CC BY
269
В.Г. Базаревская
ТатНИПИнефть, Бугульма [email protected]
УНИКАЛЬНОЕ РОМАШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ТАТАРСТАНА - НЕИССЯКАЕМЫЙ ИСТОЧНИК ПРИРОСТА ЗАПАСОВ НЕФТИ
Извечный спор между сторонниками органической и неорганической теории происхождения нефти является одним из двигателей геологоразведочного прогресса. «Органики» утверждают, что нефть имеет биогенное происхождение и на территории Татарстана образовалась за счет нефтегенерирующей доманиковой толщи, «неорганики» - что запасы нефти пополняются за счет первичного материала глубинного происхождения, прорвавшегося в земную кору.
Анализ закономерностей размещения мелких нефтяных залежей по площади и разрезу осадочного чехла в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции указывает на тесную связь нефтеносности осадочного чехла с блоковым строением кристаллического фундамента. Локальные поднятия осадочного чехла располагаются над центральной или краевой частями блоков. Все залежи Южно-Татарского свода, выявленные в терригенных девонских отложениях, контролируются разломами, секущими кристаллический фундамент и осадочный чехол. О доминирующей вертикальной восходящей миграции углеводородов при формировании залежей нефти в палеозойском комплексе еще в 60-е годы писали К.Б. Аширов, К.Р. Чепиков и др. на основе изучения растительных микроостатков нефти.
В 1943 г. получением на Шугуровском участке нефти из среднекаменноугольных отложений ознаменовалось открытие гигантского многопластового Ромашкинского нефтяного месторождения. В 1945 г. нефть получена из нижнекаменноугольных, а в 1948 г. - из девонских терригенных отложений. Открытие и освоение этого месторождения явилось большим вкладом нефтяников Татарстана в мировую нефтяную науку. На этом месторождении впервые в широком масштабе успешно применены передовые методы разведки и подготовки к освоению запасов нефти.
В разрезе месторождения в девонских и каменноугольных отложениях установлена нефтеносность 22 горизонтов, из которых 18 относятся к промышленно-нефтеносным. Всего к настоящему времени на месторождении выявлено более 400 залежей. Наиболее значимыми по величине запасов являются залежи нефти девонского терригенного комплекса (в пашийском и кыновском горизонтах), на долю которых приходится около 70% разведанных запасов. В терри-генных нижнекаменноугольных отложениях содержится более 15% разведанных запасов нефти месторождения.
Таким образом, уникальное Ромашкинское месторождение является полигоном для изучения современных процессов, происходящих в глубинных условиях. На Ромаш-кинском месторождении проводятся научные исследования и опытно-промышленные работы: огромное внимание уделяется изучению кристаллического фундамента; выявлению зон разуплотнения в фундаменте; проводятся глубинные сейсмические исследования и параметричес-
кое бурение; многолетние исследования анализа динамики разработки позволили выделить скважины с аномальными дебитами; с целью определения путей миграции нефти проводились геохимические исследования нефти и т. д.
Одним из факторов уникальности Ромашкинского месторождения геологи-нефтяники считают «восполняе-мость» запасов нефти. Как показывает практика, по мере увеличения и накопления информации по изученности количество оцененных и промышленных запасов нефти непрерывно возрастает, несмотря на возрастание добычи нефти. Установлено, что накопленная добыча нефти по ряду площадей Ромашкинского месторождения значительно превышает ранее утвержденные запасы.
Одни специалисты связывают этот феномен с некорректным подсчетом запасов, другие - с подтоком или подпиткой за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин кристаллического фундамента. Решение этих проблем тесно связано с извечным спором об органическом и неорганическом происхождении нефти.
С целью выявления признаков подтока и процессов формирования нефтеносности Ромашкинского месторождения проведены геохимические исследования нефти из аномальных зон пашийско-кыновских отложений и их сопоставление с нефтью из выше- (бобриковско-тульских) и нижезалегающих (живетских) отложений, а также биту-моидов из нижезалегающих отложений (кристаллический фундамент). Проведенные исследования (Каюкова и др., 2004) позволили разделить нефти на три группы: нефти верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложений, генерированы в морских восстановительных условиях бассейна карбонатной седиментации; нефтегенерирующими породами в среднедевонских, живетских и архейско-про-терозойских отложениях являлись глинистые материалы; нефти аномальных зон - смесь углеводородов из разных источников (карбонатных и глинистых).
По мнению исследователей характерные особенности состава нефти пашийско-кыновских отложений указывают на подток в некоторых скважинах аномальных зон легкой нефти из живетского комплекса, в некоторых скважинах в районе Миннибаевской площади анализ биомаркеров нефти показывает о наличии нисходящего подтока нефти из пашийских отложений в живетские, что объясняется или созданием различных гидродинамических режимов при разработке, или переформированием залежей на определенных этапах тектогенеза.
Группой авторов (Муслимов, 2004) также были выделены косвенные признаки, подтверждающие наличие подтока глубинной нефти по Алтунино-Шунакскому прогибу в девонские терригенные отложения Ромашкинского месторождения (Рис. 1.): плотность пластовой нефти на близ расположенных к прогибу площадях по статистичес-
р- научно-технический журнал
2 (19) 2006 I еоресурсы
глубина
-14241-
В
цвет
1428 1438 1448 1438 1468 1478 1488 1498 1308 1518 1528 1538 1548 1558 1568 1578 ■1583
1:125000 км 0 1 2 3 4 5
Рис.1. Структурная поверхность по терригенным девонским отложениям.
Месторождения :1 - Ромашкинское, 2 - Ново-Елховское, прогиб: 3 - Алтунино-Шунакский.
Рис. 2. Ромашкинское месторождение. Миннибаевская площадь. 1 - осевыге зоныг девонских грабенообразныгх прогибов, 2 - залежи нефти в живетских отложениях (пластыг Д Д1У), сква-жиныг: 3 - пробуренныге со вскрытием терригенныгх девонских отложении, 4 - с аномально выгсокими дебитами и максимальной накопленной добытей.
2 0.7
Е
80.& я
§0.4 я
2 0.3 N Я
►г 0.2
а
«0.1
..................
-^-1-*■ П\ 7"
.../........4 ■ ■ ■ ........1 г* ;!иТП| годы
-^1^2^-3*4-^5 6-«-7—9—10 -»-11
Рис. 3. Ромашкинское месторождение. Динамика изменения коэффициента извлечения нефти. Ярус, горизонт: 1 - жи-ветский, 2 - кыгновский, 3 - заволжский, 4 - пашийский, 5 -семилукско-бурегский, 6 - тульский, 7 - фаменский (данково-лебедянский), 8 - турнейский, 9 - башкирский+верейский + серпуховский, 10 - бобриковский, 11 - алексинский.
кой выборке меньше (0,803 г/см3), чем на удаленных (0,807 г/см3); температура насыщения пластовой нефти парафином более высока ближе к прогибу (24,6 и 22,0 0С соответственно); коэффициенты светопоглощения нефти минимальные ближе к прогибу; наблюдаются аномально высокие дебиты и накопленная добыча по скважинам близ расположенным к прогибу. Следует оговориться, что авторами были проанализированы среднеарифметические величины на разных площадях по скважинам (Рис. 2).
Анализ же параметров, проведенный конкретно по скважинам, показывает:
- Плотность нефти и дебиты, накопленная добыча не зависят от удаленности скважины от Алтунино-Шунакс-кого прогиба (Хамидуллин и др., 2001). В частности, плотность нефти при 200 С в кыновско-пашийских отложениях колеблется от 0,8585 до 0,8871 г/см3 (в среднем 0,7896) в центральной части Ромашкинского месторождения, на близрасположенных к прогибу площадях - от 0,8665 до 0,8854, в среднем, например, на Миннибаевской площади составляет 0,8854 г/см3.
- Аномально высокодебитные скважины соседствуют с низкодебитными, и их расположение не подчиняется линейной приуроченности к зонам прогибов (Рис. 2).
- Если «подток» углеводородов происходит из кристаллического фундамента в терригенные кыновско-пашийс-кие отложения, то почему нефть не заполняет ловушки в воробъевско-живетских отложениях, занимающих промежуточное положение между фундаментом и кыновско-па-шийскими отложениями и которые характеризуются лучшими коллекторскими свойствами и имеют мощные глинистые покрышки мулинского и ардатовского горизонтов?
- За более чем 55-летний период разработки и эксплуатации Ромашкинского месторождения явных прямых признаков «подтока» нефти из фундамента не выявлено.
Изучение кристаллического фундамента в 32 скважинах в целом на территории Татарстана позволило выяснить особенности строения гранитного слоя, провести сопоставление разрезов, исследовать геотермические и гидродинамические условия залегания разуплотненных зон. Анализ результатов исследований в процессе бурения 121 объекта в фундаменте с помощью испытателей пластов на трубах, с целью оценки приточности и насыщенности показал, что 71 объект является бесприточным, 24 - слабо приточным, в 26 случаях получены притоки фильтрата пластовой жидкости, воды или глинистого раствора без признаков углеводородов.
Несмотря на то, что в газах зафиксированных станцией ГТИ в процессе бурения кристаллического фундамента наблюдаются соотношения гомологов метана, характерные для растворенных нефтяных газов осадочной толщи Татарстана (Плотникова и др., 1998), залежей нефти в кристаллическом фундаменте на территории не выявлено, несмотря на целенаправленное изучение фундамента с целью оценки нефтегазового потенциала.
Таким образом, парадокс увеличения запасов нефти при каждом последующем подсчете и при возрастании добычи нефти объясняется несовершенством учета запасов, поскольку прямые признаки «подтока» нефти из кристаллического фундамента не выявлены.
При подсчете запасов нефти используются ряд математических статистических методов. Вопрос о правильном их применении неоднократно обсуждался в литера-
научно-технический журнал
I еоресурсы 2 (19) 2006
# ^ ^ ^ ^ ^ Ч=,Ф ^ ^
—3 -и-5 - б —1 -—8 —9 —10
11
Рис. 4. Ромашкинское месторождение. Динамика изменения нефтенасыщенности. Ярус, горизонт: 1 - живетский, 2 - кы-новский, 3 - заволжский, 4 - пашийский, 5 - семилукско-бурег-ский, 6 - тульский, 7 - фаменский (данково- лебедянский), 8 -турнейский, 9 - башкирский + верейский + серпуховский, 10 -бобриковский, 11 - алексинский.
туре. Некоторые подходы, допущения и упрощения приводят к ошибкам, которые трудно выявить и оценить.
Ромашкинское месторождение открыто в 1948 году. Утверждение запасов нефти живетских отложений впервые проведено в 1954 г. В 1965 г. при пересчете запасы 14
12-
ю
Л
х;
годы
1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003
Рис. 5. Ромашкинское месторождение. Динамика изменения эффективной нефтенасыщенной толщины. Обознач. - см. рис. 4.
уменьшились ввиду сокращения площади нефтеносности. В 1999 г. проведена переоценка запасов из категории С1 в категорию С2. В 2002 г. выявлены новые залежи, в результате получен прирост ввиду увеличения площади.
Запасы нефти пашийского горизонта утверждены в 1954 г. К 1965 г. увеличена площадь нефтеносности на 5,1%, эффективная нефтенасыщенная толщина - на 2,7%, неф-тенасыщенность - на 4%. В 1968,1975,1976 гг. проведен перевод запасов нефти из отложений пашийского горизонта на отложения кыновского. Далее пересчет запасов нефти
5.5
4.5
4
35
й 2.5 & 21.5 1
0.5 0
1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003
Годы
Рис. 6. Ромашкинское месторождение. Динамика изменения площади нефтеносности. Обозначения - см. рис. 4.
пашииского и кыновского горизонтов привел к увеличению запасов, вследствие расширения площади нефтеносности. При пересчете в 2004 г. также запасы увеличились из-за увеличения площади, КИН и др.параметров.
Запасы залежеИ нефти девонского карбонатного комплекса (фаменского, данково-лебедянского, елецкого, заволжского горизонтов) впервые учтены в 1967 г. Запасы нефти в семилукско-мендымских отложениях впервые подсчитаны в 1978 г. по категории С2. Лишь в 1998 г. началась разработка этих отложениИ.
Изучение бобриковского горизонта и турнеИского яруса началось в 1958 - 1963 гг., с 1970 г. - разбуривание наиболее подготовленных залежеИ бобриковского горизонта.
Впервые запасы вереИско-серпуховских отложениИ утверждены в 1946 г. в пределах Шугуровского участка. В 1983г. утверждены запасы в серпуховско-вереИско-башкирских отложениях. В 1996 г. ввиду пересчета увеличились площадь, коэффициент извлечения нефти и другие параметры.
ДетальныИ анализ подсчетных параметров Ромашкин-ского месторождения (Рис. 3, 4, 5, 6) за последние 20 лет показал, что суммарная по горизонтам площадь нефтеносности увеличилась на 38%, суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина - на 41%, также значительно увеличились коэффициенты нефтенасыщенности, пористости, извлечения нефти.
Проведенные исследования позволяют отметить, что снижение кондиционных значениИ пород-коллекторов и изменение в связи с этим представлениИ о геологическоИ модели месторождения приводит к увеличению балансовых запасов не только пашиИского и кыновского горизонтов, но и в целом запасов нефти Ромашкинского месторождения, а следовательно, увеличиваются и извлекаемые запасы нефти, и сроки разработки месторождения.
Литература
Каюкова Г.Н., Миннигалеева A.M. и др. Геохимические аспекты процессов формирования нефтеносности Ромашкинского месторождения. Сб. материалов V Конгресса нефтегазопромыш-ленников России. Казань: «Новое знание». 2004.
Муслимов Р.Х. Новыт взгляд на перспективы1 развития супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения в завершающей стадии разработки. Казань: «Новое знание». 2004.
Плотникова И.Н., Хайретдинов Р.Ш. и др. Основные результаты геолого-геофизических исследований кристаллического фундамента в интервале 5524 - 5809 м скв. 20009 Ново-Елховской. Казань: «Новое знание». 1998.
Хамидуллин Ф.Ф., Амерханов И.И., Гибадуллин A.A. Реологические свойства нефтей и водонефтяны1х эмульсий на месторождениях Республики Татарстан. Справочник. Бугульма. ГУП «Бугульминская типография». 2001.
Венера Гилъмеахметовна Базаревская
Зав. отделом поисковой и разведочной геологии ТатНИПИнефтъ. Канд. геол.-мин. наук. Областъ научных интересов - изучение геологического строения территорий с целью выявления залежей УВ и поиск путей повышения эффективности поисково-разведочных работ как в пределах Татарстана, так и в Далънем и Ближнем Зарубежъе, перспективы восполнения промышленных запасов нефти. Автор более 70 научных статей.
2 (19) 2006
^ научно-техническим журнал
Георесурсы
