авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Александровна перспективы нефтебитумоносности нижнепермских отложений южно-татарского свода

-- [ Страница 2 ] --

Детальное изучение геологического строения осуществляется с тридцатых годов прошлого столетия. С получением высокодебитных фонтанов нефти из рифовых известняков и доломитов артинско-ассельского возраста на Ишимбайском месторождении в мае 1932 г., выполняются широкомасштабные геолого-съемочные, геофизические и буровые работы не толь­ко в Предуральском прогибе, но и в платформенной части Западного Башкортостана и Республики Татарстан. Вплоть до начала 70-х гг. поисково-разведочные работы на нефть в нижнепермском карбонатном комплексе проводились, главным образом, в структурно-тектонических зонах, тяготеющих к Предуральскому прогибу, с целью поисков залежей в рифовых массивах ишимбайского типа. Это объясняется тем, что в отложениях каменноугольной и девонской систем Татарского свода были выявлены огромные скопления углеводородов, что резко снизило интерес к пермским образованиям.

Целенаправленные и научно обоснованные геологические исследования привели к открытию Шугуровского (1943 г.), а затем уникальных по запасам Ромашкинского (1948г.) и Новоелховского (1951 г.) месторождений. За годы эксплуатации нефтяных богатств добыто 3 млрд. т нефти и более 136 млрд. м3 попутного газа. Установлено, основные запасы связаны с Южно-Татарским сводом, где продуктивными горизонтами являются пашийско-кыновские (тиманские), фаменские, турнейско-визей­ские и башкирско-верейские отложения.

Тем не менее, накапливалось все больше фактического материала, свидетель­ствующего о наличии промышленной нефтеносности в нижнепермском карбонатном комплексе на юго-востоке Восточно-Европейской платформы. Многочисленные исследования научных и производственных организаций, выполненные на территории Татарстана и Башкортостана показывают широкое распространение нафтидов в нижнепермских отложениях.

К 1960 г. в Предуралье уже известно несколько нефтяных месторождений, приуро­ченных к коллекторам нижнепермского разреза:

  • в Оренбургской области - Султангулово-Заглядинское (1942 г.), Бугурус­ланс­кое (1937 г.), Пилюгинское (1947 г.), Могутовское (1957 г.), Покровское (1959 г.);
  • в Пермской области - Шумовское (1957 г.);
  • в Самарской области – Мухановское (1945 г.); Кулешовское, Яблоневое, Бор­­ское (1958 г.);
  • в Татарстане - Николашкинское (1959 г.);
  • в Башкортостане - группа месторождений рифовых массивов ишимбайского типа, приуроченных к связке рифов, и столяровского типа - к одиночным рифам.

Эти первые открытия по объективным причинам (небольшие запасы, сложнопостроенные коллекторы, незначительный уровень добычи в сравнении с объемами добычи из песчаников карбона и девона) не привлекали большого внимания к нижнепермским залежам нефти.

Наибольший интерес в нефтепоисковых целях нижнепермские отложения представляют в пределах Южно-Татарского свода и Благовещенской впадины (Башкортостан), где они залегают на небольших глубинах. Промышленные притоки нефти получены на Кулбаевской и Чатбашевской площадях. На территорию РТ заходит западная часть Кулбаевской зоны.

В пределах Татарстана структурное бурение проводится в несколько этапов, начиная с 1941 г. К 1992 г. в РТ пробурено более 20 тыс. структурно-картировочных скважин общим объемом бурения более 8,2 млн. м. Наиболее высокая плотность структурного бурения достигнута в пределах земель западного склона Южно – Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины.

В 1998 г. ОАО «Татнефть» проведена «Оценка перспектив нефтеносности и подсчет ресурсов нефти сакмаро-артинских коллекторов юго-востока РТ». По данным Г.А. Петрова общие ресурсы нижнепермской нефти составили 175 млн. т, из них в сакмарском ярусе – 85 млн. т; в артинском – 64 млн. т и кунгурском – 27 млн. т. Запасы по Хансверскинскому участку по категории С2 – 236,1 тыс. т.

В 2002 г. в ТатНИПИнефть, в связи с аварийными ситуациями, связанными с газовыми выбросами, выполнено исследование по оценке промышленной значимости газовых скоплений пермских отложений, предупреждению газовых выбросов при прове­дении буровых работ. М.Т.Ханнановым проведена оценка условий формирования и установлены закономерности пространственного размещения скоплений газа. Выделена перспективная зона, охватывающая восточную половину юго-востока Татарстана. Газосодержащими являются карбонатные породы артинского и сакмарского ярусов.

По Г.А.Петрову, проявления битумов и особенно вязких нефтей сакмаро-артин­ских отложений характерных только для юго-востока Татарстана встречены в многочисленных структурных скважинах, пройденных с отбором керна (Сулинская, Шалтинская, Подгорная и др. площади). Различные по степени насыщения и мощности интервалы битумов и нефтеносных пород нижней перми располагаются на относительно небольших глубинах, охватывающих диапазон 250 – 450 м. Нередко в процессе бурения скважин из интервала сакмаро-артинских отложений с промывочной жидкостью в приемные амбары обильно изливалась газированная нефть. При освоении интенсивно насыщенных интервалов в отдельных скважинах получены притоки вязких нижнепермских нефтей, с дебитом 0,2 до 2,8м3 (скв. 2153 Шалтинской площади, скв. 268 - А Николашкинского участка). На сопредельной территории Республики Башкортостан из сакмаро-артинских отложений ведется промышленная добыча нефти. ОАО НПП «ВНИИГИС» пробурено четыре поисково-разведочных скважин, получены притоки промышленной нефти, средний дебит – 5 м3 /сут. (скв.5 Чатбашской площади).

История исследования нефтегазобитумоносности нижнепермских отложений восточной части Волго-Уральской антеклизы свидетельствует о значительных перспективах юго-восточного склона Южно-Татарского свода (в пределах Республики Татар­стан) на обнаружение скоплений углеводородов различного фазового состава.

3. Особенности геологического строения нижнепермских отложений в связи с прогнозом нефтегазобитумоносности

Среди нижнепермских природных резервуаров наибольшее внимание заслуживает сакмаро-артинский природный резервуар.

Изучаемая территория располагается в пределах Азнакаевского, Бавлинского, Бугульминского и др. районов РТ и северной части Самарской и Орен­бургской областей. Площадь составляет более 12000 кв. км и в орогидрографическом отношении занимает Бугульминско-Белебеевскую возвышен­ность (верховья рек Шешмы, Зая, Сока и левобе­режье верхнего течения р. Ик).

Результаты исследования 1800 разрезов структурных скважин по 69 площадям показывают, что сакмарские отложения пройдены с отбором керна только в небольшом интервале (подошве яруса) на границе с кровлей ассельского яруса (ОМГ). Верхняя часть разреза сакмарского яруса, где развиты наи­более емкие коллектора, керновым материалом почти не представлена.

Для выделения и картирования природных резервуаров нижнепермских (сакмарских) карбонат­ных толщ в качестве критерив приняты мощность пород сакмарского яруса и литологический состав, современное структурное положение эродированной поверхности сакмарских отложений, данные водо-нефтебитумопроявлений, отмеченные при бурении скважин различного назначения.

Современный структурный план эрозионной поверхности сакмарских от­ложений показывает распределение брекчиевидных толщ (склоны положитель­ных структурных форм, а также речные долины и палеоврезы), с которыми свя­заны наиболее емкие коллектора. С погружением сакмарских пород увеличивается их плотность, растет минерализация связанных с ни­ми вод. Чем больше мощность сакмарских образований, тем выше вероятность обнаружения в них зон развития коллекторов. Это подтверждается распределением нефте- и битумопроявлений в карбонатной толще. Основное поле битумопроявлений располагается в южной части исследуемой территории в пределах Бугульминской, Сулинской и Шалтинской площадей в зонах разви­тия повышенных мощнос­тей сакмарских отложений. На западе, в пределах Иштерякской и Урмышлинской пло­щадей, эродированная поверхность сакмарских отложений, представленных кавернозными и трещиноватыми известняками и доломитами с обильными битумопроявлениями, перекрывается алевритисто-глинистыми по­родами уфимского яруса. Восточнее, начиная с Глазовской площади, в перм­ском разрезе появляются отдельными пятнами артинские и кунгурские слои не­большой мощности.

Общая мощность отложений сакмарского яруса достигает на востоке РТ 150 метров. В западном направлении мощность пород уменьшается за счет размыва. Пермские породы гип­сометрически приподняты в сравнении с соседними районами. На этом фоне выделяется ряд валообразных поднятий северо-западного и северо­-восточного простирания. К прогибам северо-западного простира­ния приуроче­ны долины рек Шешмы, Ст. Зая, Ика. Склоны структурных поднятий и участки реч­ных долин характеризуются повышенной тектонической трещиноватостью.

На структурно-эрозионной поверхности образований сакмарского яруса в юго-восточной части РТ и прилегающих к ней районов Башкортастана, Орен­бургской и Самарской областей прослеживаются две основные круп­ные, морфологически резко выраженные структуры II-го порядка - валы: Сокско-Шешминский на западе и Туймазинско-Бавлинский на востоке, разделенные между собой Бугульминским прогибом.

Южно-Татарский свод, как структура более высокого порядка, на этом структурно-эрозионном плане вырисовывается менее отчетливо, чем на по­верхности кристаллического фундамента или терригенных отложений девона.

Сокско-Шешминский вал протягивается с юга (Самарская область) на се­вер на рас­стояние более 100 км в пределах исследуемого района при ширине от 30 км на юге до 50 км на севере (Ромашкинская структура). Сокско-Шешминский вал осложнен рядом крупных и мелких структурных форм, напо­минающих брахиантиклинали и куполовидные поднятия, разделенные между собой пониженными формами эрозионного рельефа. К юго-востоку от Сокско-Шешминского вала наблюдается пологое погружение сакмарских отложений, которое соответствует положению Бугульминского прогиба. Далее на восток начинается новый подъем эрозионной поверхности сакмарских обра­зований в сторону Туймазинско-Бавлинского вала, протягивающегося из Баш­кортостана в Татарстан и уходящего в юго-западном направлении в Оренбургскую об­ласть. Туймазинско-Бавлинский вал имеет резко выраженное ассимметричное стооение, причем крутым является юго-восточное крыло.

В юго-восточном направлении от Туймазинско-Бавлинского вала продол­жается дальнейшее ступенчатое погружение размытой поверхности сакмарских пород. Погружающийся в сторону Серноводско-Абдуллинского прогиба склон осложнен локальными приподнятыми зонами небольшой амплитуды. Наи­большее опускание поверхности сакмарских отложений до отметки -238 м за­фиксировано в скв. 261 Сулинской площади.

Анализ распределения мощностей пород сакмарского яруса юго-восточного склона ЮТС свидетельствует: с запада на восток наблюдается до­вольно резкое увеличение толщин отложений от 50-60 м на Урмышлинской площади до 790 м на Сабанчинской.

Локальные участки уменьшенных толщин яруса приурочены к положи­тельным структурным элементам II-го порядка. Сокращенными (до 70-85 м) мощностями характеризуются район Байтуганского поднятия, Ромашкинская структура и др. На востоке, на фоне повышенных значений толщин, достигающих 150-180 м, в районе Туймазинско-Бавлинского вала мощность сакмарских отложений составляет 140-160 м.

Склоны структур II-го порядка осложнены более мелкими локальными участками "раздувов" и сокращенных мощностей, в формировании которых уча­ствовали эрозионные и карстовые процессы, протекавшие в поздне- и послесакмарское время.

В диссертации рассмотрены два типа скоплений углеводородов – Николашкинское нефтебитумное и Матросовское газонефтяное месторождения.

Основ­ные скопления углеводородов связаны с наиболее погруженными зонами распространения сакмарского яруса в интервале глубин от 250 до 400 м и более. В осевых частях положительных структур второго порядка нефте-, битумопроявления не выявлены.

Полученные результаты использованы в качестве одного из критериев при оценке перспектив нефтегазоносности нижнепермских отложений юго-восточного склона Южно-Татарского свода.

Структурные построения могут служить базой и для решения иных геологических задач: изучения структурных особеностей осадочного чехла и кристалического фундамента, выявления скоплений углеводородов в средних и нижних звеньях стратиграфического разреза, поисков пресных и минеральных подземных вод, оценки защищенности недр.

4. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ПОИСКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА.

При анализе возможностей нахождения скоплений углеводородов в приповерхностной толще осадочного чехла предлагается расматривать (И.С. Грибова, 2006) следующие геологические факторы:

  1. наличие нефтематеринских пород в разрезе и термобарических условий для генерации УВ;
  2. существование проводящих каналов для вертикальной миграции УВ;
  3. присутствие пород-коллекторов и флюидоупоров в неглубокозалегающих горизонтах;
  4. структурные условия, обеспечивающие локализацию вторичных залежей УВ.

Наиболее полно критерии прогнозирования залежей природных битумов и тяжелых нефтей разработаны Б.В.Успенским (2005) для Мелекесской области битумонакопления.

Выделяются две основные группы: факторы образования ловушек и факторы формирования месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Четких границ между отдельными факторами не существует, т.е. их влияние может сказываться как на образование ловушек, так и месторождений. К первым относятся геодинамический в различных проявлениях - колебательные движения земной коры, структуроформирующие движения, палеогеоморфологический, седиментогенез, лито-фациальные условия и т.п.; ко вторым – факторы онтогенеза, ответственные за генерацию, аккумуляцию УВ и разрушение их скоплений, т.е. гео (био) химический, гидрогеологический, гипергенез и др.

Критериями перспектив нефтебитуминозности верхней части геологического разреза являются:

  • Установленная нефтеносность нижележащих отложений.
  • Визуальные нефтебитумопроявления (по керну структурных скважин).
  • Наличие зон развития коллекторов в нефтебитуминозных комплексах нижней и верхней перми;
  • Существование известных скоплений нефти (битума) в аналогичных геологических условиях в рамках идентичных тектонических элементов.
  • Присутствие тектонических нарушений (разломов, трещиноватости и т.п.).
  • Распространение неогеновых долин и зон выклинивания пород-коллекторов.

Анализ имеющегося геолого-геофизического материала и выполненных построений позволяет оценить перспективы нефте-битуминозности юго-востока Республики Татарстан.

Установленная нефтеносность нижележащих отложений.

В нижезалегающих породах каменноугольной и девонской систем разведаны нефтяные месторождения. На территории исследования и вблизи ее границ расположены /Р.С.Хисамов и др.,2006/ месторождения, приуроченные к различным зонам нефтенакопления.

В Ромашкинскую зону входит уникальное Ромашкинское месторождение и целый ряд более мелких месторождений и залежей, расположенных в пределах сводовой части Южно-Татарского свода. Промышленная нефтеносность в основном связана с терригенными толщами девона и нижнего карбона. Значительно мень­шие по размерам залежи приурочены к карбонатным коллекторам девонско-каменноу­гольного возраста.

На юго-восточном склоне Южно-Татарского свода расположены Бавлинская и Сабанчинско-Крым-Сарайская зоны нефтегазонакопления. Нефтеносная зона включает два крупных девонских месторождения: Бавлинское и Туймазинское. На территории Татарстана находится западная часть зоны, где расположено Бавлинское месторождение и присоединенные к нему залежи нефти в каменноугольных отложениях. Наиболее значительное по запасам углеводородов в пределах Сабанчинско-Крым-Сарайской нефтегазоносной зоны - Сабанчинское месторождение, основная нефтеносность которого связана с бобриковским горизонтом.

Средние и мелкие зоны нефтегазонакопления по тектоническим условиям размещения подразделяются на три группы.

К южному, юго-восточ­ному и восточному склонам Южно-Татарского свода приурочена первая группа зоны нефтегазонакопления: - Куак-Башская, Сугушлинская, Фоминовская, Кандызская, Хансверкинская, Тумутукско-Чеканская, Грачевская.

В центральной части Сугушлинской зоны выявлены залежи нефти в карбоне (Глазовское месторождение).

Расположенные за крутым крылом Бавлинско-Туймазинского вала Фоминовская, Кандызская и Хансверкинская зоны нефтегазонакопления имеют сходное строение. Выявленные залежи характеризуются широким распространением в терригенных и карбонатных отложениях девона, и нижнего карбона. Для рассматриваемых зон в числе типичных можно выделить Матросовское, Тат-Кандызское, Урустамакское и другие месторождения.

Визуальные нефтегазобитумопроявления.

Проявления битумов и особенно вязких нефтей сакмаро-артинских отложений встречены (Г.А.Петров и др.,2002) в многочисленных структурных скважинах, пройденных с отбором керна (Сулинская, Шалтинская, Подгорная и др. площади). Различные по степени насыщения и мощности интервалы битумов и нефтеносных пород нижней перми располагаются на относительно небольших глубинах, охватывающих диапазон 250 – 450 м. Нередко в процессе бурения скважин из интервала сакмаро-артинских отложений с промывочной жидкостью в приемные амбары обильно изливалась газированная нефть. При освоении интенсивно насыщенных интервалов в отдельных скважинах получены притоки вязких нижнепермских нефтей, с дебитом 0,2 до 2,8 м3 (скв. 2153 Шалтинской площади, скв. 268 - А Николашкинского участка). В ряде случаев фиксируются газовые фонтаны. Выделена (М.Т. Ханнанов, 2002) перспективная зона, охватывающая восточную половину юго-востока Татарстана. Газосодержащими являются карбонатные породы артинского и сакмарского

Наличие природных резервуаров.

При оценке нефтеперспектив большое значение имеет информация о наличии природных резервуаров, важнейшими элементами которых являются зоны развития коллекторов и пород, обеспечивающих сохранность углевоородов в различнного рода ловушках.

В рамках диссертационной работы выявлен нижнепермский (сакмаро-артинский) природный резервуар на территории юго-восточного склона Южно-Татарского свода (исследованиями охвачена площадь более 10 тыс.кв. км).

Зоны развития коллекторов

Соискателем проанализирован (см. 3) характер изменения суммарной мощности пород-коллекторов сакмарского яруса. Рассмотрено строение структурно-эрозионной поверхности сакмарских отложений нижней перми.

Региональные покрышки



Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.