Геологическое строение месторождений Удмуртии

21.11.2020

По общности строения структур, принадлежности нефтеносности к определенным стратиграфическим интервалам, однотипности коллекторов и содержащихся в них нефтей и газов все месторождения разделяются на 6 зон нефтенакопления.

1. Киенгопская зона нефтенакопления, приуроченная к северному борту Камско-Кинельской впадины, наиболее крупная по числу выявленных залежей и концентрации запасов нефти. Залежи нефти находятся в карбонатных верейских, башкирских, турнейских и терригенных яснополянских отложениях. Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях ряда месторождений имеются газовые шапки, содержащие в основном азот.

2. Зона накопления, связанная с юго-восточным бортом Камско-Кинельской впадины, содержит значительные запасы нефти в основном в яснополянских терригенных отложениях.

3. В зоне нефтенакопления, расположенной во внутренней части Камско-Кинельской впадины, месторождения приурочены к тектоно-седиментационным структурам, связанным с рифогеннокарбонатными массивами. Нефтеносность установлена в тех же стратиграфических интервалах, что и в Киенгопской зоне.

4. Зона накопления Верхнекамской впадины (ВКВ), нефтеносность которой связана со средне-верхнедевонским терригенным комплексом.

5. Зона накопления Верхнекамской впадины с нефтеносностью, установленной в отложениях башкирского яруса верейского горизонта и в каширо-подольских отложениях. Над залежами нефти, как правило, имеются шапки азотного газа.

6. Зона нефтенакопления, приуроченная к западному борту Камско-Кинельской впадины, является предполагаемой и полностью не изученной.

Геологический разрез на территории Удмуртской Республики вскрыт в настоящее время до глубины 5500 м (Саралульская площадь, скв. 1). Нефтегазопроявления отмечены в широком стратиграфическом диапазоне как в палеозойских, так и в протерозойских отложениях. Ho в одних горизонтах отмечены незначительные их проявления, в других - открыты залежи нефти.

Наибольшее количество залежей нефти в Удмуртии открыто в каменноугольных карбонатных отложениях: верейских, башкирских и турнейских. Карбонатные коллектора представлены известняками и известняками доломитизированными, водорослево-фораминиферовыми доломитами тонкозернистыми, среднезернистыми с поровым и кавернозным строением полостного пространства. В разрезе осадочных пород выделяют несколько нефтеносных и нефтегазоперспективных комплексов. Турнейский ярус относится к верхнедевонско-турнейскому карбонатному комплексу. В верхней части разреза турнейского яруса (черепетский горизонт) выделяется один продуктивный пласт, сложенный органогенными тонкозернистыми известняками. Пористость меняется от 2 до 16 %, проницаемость от 0,104 до 2,85 мкм2, увеличиваясь в зонах развития рифовых массивов вдоль бортов Камско-Кинельской системы прогибов, что обусловлено палеокарстовыми прогрессами и трещиноватостью. Залежи нефти массивного типа с этажами нефтеносности 26-72 м обнаружены на Мишкинском, Лиственском, Лудошурском и Южно-Киенгопском месторождениях.

Среднекаменноугольный комплекс включает в себя отложения башкирского и московского ярусов. Литологический комплекс представлен в основном карбонатными породами - известняками и доломитами, и только верейский горизонт сложен терригенно-карбонатными образованиями. Продуктивные отложения (пласт A4) приурочены к верхней части башкирского яруса и залегают непосредственно под окремнелой пачкой известняков башкирского яруса и аргиллитов верейского горизонта. Пласт неоднороден, состоит из частого переслаивания отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 5 м. Пористость варьирует в широких пределах от 9 до 23 %, проницаемость до 1,172 мкм2. Наиболее распространены коллектора с пористостью 12-15 %, проницаемостью 0,05-0,130 мкм2. Нефтепроявления самого широкого диапазона распространены по всей территории Удмуртии. Залежи нефти установлены на Красногорской, Зотовской, Кезской, Чутырско-Киенгопской, Мишкинской, Гремихинской, Лиственской, Южно-Киенгопской, Лудошурской, Лозолюкской и др. площадях. Все выявленные залежи массивно-слоистого типа с этажами нефтеносности от 10 до 63 м. Некоторые из них (Красногорская, Зотовская, Чутырско-Киенгопская) имеют газовые шапки. Башкирская залежь (C2b) Чутырско-Киенгопского и Мишкинского месторождений состоит из 6-7 проницаемых пластов. Основными по емкости являются пласты A4-2, A4-3, A4-6.

В верейских отложениях (C2vr) нефтеносность связана с пластами BII и BIII, хотя встречаются залежи нефти и в пласте B1. Пласты-коллекторы представлены биоморфными и детритовыми известняками. Покрышкой служат аргиллитовые и карбонатные глинистые породы. Промышленные скопления нефти открыты на 34 месторождениях, что составляет около 60 % от общего числа месторождений. Наряду с залежами нефти в отложениях комплекса выявлены и залежи азотного газа. Газоносность разреза верейского комплекса возрастает в северном направлении, в результате наблюдается переход нефтяных залежей в нефтегазовые, а затем в газонефтяные и газовые с нефтяной оторочкой.

Пласт ВIII расположен в нижней части верейского горизонта. Толщина пласта 1,5-8 м. Пористость до 10 %, проницаемость до 0,522 мкм2. Пласт BII расположен в 10-15 м от подошвы верейского горизонта и хорошо прослеживается по всей территории. Толщина его 2-9 м, пористость достигает 23 %, проницаемость - 0,824 мкм2. Все выявленные верейские залежи пластовые, сводовые, некоторые из них имеют газовые шапки (Красногорское, Чутырско-Киенгопское, Лозолюкско-Зуринское, Сундурско-Нязинское месторождения), состоящие на 80-90 % из азота.

Каширско-верхнекаменноугольный комплекс распространен повсеместно и представлен карбонатными породами. Промышленные залежи нефти установлены на 7 месторождениях в отложениях каширского и подольского горизонтов в Арланском и Глазовском нефтегазоносном районах. Коллекторами являются органогенные известняки и доломиты. Суммарная толщина пластов 8-10 м, пористость их до 22 %, проницаемость до 0,300 мкм2. Покрышкой служат плотные глинистые известняки и доломиты. Залежи пластовые, сводовые. Так, на Ельниковском и Кырыкмасском месторождениях выделяется до 7 проницаемых пластов. В целом карбонатные породы чаще всего нестабильны по составу и обладают большой литологической изменчивостью как по площади, так и по разрезу.

По литологии 78 % запасов нефти разрабатываемых месторождений приурочено к карбонатным коллекторам, 22 % - к терригенным.

Активные запасы на всех разрабатываемых месторождениях не превышают 63 %, из них на долю крупных месторождений (Чутырско-Киенгопское, Ельниковское, Мишкинское и Красногорское) приходится 56 %. К трудноизвлекаемым запасам относится 37 %, из которых 16 % составляют залежи с высоковязкими нефтями (> 30 мПас), 10 % составляют залежи с малой толщиной (< 2 м) и в водонефтяной зоне, 9,6 % - залежи с малопроницаемыми коллекторами (< 0,05 мкм2), более 2 % запасов находится в подгазовых зонах. Продуктивные пласты по разрабатываемым месторождениям в основном (87 %) имеют толщину менее 10 м. Все вновь вводимые и подготовленные к разработке месторождения имеют толщину пластов не более 10 м.

Залежи нефти наиболее крупных месторождений - многопластового строения с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости. Степень выработанности запасов низкая, особенно трудноизвлекаемых, и составляет около 7 %.

Обобщая результаты исследований коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений Удмуртии, можно отметить, что пористость изменяется от 10 до 33 % в среднем, а начальная нефтена-сыщенность - от 26 до 94 %. Проницаемость колеблется от 0,098 (верейские отложения Лудошурского месторождения) до 0,285 мкм2 (яснополянский горизонт - C1jsp - Чутырско-Киенгопского месторождения). Эффективные нефтенасыщенные толщины также меняются в широких пределах от 0,8-4,6 (верейские отложения Ижевского месторождения) до 0,4-3,5 м (турнейские отложения C1t - Чутырско-Киенгопского месторождения) при числе прослоев от 1 до 20.

По данным В.А. Савельева, изложенным в книге «Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской Республики», начальные потенциальные ресурсы нефти Удмуртии составляют 902,8 млн т, из них: промышленные - 357,9 млн т (40 %), недоразведанные - 63,8 млн т (7 %), перспективные - 112,0 млн т (13 %), накопленная добыча - 252,6 млн т (28 %) (коэффициент выработанности - 0,41).

В окско-башкирском карбонатном комплексе содержится 34 % от всех ресурсов нефти, из которых 88 % оценены по категории А+В+С1, коэффициент освоенности достигает 0,4. Анализ ресурсов различных категорий по комплексам показывает, что наиболее изученными и освоенными являются залежи в окско-башкирском карбонатном и визейском терригенном комплексах. Коэффициент освоенности терригенно-карбонатного комплекса, содержащего около 24 % всех ресурсов, равен лишь 0,07. Это, вероятно, объясняется тем, что на многопластовых месторождениях залежи верейского и каширо-подольского возраста являются возвратным объектом разработки, доля недоизученных запасов в этом комплексе пород значительная.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна