CC BY
73
УДК: 520.8.02.
И.А. Ларочкина1, С.П. Новикова2
1 Министерство энергетики Республики Татарстан, Казань 2Институт проблем экологии и недропользования Академии наук Республики Татарстан, Казань
О ПРИЧИНАХ НИЗКОЙ ЗАПОЛНЯЕМОСТИ ЛОВУШЕК НЕФТИ В ТУЛЬСКО-БОБРИКОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ НА СЕВЕРО-ВОСТОКЕ ТАТАРСТАНА
Изучение перспектив нефтеносности в тульско-бобриковских отложениях, связанных с ловушками антиклинального типа, приуроченных к высокоамплитудным поднятиям на северо-востоке Татарстана на примере Мензелинского, Дружбинского, Киче-Наратского месторождений. Результаты изучения залежей нефти говорят о незначительных скоплениях углеводородов в тульско-бобриковской толще. Выявление причин низкой заполняемости ловушек на Агрызском и Мензелинском участках.
Ключевые слова: тульско-бобриковские отложения, ловушка, перспективы нефтеносности, покрышка.
Перспективы нефтеносности тульско-бобриковских пластов, связанных с ловушками антиклинального типа, приуроченных к высокоамплитудным поднятиям и при этом имеющие значительный этаж нефтеносности в тур-нейском ярусе, тем не менее на северо-востоке Татарстана весьма скромные. Как показывают результаты их детального изучения, залежи нефти в тульско-бобриковских отложениях здесь имеют весьма ограниченные площади и малые этажи нефтеносности.
О том, что значительная недозаполненость ловушек на Агрызском и Мензелинском участках существует -факт известный, однако объяснений причин этого явления пока не существует.
На наш взгляд, причина кроется в следующем. Корреляция мощностей всех локальных покрышек над продуктивными горизонтами тульско-бобриковской толщи в региональном плане свидетельствует об уменьшении мощности от северного склона Южно-Татарского свода по направлению к юго-восточному склону Северо-Татарского свода. В связи с этим на северо-востоке Татарстана ожидать крупных залежей месторождений нефти даже на высокоамплитудных поднятиях нельзя (Ольгинское, Озёрное, Мензелинское и др.). Из-за слабой герметичности, небольших значений мощностей покрышек, их пространственной невыдержанности, залежи формируются небольшие по площади. А на поднятиях с небольшой амплитудой, нефть в бобриковских отложениях отсутствует вообще. Залежи углеводородов в таких ловушках формироваться могут, но временные. Основной причиной невозможности сохранения залежей является постепенная утечка углеводородов из-за «слабой» покрышки. В процессе миграции углеводороды не накапливаются, так как такие ловушки вместо того, чтобы улавливать углеводороды - пропускают, в итоге получается, что ловушки фактически не выполняют свою функцию как таковую.
Для иллюстрации изложенного тезиса рассмотрим ряд примеров ловушек различного типа, размещающихся в различных тектонических зонах северо-востока Татарстана.
Западно-Юртовское поднятие размещается в пределах Нуркеевской и Контузлинской терасс на северном склоне Южно-Татарского свода. По поверхности кристаллического фундамента происходит их плавное погружение к оси сводовой части Прикамской разломной зоны.
Непосредственно само поднятие расположено на перекрёстке двух разломов - Прикамского и Бахчисарайского. По кровле тульских отложений Западно-Юртовское поднятие представляет собой брахиантиклиналь с амплитудой более 100 метров. Общий наклон слоев осадочной толщи на месторождении наблюдается в северо-восточном направлении.
Дружбинское поднятие в региональном тектоническом плане по кровле кристаллического фундамента контролируется Бакировско-Сакловской и Маткаушской те-рассами и осевой зоной Дружбинского разлома. По кровле тульских отложений в районе месторождения прослеживается моноклинальный склон, погружающийся с юго-запада на северо-восток. Склон осложнён по данным сейсморазведки поднятиями и имеет ступенчатое погружение. Амплитуда Дружбинского поднятия составляет около 20 метров.
Киче-Наратское поднятие размещается на западном борту Камско-Бельского авлакогена в краевых зонах Маткаушской и Киче-Наратской терасс. По кровле тульских отложений наблюдается погружение слоёв с юго-запада на северо-восток. Киче-Наратское поднятие представляет собой брахиантиклиналь с амплитудой поднятия около 15м.
Последовательно на каждой ловушке рассмотрим роль локальных покрышек и закономерности их пространственного размещения.
Покрышки над тульско-бобриковскими коллекторами на Мензелинском месторождении (Западно-Юртовское поднятие) носят локальный характер (Рис. 1).
Непосредственно для пласта Стл-3 покрышкой является тульский репер (Яр-И), представленный глинисто-карбонатными породами. Мощность покрышки варьирует от 5,7 до 8,5 метров. Рост мощности покрышки происходит от свода к периклиналям поднятия. На периклиналях Кп (коэффициент пористости) очень низкий, в сводовой части происходит его увеличение, а соответственно наблюдается и снижение качества покрышки, но значения кондиционных пределов не превышаются.
Для пласта Стл-2 покрышкой являются аргиллиты. Мощность локальной покрышки небольшая и составляет от 0,5 до 6,0 метров. Причём наблюдается аналогичная закономерность: в своде поднятия мощность покрышки меньше, чем на периклиналях. Коэффициент пористости
^научно-технический журнал
4 (40) 2011 ГеоресурсЫ
Рис. 1. Мензелинское месторождение. Схематический геологический профиль тульско-бобриковских отложений. 1 - неф-тенасыщенностъ; 2 - водонасыщенность; 3 - алевролиты; 4 -известняки; 5 - глинисто-карбонатные породы; 6 - песчаники; 7 - абсолютная отметка подошвы, залежи.
пород, слагающих покрышку изменяется в широком диапазоне. Породы с низким Кп в основном залегают на периклиналях поднятия, в сводовой же части Кп варьирует от 0 до 20% что говорит так же о ненадёжности данной покрышки.
Залежи тульского горизонта пластово-сводового типа, нефтенасыщенные толщины коллекторов составляют 1,22,0 метра (пласт Стл-3) и 1,5-3,4 метра (пласт Стл-2). Этаж нефтеносности залежей в тульском горизонте составляет в пласте Стл-3 - 19,9 метра, в пласте Стл-2 - 27,7 метра при амплитуде поднятия более 100 метров.
Для бобриковских отложений покрышкой служат гли-нисто-карботатные разности тульских отложений. Мощность покрышки варьирует от 0,6 до 6,6 метра. В целом наблюдается тенденция уменьшения мощности покрышки от свода к периклиналям поднятия. Прослои, слагаю-
Местоорждение Горизонт, ярус Газовый фактор Вязкость пластовой Плотность нефти г/см
(м3 /т) нефти (мПа.с) пласто- вой сепари- рованной
Мензелинское Тульский 9,58 19,8 0,855 0,881
Бобриковский 11,4 ИД 0,867 0,885
Озёрное Тульский 4,8 33,1 0,900 0,902
Бобриковский 3,4 34,4 0,897 0,901
Восточно- Дружбинское Тульский 1,56 45,5 0,896 0,906
Киче-Наратское Тульский 0,8 48,7 0,899 0,907
Табл. Свойства нефти.
Рис. 2. Мензелинское месторождение. Структурная карта по кровле пласта-коллектора продуктивного пласта Сбр-3 боб-риковского горизонта.
щие покрышку, имеют различный, резко отличающийся коэффициент пористости. Коэффициент пористости варьирует от 0 до 17%, что так же является свидетельством слабой покрышки. Залежь пластово-сводового типа, нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,3 до 13,7 метров. Этаж нефтеносности бобриковской залежи составляет 23,1 метра при амплитуде поднятия более 100 метров (Рис. 2).
Покрышки в тульских отложениях на Дружбинском месторождении так же носят локальный характер.
Для пласта Стл-3 покрышкой является тульский репер (Яр-И), представленный глинисто-карбонатными породами. В среднем мощность покрышки выдержанна и составляет 5,8-7,9 метров. На периклиналях Кп (коэффициент пористости) изменяется в пределах от 0 до 7,1%, в сводовой части его значение варьирует в диапозоне от 0 до 4,5%. Кондиционные значения пределов хоть и не превышены, но в целом покрышка по качеству является ненадёжной. На малоамплитудном поднятии локальные изменения от свода к периклиналям выражены гораздо слабее, чем на высокоамплитудном поднятии.
Залежь тульского горизонта пластово-сводового типа, нефтенасыщенным является пласт Стл-3 и нефтенасыщенные толщины коллекторов составляют 2,3-3,2 метра. Этаж нефтеносности залежи в тульском горизонте составляет в пласте Стл-3 - 17 метров, амплитуда поднятия около 20 метров. Пласт Стл-2 тульского горизонта и пласт Сбр-3 бобриков-ского горизонта водоносен (Рис. 3).
На Киче-Наратском месторождении нефтеносным является нижняя часть тульского репера (Яр-И) и пласт Стл-3 тульского горизонта. Мощность нефтенасыщенных толщин составляет около 8 метров. Этаж нефтенос-
га Георесурёы
4 (40) 2011
ского горизонта.
ности 12 метров при амплитуде поднятия 15 метров. Покрышкой для залежи является глинистая пачка мощностью около 7-8 метров, залезающая над тульским репером. Тульский пласт Стл-2 и бобриковские отложения насыщены водой (Рис. 4).
О том, что флюидоупоры на этой территории в целом некачественные, но имеют отличия даже в пределах различных близрасположенных поднятий, свидетельствуют и другие данные. Свойства нефти на Мензелинском месторождении отличаются от других месторождений района. Здесь нефть характеризуется низкой плотностью (0,855-0,867 г/см3), тогда как на соседних месторождениях плотность нефти намного выше, например, на Озёрном месторождении этот параметр равен 0,897-0,900 г/см3, на Восточно-Дружбинском плотность пластовой нефти составляет 0,896 г/см3, на Киче-Наратском месторождении плотность нефти достигает 0,899 г/см3. Обращает на себя внимание и отличия в значении газового фактора, на Мензелинском месторождении он достигает 11 м3/т, на месторождениях, расположенных по соседству значения газового фактора варьируют от 0,8 до 4,8 м3/т (Табл.). Не стоит упускать и параметр вязкости пластовой нефти, на Мензелинском месторождении вязкость намного ниже (11,1-19,8 мПа.с), чем на соседних месторождениях (33,1-48,7 мПа.с).
Подобная картина позволяет сделать выводы об условиях залегания залежей и качестве покрышек над ними.
Следует отметить ещё один важный момент: при примерно одинаковых средних толщинах флюидоупоров на высоко- и малоамплитудных поднятиях, способность последних как ловушка гораздо ниже, чем высокоамплитудных.
Покрышки тульско-бобриковских отложений представлены слабо выдержанными и невыдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными разностями и носят локальный характер. Некачественные флюидоупоры обеспечивают миграционные способности и подвижность нефти. Флюидоупор над тульско-бобриковскими отложениями, скорее всего содержит в себе тонкие каналы, трещиноватость и др., по которым происходит миг-
рация нефти в ловушки в настилающие толщи расположенные выше по разрезу. Особенность геологического строения бобриковской толщи на поднятиях с малой амплитудой та же самая - покрышки не способствуют накоплению углеводородов.
Таким образом, постепенное ухудшение качества покрышки над тульскими и бобриковскими залежами нефти в северном, северо-восточном и северо-западном направлении свидетельствует о снижении качественных параметров нефти в коллекторах тульского и бобриковского горизонтов. Всё выше перечисленное свидетельствует о том, что перспективы нефтеносности на северо-востоке Татарстана даже для высокоамплитудных поднятий в тульско-бобриковских отложениях в настоящее время невысокие.
I.A. Larochkina, S.P. Novikova. The reasons for low occupancy of traps oil in Tula-Bobrikov deposits in northeastern Tatarstan.
The study of the prospects for oil and gas potential in the Tula-Bobrikov sediment traps associated with anticline type, confined to high-amplitude elevations in the north-east of Tatarstan as an example Menzelinsky, Druzhbinskogo, Quiche-Naratskogo fields. Results of study of oil talk about minor accumulations of hydrocarbons in the Tula-Bobrikov thicker. Identifying reasons for low occupancy of traps at Agryz and Menzelinsk sites.
Keywords: Tula-Bobrikov sediment, traprock, oil potential, cap rock.
Светлана Петровна Новикова Заведующий лабораторией запасов и ресурсов углеводородного сырья и проектов ГРР Института проблем экологии и недропользования Академии наук РТ. Научные интересы: тектоника, палеотектоника, седиментоло-гия, оценка запасов нефти и газа.
420087, Казань, ул. Даурская, 28. Тел.: (843)299-35-03.
^научно-технический журнал
4 (40) 2011 Георесурсы Ш3Ш
