Ашальчинское месторождение

Содержание

Введение……………………………………………………………………………

1.                  Геолого-физическая характеристика залежей высоковязких нефтей и природных битумов Татарстана………………………………………………….

1.1             Характеристика геологического строения, параметров пласта и неоднородности залежей высоковязких нефтей и природных битумов……………………………………………………………………………..

1.1.1      Особенности распространения залежей высоковязких нефтей и природных битумов на территории Татарстана………...................................

1.1.2      Геологическое строение месторождений  высоковязких нефтей и природных битумов…………………………………………………….................

1.1.3      Ресурсы и запасы высоковязких нефтей и природных битумов…………………………………………………………………………….

1.1.4      Условия формирования залежей………………………………………….

1.2             Современная терминология и классификация природных битумов и битуминозных пород………………………………………………………………

1.3             Принципы битумогеологического районирования и типы залежей природных битумов……………………………………………………………….

1.                  Геолого-физическая характеристика залежей высоковязких нефтей и природных битумов Татарстана

1.1             Характеристика геологического строения, параметров пласта и неоднородности залежей, высоковязких нефтей и природных битумов

1.1.1      Особенности распространения залежей высоковязких нефтей и природных битумов на территории Татарстана

Одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья являются тяжелые нефти и битумы.

На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, сосредоточенные на сравнительно небольших глубинах (до 400 м) - в пермских отложениях.

Нефтебитумопроявления на территории Татарстана и прилегающих к ней областей с юга известны давно. Они послужили основой для постановки поис­ково-разведочных работ на нефть в каменноугольных и девонских отложениях.

Под природными битумами применительно к геологическим условиям территории Республики Татарстан понимаются практически дегазированные, лишенные легких фракций, окисленные, вязкие и сверхвысоковязкие гиперген­ные производные нефти.

Залежи и месторождения тяжелых нефтей и природных битумов в основ­ных нефтебитумоносных горизонтах в разные годы обнаружены почти во всех крупных тектонических регионах республики.

К высокоперспективным зонам на тяжелые нефти и природные битумы отнесены восточный борт Мелекесской впадины и прилегающей части (запад­ный склон) Южно-Татарского свода с массовыми битумопроявлениями и мно­гочисленными выявленными залежами тяжелых нефтей и природных битумов в казанских и уфимских отложениях.

К перспективным зонам на тяжелые нефти и природные битумы отнесены центральная часть и восточный борт Мелекесской впадины, Казанско-Кировский прогиб, восточный склон Токмовского свода. С этой тектонической зоной связаны мелкозалегаюшее Сюкеевское месторождение тяжелой нефти и ряд залежей в казанских и сакмарских отложениях.

В значительно меньшей степени тяжелые нефти и природные битумы встречены по периферии Северо-Татарского свода и центральной части Южно-Татарского свода. Нефтеносность пермских отложений здесь наименее изучена, хотя в разные годы структурным бурением обнаружены Янчиковское, Буддыр-ское, Масловское и другие месторождения тяжелых нефтей и природных битумов с залежами в сакмарских, уфимских и казанских отложениях.

Наибольшая концентрация тяжелых нефтей и природных битумов отме­чена на восточном борту Мелекесской впадины и западном склоне Южно-Татарского свода.

В результате проведенных работ сделан однозначный вывод о том, что тяжелые нефти и природные битумы образуют не сплошные нефтеносные поля, как считалось ранее, а залегают в форме локальных скоплений. В Татарстане их скопления приурочены к отложениям ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижнего отдела, уфимского и казанского ярусов верхнего отдела пермской системы. Нефтеносный разрез пермской системы состоит из сложно-построенной толщи карбонатных (40 %) и терригенных (60 %) коллек­торов, которая расслаивается более или менее выдержанными пачками глини­стых и сульфатных пород. В настоящее время выявлено около 450 залежей и проявлений тяжелых нефтей и природных битумов, большая часть которых (бо­лее 260 залежей) связана с отложениями уфимского и казанского ярусов. Тяже­лые нефти и природные битумы встречаются в виде рассеянных проявлений различной интенсивности или как скопления со сплошной пропиткой пород.

Геохимический контроль значительной части скоплений тяжелых нефтей и природных битумов показал размещение под ними залежей нефти, приуро­ченных к девонским и в первую очередь к каменноугольным отложениям.

1.1.2      Геологическое строение месторождений  высоковязких нефтей и природных битумов

Нефтебитумоносность мелкозалегающих месторождений связана с отло­жениями пермской системы, включающей верхний и нижний отделы.

Битумоносными являются залегающие на глубинах до 500 м терригенные и карбонатные коллекторы уфимского и казанского ярусов верхне­го отдела пермской системы, образующие три нефтеносных комплекса, а также кровельной части гжельского яруса верхнего карбона, ассельского, сак­марского, артинского и кунгурского ярусов нижнего отдела. В залегающих вы­ше отложениях татарского яруса пермской системы и в заполняющих достаточ­но глубокие врезы в породах неогеновой системы тяжелые нефти не установле­ны, что свидетельствует о надежности перекрывающих пород в качестве по­крышек.

Более 20 скоплений выходят на земную поверхность, некоторые из них расположены выше местного базиса эрозии. Основные месторождения тяжелых нефтей и природных битумов залегают на глубине 50 - 250 м.

Нижнепермский отдел представлен ассельским и сакмарским ярусами, отложения которых развиты повсеместно.

Карбонатные породы ассельского яруса залегают согласно на отложениях верхнего карбона и сложены доломитами с подчиненными прослоями известня­ков. Нефтеносность отложений яруса изучена слабо и выявлена по отдельным скважинам структурного бурения. Ввиду прерывистости покрышек и невыдер­жанности коллекторов в отложениях верхнего карбона, ассельского яруса перми значительных ресурсов тяжелых нефтей и природных битумов в них ожидать трудно.

Первоочередными объектами разработки залежей тяжелых нефтей и при­родных битумов следует рассматривать регионально нефтебитумоносные гори­зонты. В кровле сакмарского яруса, песчаной пачке шешминского горизонта уфимского яруса и разрезе казанского яруса (выше и ниже сульфатной серии «подбой») залегает наибольшее количество ресурсов и запасов тяжелых нефтей и природных битумов. Под выдержанными на больших расстояниях глинисты­ми, сульфатными и карбонатными покрышками толщиной от 6 до 100 м нефте-битумовмещающие породы могут рассматриваться как регионально нефтебиту­моносные горизонты перми, с которыми связаны основные запасы тяжелых нефтей и природных битумов.

Нижним из регионально нефтебитумоносных горизонтов является сак-марский, который развит на всей рассматриваемой территории, с востока на за­пад последовательно перекрывается сульфатами артинского и кунгурского ярусов, плотными карбонатами Соликамского горизонта, глинистой пачкой верхнеуфимского подъяруса, лингуловыми глинами казанского яруса. Коллекто­рами служат кавернозные, пористые и трещиновато-пористые разности из­вестняков и доломитов, образующие массивный многопластовый резервуар. Пористость пород изменяется в пределах от 5 до 25-28%, проницаемость от 10 до 1000 и более мкм2, нефтенасыщенность - до 10 % массы породы.

В сакмарском ярусе наиболее разведанными являются залежь Ашальчин-ского месторождения, а также на Аверьяновской и Енорусскинской площадях. Основная часть объема резервуаров ловушек имеет нефтенасыщенность 4-11% масс. При испытании залежей получены притоки пластовой воды. По-видимому, большая часть этих скоплений связана с карстовыми полостями.

Нефти горизонта имеют плотность 1,017-1,048 г/см3, вязкость в пластовых условиях 600-800 тыс. сПз. Глубины залегания за­лежей от 28 до 500 м, чаще 200-300 м, пригодны для скважинных тепловых и видимо, шахтных методов разработки.

Верхнепермские отложения залегают на размытой поверхности сакмар­ского яруса и в наиболее полных разрезах, не затронутых четвертичным размы­вом, включают уфимский, казанский и татарский ярусы.

Наиболее лучшие данные по нефтебитумоносности отмечаются по шеш-минскому горизонту уфимского яруса, состоящему из песчано-глинистой и пес­чаной пачек. Песчаная пачка шешминского горизонта является основной неф­теносной толщей, и с ней связаны все известные месторождения тяжелых нефтей и природных битумов района - на большинстве изученных площадей кол­лекторами являются высокоемкие песчаники толщиной от 10 до 20-30 м, слабо-сцементированные, в средней части пласта интенсивно и равномерно насыщен­ные нефтью, в верхней и нижней частях нефтенасыщенность неравномерная: от следов до интенсивно насыщенных тонких прослоев. Нефтяные залежи песча­никовой пачки уфы менее затронуты процессами окисления, чем в других ком­плексах. При опробовании скважин притоки нефти были получены в 25, нефти с водой — в 31, и воды — в 48 скважинах. Притоки нефти до 10 т/сут.

Шешминский нефтеносный горизонт (песчаная пачка уфимского яруса, «гудронные песчаники») преимущественное развитие получил в бассейне р. Шешмы. Разрез сложен мелкозернистыми песками и песчаниками с пористостью от 10 до 40% проницаемостью от 1 до 1000 мкм2 и более, нефтенасыщенностью до 1,5-17% масс. Региональной покрышкой залежей тяжелых нефтей песчаной пачки являются «лингуловые глины» мощностью до 20 м и более, причем с увеличением мощности песчаной пачки мощность «лингуловых глин» уменьшается.

Нефтенасыщенность коллекторов залежей ниже урезов современной реч­ной сети, как правило, выше 5% масс. Эти скопления представлены мальтами, в которых часто присутствует растворенный газ, а в ряде случаев выявлены газо­вые шапки (Восточно-Чумачкинское, Шешминкинское, Каменское месторожде­ния).

Месторождения тяжелых нефтей и природных битумов Черемшано-Ямашинской зоны залегают на глубинах 60-100 м и могут успешно разрабаты­ваться тепловыми скважинными методами (Мордово-Кармальское, Ашальчин-ское и др.).

В присводовой части Южно-Татарского свода диапазон глубин залегания увеличивается - от 0-20 до 300 м. Глубина залежей и соответственно степень их герметичности во многом определяют основные характеристики - концентра­цию и консистенцию тяжелых нефтей и природных битумов. В приповерх­ностных условиях средняя нефтенасыщенность пород по массе по отдельным скоплениям не превышает 5 %. Нефти вязкие и твердые, представлены мальтой и асфальтом. Они не рассматриваются в качестве источ­ника углеводородного сырья и используются вместе с вмещающими породами для производства высококачественных дорожно-строительных материалов (Спиридоновское и Васильевское месторождения).

По мере увеличения глубины залегания тяжелых нефтей и природных би­тумов и перекрытия их малопроницаемыми породами нефтенасыщенность по­род в среднем увеличивается до 7-9 %. Нефти становятся более подвижными, представлены в основном мальтой.

Для уфимского нефтеносного комплекса характерно преимущественное развитие мелких по размерам залежей.

По сравнению с сакмарским структурный план уфимского яруса имеет более дифференцированное строение. Сопоставление структурных карт по кровле отложений этих ярусов свидетельствует о несовпадении в плане подня­тий, что объясняется разными условиями их формирования. Седиментационные локальные поднятия 3 порядка по уфимским отложениям сравнительно невели­ки по размерам: от 0,3 - 0,4 до 1,6 - 4,3 км. Но чаще всего близ расположенные седиментационные поднятия, объединяются в единую седиментационную ло­вушку, достигая размеров 2,2 -14,4 км (Нижне-Кармальское месторождение).

В свою очередь, седиментационные ловушки группируются в гряды пес­чаных тел северо-западного простирания. Всего в районе выделены фрагменты 8 таких гряд или структурных зон.

Максимальные толщины песчаной пачки (до 43 м) соответствуют сводам верхнепермских структур, а в крыльевых частях по простиранию уменьшаются до 4-7 м.

Казанский нефтеносный комплекс представлен совокупностью карбонат­ных и терригенных пластов-коллекторов, переслаивающихся с глинистыми и сульфатными породами. Основные скопления тяжелых нефтей и природных би­тумов приурочены к камышлинскому горизонту, сложенному органогенно-обломочными породами, барбашинскому горизонту, «катергинской» свите и се­рии «ядреный» камень, представленных песчаными породами. Указанные ком­плексы наиболее перспективны на землях восточного борта Мелекесской впа­дины и западного склона Южно-Татарского свода. В других регионах респуб­лики ввиду сокращения мощностей и интенсивных проявлений гипергенных процессов они представляют меньший интерес.

Отмечается неоднородность продуктивных пластов, приуроченность мно­гих залежей к локальным структурам. Большинство известных скоплений име­ют ограниченные размеры и сложное строение. Исключением является Горское месторождение, на котором отмечена наиболее крупная залежь природных би­тумов в оолитовых доломитах камышлинского горизонта. Коллекторы высоко­емкие, толщиной до 11ми нефтенасыщенностью от 6 до 11% масс, однако би­тум отличается высокой плотностью и вязкостью 30-100 тыс. мПа·с.

Скопления битумов, по мнению И.М. Акишева, приурочены к тер-расовидным структурным зонам II порядка или их крупным элементам. Глубина залегания битумных скоплений казанского яруса 10-340 м, чаще 100-300 м. На склонах водоразделов бассейна рек Шешмы и Кичуя они могут встречаться вблизи дневной поверхности. Относительно водоносной части резервуара ло­вушки занимают верхнее положение и по строению весьма близки к нефтяным залежам.

Приведенное геологическое строение разреза района свидетельствует о том, что пермский природный резервуар характеризуется сложным строением, что определяется частым чередованием в разрезе пластов-коллекторов различ­ного состава со значительной литолого-фациальной изменчивостью, разделен­ных пластами непроницаемых пород. Значительное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород оказали постседиментационные процессы карстообразования и выщелачивания.

Все выявленные залежи тяжелых нефтей и природных битумов относятся к пластово-сводовому типу. Залежи часто различаются между собой по форме залегания и сохранности нефтяных пластов, что связано как с коллекторскими свойствами пластов, так и с интенсивностью вторичных изменений.

Скопления тяжелых нефтей и природных битумов по превалирующим воззрениям представляют собой разрушенные нефтяные залежи. По физико-химическому составу среди тяжелых нефтей и природных битумов встречаются залежи мальт, мальт-асфальтов (Сугушлинская), асфальтов (Горская, Аканская), асфальт-асфальтитов (Шугуровская, Спиридоновская). Наблюдается общее утяжеление нефтей в направлении к ЮТС и от его западного склона к Токмовскому.

Тяжелые нефти большинства выявленных залежей (80-85 %) жидкие и полужидкие, подвижные. Твердые природные битумы встречены в выходах пластов на земную поверхность и ниже водобитумного контакта. Тяжелые неф­ти и природные битумы в основном характеризуются вязкостью 2500-2*105 мПа·с при температуре 7-9 °С, плотностью 0,95-0,98 г/см , содержат 4,7-14,0 % асфальтенов, 0,5-1,12 % парафина, 18,3-33,0 % смол, 54-74 % масел,    4-5 % серы.

Относительно подвижные нефти залегают в песчано-алевролитовых коллекто­рах, более вязкие - в карбонатных.

1.1.3      Ресурсы и запасы высоковязких нефтей и природных битумов

В границах битумоносных областей Татарстана по состоянию на 01.01. 2008 г. выявлено около 450 битумоскоплений, в том числе раз­ведано и изучено с различной степенью детальности 156 месторожде­ний и залежей битумов. Несмотря на длительность изучения сырьевой базы природных битумов Татарстана, в величинах их ресурсов суще­ствуют значительные расхождения, не позволяющие получить одно­значное представление о количественном потенциале битумоносности всей территории республики как по отдельным битумоносным комплексам, так и пермской системы в целом (табл. 1.1).

Таблица 1.1 Ретроспектива подсчета запасов и ресурсов природных битумов Республики Татарстан

Одна из причин разброса в цифрах прогнозных ресурсов битумов объясняется тем, включены или нет в них ресурсы малоперспективных в битумоносном отношении территорий Северо-Татарского свода и Вят­ского мегавала (Казанско-Кажимского прогиба). Значительные расхож­дения в количестве ресурсов имеются также по площадям западного борга Мелекесской впадины. Основные же причины разногласий в подсчетах ресурсов битумов объясняются слабой изученностью геологических за­кономерностей размещения битумоскоплений, различными взглядами специалистов на масштабы и условия локализации пермских битумов, недостаточной разработанностью методики прогнозной оценки. Особую трудность представляет выделение доли ресурсов с высокой битумонасыщенностью коллекторов (4-5% вес. и более). Величину этой наиболее важной части пермского битумоносного потенциала отражает оценка запасов и ресурсов битумов, выполненная сотрудниками ТГРУ в 1994 г. (табл. 1.1). Ее можно рассматривать в качестве достоверного варианта оценки исходной ресурсной базы битумов на территории Республики Татарстан с битумосодержанием пород не менее 4% вес.

Количественный расчет ресурсов пермских битумов, проведенный в ТГРУ, основан на дифференцированной оценке перспектив битумоносности территории Татарстана. В результате избирательного районирования земель на­мечены границы распространения битумоносных комплексов и определена степень их перспективности. При этом достаточно четко проведена грань между битумоносными (содержание битума в породе 4% вес. и более) и битумсодержащими (менее 4% вес.) породами.

Изучение керна скважин выявило значительную неравномерность распределения битумов во вмещающих породах. Оценить эту нерав­номерность можно величиной битумонасыщенности горных пород. При ее значении в среднем 4% вес. и более, наблюдающимся в рамках ло­кальных блоков недр, устанавливаются месторождения и залежи угле­водородного сырья. В краевых их частях могут отмечаться значения битумонасыщенности вмещающих горных пород менее 4% вес, но в целом по объекту (в пределах контура битумоносности) они все превышают 4% вес. При значениях битумонасыщенности менее 4% вес. породы характеризуются рассеянным и слабым характером биту­моносности (точечная, пятнистая текстура и т.д.). Такие породы сле­дует относить к битумсодержащим. Они довольно широко распрост­ранены в пермском разрезе и установлены в кернах многих скважин в пределах выделенных ареалов битумоносности.

Битумсодержащие породы с концентрацией битумов 1-4% вес, а при твердой консистенции битума — и более, целесообразно рассмат­ривать в качестве самостоятельного полезного ископаемого. При всех традиционных методах извлечения добыча битумов, находящихся в рас­сеянном состоянии, считается неэффективной. Они могут быть пригод­ны лишь для совместного использования вместе с содержащими их гор­ными породами. При глубине залегания битумсодержащих пород, доступной для открытой разработки, они рассматриваются в качестве сырья для получения обогащенных природным вяжущим дорожно-строительных материалов — щебня, песка, минерального порошка. Приме­нение этих материалов в производстве повышает качество конструктив­ных слоев дорожных одежд, дает значительную экономию нефтяных битумов (до 30%) и высококачественных минеральных материалов.

Таким образом, исходя из условий распределения и локализации битумов на изученных залежах и накопленного опыта их разработки, наиболее достоверная или активная часть прогнозных ресурсов может быть приурочена к битумоносным породам с содержанием битума 4% вес. и более. С активными ресурсами битумов связаны перспективы нефтедобычи. Подсчет прогнозных ресурсов битумов выполнен в со­ответствии с "Временной инструкцией по методике поисков и развед­ки залежей битумов в пермских отложениях на территории Татарской АССР (Альметьевск, объединение "Татнефть", 1975), "Временной инструкцией по применению классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов природных нефтяных битумов" (Москва, ГКЗ, СССР, 1985 г.) и "Методическими положениями по поискам, разведке и оценке промышленной ценности месторождений природных биту­мов" (МНП, Мингео, Академия наук СССР, 1990 г.). Количественный подсчет ресурсов природных битумов проведен методом сравнитель­ных геологических аналогий, предусматривающим сопоставление геологических критериев прогнозных территорий (от земель высокоперс­пективных к менее перспективным) и сравнение удельных плотностей запасов битумов и контролирующих их факторов в пределах оценива­емых земель. В основу подсчета положены методические приемы и исходные данные, перечисленные ниже.

•      Оценка прогнозных ресурсов битумов дана раздельно по биту­моносным комплексам и составляющим их горизонтам.

•      В процессе подсчета прогнозных ресурсов битумов, при пере­ходе от высокоперспективных к менее перспективным территориям, использован коэффициент надежности прогноза (Кнп). Он характери­зует вероятность обнаружения залежей с содержанием битума в поро­дах 4% вес. и более. Значения Кнп изменяются от 1 (высоко­перспективные земли) до 0,1 (малоперспективные земли).

•      Прогнозные территории подразделены на эталонные и оценоч­ные участки (зоны). В качестве эталонной принималась площадь с до­статочно детальной изученностью, в состав которой входили: оценен­ные и выявленные залежи битумов, слабо разведанные и небитумоносные (пустые) участки. Ресурсы битумов рассчитывались по плотности запасов на единицу площади в пределах эталонных уча­стков и в дальнейшем распространялись на оценочные зоны (участки) с использованием коэффициента аналогии.

•      Значения коэффициентов аналогии определялись особенностя­ми строения битумоносных комплексов и степенью их изученности. Для оценки ресурсов битумов в слаборазведанном нижнепермском комплексе использован структурно-вероятностный метод, основанный на наличии структурного контроля размещения би­тумов. Суммарная площадь битумных ловушек прогнозировалась ис­ходя из установленных закономерностей размещения локальных под­нятий, коэффициента аналогии, учитывающего изменение плотности запасов битумов на единицу площади, и коэффициента возможного битумонасыщения, который характеризовал процент продуктивных поднятий (коэффициент удачи).

Полученные сведения об общих запасах и ресурсах битумов рес­публики и их распределении по битумоносным комплексам пермс­кой системы по состоянию на 1.01. 1994 г. представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Общие запасы и ресурсы природных битумов Республики Татарстан на 01. 01. 1994 г., млн.т