного замещения раздела песчаники пластов Б12-3 и Б14 образуют мощный единый пласт. Общая мощность аргиллито-алевролитовой толщи колеблется от 7 до 14 м.
Глинисто-песчаная толща. Толща залегает с некоторым несогласием и, возможно, небольшим размывом на отложениях аргиллито-алевролитовой толщи.
В подошве
глинисто-песчаной толщи залегает достаточно выдержанный прослой плотной
аргиллитовой породы мощностью около 1,5 м, переходящей вверх в
алевролито-песчаную пачку БII1.
Последняя обычно представлена пластом песчаника мощностью около 2,5 м, который
в ряде разрезов замещается алевролитами или увеличивается в мощности за счет
нижележащего глинистого пласта основания толщи. В некоторых случаях песчаники
пласта 
соединяются
с песчаниками пласта
,
образуя монолитный пласт. Имеются, однако, и такие разрезы, где
алевролито-песчаная пачка этой толщи срезается известняками тульского горизонта
(скв. 200, 45, 284, 334 и др.).
Выше описанной пачки в
наиболее полных разрезах могут быть прослежены еще два алевролито-песчаных
пласта, разделенных глинистыми прослоями. В большинстве же случаев известняки
тульского горизонта залегают на песчаниках
, глинистом разделе а4 или на
песчаниках
. Мощность
глинисто-песчаной толщи колеблется от 0 до 10,4 м в основном за счет размыва ее
верхней части и в меньшей мере вследствие изменения мощности песчаных прослоев
(рис. 3).
В наиболее полных разрезах отложения угленосного горизонта образуют единый ритм третьего порядка, состоящий из двух полуритмов - нижнего (аргиллито-алевролитовая толща) и верхнего (глинисто-песчаная толща). Мощность отложений нижнего полуритма более выдержана (рис. 2), чем мощность верхнего полуритма. Между полуритмами наблюдается некоторое несогласие и возможен размыв. Каждый из полуритмов состоит из элементарных ритмов, начинающихся тонкодисперсными породами и завершающихся грубообломочными породами.
В нижнем полуритме - аргиллито-алевролитовой толще угленосного горизонта - могут быть выделены три или четыре элементарных ритма. Наиболее выдержанным и, по-видимому, обладающим хорошими коллекторскими свойствами является прослой БI3, который нередко соединяется с прослоем БI2. Коллекторские свойства прослоя БI4 по сравнению с прослоем БI3 хуже, а алевролитовые прослои БI4, за очень редким исключением, не имеют практического значения. В целом прослои БI2, БI3, БI4 образуют единую гидродинамическую систему, объединены нами в единый пласт и могут эксплуатироваться как единый объект. В наиболее полных разрезах верхнего полуритма могут быть выделены три элементарных ритма, каждый из которых включает пачку аргиллито-глинистых и пачку алевролито-песчаных пород.
В этой толще наибольшей выдержанностью и, по-видимому, относительно лучшими коллекторскими свойствами обладает первый песчаный прослой БII1. Ограниченное развитие вследствие срезанности тульским размывом имеет прослой БII2, прослой же БII3 встречен в единичных скважинах.
В пределах Бавлинского месторождения в основании угленосного горизонта не наблюдается эрозионного размыва. Факты говорят за то, что переход от турнейского яруса к угленосному горизонту литологически хотя и резок, но непрерывен. И, наоборот, известняки тульского горизонта залегают со значительным несогласием и размывом на различных прослоях угленосного горизонта. Учитывая отсутствие перерыва между известняками турнейского яруса и угленосным горизонтом, наличие размыва под отложениями тульского горизонта, а также находки комплекса кизеловской фауны и спор в отложениях аргиллито-алевролитовой толщи в соседних районах Урало-Волжской области, мы считаем несомненной близость отложений рассматриваемого горизонта к турнейскому ярусу. Возможность же выделения ритмов различных порядков, ограниченных поверхностями несогласия, удовлетворяющими условию синхронности, подтверждает на наш взгляд стратиграфическую самостоятельность угленосного горизонта.
Бавлинская структура (рис. 4) по подошве тульского горизонта почти полностью оконтуривается изогипсой - 960-965 м. Она имеет субширотное простирание оси, соединяется на северо-востоке неширокой седловиной с Туймазинской структурой и в общих чертах имеет соответствие со структурами по нижележащим и вышележащим горизонтам. Бавлинская структура имеет в длину около 15 км и ширину по крайним огибающим изогипсам около 10 км.
На севере и северо-западе она отделяется неглубоким (5-12 м), но довольно широким (1,5-2 км) прогибом от Александровской и Ново-Бавлинской структур.
Ново-Бавлинская структура представляет собой пологую симметричную складку северо-северо-восточного направления, наивысшая абсолютная отметка которой 950,3 м вскрыта в скв. 440; на северо-востоке структура не оконтурена.
Нефтеносность угленосного горизонта приурочена к песчано-алевролитовым пластам БI и БII. Из 209 скважин Бавлинского месторождения по данным промыслово-геофизических исследований 53 скважины, несомненно, промышленно нефтеносны, 52 слабо нефтенасыщенны, 42 водоносны, 20 в разрезе не имеют хороших коллекторов и в 42 нефтеносность без дополнительных исследований трудно определима.
Детальный анализ строения коллекторов угленосного горизонта по данным промыслово-геофизических исследований показывает, что пропластки БI3+2 и БII1, а отчасти БI4 литологически довольно хорошо выдержаны. В преобладающем большинстве разрезов пропласток БI3, например, представлен песчаниками. В ряде разрезов он соединяется с пропластками БI2 и БI4. Залегание песчаников пласта БI хотя и довольно прихотливое, но в целом достаточно выдержанное и образует единую гидродинамическую систему. Не исключено также наличие литологических залежей на участках, где имеется фациальное замещение этих песчаников слабопроницаемыми глинистыми алевролитами или глинами в направлении подъема слоев. Наличие же литологических окон, объединяющих резервуары пластов БI и БII, позволяет рассматривать их также как единую гидродинамическую систему.
Положение поверхности водо-нефтяного контакта (ВНК) на различных участках залежи неодинаковое: в юго-восточной части месторождения как для пласта БI , так и для пласта БII с некоторой степенью условности ВНК может быть проведен на отметках от -970 до -963 м, в северо-западной части он проходит на отдельных участках от -960 до -955 м. Подобное колебание отметок ВНК объясняется резким литологическим изменением коллекторов пластов БI и БII. В целом поверхность ВНК слегка наклонена с севера на юг, т.е. в направлении крутого крыла структуры. Следует отметить, что такой же особенностью отличалась первоначальная поверхность ВНК по девонскому пласту ДI.
Режим залежи угленосного горизонта, за редким исключением, может быть водонапорным, и разработку его залежей можно осуществлять в сочетании законтурного заводнения с внутриконтурным.
В перспективном плане добычи нефти на 1959-1965 гг. предусматриваются бурение и ввод в эксплуатацию 158 скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Долицкий В.А. Бавлинское нефтяное месторождение. Сб. «Геологическое строение и нефтеносность Татарской АССР». ГТТИ, 1948.
2. Никишин В.И. Условия формирования нефтяных залежей Самарской Луки и смежных районов Куйбышевского Поволжья. Сб. «Нефтеносность Урало-Волжской области». Изд. АН СССР, 1956.
ТатНИИ НПУ Бавлынефть
Рис. 1. Схема расчленения и корреляции типичных разрезов угленосного горизонта.
1 -известняки; 2 -мергели; 3-глинистые известняки; 4 - алевролиты; 5 - глины; 6 -песчаники; 7 - сланцы; 8 - окремненные известняки; 9 - известковистме аргиллиты; 10- песчаные известняки; 11 - аргиллиты.
Рис. 2. Схема изопахит аргиллито-алевролитовой толщи угленосного горизонта.
Рис. 3. Схема изопахит глинисто-песчаной толщи угленосного горизонта.
Рис. 4. Структурная карта тульского горизонта.
1-изогипсы подошвы; 2 - ВНК залежей БII.