Высокие темпы разработки нефтяных месторождений по основным продуктивным горизонтам Татарии в настоящее время неуклонно ведут к истощению ресурсов нефти и газа. В этих условиях большое значение приобретают локально-нефтеносные горизонты карбонатной части разреза, к которым отнесено более 60 % всех прогнозных ресурсов нефти и газа Татарской АССР.

Наибольший интерес представляют семилукско-бурегские отложения, нефти которых обладают лучшими товарными свойствами по сравнению с нефтью вышележащих горизонтов. Они идентичны нефтям пашийского и кыновского горизонтов.

В целом карбонатные отложения (в частности, семилукско-бурегские) Татарии мало изучены: не разработаны приемы поисков, разведки и доразведки залежей нефти, рациональный комплекс ГИС для выделения перспективных интервалов, разрешающие системы эксплуатации.

Региональные факторы нефтеносности, установленные для рассматриваемых горизонтов, не выходя за рамки прогноза поисков залежей нефти в районах крупных грабенообразных прогибов, не дают возможности определить местоположение залежей. В то же время ареал нефтепроявлений в данных отложениях значительно шире, чем это предполагалось ранее. Поэтому настала необходимость выявить зональные и локальные критерии оценки нефтеносности этих природных резервуаров.

Методический подход предполагает рассмотрение ловушек нефти на основе отдельных элементов: коллекторов, покрышек, промежуточных и экранирующих толщ, структурной и тектонической приуроченности.

Наибольшим развитием в разрезе этих отложений пользуются хемогенные известняки. В основном они пелитоморфные, довольно часто подвергавшиеся перекристаллизации как в диагенетическую, так и эпигенетическую стадии формирования пород, в результате чего структура их становится тонко-, мелко-, средне-, крупно- или разнозернистой. Процессы перекристаллизации, особенно в бурегских отложениях, обуславливают “брекчиевидный” облик известняков. Глинистый материал отмечается как в цементе, так и внутри органических остатков, а также в перекристаллизованных участках. Довольно часто в известняках отмечается органогенный детрит, распределен он пятнами, но в отдельных прослоях является преобладающим и обусловливает формирование органогенно-детритовых известняков. Часто отмечаются вертикальные и наклонные макротрещины, выполненные вторичным кальцитом или глинисто-битуминозным материалом. По стенкам открытых макротрещин иногда фиксируются примазки и выпоты густой окисленной нефти. В ряде случаев в зонах повышенной трещиноватости наблюдаются поры и каверны выщелачивания, заполненные нефтью.

Органогенно-детритовые известняки семилукско-бурегских отложений являются второй по встречаемости разновидностью. Они слагаются перекристаллизованными раковинами моллюсков и обломками криноидей и водорослей. В семилукских отложениях органогенный детрит сцементирован преимущественно тонкозернистым, а в бурегских – перекристаллизованным кальцитом. Глинистый материал и битум отмечаются в цементе, а также образуют каемки вокруг реликтов фауны. Порода трещиновата, трещины выполнены вторичным кальцитом, битумом или тяжелой нефтью. Каверны и поры выщелачивания с густой окисленной нефтью наблюдаются в зонах с повышенной трещиноватостью.

Водорослевые (биогермные) известняки развивались лишь в бурегских отложениях. Форменные образования представлены обрывками и желваками сине-зеленых и багровых водорослей. Цементом служит перекристаллизованный в различной степени кальцит. Эти образования и цемент довольно часто пигментированы битуминозным веществом, присутствующим в мелких порах и тонких трещинах. В битуминозных участках порода перекристаллизована до крупнозернистой структуры, где наблюдаются поры изометрической формы, соединенные микротрещинами. В цементирующей массе часто отмечается неравномерная глинистость, что снижает коллекторские свойства этих известняков.

Мергели более развиты в семилукских отложениях, в бурегских же отмечаются в виде линз и невыдержанных прослоев. По своей структуре они микрозернисты, часто с остатками органогенного детрита, тонкомикрослоистые, битуминозные. Слоистость обусловлена тонкими прослоями, сложенными светлым тонкозернистым кальцитом. Пористость не превышает 4 % [1].

Характеризуя в целом физико-литологические свойства пород, можно отметить, что все литологические разности отличаются значительной перекристаллизацией, глинистостью и битуминозностью. Это значительно снижает их коллекторские свойства, они обладают большой трещиноватостью, что обусловило развитие преимущественно коллекторов трещиноватого типа.

Тектоническая трещиноватость обусловлена наличием дизъюнктивных нарушений в фундаменте. Основываясь на выявленных высокоточными геофизическими методами (грави- и магниторазведка) тектонических нарушениях фундамента, можно также прогнозировать распределение участков возможной повышенной трещиноватости. Исследуемый район находится в тектоноактивной зоне влияния крупных грабенообразных прогибов (Алтунино-Шунакский, Клявлино-Миннибаевский) меридионального простирания. Ряд нарушений фундамента субмеридионального и субширотного простирания значительно повышает перспективы семилукско-бурегской толщи. Именно зоной влияния Клявлино-Миннибаевского прогиба с многочисленными более мелкими дислокациями фундамента обусловлено наличие прямых признаков нефтеносности на севере Березовской площади. Подобный участок можно выделить и на северо-восточной части исследуемой территории.

Выявленная залежь нефти относится к литолого-структурному типу, имеет весьма сложное строение и контролируется глинисто-карбонатной покрышкой верхней части бурегского горизонта. По площади наблюдается частая смена одних разностей пород на другие, что приводит к прерывистому характеру нефтенасыщения. Поэтому, вероятно, существует ряд мелких залежей нефти (а не единая крупная) очень сложного (в геометрическом плане) строения.

Методика определения приточности по данным ГИС, разработанная ПО Татнефтегеофизика, доказала свою достоверность как для локализованных зон, так и в целом для всей исследуемой территории. Распространяя ее на другие районы, необходимо учитывать литолого-петрографическую изменчивость пластов-коллекторов, для которых будут меняться граничные параметры отнесения пласта к приточному или неприточному объекту.

Ловушки вблизи разломов кристаллического фундамента характеризуются высокоемкими породами с относительной емкостью более 25 %. За пределами гидродинамических ловушек она не превышает 10–20 %.

Структурный план семилукско-бурегских отложений не всегда отражается эквипотенциальной поверхностью нефти. Гидродинамические ловушки могут охватывать антиклинальные структуры, могут быть смещены на моноклинали в районы с неярко выраженными формами положительного рельефа, а также могут быть приурочены к синклинальным участкам.

Выводы.

1. Для семилукско-бурегской толщи в целом характерны повышенная глинистость, битуминозность и трещиноватость, частое появление на фоне темноцветных и “доманиковых” пород светлых биогермных разностей, а также изменчивость ФЕС пород по разрезу и площади.

2. Тектоническая дифференциация исследуемой площади выразилась в образовании флексурных валов небольшой амплитуды и многочисленных локальных поднятий с амплитудой до 20 м.

3. Скопления УВ приурочены к зонам наиболее сильных тектонических напряжений (периклинали и крылья структур), обусловивших благоприятные предпосылки для образования трещинного типа коллекторов и вертикальной миграции нефти. Направления миграции УВ и места их скоплений подтверждаются гидродинамическими построениями.

4. Залежи нефти относятся к литолого-структурному типу, имеют сложное строение из-за высокой степени литологической изменчивости и контролируются в основном зонами развития повышенной трещиноватости.

5. Основными критериями локальной оценки перспектив нефтеносности семилукско-бурегских отложений являются литолого-петрографический, структурно-тектонический и гидрогеологический факторы.

Комплексное использование этих факторов может оказаться эффективным для целенаправленного проведения доразведочных работ на нефть в карбонатных отложениях девона на разрабатываемых месторождениях Татарии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Физико-литологическая характеристика семилукско-бурегских отложений Березовской залежи Ромашкинского месторождения

1 – разломы выделенные по кристаллическому фундаменту, 2 – изолинии по кровле бурегского горизонта, м (а), равных эквипотенциальных поверхностей нефти (б), 5 – участки с доказанной нефтеносностью, 4 – палеогидродинамические ловушки, 5 – зоны развития тектонической трещиноватости, 6 – направление движения флюидов