К оглавлению

Типы залежей нефти угленосного горизонта Ромашкинского месторождения

А.Р. КИНЗИКЕЕВ, А.С. АКИШЕВА

По аналогии со схемой расчленения угленосного горизонта Бавлинского месторождения [2, 3 и др.] угленосный горизонт площадей Ромашкинского месторождения расчленяется на нижнюю и верхнюю толщи.

Отложения, относимые к нему в разрезах площадей Ромашкинского месторождения, залегают на известняках турнейского яруса без заметных следов перерыва.

Нижняя толща угленосного горизонта представлена песчано-алеврито-аргиллитовой фацией. Песчано-алевритовые прослои этой толщи индексированы как пласт Б_I. Пласт Б_I развит не повсеместно и замещается глинистыми породами в западной части Миннибаевской площади и в пределах Миннибаевско-Абдрахмановского разрезающего ряда скважин, в центральной части Южно-Ромашкинской площади, в западной части Алькеевской и Восточно-Сулеевской площадей. Небольшими участками прослеживается зона замещения песчаного пласта Б_I глинисто-аргиллитовыми породами по всему Ромашкинскому месторождению.

Верхняя толща представлена чередованием аргиллитово-глинистых и песчано- алевролитовых пачек пласта Б_II. Пласты Б_I и Б_II в большинстве случаев разделены 1,5-2-метровой аргиллитово-глинистой пачкой. Мощность пласта Б_II изменяется от 0 до 8 м. Пласт Б_II развит не повсеместно, что, видимо, связано с его размывом в предтульское время. Оба пласта на некоторых участках образуют единую гидродинамическую систему.

Выше описанной пачки в немногих наиболее полных разрезах прослеживаются еще два-три изолированных друг от друга алеврито-песчаных пласта, индексируемых Б_III, Б_IV и Б_V.

В целом мощность угленосного горизонта на Ромашкинском месторождении колеблется от 4 до 30 м.

На угленосных отложениях с размывом залегают образования тульского горизонта. Граница между горизонтами проводится по глинам и глинистым алевролитам репера «6» [3]. Таким образом, отложения угленосного горизонта на Ромашкинском месторождении, как и на других площадях [2, 3], имеют ритмичное строение. Выделенные пласты и глинисто-аргиллитовый раздел занимают строго определенное стратиграфическое положение и уверенно прослеживаются на десятки и сотни километров. Все отмеченное вместе с другими особенностями (фракционный состав и степень окатанности зерен, содержание хлора в осадках) указывает на то, что отложения угленосного горизонта формировалисьв области шельфа в условиях, по крайней мере, двукратной частичной трансгрессии и регрессии мелководного морского бассейна, охватившего почти всю восточную Татарию. Аргиллито-глинистые пачки горизонта содержат много остатков растительности, прослоями (особенно в нижней части) горючие сланцы и каменный уголь. Все это было, вероятно, достаточно благоприятной основой для генерации углеводородов и образования их залежей в коллекторах угленосного горизонта. Коллекторы имеют пластовый характер распространения, поэтому условия залегания нефти в них определяются, главным образом, структурным фактором.

Структурный план отложений тульского горизонта контролирует залежи нефти, приуроченные к нижележащим песчаным пластам угленосного горизонта. По подошве тульского горизонта, как и по подошве угленосного, наблюдается падение слоев во все стороны от наиболее высоких участков на Миннибаевской и Зай-Каратайской площадях в виде уступов от одного террасовидного участка к другому, каждый из которых осложнен локальными поднятиями и впадинами.

Первый участок наиболее высокого залегания отложений тульского горизонта огибается с севера, запада и востока изогипсой -840 м. Он разделен довольно широкой прогнутой субмеридиональной полосой, проходящей через центр Миннибаевской площади и далее на юг через Южно-Ромашкинскую площадь к Сугушлам. В пределах описываемого участка выделяется около 12 локальных поднятий с амплитудой 10-30 м по замкнутым изогипсам.

Второй террасовидный участок очерчивается изогипсой -860 м и охватывает юго-западную часть Абдрахмановской и западную часть Южно-Ромашкинской площади. Здесь выделяются два локальных поднятия с амплитудой порядка 25-30 м по замкнутым изогипсам.

Третий участок, заключенный между изогипсами -860-880 м, охватывает Альметьевскую, Северо-Альметьевскую, северную часть Алькеевской, северную и восточную части Абдрахмановской площадей. Здесь выявлено более 30 поднятий с амплитудами 15-30 м.

Четвертый участок в пределах изогипс -880-900 м охватывает южную часть Алькеевской, Восточно-Сулеевской, северо-западную часть Павловской и Зеленогорской Площадей. На этом участке расположены 13 локальных поднятий с амплитудой -10-25 м.

Пятый террасовидный участок, заключенный между изогипсами -900-920 м, охватывает восточную часть Павловской и Зеленогорской площадей, западную и северную части Азнакаевской площади. Здесь выявлены шесть локальных поднятий.

Далее, за изогипсой -920 м условно выделяется шестой террасовидный участок, охватывающий юго-восточную часть Азнакаевской площади. На перечисленных террасовидных участках насчитывается 65 локальных поднятий с амплитудой 10- 30 м по замкнутым изогипсам.

Участок Азнакаевской площади на 80 м ниже Миннибаевского и Зай-Каратаевского. Максимальные колебания отметок в залегании кровли угленосного горизонта на Ромашкинском месторождении достигают 120 м. Амплитуда Ромашкинской структуры в целом и на отдельных террасовидных участках больше амплитуды колебания мощности верхней толщи угленосного горизонта, поэтому принципиального различия между структурными условиями верхней и нижней толщ угленосного горизонта не наблюдается. В пределах последней выделяются те же террасовидные участки, отличающиеся только по отдельным деталям.

На основании анализа геофизического материала и просмотра керна в пределах Ромашкинского месторождения в пластах Б_I и Б_II (рис. 1, 2) выделено более 30 залежей нефти [3]. К настоящему времени опробованием подтверждены лишь некоторые из этих залежей. Так, в скв. 171 (залежь 2, рис. 2) из пласта Б_II при опробовании получен фонтан нефти с первоначальным дебитом 38-40 т/сутки. В скв. 383 (залежь 34) из пласта Б_II получена нефть с дебитом 4 т/сутки. Промышленная нефть получена также из скв. 5009а, 3906а и 3216-бис.

Как уже отмечалось, в формировании залежей угленосного горизонта основным является структурный фактор. Важную роль играет также литологический фактор (рис. 3). Поэтому основные типы залежей - пластовые сводовые, а также литологически экранированные [1, 2]. Их распределение по пластам приведено в таблице.

Сводовые залежи приурочены к локальным структурам. Размеры залежей колеблются от небольших до 10х18 км (залежь 16 пласта Б_II). Некоторые из них (7, 16, 20, 29 и др.) осложнены зонами литологического замещения.

Литологически экранированные залежи приурочены главным образом к первому и третьему террасовидным участкам, где наблюдаются значительные зоны литологического замещения коллекторов. Размеры этих залежей колеблются от незначительных до 4х8 км.

Песчаный пласт Б_II литологически гораздо более выдержан, чем пласт Б_I. Однако вследствие стратиграфического срезания их тульскими отложениями они образуют при благоприятных структурных условиях залежи стратиграфического типа (рис. 3).

Кроме отмеченных типов залежей, на Ромашкинском месторождении в угленосном горизонте наблюдаются литологически ограниченные залежи. Приурочены они, в основном, к восточной части террасовидного участка и отмечаются главным образом в пласте Б_II. Размеры их небольшие и ограничиваются районом одной или двух скважин (509, 3333, 243 и др.).

Залежи пласта Б_I контролируются глинисто-аргиллитовым разделом. Залежи пластов Б_I и Б_II на участках, где отсутствует раздел между ними, имеют единый водонефтяной контакт. Но там, где таких «окон» нет, ВНК этих залежей может быть различен.

В соответствии с террасовидным падением контролирующих поверхностей пластов Б_I и Б_II от Миннибаево на восток и северо-восток отмечается скачкообразное понижение отметки ВНК залежей в этом направлении от одного террасовидного участка к другому. Залежи, приуроченные к первому террасовидному поднятию на Миннибаевской и Зай-Каратайской площадях, имеют отметки ВНК порядка -833 -843 м, причем в западной части этой террасы отметки более высокие.

Ко второму террасовидному участку приурочены залежи с отметкой ВНК -856 -860 м.

Залежи третьего террасовидного участка имеют отметки -864-878 м, четвертого - 883-893 м. Отметки ВНК небольших залежей пятого террасовидного участка -913-916 м. На шестом участке расположены две небольшие залежи с отметкой ВНК -921 м.

Структурные террасы представляют собой пологую форму залегания слоев с односторонним уступом, осложненную локальными поднятиями и генетически связанную с блоковыми подвижками фундамента. Установлено [3], что описанные структурные террасы образовались в течение альпийского цикла тектогенеза, следовательно, распределение залежей нефти по структурным террасам в современном плане произошло, по-видимому, тоже в это время. Однако аккумуляция нефти в залежи в пределах локальных структурных и других ловушек началась, вероятно, еще до образования террас благодаря преимущественно латеральной миграции. Только этим можно объяснить наличие нефти во всех благоприятных ловушках, близость отметок ВНК залежей к последней замыкающей изогипсе ловушки в пределах каждой структурной террасы и скачкообразное изменение отметок ВНК групп залежей нефти от одной структурной террасы к другой. Так как «одним из наиболее дискуссионных вопросов гипотезы нефтематеринских пород является объяснение механизма удаления из них рассеянной нефти... и от решения этого вопроса зависит дальнейшее существование гипотезы нефтематеринских пород» [4], то представляют большой теоретический интерес залежи нефти, приуроченные к литологически ограниченным линзам. Формирование их возможно благодаря преобразованию органики, захороненной в данной линзе и окружающих породах, или проникновению углеводородов по трещинам, образующимся в периоды тектонической активности. Однако и в том и в другом случае получаем однозначный ответ на вопрос о происхождении нефти, поскольку в первом случае органическое происхождение ее очевидно, а во втором становится понятным «механизм удаления» рассеянной нефти из нефтематеринских пород по трещинам, образующимся в периоды тектонической активности. Опробование и анализ нефтей из этих залежей может внести еще большую ясность в решение этого вопроса.

На основании изложенного выше можно сделать вывод о большом промышленном значении залежей нефти угленосного горизонта в пределах Ромашкинского месторождения. Необходимо начать промышленную разведку наиболее крупных из них (1, 4, 5, 6, 12, 16, 18, 20, 22, 29, рис. 1 и 2) и при составлении проектов разработки залежей девона предусмотреть возможность охраны и совместно-раздельной эксплуатации вышележащих залежей.

Таким образом, изучение отложений угленосного горизонта и условий залегания нефти в нем имеет большое практическое и теоретическое значение и ему следует уделять соответствующее внимание.

ЛИТЕРАТУРА

1. Брод И.О., Еременко И.А. Основы геологии нефти и газа. Изд. МГУ, 1953.

2. Кинзикеев А.Р., Полуян И.Г., Султанов С.А. Нефтеносность угленосного горизонта Бавлинского нефтяного месторождения. Геология нефти, 1958, № 8. (реально №10)

3. Кинзикеев А.Р., Абдуллин Н.Г., Акишева А.С., Аминов Л.З., Ганич В.К., Фасеева Р.Ш. Выявление нефтяных залежей в отложениях нижнего карбона и карбонатной толщи девона юго-востока Татарии. Фонды ТатНИИ, Бугульма, 1961.

4. Линецкий В.Ф. О теории миграции нефти из материнских пород. Тезисы докладов, Казань, 1961.

ТатНИИ

Таблица

Типы залежей	Залежи пласта БI	Залежи пласта БII
Сводовые	1, 2, 6, 12, 13, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 27, 28	7, 13, 16, 18, 19, 20, 21, 22, 25, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34
Всего	18	17
Литологически экранированные	3, 4, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 14, 26	1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 17 23, 24, 26
Всего	10	17

Рис. 1. Карта залежей пласта Б_I угленосного горизонта центральных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения.

1-зоны отсутствия коллекторов; 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - границы площадей.

Рис. 2. Карта залежей пласта Б_II угленосного горизонта центральных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения.

Условн. обозн. см. на рис. 1.

Рис. 3. Типы залежей угленосного горизонта Ромашкинского месторождения.

Залежи: I - сводовые; II - литологически экранированные; III - стратиграфически экранированные, IV - литологически ограниченные.

1 - известняк; 2 - песчаник; 3 - алевролито-глинистые породы; 4 - глинисто-аргиллитовые породы;5-нефтеносная зона; 6-уголь; 7-изогипсы угленосного горизонта; 8-внешний контур нефтеносности; 9 - зона замещения коллекторов.