Перспективы освоения ресурсов нефти слабоизученных толщ Удмуртской Республики

21.11.2020

За 50-летний период геолого-разведочных работ на территории республики открыто 108 нефтяных месторождений, из которых 62 введено в эксплуатацию. В разработку вовлечено 79,5 % разведанных запасов нефти. Геологическая изученность территории Удмуртии в целом довольно высокая, а перспективность и вероятность открытия промышленных запасов нефти оценивается высоко - более чем в 2 млрд тонн балансовых запасов (рис. 1.1).

Регион изучен геолого-геофизическими методами, структурным и глубоким поисково-разведочным бурением крайне неравномерно. Неравномерно изучен и сам разрез, в частности, недостаточно изучены глубокозалегающие горизонты.


Общая освоенность ресурсов нефти Удмуртской Республики составляет около 24 %, степень разведанности 67 %. Почти 10 % всех извлекаемых ресурсов нефти содержится в девонском комплексе, ресурсы нижележащих рифейско-вендских отложений сегодня практически не учтены, хотя потенциал их достаточно высок. Изученность данных толщ характеризуется как низкая и крайне низкая: освоенность едва достигает 10 %, разведанность - около 40 %.

Оценка потенциальных возможностей рифейского, вендского и девонского нефтегазоносных комплексов проведена на основе детального изучения литолого-фациальной обстановки осадконакоплсния, истории геологического развития территории и нефтеносности региона.

Рифейский потенциально нефтегазоносный комплекс изучен очень слабо. Наиболее полно вскрыт в юго-восточной части Удмуртии, где, по данным геофизических исследований, отмечается максимальное погружение кристаллического фундамента (до 8-10 км). В западном направлении происходит сокращение толщин, вплоть до полного выклинивания (рис. 1.2).

Пo литологическому составу в рифее выделяются две толщи: в нижней части терригенная-тюрюшевско-арланская и в верхней преимущественно карбонатная-калтасинская.

В результате буровых работ на поиски нефти в отложениях рифея зафиксированы многочисленные нефтепроявления различной интенсивности: от выпотов нефти по керну до небольших притоков дебитом не более единиц м3/сут (см. табл. 1.3). Как правило, нефтепроявления приурочены к верхней части рифейского комплекса, представленной на разных участках BKB отложениями калтасинской, а иногда только тюрюшевской свит.

Нефтепроявления отмечались как в зоне контакта с вендскими отложениями, так и на глубинах от 160 до 350-390 м от кровли рифейских пород. Коллекторами чаще являются песчаники, пористость которых достигает 20 %, проницаемость 0,0035-0,042 мкм2, а иногда и превышает эти величины. Пористость доломитов колеблется в пределах от 3 до 10 %. проницаемость менее 0,0001 мкм2.


Пористость тюрюшевских песчаников на западном борту Верхнекамской впадины изменяется от 2 до 19 проницаемость составляет менее 0.0001 мкм2. Ho полученный на Каракулинской площади, расположенной на юго-востоке республики, приток минерализованной воды дебитом 129 м3/сут указывает на наличие пластов с более высокими коллекторскими свойствами. Вероятно, в породах тюрюшевской свиты развиты не только поровые, но и трещинные коллекторы,

Нефтепроявления в тюрюшевско-арланских отложениях установлены на Кулигинском месторождении.

Пористость калтасинских доломитов по данным исследования керна невысока: 0,23-0,73 % на Вятской площади, в западных районах Пермской области 0,2-2.6 % (на Ножовской площади). Проницаемость доломитов не более 0.0002 мкм2. В ска. 20 на Ижевской площади в интервале 3015 3030 м установлены газопроявления. Вероятно, в калтасинской толще могут иметь место породы, обладающие высокими коллекторскими свойствами, но в настоящее время выделение зон, а тем более прослеживание пластов-коллекторов не только в калтасинских отложениях, но и в рифейском комплексе в целом не представляется возможным.

В кровле калтасинских отложений находится зона трещиноватых и кавернозных доломитов - предвендская кора выветривания, которая может служить резервуаром для скоплений углеводородов.

Формирование терригенных толщ рифея происходило преимущественно в окислительной обстановке, не способствующей сохранению органического вещества. Однако песчаники, обладая хорошими коллекторскими свойствами, могут играть роль коллекторов, аккумулирующих углеводороды, мигрировавшие из нефтепроизводящих толщ более молодого возраста, но залегающих гипсометрически ниже. Потенциально нефтепроизводящими могли быть калтасинские терригенно-карбонатные породы, формирование которых происходило преимущественно в восстановительных условиях, благоприятных для сохранения захороненного органического вещества.

По поверхности калтасинских отложений намечен ряд поднятий с амплитудами от нескольких десятков до первых сотен метров. Поднятия, выделенные по поверхности калтасинских, а в ряде случаев и по подошве вендских отложений, представляют интерес для поисков месторождений нефти в нижней части венда и верхах рифея. В этих отложениях в Пермской области уже выявлены небольшие месторождения нефти.

Наибольший интерес для поисковых работ представляют восточные районы Удмуртской Республики, где расположены такие перспективные структуры, как Северо-Дебесская, Дебесская, Кулигинская, Ta-ныпская, Гальяновская и др.

Вендский нефтегазоносный комплекс развит в Верхнекамской нефтегазоносной области, главным образом в восточной части республики.

Увеличение толщины вендских отложений (V) прослеживается с запада на восток и северо-восток Удмуртии. Вендские породы с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывают рифейские отложения или же залегают непосредственно на размытой поверхности кристаллического фундамента. По характеру залегания породы вендского комплекса тяготеют к палеозойскому структурному этажу.

В составе комплекса выделяется лишь бородуллинская свита, представленная переслаиванием аргиллитов, алевролитов и в меньшей степени песчаников.

Наличие в разрезе песчаников и крупнозернистых алевролитов обеспечивает довольно высокие коллекторские свойства вендской толщи. В отложениях бородуллинской свиты выделяются 3 проницаемых пласта: VVI, VV, VIV.

Пласт VVI выделен почти во всех разрезах, вскрывших бородуллинскую свиту. Наибольшая грубозернистость песчаных пород характерна для северных разрезов. Пористость песчаников изменяется от 1,8 до 10 %, проницаемость менее 0,0001 мкм2. Толщина пласта составляет в основном 5-6 м. Покрышкой пласта служит аргиллитовая пачка, толщина которой изменяется от 0 до 30 м.

Пласт VV, наиболее выдержанный по толщине и более широко развитый по площади, сложен песчаниками с прослоями алевролитов. Пористость пород изменяется от 6,4 % до 15,3 %, проницаемость - от 0,00002 до 0,043 мкм2, В северном направлении происходит замещение песчаников глинисто-алевролитовыми породами и ухудшение коллекторских свойств. Толщина пласта не превышает 18 м. Пласт перекрывается глинисто-алевролитовой пачкой толщиной несколько десятков метров.

Пласт VIV представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина пласта изменяется от 0 до 40 м, перекрывается пачкой аргиллитов. На Шарканской площади проницаемая часть представлена в основном песчаниками с единичными прослоями алевролитов. Пористость коллекторов изменяется от 10 % до 19,8 %, проницаемость - от 0,096 до 1,235 мкм2. Сравнительно высокие коллекторские свойства проницаемых пластов бородуллинской свиты подтверждаются значительными притоками минерализованных вод, полученными в ряде скважин (до 330 м3/сут).

Повышенное содержание органического вещества и битумоидов позволяет рассматривать вендские глинистые образования как нефтематеринские. Однако все известные нефтепроявления в вендском комплексе связаны с областью развития калтасинских карбонатных пород. В самой вендской толще признаки нефтеносности зафиксированы лишь в нижних пластах. Нефтепроявления различной интенсивности зафиксированы на Дебесской, Зуринской, Кулигинской, Лозолюкской, Шарканской и Киенгопской площадях Удмуртии.

На Поломской площади, расположенной вблизи границы распространения калтасинской свиты рифея, установлены нефтепроявления в песчаниках нижней части венда и тюрюшевской свиты рифея. По материалам геофизических исследований скважин (ГИС) имеется несколько нефтенасыщенных пластов, которые были опробованы. В результате был получен приток высоковязкой нефти дебитом 0,03 м3/сут и 3,5 м3/сут воды при депрессии 2,6 МПа. Из верхнего интервала получен приток вязкой нефти дебитом 3,6 м3/сут при депрессии 13 МПа.

На Шарканской площади в пласте VV вендского комплекса установлены нефтенасыщенные пласты по керну и материалам ГИС.

Продуктивный пласт сложен переслаиванием мелкозернистых полимиктовых песчаников с песчанистыми и глинистыми алевролитами. В разрезах скважин эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 11,0 м. При опробовании был получен приток нефти дебитом 6 м3/сут. Средняя пористость коллекторов - 17 %, проницаемость - 4 мкм2.

По типу залежь нефти относится к пластово-сводовой с литологическим ограничением. По данным сейсморазведки, предполагается наличие тектонического нарушения. Размеры залежи составляют 5,4x1,5 км, высота 15,7 м. Нефть из вендских отложений тяжелая (963 кг/м3), плотная, вязкая (при 20° С - 12036 мм2/с), малосернистая (0,28 %); содержание асфапьтенов - 6,3 %, смол силикагелевых - 24,57 %. парафина - 0,67 %.

На территории Удмуртии нефтепроявления обнаружены практически во всех 3 пластах вендских отложений.

Для многочисленных нефтепроявлений в отложениях вендского комплекса примерно такой же интенсивности, как и в породах рифея, характерно следующее:

а) практически все нефтепроявления зафиксированы в пределах ореола распространения рифейских отложений;

б) большинство из них, в том числе и притоки нефти до единиц м3/сут, приурочено к подошве отложений вендского комплекса или находится вблизи нее;

в) общность физико-химических свойств вендской нефти с рифейской;

г) наиболее интенсивные нефтепроявления в вендских отложениях на территории Удмуртии приурочены к ее северо-восточной части.

В целом большинство нефтепроявлений в рифейско-вендских толщах приурочено к краевым частям BKB, как правило там, где рифейский комплекс перекрыт вендскими отложениями. Это обстоятельство может косвенно свидетельствовать о больших возможностях в отношении нефтеносности менее изученных внутренних частей впадины при условии наличия благоприятной структурной и литологической обстановок (ловушки, покрышки и др.).

К настоящему времени наиболее перспективными на данной стадии изученности могут считаться восточные зоны Ижевского и Киенгопско-Верещагинского нефтегазоносных районов.

Эйфельско-нижнефранский терригенный нефтегазоносный комплекс имеет повсеместное развитие. Литологически представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями доломитов и известняков. Мощность комплекса изменяется от единиц м в наиболее приподнятой части Северо-Татарского свода (CTC) до 120 м в Верхнекамской впадине. Региональной покрышкой комплекса является пачка глинистокарбонатных пород кыновского и низа саргаевского горизонтов. Толщина покрышки изменяется по площади от 5 до 35 м. Внутри комплекса локальными покрышками являются пачки аргиллитов.

В комплексе прослеживаются шесть проницаемых песчано-алевролитовых и песчаных пластов. Суммарная толщина алевролито-песчаных пород изменяется от 0 до 90 м. Пористость коллекторов составляет 12-20 %, проницаемость 0,01-0,135 мкм2.

Промышленная нефтеносность связана с пластами Д1 и Д0, залегающими в кровельной части толщи. Продуктивные пласты литологически неоднородны, толщины песчано-алевролитовых пород в пластах изменяются от 0 до 6 м. В терригенных породах девона промышленные скопления нефти выявлены на 15 месторождениях (см. табл. 1.4).

Структуры, к которым приурочены залежи нефти, обычно вытянутой формы и, как правило, являются осложнениями приразломных валов, повторяя простирание последних.

Отмечается определенная закономерность в расположении нефтеносных структур: большая их часть находится на CTC и в зоне сочленения CTC и ВКВ, располагаясь в бортовых частях свода и впадины.

По последним данным, широко развиты тектонические подвижки на Коробовской, Областновской, Южно-Лкжской, Есенейской и др. площадях. Это свидетельствует о значительной роли дизъюнктивного фактора в формировании залежей нефти.

По данным исследований, ранее считавшаяся единой структура оказалась разбитой на несколько поднятий, ограниченных на западе грабеном и осложненных малоамплитудными нарушениями. Аналогичная картина наблюдается на Люкском, Есенейском и других месторождениях.

Другой областью развития нефтеносных структур является центральная часть Удмуртии, где расположены Ижевское, Есенейское, Чубойское, Азинское, Тукмачевское и Николаевское месторождения.

В северной половине Удмуртии имеются большие по площади структуры девонских отложений. Здесь же отмечаются увеличенные по сравнению с более южными районами толщины пластов Д0, Д1. Однако залежи нефти в них отсутствуют, за исключением Чубойской. Одна из основных причин такого явления - это отсутствие надежных покрышек.

Основными нефтеперспективными объектами являются песчано-алевролитовые пласты Д1 в пашийском и Д0 в кыновском горизонтах нижнефранского подъяруса, с которыми связано большинство залежей в терригенном девоне. На некоторых участках территории пласты сливаются, образуя единый гидродинамически связанный резервуар. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 5-15 м, редко превышая эти значения. Пористость коллекторов изменяется от 15-28 %, проницаемость от долей единицы до 2,617 мкм2.

Из пласта Д1 промышленные притоки нефти (0,2-25 м3/сут) получены в скважинах, пробуренных на Чубойском, Архангельском, Покровском и Граховском месторождениях.

В вышезалегающем кыновском горизонте промышленно нефтеносным является песчано-алевролитовый пласт Д0. Отложения кыновского горизонта отличаются от нижележащих резкой изменчивостью литологического состава и толщины по площади. Кыновские породы встречаются практически повсеместно, за исключением небольших участков на западе республики, площадь же развития алевролито-песчаных пород (пласт Д0) значительно меньше. Границы их развития имеют извилистые заливообразные очертания.

На большей части территории песчаники и алевролиты имеют низкие коллекторские свойства. Высокоёмкие коллектора распространены лишь на отдельных участках в северо-восточной части республики, где пласт имеет наибольшую толщину.

Южная, перспективная в нефтепоисковом отношении, часть республики характеризуется широким развитием зон с весьма низкоёмкими коллекторами и их отсутствием. Максимальные значения пористости пласта для Северо-Татарского свода по отдельным скважинам Решетниковской и Карсавайской площадей составляют 27,6 и 26,3 %, проницаемость 0,736 и 2,360 мкм2.

Большой интерес представляет недавно открытое Азинское месторождение. При постановке поисково-разведочных работ перспективы нефтегазоносности района связывались с отложениями терригенного девона и рифейско-вендского комплекса.

В связи с этим в купольной части рифейской структуры на Азинском блоке была пробурена поисковая скв. 133 глубиной 2200 м, вскрывшая рифейские породы. Девонские отложения на этом участке также залегают в благоприятных структурных условиях (рис. 1.3).

По данным бурения выяснилось, что вскрытые породы рифейского комплекса сложены аргиллитами и слабопроницаемыми, без признаков нефти, доломитами. Однако в кыновском горизонте пласт До, по данным керна и ГИС, представлен нефтеносными песчаниками и алевролитами. В результате испытания скважины из пласта получен приток безводной нефти дебитом 9,9 м3/сут.

В связи с этим было принято решение продолжить поисково-разведочное бурение с целью поисков залежей нефти в отложениях терригенного девона в пределах выделенных сейсморазведкой структур. На Азинcком блоке пробурено 5 скважин.

По данным бурения и геофизических исследований, пласт Д0 имеет очень сложное геологическое строение, обусловленное резкой сменой литологического состава на коротких расстояниях как по разрезу, так и по простиранию - замещением проницаемых отложений плотными и наоборот.

На некоторых участках в пласте прослеживаются хорошо проницаемые песчаные пропластки, а местами лишь слабопроницаемые или полностью уплотненные породы.

Следует отметить, что проницаемые части пласта неоднозначны по своим коллекторским свойствам также и по разрезу: к кровельной части улучшаются, в подошвенной - ухудшаются.

Залежь нефти пласта Д0 на Есенейском месторождении приурочена к одноименному локальному поднятию, выделенному по данным сейсморазведки. Размеры его по отражающему горизонту III составляют 10х5,8 км, амплитуда 30 м. Продуктивный пласт сложен мелкозернистыми песчаными и алевритовыми породами, прослоями заглинизированными, толщина его по площади изменяется от 2,4 до 4,4 м, в среднем составляя около 3 м. Пласт обладает относительно низкими коллекторскими свойствами: средняя пористость по площади 15 %. Однако на отдельных участках пласт имеет достаточно высокие коллекторские свойства, где пористость достигает величины 20-22 %. При испытании пласта дебиты скважин колебались от 3,3 до 35,4 м3/сут.

На период подсчета запасов предполагалось, что выявленная залежь в пласте До приурочена к антиклинальной структуре. Однако в процессе эксплуатационного бурения выяснилось, что залежь нарушена тектоническими подвижками. На основе данных глубокого бурения и дополнительно проведенной детализационной сейсморазведки было установлено наличие дизъюнктивного нарушения, проходящего через всю залежь по направлению с юго-востока на северо-запад. Восточная половина залежи оказалась на приподнятом блоке, в результате чего BHK здесь на 11 м выше, чем на западном. По данным бурения на восточном блоке зафиксирован нефтеносный пласт лишь в самой приподнятой части структуры.

При оценке перспектив нефтегазоносности слабо изученных отложений, залегающих на больших глубинах и требующих больших специальных целенаправленных затрат на проведение поисковых работ, важна предельная объективность в рассмотрении не только позитивных, но и негативных факторов.

Позитивным при изучении рифейско-вендских отложений следует считать то, что они составляют около 4/5 толщины всего осадочного комплекса рассматриваемого района и занимают огромное пространство, что в разрезе их широко развиты традиционные коллекторы-песчаники, что они перекрываются мощными толщами аргиллитов и глинистокарбонатных пород, которые также традиционно принято считать надежными покрышками. Геофизическими исследованиями по различным маркирующим поверхностям выявлено большое количество зональных и локальных структур, которые могли бы контролировать залежи.

К числу негативных факторов следует прежде всего отнести то, что значительная часть рифея представлена пестроцветными образованиями, практически лишенными органического вещества, что данных о поступлении в осадочную толщу углеводородов глубинного происхождения нет. а наиболее интенсивные нефтепроявления отмечаются в районах развития первично-битуминозных свит, которые по плотности органического вещества и эмиграционных битумоидов относятся к нефтематеринским свитам преимущественно низкой продуктивности. По этой причине к оценке перспектив нефтегазоносности рифейских и вендских отложений следует подходить с учетом основного фактора, развития первично-битуминозных свит, определяющих наличие углеводородных флюидов в осадочной толще.

Другими негативными факторами являются: блоковое строение рифейско-вендских отложений, проникновение равнонаправленных разломов в осадочную толщу, проявление магматизма уже на ранней стадии литификации, предшествующей главной фазе нефтеобразования, развитие преимущественно малоёмких слабопроницаемых коллекторов, претерпевших глубокие изменения, и ограничение в связи с этим возможности аккумуляции углеводородов за счет латеральной миграции с большой нефтесборной площади. Важным обстоятельством является отсутствие надежных нефте- и водоупоров. Это нашло отражение в том, что рифейско-вендские отложения составляют единую гидродинамическую систему с терригенной толщей девона.

Тем не менее проведенные весьма ориентировочно подсчеты нефтегенерационного потенциала выделенных нефтегазопроизводящих свит в верхней, наиболее изученной бурением, части рифея и в венде не исключают возможности формирования залежей в этих отложениях.

Рифейский комплекс пород является потенциально перспективным на поиски скоплений углеводородов в отдельных районах Удмуртии. По данным сейсморазведочных работ, в этом комплексе имеют место значительные по размерам локальные поднятия, напоминающие структуры облегания в палеозойских отложениях. Указанное выше, а также наличие битумо- и нефтепроявлений на многих площадях, небольшие притоки, благоприятные гидрогеологические условия позволяют считать рифейский комплекс нефтеперспективным и ставить вопрос о постановке региональных и детальных поисковых работ на нефть, начиная соответственно с востока и юга от Удмуртской и Обвинской систем глубинных разломов, где можно ожидать выявления стратиграфических и литологически-экранированных ловушек, а также приразломных структур антиклинального типа.

Вендский комплекс пород также представляется потенциально нефтеперспективным. Несмотря на слабую изученность территории в целом, на ряде площадей из вендских отложений получены притоки нефти (Шарканская) или зафиксированы в их разрезах нефтепроявления различной интенсивности. Благоприятна для сохранения залежей нефти в комплексе и гидрогеологическая обстановка.

Наиболее перспективными на поиски нефтяных залежей в вендских отложениях на территории Удмуртии являются восточные части Киенгопско-Верещагинского и Ижевского нефтегазоносных районов.

Палеогеографические и палеогеоморфологические условия формирования кыновско-живетской толщи обусловили закономерный характер распространения песчаных пластов, знание которого в совокупности с анализом геохимических особенностей пород и распределения нефтеносности по площади и разрезу позволяет наметить зоны наиболее вероятного развития нефтяных залежей, контролируемых ловушками неантиклинального типа или тектоническими структурами, но с существенным влиянием на распределение нефти литологического фактора.

На территории Удмуртии воробьевские слои имеют локальное развитие, пласт выделяется в основном без достаточного обоснования, нефтепроявлений в них не обнаружено, поэтому перспективы поисков нефтяных залежей с этими отложениями не связываются.

Пласт ДIII, являющийся базальным пластом ардатовских слоев, отчетливо выделяется на большей площади распространения ардатовских отложений, не выражен он на крайнем западе и юго-востоке. На северо-востоке Удмуртии ардатовские слои сложены в основном песчаниками, пласт ДIII сливается с муллинскими песчаниками, граница между ними весьма условна. Толщина пласта Дш обычно колеблется от 5 до 10, реже 15 м. Наблюдаются зоны резко увеличенной толщины ардатовских песчаников до 20-25 м. Значение этих зон с точки зрения нефтеносности может быть различным. Наибольший интерес представляют наметившиеся в пределах Нижнекамской зоны линейных дислокаций вытянутые узкие участки возможного развития микрограбенов. При наличии глинистой покрышки, которая лучше выражена в южных районах, в ардатовских песчаниках могут быть обнаружены небольшие нефтяные залежи. Правда, грабенообразные прогибы служат не столько экранами при миграции нефти, сколько являются благоприятным фактором образования приподнятых валообразных зон вдоль их бортов. Таким образом, залежи, связанные с девонскими грабенами, по типу будут пластовыми сводовыми или структурно-литологическими. Поисковый интерес пласт ДIII может представлять также на западе, на склоне Татарского свода, в зоне регионального фациального замещения. В центральных и восточных районах ардатовские отложения малоперспективны, поскольку глинистая покрышка не выдержана и вряд ли может обеспечить сохранность нефтяных залежей.

Пласт ДII муллинских слоев развит достаточно широко. За пределами зоны слияния пластов ДII и ДIII выделяются три крупных района, различающихся строением муллинских слоев. В восточной части Удмуртии ДII представлен одним, иногда двумя пластами песчаников. В центральной части республики наблюдается чередование субмеридиональных полос увеличенных и малых толщин пласта. В западном направлении толщина его уменьшается. Наиболее перспективными районами на поиски залежей нефти являются площади к западу от линии выклинивания пашийских отложений, где муллинский пласт залегает непосредственно под региональной кыновской покрышкой. Здесь могут быть встречены ловушки, связанные с барами, береговыми валами, а также с аллювиально-дельтовыми отложениями. Интерес к этим районам повышается также в связи с тем, что названные морфогенетические типы отложений развиты в зоне регионального выклинивания старооскольского горизонта.

Пласт ДI пашийского горизонта на территории Удмуртии распространен достаточно широко.

Северные и северо-восточные районы Удмуртии, несмотря на развитие пласта ДI, малоперспективны на поиски залежей прежде всего из-за удаленности от основной генерирующей нефть зоны, расположенной на юго-западе республики, а также ввиду отсутствия надежной глинистой покрышки над пластом ДI.

Перспективы нефтеносности пашийских отложений связываются с районами Верхнекамской впадины и прилегающего склона Татарского свода южнее Мишкинско-Красногорской зоны. Развитые на этой территории участки повышенной песчанистости и увеличенной толщины пласта ДI перспективны главным образом на поиски структурных (пластовосводовых) залежей. Разделяющие их зоны, характеризующиеся меньшей толщиной и выдержанностью пласта ДI по площади, а также большей его расчлененностью, могут представлять интерес и на поиски структурнолитологических залежей. Полоса, расположенная к западу от барьерного бара и представляющая собой зону регионального выклинивания пашийских отложений, интересна на поиски как структурно-литологических, так и цитологических клиновидных залежей, особенно на участках наиболее резкого уменьшения толщины и увеличения песчанистости,

Кыновский пласт Д0 характеризуется невыдержанностью литологического состава и толщины. Нередко наблюдается его отсутствие в сводовых частях структур. Толщина песчаников на большей части территории составляет единицы метров. На этом фоне выделяется несколько районов с увеличенной (до 17-18 м) толщиной песчаников и горизонта в целом. Учитывая положение пласта Д0 в разрезе комплекса, характер его строения (расчлененность и невыдержанность), а также строение и типы залежей, известных в настоящее время, следует заключить, что перспективы обнаружения структурно-литологических и литологических залежей нефти в кыновском горизонте наиболее высоки; тем не менее значение различных литолого-фациальных зон в процессе поисков неодинаково. Наибольший поисковый интерес представляют южные и центральные районы Удмуртии. Зоны увеличенных и сокращенных толщин песчаников в пашийских отложениях, имеющие юго-восточное простирание, в кыновских выделяются более отчетливо. В пределах зон сокращенных толщин песчаников, отвечающих обычно валам, отмечаются локальные участки отсутствия пласта Д0. На поднятиях, осложняющих валы, могут быть обнаружены структурно-литологические залежи, а вблизи границ выклиниваний пласта Д0 не исключено наличие литологических залежей. Большая роль литологических экранов при формировании нефтяных залежей кыновского горизонта отчетливо видна по приуроченности нефтепроявлений и промышленных скоплений к площадям, непосредственно примыкающим к локальным зонам отсутствия песчаников.

Следующим объектом для проведения поисковых работ на неантиклинальные залежи является зона регионального выклинивания песчаников кыновского горизонта на восточном склоне Татарского свода, где могут быть обнаружены ловушки, связанные с аллювиально-дельтовыми отложениями, а несколько восточнее - с образованиями типа баров, кос, береговых валов.

Таким образом, наибольший поисковый интерес представляет кыновский горизонт, перспективный как в Верхнекамской впадине, так и на Татарском своде. Перспективы пашийского горизонта связываются в основном с районами Татарского свода, где выявлены мощные песчаные тела, представляющие прибрежные бары, а также зоны выклинивания песчаных пластов. Старооскольский горизонт по сложившимся представлениям перспективен только на юго-западе, в зоне выклинивания его, где отсутствуют более молодые песчаные пласты.

Детальное изучение литолого-фациальных обстановок осадконакопления, особенностей палеотектонического развития, закономерностей распространения коллекторов и надежности литологических и тектонических экранов позволило сделать ряд принципиальных выводов:

1. Распространение высокоёмких коллекторов в продуктивных пластах кыновского и пашийского горизонтов контролируется увеличенными толщинами всего эйфельско-нижнефранского комплекса.

2. Залежи нефти приурочены к пониженным бортам грабенообразных прогибов и барообразным ловушкам.

3. Разломная тектоника нижезалегающих комплексов пород фундамента и рифей-венда предопределила развитие тектонических экранов.

Данные положения ориентируют на необходимость внедрения специальных подходов при интерпретации материалов сейсморазведки, а именно проводить детальные сейсмопалеопреобразования временных разрезов и трассировать развитие микрограбенов.

Рифейско-вендский комплекс и его нефтеносный потенциал связаны с развитием песчаных пластов в вендских отложениях. Сегодня на примере опытных участков удалось получить надежное отражение от продуктивного пласта в результате усложненной машинной обработки материалов МОГТ и в расчете геолого-математических моделей по материалам ГИС.

Продолжение тематических и разведочных работ в пределах Bepxнекамской впадины позволит детально изучить структурный план потенциально-продуктивного пласта в комплексе с выделением тектонических блоков и экранов, определяющих его площадное развитие.

Таким образом, ориентация геолого-разведочных работ должна осуществляться на продуктивные комплексы девона и вендо-рифея на основе новых представлений об их строении и закономерностей нефтеносности, что позволит вовлечь их немалые ресурсы в активное освоение.

Обобщая итоги изучения геологического строения месторождений Удмуртии, следует отметить, что структура запасов месторождений не отличается хорошими показателями, что обусловило необходимость уже на первом этапе их разработки прибегнуть к совершенствованию существующих методов извлечения нефти, а в последующем - к разработке новых и эффективных технологий интенсификации добычи нефти и в конечном итоге к повышению нефтеотдачи пласта.

К особенностям, осложняющим разработку месторождений, следует отнести:

- Сложное геологическое строение, пласты-коллекторы характеризуются низкой проницаемостью (0,05-0,1 мкм2) и относительно малой пористостью (В 16%). Объекты разработки нефтяных месторождений многопластовые с высокой послойной и зональной неоднородностью представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропластков.

- Продуктивные пласты-коллекторы порового и порово-трещиноватого типа, около 78 % запасов нефти приурочены к карбонатным коллекторам. Глубина залегания продуктивных пластов 800-2300 метров, нефтенасыщенные толщины пластов незначительные (1,0-10 м). Большинство нефтяных объектов имеют газовые шапки и обширные водонефтяные зоны, что в условиях трещиноватых коллекторов, насыщенных вязкой и высоковязкой нефтью, усложняет разработку таких объектов.

- Для подавляющего большинства месторождений характерна высокая геолого-литологическая расчлененность пластов. Нефти тяжелые, сернистые (до 3,2 %), с большим содержанием смол (до 45 %) и парафина (6 %), повышенной и высокой вязкости (более 10 мПас). Для месторождений характерна низкая газонасы [ценность нефтей от 5 до 20 м3/т, что исключает фонтанный способ эксплуатации. Давление насыщения нефти газом высокое и близкое к начальному пластовому давлению (7,0 -11,5 МПа).

Осредненные показатели геолого-физической характеристики основных сложнопостроенных месторождений нефти высокой и повышенной вязкости представлены в табл. 1.5.


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