Условия залегания продуктивных пластов терригенной толщи нижнекаменноугольных отложений на примере Арланского месторождения на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин

Саакян, Максим Игоревич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Условия залегания продуктивных пластов терригенной толщи нижнекаменноугольных отложений на примере Арланского месторождения на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Условия залегания продуктивных пластов терригенной толщи нижнекаменноугольных отложений на примере Арланского месторождения на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин"

На правах рукописи

00460

084

Саакян Максим Игоревич

Условии залегания продуктивных пластов терригенной толщи нииснекаменноугольных отложений на примере Арланского месторождения на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин

Специальность: 25.00.12. - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 5 ДПР 2010

Москва - 2010

004601084

Работа выполнена на кафедре промысловой геологии нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, директор института проектирования и научной экспертизы Гутман Игорь Соломонович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, главный специалист-руководитель, главный инженер проекта ООО «Башнефть-Геопроекг» Лозин Евгений Валентинович

доктор геолого-минералогических наук, профессор, заместитель генерального директора Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института (ВНИГРИ) Халимов Элик Мазитович

Ведущая организация ООО Научно-Технический центр «Логас»

Защита состоится 27 апреля 2010 года в 15— часов, ауд.232. на Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.200.02 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.МГубкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина Автореферат разослан «¿С. ¥ у>/(/&(1с£(<Х 2010г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Е.А .Леонова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

В настоящее время длительно разрабатываемые месторождения вступают в позднюю стадию разработки с быстрым ростом обводненности продукции и падением добычи нефти. Такие месторождения, как правило, разбурены плотной сетью добывающих скважин, вокруг них создана всеобъемлющая инфраструктура по добыче и переработке углеводородного сырья. Перспектива продления жизни месторождений в районах с развитой нефтегазодобычей может быть связана с выделением в пределах продуктивных пластов зон различной продуктивности; поиском остаточных извлекаемых запасов в тупиковых зонах этих пластов, неохваченных разработкой; с дальнейшими исследованиями пройденных бурением отложений, залегающих выше или ниже разрабатываемых продуктивных горизонтов; с изучением ловушек неструктурного типа за счет открытия в них новых залежей. Решение этих задач может более эффективно осуществляться на основе автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин, которая позволяет быстро и наиболее полно изучить внутреннее строение продуктивных пластов, определить пути фильтрации флюидов и создать геологическую модель, адекватную реальному продуктивному объекту с целью достоверного подсчета запасов и обеспечения эффективной выработки запасов.

Использование новейших компьютерных технологий для быстрого и качественного выполнения автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин актуально для длительно разрабатываемых месторождений с большим фондом скважин с целью ускорения процесса обработки данных, уточнения геологических моделей, подсчета запасов и составления новых проектных документов.

Отечественный программный комплекс «AutoCorr», предназначенный для обеспечения непрерывного процесса моделирования залежей и подсчета запасов углеводородов, создан группой ученых разных ведомств: И.Ю. Балабан, И.С. Гутман, В.Е. Копылов, Г.П. Кузнецова (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), H.H. Лисовский (МПР), В.М. Староверов (МГУ имени М.В. Ломоносова).

Программа «AUTOCORR» решает задачи корреляции разрезов скважин в автоматическом и интерактивном режимах, геологического моделирования залежей, подсчета запасов УВ и создания геологической основы для проектирования разработки.

являются залежи нефти в терригенной толще нижнекаменноугольных отложений (далее ТТНК). Эти отложения на изучаемой площади вскрыты почти 9000 скважин.

Проведение автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин, выявление особенностей условий залегания продуктивных пластов ТТНК Арланского месторождения, выработка методики геометризации особенностей залегания продуктивных пластов актуальна в связи с пересчетом запасов углеводородного сырья, созданием постоянно действующих геолого-технологических моделей, а также отработкой методических приемов по обобщению результатов корреляции.

Цель работы.

Целью работы является изучение особенностей геологического строения, а также условий залегания продуктивных пластов в отложениях ТТНК Арланского месторождения на основе автоматизированной детальной корреляции в программном комплексе «АЦТОСОЯЯ».

Основные задачи исследований.

1. Проведение детальной корреляции разрезов скважин ТТНК Арланского месторождения, входящего в лицензионный участок ОАО «АНК Башнефть».

2. Исследование условий залегания продуктивных пластов ТТНК на основе результатов детальной корреляции разрезов скважин.

Основные защищаемые положения.

1. Методику реализации результатов детальной корреляции почти 9000 разрезов скважин длительно разрабатываемых объектов ТТНК на всех площадях Арланского месторождения в пределах лицензионного участка ОАО «АНК Башнефть».

2. Принципы выделения различных типов разрезов отложений ТТНК.

3. Выделение и прослеживание по площади врезовых типов разреза. Методические приемы 30 геологического моделирования пластов во врезах.

4. Влияние тектонического фактора на характер формирования продуктивных пластов ТТНК Арлана и отрицательную сохранность залежей нефти.

Научная новизна выполненной работы.

I. Впервые с помощью программного комплекса «АиТОСОИК» по всему массиву скважин в короткие сроки одним исследователем выполнено сопоставление разрезов отложений ТТНК Арланского месторождения в пределах лицензионного участка ОАО «АНК Башнефть».

2. Выделены по каждой из четырех площадей Арланского месторождения различные типы разрезов отложений ТТНК.

3. Впервые выполнен совместный анализ изменения общих толщин основных продуктивных пластов и современного структурного плана кровли отложений ТТНК, который позволил установить обусловленность их формирования тектоническими движениями разного знака.

4. Установлено, что в условиях вертикальной трещиноватости сохранность залежей, низкую вязкость нефтей в районах Башкортостана и Татарстана обеспечивают мощные покрышки типа «кыновские глины - саргаевские слои -доманик», залежи в более молодых отложениях вследствие отсутствия таких покрышек содержат нефти повышенной и высокой вязкости. В более молодой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции покрышки типа «георгиевские глины - бажен» перекрывают юрские залежи нефти с вязкостью ниже вязкости воды. Породы, залегающие над баженом, содержат залежи нефти, частично потерявшие летучие компоненты и имеющие, хотя и низкую вязкость, но на порядок превышающую вязкость юрских нефтей.

Практическая ценность и реализация.

1. Предложена методика проведения автоматизированной детальной корреляции в программном комплексе «А1ГГОС(Ж!Ъ> для изучения геологического строения продуктивных пластов отложений ТТНК на Арланском месторождении, разбуренных большим количеством скважин.

2. Результаты автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин могут быть использованы в качестве основы для трехмерного геологического и гидродинамического моделирования, а также для подсчета запасов углеводородного сырья в ТТНК Арланского месторождения.

3. На основе анализа данных ГИС для условий Арланского месторождения рекомендовано опробовать ряд интервалов в конкретных скважинах на предмет выявления залежей нефти во врезах.

Апробация результатов исследований.

В процессе написания диссертации автором в качестве ответственного исполнителя были выполнены работы: «Обобщение геологического материала и создание адресной геологической модели Енорусскинского, Киязлинского, Мельниковского и Черемуховского месторождений и оценка геологических запасов» (2006); «Детальная корреляция разрезов скважин Арланского месторождения» (2008)»; «Оперативный подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа Грибного

месторождения Тюменской области на участках распределенного фонда» (2009); Картирование участков с различным геологическим строением и проведение детальной корреляции продуктивных пластов в пределах актуальных зон пермокарбоновой залежи Усинского месторождения (2009).

Результаты анализа выполненных диссертационных исследований докладывались на заседании НТС ОАО «РИТЭК» (2007), ООО «Башнефть-Геопроект» в рамках работ по подсчету запасов УВ Арланского месторождения (2008), ГКЗ Роснедра РФ, на международной научной конференции «Геоперспектива» (г.Киев, 2009), а также на курсах повышения квалификации Института нефтегазового бизнеса при Президенте Российской Федерации и Учебно-исследовательского центра по проблемам повышения квалификации при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации.

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе в одном издании, рекомендованном ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 141 странице машинописного текста, содержит 2 таблицы, 42 рисунка. Состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, списка использованных источников, включающего 81 наименование.

Фактический материал

Исходными данными для диссертационной работы послужили материалы ГИС по скважинам месторождений Татарстана, Башкортостана и других районов. Для изучения геологического строения и условий залегания продуктивных пластов ТТНК Арланского

месторождения использованы разрезы 8662 скважин.

***

Автор искренне благодарит кандидата геолого-минералогических наук, профессора, академика РАЕН И.С. Гутмана за научное руководство, помощь и советы на протяжении всей работы над диссертацией.

За ценные советы и рекомендации автор признателен заведующему кафедры промысловой геологии профессору, д.г-м.н. A.B. Лобусеву; профессору, к.г-м.н. Ю.И. Братину; профессору, д.г-м.н. С.Б. Вагину; профессору, д.г-м.н. В.П. Филиппову; доценту, к.г-м.н. Г.П. Кузнецовой.; доценту, к.ф-м.н. В.М. Староверову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Общий объем работы составляет 141 страницу, включает в себя 42 рисунка, 2 таблицы.

Во введении показана актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, научная новизна, практическая значимость и защищаемые положения.

Глава!. Развитие представлений о типах разрезов ТТНК центральной части Урало-Поволжья.

Толща пород, залегающих в разрезе ТТНК между преимущественно карбонатными образованиями турнейского и визейского ярусов, представляет собой предмет особого внимания с точки зрения ее геологического строения и сосредоточения в ней значительного количества залежей нефти и угля.

Вопросам изучения геологического строения ТТНК на территории Урало-Поволжья посвящены работы ведущих отечественных исследователей, таких как: И.Х. Абрикосов, Л.З. Аминов, Э.З. Бадамшин, А.П. Блудоров, Д.Н. Буракаев, Р.Т. Валиуллина, Р.Н.Валеев, С.А. Винниковский, А.Я. Виссарионова, A.A., Е.Д. Войтович, М.М. Грачевский, A.A. Губайдуллин, И.С. Гутман, В.А. Долицкий, С.П. Егоров, М.Л. Киллигина, В.А. Киров, А.И. Клещев, В.И. Крупин, Ю.Н.Кухаренко, Т.А. Лапинская, И.А. Ларочкина, Е.В. Лозин, М.Ф. Мирчинк, О.М. Мкртчян, Р.Х. Муслимов, A.B. Никулин, Г.П. Ованесов, И.Б. Палант, В.В. Петропавловский, В.М.Познер, C.B. Семихатова, Н.Н.Соколова, Г.И. Теодорович, В.Н. Тихий, В.И. Троепольский, Л.С. Тузова, Ю.Б.Фаин, P.O. Хачатрян, Л.Ф. Шаронов, А.И. Шельнова, С.С. Эллерн и др.

Хронологически наиболее ранние исследования ТТНК выполнены по материалам изучения разрезов Подмосковья и близлежащих территорий.

Основной (подмосковный) тип разреза ТТНК, прослеживаемый на значительной территории Урало-Поволжья, характеризуется почти полными, лишь частично размытыми отложениями турнейского яруса. На неразмьггых отложениях турнейского яруса залегают породы елховского, а выше - радаевского горизонтов. Еще выше по разрезу залегают бобриковский, а затем тульский горизонты, которые не всегда выдержаны по толщине и по площади. Отложениями, перекрывающими ТТНК, являются карбонатные породы алексинского горизонта.

Стратиграфическое расчленение этих разрезов послужило как бы отправным моментом создания схемы стратиграфического деления нижнекаменноугольных отложений и корреляции с ними разрезов всех остальных районов распространения ТТНК.

Первый из них (сарайлинский) отмечается значительным и резким увеличением разреза терригенной серии осадков до 400 м. Полоса распространения аномально высоких толщин шириной от 25 до 40 км проходит преимущественно по территории Пермской области, Башкортостана, Татарстана и Самарской области, протягиваясь вдоль рек Камы, Белой, Волги и Кинель. Этот тип разреза характерен для ложа Камско-Кинельской системы прогибов.

Второй, отличный от подмосковного тип разреза, имеет преимущественное распространение в прибортовых частях Камско-Кинельской системы прогибов и обусловлен так называемыми врезами. В связи с этим этот тип разреза получил название врезовый.

На территории Башкирии А.Я. Виссарионовой (1959) на основании отличительных признаков отложений был выделен ряд характерных разрезов ТТНК. Эти признаки состояли в литологических особенностях пород и их толщине, на основе которых А.Я. Виссарионова выделила следующие типовые разрезы: арланский, манчаровский, туймазинский. Эти разрезы ориентировали геологоразведочные работы, однако в связи с открытием большого числа месторождений составлялись новые типичные разрезы, охватывающие все многообразие известных ранее разрезов месторождений.

Более поздние исследования позволили выделить дополнительные типы разрезов ТТНК на территории Татарстана и Башкортостана.

Смелков, Тухватуллин, Успенский (2008), приводят факт наличия в пределах Камско-Кинельской системы прогибов шести различных типов разрезов, слагающих ТТНК Татарстана. В результате выделяются: актанышский, билярский, саитовский, сарайлинский, кабык-куперский и ключищенский типы разрезов.

Однако вопросы стратификации и генезис отложений ТТНК, в особенности в пределах врезов, вплоть до настоящего времени остаются дискуссионными. Задача нефтегазопромысловой геологии на данном этапе - изучение морфологии и внутреннего строения отложений ТТНК, исследование закономерностей распределения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по площади и разрезу с целью геометризации залежи и, следовательно, построение адекватной объемной геологической модели с целью подсчета запасов УВ и создания более надежной основы для проектирования разработки. Важно повысить точность создания такой модели. И здесь огромная роль отводится детальной корреляции с применением новейших компьютерных технологий.

Глава 2.0собеиностн геологического строения и иефтегазоносность Арланского месторождения.

Арланское месторождение по праву является фундаментальным объектом в нефтяной отрасли России. При его освоении всегда применялись и продолжают применяться передовые современные технологии всего спектра нефтяного дела: от разведки и изучения геологического строения до строительства и эксплуатации объектов промыслового обустройства, а также технологии инженерного обеспечения проектирования и разработки.

Арланское месторождение расположено на севере Республики Башкортостан на территории Краснокамского и Дюртюлинского районов и частично - на юго-востоке Удмуртской Республики, занимая наибольшую часть Бирской седловины.

Изучением геологического строения этого месторождения в разное время занимались такие ученые как К.С. Баймухаметов, А.Я. Виссарионова, К.Х. Гайнуллин, Е.В. Лозин, А.Д. Надежкин, М.Г. Ованесов, Н.В. Селезнев, А.Ш. Сыртланов, Э.М. Тимашев, Э.М. Халимов, М.А. Юнусов и др.

Поисковые работы на Арланском поднятии начаты в 1955 году. Первые три скважины были заложены профилем с расстоянием между скважинами до 3 км. В одной из них (скв. №3) был получен промышленный приток нефти с дебитом 144,8 т/сут из отложений ТТНК. Начиная с 1956г., поисково-разведочное бурение осуществлялось на всех площадях Арланского месторождения. Была установлена промышленная нефтеносность ТТНК на Ново-Хазинской и Юсуповской площадях.

Первоначально считалось, что открыто несколько самостоятельных месторождений и лишь в 1961 г. было окончательно установлено, что все они являются частью единого месторождения. В процессе разведки залежей ТТНК Арланского месторождения попутно были выявлены залежи нефти в известняках турнейского яруса и карбонатных отложениях среднекаменноугольных отложений (каширского и подольского горизонтов).

В более позднее время бурение разведочных скважин осуществлялось в небольших объемах в случаях расширения продуктивной площади (Зимский участок Ново-Хазинской площади, восточная окраина Николо-Березовской площади). Так, поисково-разведочными работами на северо-востоке Николо-Березовской площади в 1980-1985 гг. были открыты три мелких месторождения-спутника Арланского месторождения: Кувакинское, Калегинское и Вениаминовское.

Первыми в разработку были введены продуктивные пласты ТТНК Арланской площади в 1958 г. Николо-Березовская площадь начала разрабатываться с 1959 г. В 1960

г. начата добыча на Ново-Хазинской площади. Юсуповская площадь начата разбуриванием в 1962 г.

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м (скв. 7000). Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. Во вскрытом разрезе присутствуют породы докембрия, а также девонские, каменноугольные, пермские и более молодые отложения.

В тектоническом плане Арланское месторождение приурочено к гигантской антиклинальной структуре северо-западного простирания (до 120 км по длинной и 35 км по короткой осям).

Арланская антиклинальная структура расположена в Бирской седловине, разделяющей по кровле терригенных девонских отложений два крупных тектонических сооружения - Татарский и Башкирский своды.

Формирование структуры связано с развитием Акганыш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы прогибов. Северо-восточная часть месторождения (Николо-Березовская площадь) пологая. Основная структура в свою очередь осложнена массой более мелких структур, куполов самых различных размеров и контрастности. Выделяется довольно значительная по площади погруженная зона на стыке Ново-Хазинской и Арланской площадей.

Промышленные скопления нефти в ТТНК, согласно современным представлениям, приурочены к девяти песчаным пластам в пределах бобриковского (пласты CVI.2 и CVI.1) и тульского (пласты CVI.O, CV,CIV,CrV.O,CIII,CII,CI) горизонтов. Этим пластам свойственно неравномерное распространение по площади месторождения, а также значительные изменения общих и эффективных толщин. Следует также отметить присутствие в разрезе Арланского месторождения врезов, заполненных предположительно бобриковскими отложениями. Врезы в литологическом плане представляют собой переслаивание песчаников, глин и углей и залегают на глубоко размытой поверхности турнейского яруса. Эти геологические объекты характеризуются значительным увеличением толщины терригенных отложений.

Глава 3. Детальная корреляция разрезов скважин. Типы разрезов ТТНК.

В пределах месторождения выделяется пять площадей: Арланская, Николо-Березовская, Ново-Хазинская, Юсуповская и Вятская. Объектом изучения явились все площади месторождения, кроме Вятской, поскольку она не входит в пределы лицензионного участка ОАО АНК «Башнефть» и расположена за рекой Камой.

Исследование условий залегания продуктивных пластов Арланского месторождения путем прослеживания всех стратиграфических комплексов ТТНК выполнялось в 2008 г. на основе автоматизированной детальной корреляции разрезов 8662

скважин с помощью программного комплекса «AUTOCORR» в рамках работ по подсчету запасов нефти и сопутствующих компонентов.

Автоматизированная детальная корреляция проводилась в два этапа. На первом этапе осуществлялась парная корреляция разрезов скважин в автоматическом режиме. На втором - в интерактивном режиме прослеживались все стратиграфические подразделения, слагающие изучаемый разрез.

Изучаемый разрез представляется следующим образом.

Над карбонатными отложениями турнейского яруса залегают глины радаевского возраста, выделенные на схемах корреляций желтым цветом (рис. 1а, б, в, г). Выше по разрезу залегают породы бобриковского, а затем тульского терригенного комплексов. В кровле ТТНК залегают карбонатные породы алексинского горизонта.

Отложения бобриковского горизонта представлены двумя пластами -CVI.2 и CVI.1.

Выше по разрезу залегают породы тульского терригенного комплекса, в состав которого входят семь пластов: CV1.0, CV, CIV, CIV.O, CIII, СИ, CI, соответственно, снизу вверх.

В качестве линии сопоставления принята подошва тульских глин (красная линия).

На схемах видно, как изменяется разрез ТТНК по каждой площади. Отличия разрезов связаны со значительными изменениями общих толщин в основном только продуктивных пластов, а также со сменой их литологического состава.

На рисунках 1а, б, в, г показаны результаты детальной корреляции разрезов скважин в пределах указанных выше площадей.

Характерно, что разрезы изменяются не только при переходе от одной площади к другой, но и в пределах одной и той же площади, что позволяет выделить в пределах каждой несколько типов разрезов. Так, при анализе толщин и литологии пласта CVI.2 бобриковского горизонта в пределах Арланской площади видно, что в трех скважинах, приведенных на рис. 1а (в двух верхних и в нижней скважине), пласт представлен наиболее однородным песчаником, тогда как в скважине № 6377 этот же пласт снизу сложен глинистыми алевролитами, а выше - песчаниками. Толщина пласта CVI.2 изменяется в пределах от 10 до 12 м.

Рис. 1а. Типы разрезов ТТНК Арланская площадь.

Рис. 16. Типы разрезов ТТНК. Николо-Березовская площадь.

Рис. 1в. Типы разрезов ТТНК. Ново-Хазинская площадь.

Рис. 1г. Типы разрезов ТТНК. Юсуповская площадь.

Такая же картина изменения литологии пласта СУ1.2 наблюдается и на Ново-Хазинской площади (рис.1в), причем общая его толщина по сравнению с Арланской площадью практически не меняется и составляет в среднем 11 м. Совсем иную картину можно увидеть на Николо-Березовской (рис.1б) и Юсуповской площадях (рисЛг). На рис. 1 б видно, что в скважинах №7720, №7722, №7723 резко сократилась общая толщина пласта, в особенности на Николо-Березовской площади, где она составляет около 2 м. Характерна практически полная глинизация пласта. На Юсуповской площади тот же пласт снизу представлен глинами, а выше - глинистыми песчаниками, причем толщина

его несколько возрастает по сравнению с тем же пластом на Николо-Березовской площади и составляет в среднем 5 м.

Таким образом, один и тот же пласт на четырех площадях представлен по-разному.

Для верхней части бобриковского терригенного комплекса, представленного пластом CVI.1, также характерны значительные изменения толщин по площади месторождения. Самые большие толщины этого пласта фиксируются на Арланской площади и составляют 8 м в скважине № 30. Наименьшая толщина зафиксирована в скважине № 3537 Ново-Хазинской площади и составляет меньше одного метра. Пласт CVI.1 характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу месторождения. Так, на Арланской площади этот пласт представлен однородными песчаниками, на Николо-Березовской площади - переслаиванием песчаников и глин, на Ново-Хазинской площади он сложен глинистыми песчаниками, а на Юсуповской площади пласт полностью глинизируется.

Вышележащие отложения тульского комплекса пород также характеризуются рядом особенностей. Значительные изменения толщин наблюдаются в пласте CV нижней пачки тульского горизонта, а также в пластах CIII и СИ верхней его пачки.

В процессе детальной корреляции было обращено внимание на прослеживаемость глинистого карбонатизированного пропластка в кровле пласта CIV.0. Этот пропласток имеет широкое распространение в пределах Арлана, в связи с чем может служить хорошим коррелятивом.

В результате сопоставления разрезов всего фонда скважин изучаемой части Арлана зафиксировано и протрассировано 13 типов разрезов, которые увязаны нами между собой.

ТГОК перекрывается карбонатными породами алексинского горизонта, выдержанными по толщине в пределах всех изучаемых площадей Арлана.

Все типы разрезов ТТНК, о которых говорилось выше, сложенные терригенными породами тульского, бобриковского и радаевского горизонтов, залегают небольшими несогласиями на поверхности турнейского яруса, и соответствуют рассмотренному выше первому типу разреза. Наряду с ними были прослежены особые типы разреза, в геологическом плане представляющие собой преимущественно терригенные образования, залегающие на глубоко размытых поверхностях турнейского яруса, предположительно позднерадаевского или раннебобриковского возраста и называемых врезами (рис.2). В Татарстане продуктивные пласты во врезах называют бобриковскими.

В литологическом плане врезы представлены переслаиванием песчаников, глин и

углей.

Рис.2. Типы разрезов ТТНК. Разрезы, осложненные врезами, над эрозионной

поверхностью турнейского яруса. На рис. 2 приведены примеры разрезов во врезах различной глубины. Для

сопоставления были взяты скважины с Арланской (14, 1110, 194) и Николо-Березовской

(1253) площадей. На рисунке видно, что в каждой из скважин отсутствуют глинистые

породы радаевского горизонта, для которых характерны кривые каверномера с высокими

показаниями, а также карбонатные породы верхов турнейского яруса. При этом, несмотря

на различную глубину врезов, разрезы относительно хорошо коррелируются между собой

сверху вниз не только в пределах одной площади, но и на разных площадях.

Пунктирными линиями и соответствующими номерами показаны сопоставление

проницаемых и непроницаемых пластов во врезах и их возможная индексация.

Тем самым предложена методика корреляции пород во врезах Арланского

месторождения. Эта процедура оказалась крайне сложной, поскольку врезы имеют

различную глубину и содержат от одного до пяти пластов.

Следует обратить внимание на мощные пласты песчаников, залегающие во врезах.

Отрицательные значения метода собственной поляризации указывают на хорошие их

коллекторские свойства, а высокие показания нейтронного-гамма метода свидетельствуют об их возможной продуктивности. Примером могут служить пласты 3, 4, 5 в скв. № 14, пласты 3 и 4 в скв. 1110, а также пласт 3 в скв. № 194 Арланской площади. Данные интервалы скважин нами предложено опробовать с целью выявления залежей УВ.

Таким образом, для подсчета запасов нефти и газа в продуктивных пластах ТТНК Арланского месторождения была выполнена детальная корреляция почти 9000 скважин, на основе которой по каждой из четырех площадей прослежены и увязаны между собой 9 продуктивных пластов и выделены основные типы разрезов. Наряду с типовыми разрезами прослежены особые разрезы, залегающие на глубоко размытой поверхности турнейского яруса и называемые врезами.

Глава 4 Изучение условий залегания продуктивных пластов ТТНК.

Результаты детальной корреляции всех разрезов скважин Арланского месторождения и выделенные типы разрезов послужили каркасом для выявления особенностей условий залегания продуктивных пластов в отложениях ТТНК.

Особенности залегания пластов во врезах (рис.2) послужили основанием отработки принципов моделирования самих врезов, а также содержащихся в них залежей нефти.

С помощью карт общих толщин пластов СУ1.2 бобриковского горизонта (рис.3), суммарной карты толщин пластов СШ+СН тульского горизонта, удалось установить определенную зональность их распространения на территории месторождения. Именно этим пластам свойственны наибольшие толщины, а зональность их распространения представляет определенный интерес.

Рис.3.Карта общих толщин пласта СУ1.2 бобриковского горизонта.

Рис.4.Современный структурный план по кровле терригенной толщи нижнего карбона.

Рис. 5.Геологический профиль по линии скважин 2098-2175 Арланской площади.

Обращает на себя внимание линейность распространения повышенных толщин

исследуемых пластов бобриковского и тульского горизонтов в целом ряде случаев. Если сравнить эти зоны с зонами максимального сгущения изолиний на современном структурном плане кровли ТТНК (рис. 4), с которыми связаны наиболее рельефные поднятия, глубокие мульды и прогибы, то невольно напрашивается вывод об их взаимной обусловленности тектоническими движениями.

Это иллюстрирует и пример на рис. 5, где зона повышенных толщин пласта СУ1.2 в районе скважин № 2024 и 2114 Арланской площади соответствует поднятию в современном структурном плане по кровле ТТНК. Если увязать формирование низов пласта с локальным прогибанием, поскольку не размыты радаевские глины (желтый цвет), то образование в этом месте поднятия в современном структурном плане можно объяснить тектонической инверсией блоков фундамента. Однако в таких случаях тектонические движения должны сопровождаться возникновением зон вертикальной трещиноватости.

Подобную картину можно наблюдать и на Калегинском участке Николо-Березовской площади. На основе сравнения карт толщин пласта СП тульского горизонта и его современного структурного плана установлено, что максимальным толщинам пласта СП, сформировавшимся при прогибании, довольно часть соответствуют наиболее высокие отметки кровли того же пласта в современном структурном плане.

Выполненный анализ разрезов ТТНК показывает, что тектонические движения могут происходить и внутри блоков даже без видимых смещений по вертикали, за счет чего и создается вертикальная трещиноватость. Все эти движения были унаследованными, но разной интенсивности и знака. Трудно, однако, предположить, что они возникли впервые только при формировании ТТНК. Скорее всего, тектонические движения обусловливали осадконакопление в процессе всей его истории, а мы констатируем их проявление на основании детального изучения скважинами только вскрытой части разреза.

Анализ влияния вертикальной трещиноватости в сочетании с другими факторами позволяет ответить на вопрос, почему пласты ТТНК Арланского месторождения содержат

Условные обозначения к рисункам

lili -Т-+ - карбонатные отложения

- глинистые разделы

' - Арланская площадь ■ - Николо-Березовская площадь ' - Ново-Хазинская площадь - Юсуповская площадь

залежи нефти повышенной и высокой вязкости. К числу других таких факторов следует, в первую очередь, отнести качество и сохранность покрышек.

Наиболее характерными в этом отношении являются месторождения Республики Татарстан.

Так, на Ромашкинском месторождении Республики Татарстан девонская залежь горизонта Д| содержит нефть, вязкость которой не превышает ЗмПа*с. Вместе с тем, залежи в пластах, залегающих выше доманика, содержат высоковязкую нефть. Такая же картина наблюдается и на Сиреневском, Енорусскинском, Мельниковском и многих других месторождениях Республики.

Трудно предположить, что неоднократные инверсии не оказали влияния на возникновение трещиноватосги по всему разрезу. Наличие такой трещиноватости обусловило возможность потерь нефтью легких и летучих компонентов и приобретение ею более высокой вязкости, чем при формировании залежи. Различия в величинах вязкости нефти горизонта Д1 и наддоманиковых залежей мы связываем с наличием и качеством (надежностью) покрышек, перекрывающих эти залежи.

Наиболее надежной является мощная покрышка, перекрывающая огромную залежь нефти горизонта Дь Она представляет собой кыновские глины, над которыми залегают саргаевские слои и битуминозные сланцы доманика. Толщина только последних в среднем составляет до 200 м. Именно такой комплекс в виде покрышки предотвращает миграцию из залежи легких и летучих компонентов. Отсюда и низкая вязкость пластовой нефти в горизонте Д1.

В наддоманиковых залежах (в турнейских, бобриковских, тульских, в башкирском ярусе, в верейском горизонте и в более молодых карбонатных отложениях) таких надежных покрышек нет, что обусловливает высокую вязкость пластовой нефти, достигающую 100 и более мПа-с. Еще более убедительным доказательством в пользу потерь легких и летучих компонентов являются залежи битумов в песчаниках уфимского яруса пермских отложений на территории Республики Татарстан. В этих залежах вязкость битумов достигает нескольких тысяч и более мПа-с. Нефть здесь практически полностью потеряла свои легкие и летучие компоненты в связи с отсутствием надежных покрышек и малой глубиной залегания этих залежей (200-500м).

Возвращаясь к Арланскому месторождению, отметим, что ни над ТТНК, ни над более молодыми продуктивными пластами покрышек, подобных комплексу «кыновские глины - саргаевские слои - доманик», нет. Отсюда и повышенная и высокая вязкость пластовой нефти в указанных отложениях.

Еще одним подтверждением проявления вертикальных тектонических движений является формирование отложений ТТНК во врезах. Наличие в ней нескольких разновозрастных пластов углей, каждый из которых в своей истории связан со стадией разложения высших растений в условиях болот, то есть в поверхностных условиях, свидетельствует об унаследованности этих движений, связанных с последовательными локальными опусканиями только во врезах. А отсутствие надежных покрышек, наряду с основным фактором, обусловило высокую вязкость нефтей во врезах на территории Республики Татарстан.

В Западной Сибири большинство нефтей в пластах юрских залежей, перекрытых глинистыми отложениями комплекса «георгиевские глины - бажен», имеют вязкость ниже вязкости пластовой воды. Например, на Грибном месторождении вязкость нефти горизонта ЮС1 составляет 0,52 мПа-с. Вместе с тем, нефти залежей в отложениях, залегающих выше бажена, вследствие отсутствия подобных покрышек и наличия вертикальной трещиноватости, обусловленной тектоническими движениями при формировании поднятий, теряют со временем свои легкие и летучие компоненты. Вязкость в них на порядок выше, чем в юрских залежах.

Таким образом, одним из основных факторов, обусловивших повышенную и высокую вязкость пластовой нефти залежей как на Арланском, так и на ряде других месторождений можно считать отсутствие надежных покрышек. Учитывая наличие вертикальной трещиноватости, обусловленной неоднократными инверсиями, как в процессе осадконакопления, так и при формировании современного структурного плана даже без видимых нарушений сплошности пород, обычные покрышки не могут быть надежными экранами для легких и летучих компонентов при их миграции из залежей. Тем самым, повышенная и высокая вязкость нефтей служит, своего рода, индикатором наличия вертикальной трещиноватости в разрезе как результата вертикальных тектонических движений. В настоящее время по данным ЗЭ сейсморазведки, а также детальной корреляции разрезов эксплуатационных и разведочных скважин, на месторождениях в платформенных областях выявляются и разрывные нарушения.

Таким образом, на Арланском месторождении особенности условий залегания общих толщин продуктивных пластов СУ1.2 и СШ+СИ, особенности изменения современного структурного плана кровли ТТНК, формирование врезов и их распространение, условия залегания во врезах пластов, а также содержание в продуктивных пластах ТТНК на Арланском и других месторождениях Башкортостана и Татарстана залежей нефти высокой и повышенной вязкости в определенной мере обусловлено тектоническими процессами.

В этих районах сохранность залежей, низкую вязкость нефтей обеспечивают мощные покрышки типа «кыновские глины - саргаевские слои - доманик». В более молодой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции подобными покрышками являются породы комплекса «георгиевские свиты - бажен».

Основные результаты проведенного исследования.

1. Для подсчета запасов нефти и газа в продуктивных пластах ТТНК Арланского месторождения в пределах лицензионных участков ОАО «АНК Башнефть» была выполнена автоматизированная детальная корреляция по указанному списку скважин с помощью программного комплекса «АиТОСО[Ш». Впервые удалось в короткие сроки одним исследователем осуществить корреляцию по всему массиву скважин.

2. Выделено 13 типов разреза и показаны принципиальные отличия каждого из них.

3. Выделены и прослежены по площади врезовые типы разреза. Обоснована для условий Арланского месторождения возможность корреляции пород как в пределах одного вреза, так и нескольких.

4. Впервые на мелкомасштабных картах Арланского месторождения выявлены зоны, где максимальные толщины продуктивных пластов ТТНК нередко совпадают с зонами, в пределах которых тектонические движения при формировании современного структурного плана были наиболее интенсивными. На конкретных локальных участках показаны примеры инверсии тектонических движений при формировании общих толщин продуктивных пластов, а впоследствии и современного структурного плана.

5. Показано, что формирование во врезах осадочных толщ, содержащих несколько пластов угля, также обусловлены тектоническими процессами.

6. Впервые предложены принципы трехмерного моделирования врезов.

7. На основе анализа данных ГИС для условий Арлана рекомендовано во врезах опробовать ряд интервалов в конкретных скважинах на предмет выявления залежей нефти.

8. Показано, что тектонические движения на локальных участках и целых

зонах, обусловившие формирование продуктивных пластов, а также современного структурного плана ТТНК, были унаследованными с более ранними вертикальными движениями блоков фундамента, вследствие 19

чего в разрезе сформировались тектонически активные зоны с вертикальной трещиноватостью.

9. Показано, что в условиях вертикальной трещиноватости сохранность

залежей, низкую вязкость нефтей в районах Башкортостана и Татарстана обеспечивают мощные покрышки типа «кыновские глины - саргаевские слои - доманик», залежи в более молодых отложениях вследствие отсутствия таких покрышек содержат нефти повышенной и высокой вязкости. В более молодой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции покрышки типа «георгиевские глины - бажен» перекрывают юрские залежи нефти с вязкостью ниже вязкости воды. Породы, залегающие над баженом, содержат залежи нефти, частично потерявшие летучие компоненты и имеющие, хотя и низкую вязкость, но на порядок превышающую вязкость юрских нефтей.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. Саакян М.И. «Основные особенности условий залегания терригенных и карбонатных отложений нижнего карбона на территории республики Татарстан в связи с их нефтеносностью». Сборник тезисов докладов на 60 Всероссийской студенческой конференции «Нефть и газ», 2006 г.

2. Саакян М.И., Шадчнев H.A. «Использование комплекса программ AutoCorr и IRAP RMS для моделирования залежей углеводородов разного генезиса». Сборник тезисов докладов конференции «Актуальные проблемы нефтегазового комплекса...», РГУ нефти и газа. 2007г.

3. Саакян М.И. «Изучение условий залегания продуктивных пород в отложениях нижнего карбона, осложненных эрозионными врезами на территории Нурлатского района республики Татарстан». Сборник тезисов докладов на 61 Всероссийской студенческой конференции «Нефть и газ», 2007 г.

4. Саакян М.И. «Особенности детальной корреляции сложных геологических разрезов на примере эрозионных врезов Республики Татарстан». Сборник статей конференции «Молодые таланты РОСИНГ 2007», 2007г.

5. Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Саакян М.И. «Детальная корреляция геологических разрезов скважин на поздних стадиях изученности залежей УВ». Материалы 117 семинара «Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в 4-ой (поздней) стадии. Проблемы запасов УВ». Институт нефтегазового бизнеса при Президенте РФ, 2008г.

6. Саакян М.И., Тимонина Ю.С. Изучение изменения коллекторских свойств по разрезу продуктивного горизонта ЮС] одного из месторождений Западной Сибири. Сборник тезисов докладов на 62 Всероссийской студенческой конференции «Нефть и газ», 2007 г.

7. Саакян М.И. «Методика моделирования в сложнопостроенных геологических объектах на примере эрозионных «врезов» месторождений Нурлатского района республики Татарстан». Тезисы докладов на 2-ой Межвузовской научно-практической конференции «Геоперспективы -2008», г. Москва

8. Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Саакян М.И. «Детальная корреляция разрезов скважин с помощью программного комплекса AutoCorr». «Геоинформатика», №2, 2009, Киев, 2009г.

9. Саакян М.И. «Изучение условий залегания продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона на примере Арланского месторождения на основе

детальной корреляции разрезов скважин.» Вестник ЦКР «Роснедра», №4, 2009, с. 62-69.

10. Кириллов А.И., Саакян М.И., Шувалов A.B. «Особенности геологического строения терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения на основе автоматизированной детальной корреляции». Геология, геофизика и разработки нефтяных и газовых месторождений, 2010, с. 6-14. Москва, «ВНИИОЭНГ».

Подписано в печать:

10.03.2010

Заказ № 3405 Тираж - 150 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Саакян, Максим Игоревич

Введение

Глава 1. Развитие представлений о типах разрезов терригенной толщи нижнего карбона центральной части Урало-Поволжья.

Глава 2. Особенности геологического строения и нефтегазоносность

Арланского месторождения

2.1. Бирская седловина.

2.2. Геолого-геофизическая изученность и история открытия месторождения.

2.3. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений.

2.4. Краткая характеристика продуктивных отложений.

2.5. Тектоника Арланского месторождения.

2.6. Нефтеносность Арланского месторождения.

Глава 3. Детальная корреляция разрезов скважин. Типы разрезов (

ТТНК.

3.1. Классификация корреляции на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ и разработки.

3.2. Автоматизированная детальная корреляция разрезов скважин ТТНК в программном комплексе «AUTOCORR».

3.3. Сравнение результатов автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин по площадям Арланского месторождения.

3.4. Типы разрезов ТТНК на Арланском месторождении.

3.4.1. Арланская площадь.

3.4.2. Николо-Березовская площадь.

3.4.3. Ново-Хазинская площадь.

3.4.4. Юсуповская площадь.

Глава 4. Изучение условий залегания продуктивных пластов

ТТНК.

4.1. Анализ изменения толщин продуктивных пластов ТТНК

4.2. Факторы, обусловившие повышенную и высокую вязкость пластовой нефти залежей в ТТНК Арланского и ряда других месторождений.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Условия залегания продуктивных пластов терригенной толщи нижнекаменноугольных отложений на примере Арланского месторождения на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин"

В настоящее время длительно разрабатываемые месторождения вступили в поздний период разработки с быстрым ростом обводненности продукции и падением добычи нефти. Такие месторождения, как правило, разбурены плотной сетью добывающих скважин, вокруг них создана всеобъемлющая инфраструктура. Перспектива продления жизни месторождений в районах с развитой нефтегазодобычей может быть связана: с выделением зон различной продуктивности; поиском остаточных извлекаемых запасов в тупиковых зонах, неохваченных разработкой; с дальнейшими исследованиями пройденных бурением отложений, залегающих выше или ниже разрабатываемых продуктивных горизонтов; с изучением ловушек неструктурного типа за счет открытия в них новых залежей. Решение этих задач может более эффективно осуществляться на основе автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин, которая позволяет быстро и наиболее полно изучить внутреннее строение продуктивных пластов, определить пути фильтрации флюидов и создать геологическую модель, адекватную реальному продуктивному объекту, с целью достоверного подсчета запасов и обеспечения эффективной выработки запасов.

Использование новейших компьютерных технологий для быстрого и качественного выполнения автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин весьма актуально для длительно разрабатываемых месторождений с большим фондом скважин с целью ускорения процесса обработки данных, уточнения геологических моделей, подсчета запасов и составления новых проектных документов.

Отечественный программный комплекс «AUTOCORR», предназначенный для обеспечения непрерывного процесса моделирования залежей и подсчета запасов углеводородов, создан группой ученых разных ведомств: И.Ю. Балабан, И.С. Гутман, В.Е. Копылов, Г.П. Кузнецова (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), Н.Н. Лисовский (МПР), В.М. Староверов (МГУ имени М.В. Ломоносова). Программа «AUTOCORR» решает задачи корреляции разрезов скважин в автоматическом и интерактивном режимах, геологического моделирования залежей, подсчета запасов УВ и создания геологической основы для проектирования разработки.

Одним из крупнейших месторождений России является Арланское нефтяное месторождение, расположенное в Краснокамском районе республики Башкортостан. Его площадь составляет около 4200 км . Основным объектом разработки на месторождении являются залежи нефти в терригенной толще нижнекаменноугольных отложений (далее ТТНК). Эти отложения на изучаемой площади месторождения вскрыты почти 9000 скважин. Проведение автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин с помощью программного комплекса «AUTOCORR», выявление особенностей условий залегания продуктивных пластов Арланского месторождения, актуально в связи с пересчетом запасов углеводородного сырья, созданием постоянно действующих геолого-технологических моделей, а также отработкой методических приемов по обобщению результатов корреляции.

Цель и задачи исследования

Целью работы является изучение особенностей геологического строения, а также условий залегания продуктивных пластов основного объекта разработки Арланского месторождения - ТТНК на основе автоматизированной детальной корреляции в программном комплексе «AUTOCORR» для подсчета запасов нефти и газа и создания ПДГТМ.

Научная новизна

1. Впервые с помощью программного комплекса «AUTOCORR» по всему массиву скважин в короткие сроки одним исследователем выполнено сопоставление разрезов отложений ТТНК Арланского месторождения в пределах лицензионного участка ОАО «АНК Башнефть».

2. Выделены по каждой из четырех площадей Арланского месторождения различные типы разрезов отложений ТТНК.

4. Установлено, что в условиях вертикальной трещиноватости сохранность залежей, низкую вязкость нефтей в районах Башкортостана и Татарстана обеспечивают мощные покрышки типа «кыновские глины — саргаевские слои -доманик», залежи в более молодых отложениях вследствие отсутствия таких покрышек содержат нефти повышенной и высокой вязкости. В более молодой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции покрышки типа «георгиевские глины - бажен» перекрывают юрские залежи нефти с вязкостью ниже вязкости воды. Породы, залегающие над баженом, содержат залежи нефти, частично потерявшие летучие компоненты и имеющие, хотя и низкую вязкость, но на порядок превышающую вязкость юрских нефтей.

Практическая значимость и реализация работы

1. Предложена методика проведения автоматизированной детальной корреляции в программном комплексе «AUTOCORR» для изучения геологического строения продуктивных пластов отложений ТТНК на Арланском месторождении, разбуренных большим количеством скважин.

Основные защищаемые положения.

2. Принципы выделения различных типов разрезов отложений ТТНК.

3. Выделение и прослеживание по площади врезовых типов разреза. Методические приемы 3D геологического моделирования пластов во врезах. ч

Гпава 1. Развитие представлений о типах разрезов терригенной толщи нижнего карбона центральной части

Урало-Поволжья

Толща терригенных пород, залегающих в разрезе ТТНК между преимущественно карбонатными образованиями турнейского и визейского ярусов, представляет собой предмет особого внимания с точки зрения ее геологического строения и сосредоточения в ней значительного количества залежей нефти и угля.

Хронологически наиболее ранние исследования (ТТНК) выполнены по материалам изучения разрезов Подмосковья и близлежащих территорий. Это было обусловлено близостью толщи к дневной поверхности вплоть до естественных выходов и вполне определенным практическим интересом, связанным с промышленными скоплениями бурого угля (г. Бобрик-Донской Тульской области). Основной (подмосковный) тип разреза ТТНК, прослеживаемый на значительной территории Урало-Поволжья характеризуется почти полными, лишь частично размытыми, отложениями турнейского яруса. На неразмытых отложениях турнейского яруса залегают породы елховского, а выше радаевского горизонтов. Еще выше по разрезу залегают бобриковский, а затем тульский горизонты, которые не всегда выдержаны по толщине и по площади. Отложениями, перекрывающими ТТНК, являются карбонатные породы алексинского горизонта.

При проведении исследований на нефть и газ в его пределах были выявлены 2 типа разреза ТТНК, принципиально отличающиеся от подмосковного.

Первый из них отмечается значительным и резким увеличением разреза терригенной серии осадков до 400 м. Полоса распространения аномально высоких толщин шириной от 25 до 40 км проходит преимущественно по территории Пермской области, Башкортостана, Татарстана и Самарской области, протягиваясь вдоль рек Камы, Белой, Волги и Кинель, в связи с чем первоначально получила название Камско-Кинельской впадины [59]. Последующие исследования позволили существенным образом уточнить строение и рассматривать уже ее не как единую впадину, а как систему переходящих из одной впадин в другую. Еще позже, по предложению М.Ф. Мирчинка, P.O. Хачатряна и О.М. Мкртчяна [44], за Камско - Кинельской системой закрепилось понятие системы прогибов того же названия.

Первый, отличный от подмосковного, тип разреза, характерен для ложа Камско-Кинельской системы прогибов.

Впервые терригенный разрез, характерный для ложа Камско-Кинельской системы, был встречен при бурении разведочной скважины близ поселка Сарайлы Республики Татарстан. В связи с этим, по предложению главного геолога треста «Татнефтегазразведка» A.M. Мельникова, вся мощная свита терригенных образований нижнекаменноугольных отложений вошла,в геологическую литературу под названием сарайлинской. Несколько позже аналогичные разрезы были обнаружены в районах Елабугской, Булдырской, Кирменской, Мензелино-Актанышской площадей Татарстана; Раковской, Малиновской, Мухановской площадей Самарской области; Шумовской, Елпачихинской, Мало-Усинской и других площадей Пермской области.

В пределах ложа Камско-Кинельской системы нижним стратиграфическим комплексом, не затронутым резкими литолого-фациальными изменениями, является доманиковый горизонт франского яруса. Верхним горизонтом, где также отмечается стабильность в плане развития фаций и толщин, является тульский горизонт визейского яруса.

В.М.Познер [59] условно отнес нижнюю часть сарайлинской толщи к турнейскому ярусу, ассоциируя Малиновские отложения с верхнекизеловским горизонтом, а верхнюю — к бобриковскому горизонту визейского яруса.

Отнесение малиновских отложений к турнейскому ярусу явилось наиболее дискуссионным вопросом.

Так, по анализу фаунистических находок по данным определений Г.П. Ботановой по керну из скважины Р-1 JI.B. Шаронов (1957) отнес «сарайлинскую» свиту к визейскому ярусу. Присутствие в некоторых пачках карбонатных пород отдельных видов турнейской фауны, по мнению JI.B. Шаронова, не является противоречием для отнесения свиты к визе, так как их можно рассматривать как единичные виды переходной фауны. Появлению же подавляющего большинства визейских форм флоры позволило ему отнести свиту к первому члену яснополянского надгоризонта визейского яруса.

Такой же точки зрения придерживались С.В. Семихатова [64], М.М. Грачевский [22],а позже и В.М. Познер [59].

Напротив, многие исследователи относят большую часть сарайлинской свиты (малиновские отложения) к турнейскому ярусу (M.JI. Киллигина, [34] по комплексу спор; А.П. Блудоров и JI.C. Тузова, [73]; И.Б. Палант [56]; Г.И. Теодорович и др., [69].

Н.Н.Соколова [66], основываясь на изучении материалов по глубоким скважинам Самарской области, считает, что Малиновская толща, выделенная Познером, состоит из двух стратиграфических комплексов: нижнемалиновского, относимого к турнейскому ярусу (малиновские слои), и верхнемалиновского, относимого к визейскому (радаевские слои).

Сопоставление разреза сарайлинской свиты с разрезом Подмосковья вызвало широкую дискуссию и послужило основанием для пересмотра схемы стратиграфии каменноугольных отложений. Межведомственной стратиграфической комиссией в 1960 г. Малиновские слои были разделены на нижнемалиновские (елховские) и верхнемалиновские (радаевские), однако единства мнений в этом сложном вопросе не было достигнуто.

В работах, опубликованных после решения комиссии, точки зрения относительно возраста сарайлинской свиты по-прежнему расходились.

В монографии И.Х. Абрикосова, посвященной нефтегазоносности Пермской области [1], «сарайлинская» свита отнесена к турнейскому ярусу. М.М. Грачевский и В.А. Долицкий [23], напротив, сарайлинскую свиту относят к нижнемалиновским отложениям визейского яруса, а бобриковский горизонт к верхним. JI.B. Шаронов и Е.Н. Ларионова [77] по данным исследований на территории Пермской области дают характеристику Камско-Кинельской системы как зоны резкого увеличения толщины яснополянских, Малиновских и турнейских отложений, фациального замещения последних терригенным материалом и уменьшения толщины мендымских, верхнефранских и фаменских отложений. Следовательно, слои сарайлинской свиты были отнесены ими к турнейскому ярусу.

В еще более поздней работе Л.Ф. Шаронов, С.А. Винниковский и др. [78] отмечают доминирующий состав терригенных пород, относимых к турнейскому ярусу на Яйвинской площади, в скв. №5, расположенной в ложе Камско-Кинельской системы.

В обобщающей работе Р.Х. Муслимова, В.М. Смелкова, Р.К. Тухватуллина, Б.В. Успенского и др. [48] приводится факт наличия в пределах Камско-Кинельской системы прогибов шести различных типов разрезов, слагающих ТТНК Татарии. В результате выделяются: актанышский, билярский, саитовский, сарайлинский, кабык-куперский и ключищенский типы разрезов.

Отсутствие единства взглядов относительно возраста отдельных подразделений разреза ТТНК в пределах Камско-Кинельской системы прогибов связано с противоречивыми мнениями относительно ее генезиса, обусловившего зональность в распространении преобладающих формаций и в изменении их толщин и связанных с ними стратиграфических подразделений разреза.

Естественно, противоречивость мнений нашло отражение в многообразии гипотез формирования Камско-Кинельской системы прогибов.

В.М.Познер рассматривает Камско-Кинельскую систему как комплекс эрозионных долин, неоднократно заполнявшихся терригенными отложениями. Аналогичной точки зрения придерживались В.И. Троепольский, С.С. Эллерн [70], Э.З. Бадамшин и др. (1959), В.Н. Тихий [72], M.JI. Килигина [35] и др.

M.JI. Килигина [34] объясняет генезис сарайлинской толщи следующим образом. Морской режим на территории Татарии был неравномерным и неповсеместным. В первый раз море оставило территорию интенсивно поднимавшегося нижнего течения р. Камы в предтурнейское время. В это время в результате усиленной эрозии в районе Сарайлов происходило уничтожение мощной толщи карбонатов фамена (по данным Е.Е. Иванова под известняками нижнего турне замечены мендымские известняки, т.е. фаменские известняки отсутствуют). В позднетурнейское время в этих эрозионных долинах происходило накопление терригенных толщ. В визейском веке началось погружение платформы, ингрессия моря и накопление терригенных и карбонатных осадков в визе.

Как бы дополняя мнение M.JI. Килигиной, В.И. Крупин [37] связывает формирование сарайлинской толщи в малиновское и бобриковское время с полосой некомпенсированного осадконакопления в верхнефранское, фаменское и турнейское время.

В отличие от предыдущих авторов, А.И. Клещев, В.А. Киров, В.В. Петропавловский [36] рассматривают терригенную формацию как фацию у карбонатных пород турнейского яруса. Основываясь на анализе имеющегося фактического материала по разведочным площадям Татарстана и сопредельных областей, эти исследователи отмечают, что сарайлинская толща представляет собой нечто иное, как фациальное замещение терригенной серией осадков карбонатных отложений (франский и фаменский ярусы) верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона.

Р.О.Хачатрян [76] формирование впадины объясняет денудацией некогда существовавшего антиклинального перегиба, претерпевшего инверсию. Последовавшее выпрямление слоев привело к изгибу эрозионной поверхности и образованию впадины.

Н.И. Марковский [43] и первоначально Л.Ф. Шаронов [77] считали, что ложе Камско-Кинельской системы образовано деятельностью палеорек, промывших в карбонатном турне глубокие русла, в которых впоследствии отложились аллювиальные осадки визе.

Большинство исследователей и ныне придерживаются точки зрения М.Ф. Мирчинка, P.O. Хачатряна и О.М. Мкртчяна [44], предложивших назвать Камско-Кинельской систему системой прогибов, вкладывая при этом в термин «прогиб» прежде всего морфологическое содержание. Согласно их мнению, прогибы образовывались в результате некомпенсированных осадконакоплением региональных тектонических погружений в верхнедевонское и раннетурнейское время и последующего заполнения их позднетурнейскими и ранне средневизейскими осадками. Формирование прогибов сопровождалось развитием вдоль их бортов рифогенных (биогермных) массивов (решение Казанского совещания, 1969).

М.М.Грачевский и В.А.Долицкий [23] рассматривают Камско-Кинельскую систему впадин как унаследованную от верхнедевонского внутриплатформенного некомпенсированного прогиба аккумулятивнотопографическую впадину. По их мнению, мощные малиновские (сарайлинские) слои ни в коей мере не являются фациальными заместителями отложений карбонатного турне шельфа, в пределах которого им соответствует или маломощные слои, или перерывы в осадконакоплении.

Значительную роль в структурно-морфологических перестройках в осадочном чехле в пределах Камско-Кинельской системы прогибов О.М. Мкртчян и др. [47] связывают с тектонической активностью фундамента. При этом полагают, что периферийные области древних сводов были обрамлены областями активизации, выражающейся в периодических движениях разной направленности и приводящих к дроблению фундамента на блоки и подвижкам последних по плоскостям разломов. Связь Камско-Кинельской системы прогибов с дизъюнктивными нарушениями отмечает и Р.Н.Валеев [15], а Н.Н.Соколова [66] прямо указывает на ее тектоническое происхождение.

Второй, отличный от подмосковного, тип разреза имеет распространение в прибортовых частях Камско-Кинельской системы прогибов и обусловлен так называемыми врезами.

Врезы представляют практический интерес с точки зрения сосредоточения в них запасов нефти и газа при благоприятных в структурном плане условиях.

Н.И.Марковский [43], развивая свою русловую теорию, рассматривает врезы как рукава рек, впадающих с обеих сторон в основное русло, ассоциируемое с ложем Камско-Кинельской системы прогибов, и играющие роль разгрузочных каналов при компенсации ложа терригенным материалом.

Подавляющее число исследователей (Бетелев Н.П., Ростовцева Л.Ф., Юшко JI.A. [9]; Блудоров А.П. [11]; Килигина M.JI. [35]; Троепольский В.И., С.С. Эллерн, [70] и др.) происхождение врезов связывают с деятельностью временных речных потоков, приводящих к размыву преимущественно карбонатных турнейских образований. Однако отмечены (Губайдуллин А.А. и Аминов Л.З., [24] случаи размыва более молодых отложений елховского возраста. Последнее предположение основывается на том, что в соседних территориях, прилегающих к районам распространения врезов, характеризующихся гипсометрически наиболее высокими отметками (так называемые останцы, не затронутые эрозией), встречены осадки, охарактеризованные елховским комплексом спор. Эрозионные врезы выполнены терригенной толщей отложений увеличенной толщины радаевско-бобриковского возраста. По данным Мороко М.И. (1964) на основании изучения разрезов скважин площадей Республики Татарстан в низах толщи выделен именно радаевский комплекс спор.

Однако отмечены случаи (Васянин Г.И., Богатырев В.В. 1972), когда врезы выполнены терригенными образованиями, залегающими между карбонатными породами с типичной турнейской фауной, свидетельствующей о турнейском возрасте выполняющих врезы терригенных пород.

По данным Бетелева Н.П., Ростовцева Л.Ф., Юшко JI.A. [9]; Блудорова А.П. [11]; Грачевского М.М. [22], Килигиной M.JI. [35], Троепольского В.И., Эллерна С.С. [70]; Марковского Н.Н. [42] образование врезов Мухаметшин Р.З. [49] связывает преимущественно с деятельностью временных русловых потоков (палеорек). В наиболее поздних исследованиях он отвергает наличие закарстованности пород турне. Основываясь на данных палеотектонического анализа территории Республики Татарстан, автор свидетельствует не о единичных врезах, а о сложной системе наложенных визейских врезов на турнейские, причем аномальные значения величин размыва отвечают унаследовательности речных долин одного направления.

Другая группа исследователей (Буракаев Д.Н., [14]; Валиуллина Р.Т., [16]; Губайдуллин А.А., Аминов JI.3. [24]; Войтович Е.Д., Шельнова А.И. [20]; Никулин А.В. [53]) формирование врезов связывают преимущественно с эрозионно-карстовыми процессами, протекавшими на границе турне и визе в зонах интенсивного развития трещиноватых пород, обусловленных подвижками блоков фундамента по линиям разломов.

Однако трудно предположить, чтобы карстовые воронки могли образоваться одновременно на разных участках в пределах огромной территории Татарии и Башкирии и заполняться радаевско-бобриковскими отложениями по совершенно одинаковой схеме, позволяющей надежно коррелировать разрезы скважин в пределах врезов, отстоящих друг от друга на десятки и даже сотни километров. Последнее обстоятельство скорее наводит на мысль о связи врезов с тектоническими процессами.

Особый интерес вызывает работа Гутмана И.С. (1981) по изучению строения залежей высоковязкой нефти в терригенной толще нижнего карбона по ряду месторождений Татарстана.

Основываясь на таких фактах, как аномально высокая вязкость нефти; потере нефтью легких и летучих компонентов; отражение в осадочном чехле, и в том числе в отложениях нижнего карбона, многочисленных разрывных тектонических нарушений, установленных в кристаллическом фундаменте; закономерная приуроченность участков с аномально большими толщинами радаевско-бобриковских отложений к сводовым частям поднятий; взаимопрослеживаемость в разрезе елховских, радаевских и бобриковских отложений и закономерности распространения каждого из них, он указывает на тектоническую природу образования терригенной толщи нижнего карбона, которая заключается в дифференцированном опускании отдельных блоков, сопровождавшихся бобриковской трансгрессией.

К концу бобриковского времени движение отдельных блоков практически стало затухать. С началом тульского времени вся обширная территория провинции вновь стала испытывать погружение, приведшее к плащеобразному несогласному залеганию тульских отложений над нижележащими осадками.

Таким образом, условия формирования ТТНК характеризовались тектоническим движениями, как отдельных блоков, так и более обширных районов. При этом образование изучаемых отложений происходило за счет активных тектонических движений по разломам древнего заложения.

Так Р.Н.Валеев [15] обращает внимание на связь границ и простирания структур с дизъюнктивными нарушениями в кристаллическом фундаменте платформы. Развитие структур он связывает с разрядкой тектонических нарушений по определенным зонам интенсивного дробления земной коры.

А.Т.Панарин (1981) обнаружил в скважине 1835 Нурлатского месторождения взброс, выразившийся в повторении в разрезе скважины известного кыновского репера.

По мнению С. П.Егорова [31], образование дизъюнктивных нарушений сопровождало всю геологическую историю исследуемой территории, причем бобриковско-тульское время он относит к одному из периодов наиболее резкой активизации тектонических движений. Простирание нарушений характеризуется постоянством, то есть соответствием древним, «ослабленным» в тектоническом отношении зонам кристаллического фундамента.

Особый интерес вызывают результаты исследований, проведенные в МИНХ и ГП им. И.М.Губкина под руководством Т.А.Лапинской (1980), в частности, по Нурлатскому району. В основе работы лежит создание и апробация методики прослеживания дизъюнктивных нарушений и древних катагенетических процессов, имевших место в кристаллическом фундаменте. При этом катаклаз и гранулитизация рассматриваются как диагностические признаки обнаружения нарушений фундамента и их трассирования. Согласно результатам работ, кристаллический фундамент в пределах Татарстана и, в частности, Нурлатского района изобилует тектоническими нарушениями древнего заложения. Характерно, что данные анализов керна по скважине №614 Южно-Нурлатского и скважине №606 Вишнево-Полянского месторождений свидетельствуют о непосредственной близости этих скважин к зонам разломов.

В работе Ю.Б.Фаина и Ю.Н.Кухаренко [74] отмечается, что в мощных комплексах додевонских образований, разбитых на блоки, любые последующие напряжения не могли формировать пликативные изгибы слоев, а отражались в виде новых блоковых подвижек. Мощную карбонатную толщу девона и турне можно с полным основанием рассматривать как тела с жестким скелетом, в котором движение блоков фундамента должно отражаться в виде разрывных нарушений со смещением.

Интерес вызывает работа И.А. Ларочкиной по принципам оптимизации поисков и разведки залежей нефти на примере Татарстана [38]. Предметом исследований явилось изучение строения кристаллического фундамента республики Татарстан (рис.1). В итоге было установлено доминирующее преобладание на изучаемой территории разломов субмеридионального простирания и на основе этих исследований произведена детализация схемы блоковой тектоники Татарстана.

Подтверждающими предположения ряда ученых о непосредственном влиянии тектонических процессов на условия формирования ТТНК явились результаты работы по изучению геологического строения четырех месторождений Нурлатского района Республики Татарстан, выполненной под руководством И.С. Гутмана в институте проектирования и научной экспертизы РГУНГ им. И.М. Губкина [28].

В процессе выполнения детальной корреляции разрезов скважин было выделено два типа разрезов ТТНК. Первый, подмосковный тип разреза представлен полными неразмытыми отложениями турнейского яруса, второй осложнен так называемыми врезами (врезовый тип разреза).

В разрезах, представленных неразмытыми отложениями турнейского яруса, присутствуют отложения елховского возраста, залегающие над турне,

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Рис. 1. Структурно-тектоническая схема кристаллического фундамента Во л го-Уральской нефтегазоносной провинции (Составили: Шаргородский И.Е., Либерман В.В., Казаков Э.Р., Зинатова

М.Ф., Гирина И.Н., Зиганшин А.А.) [48] тогда как эти же отложения отсутствуют в разрезах, осложненными «врезами». В разрезах, осложненных эрозионными «врезами», появляется дополнительный пласт снизу бобриковского горизонта, который является первым членом бобриковской трансгрессии. Следующим отличительным моментом геологического строения изучаемой толщи является увеличение толщины отложений бобриковского и тульского горизонтов над врезами.

Исследования ТТНК проводились и на территории Башкортостана.

Особый интерес вызывает работа Г.П. Ованесова [54] по изучению формирования залежей нефти и газа на территории Башкирии. По данным исследователя, отложения ТТНК распространены на территории всей Республики Башкортостан. Максимального развития изучаемая толща достигает на западе Республики (Шаран-Бакалы, Арлан), где ее нижняя часть отностится к верхам турнейского яруса, средняя - к бобриковскому горизонту визейского яруса и верхняя - к низам тульского горизонта

А .Я. Виссарионовой [19] на основании отличительных признаков отложений был выделен ряд характерных разрезов ТТНК на территории Башкирии. Эти признаки состояли в литологических особенностях пород и их толщине, на основе которых А.Я. Виссарионова выделила следующие типовые разрезы: арланский, манчаровский, туймазинский. Эти разрезы ориентировали геологоразведочные работы, однако в связи с открытием большого числа месторождений составлялись новые типичные разрезы, охватывающие все многообразие известных ранее разрезов месторождений.

Для разреза арланского типа характерны разновозрастность толщи, которая охватывает верхнюю часть турнейского яруса, бобриковский горизонт и нижнюю часть тульского горизонта визейского яруса; общая увеличенная мощность толщи, которая изменяется в пределах от 50 до 138 м; широкое распространение, особенно в нижней части толщи, углисто-глинистых пород с прослоями каменного угля; различное соотношение терригенной толщи нижнего карбона с нижележащими карбонатными породами. Изучаемая толща по данным Г.П. Ованесова залегает на разных стратиграфических горизонтах турнейского яруса — от кизеловского до малевского включительно.

С особой детальностью рассматриваются в арланском типе разреза отложения бобриковского горизонта, которые А .Я. Виссарионовой разделяются на четыре пачки. Первой пачкой на основе данных исследователя является нижняя пачка песчаников, толщина которых изменяется от 9 до 15 м. Второй в бобриковском горизонте выделяется нижняя пачка аргиллито-алевролитовых и углистых пород, толщина которой в среднем составляет 4 м. Далее отмечается третья, верхняя пачка песчаников, которые в ряде скважин замещаются аргиллитами или углисто-глинистыми породами и толщина которых составляет около 6 метров. Четвертой является верхняя пачка аргиллито-алевролитовых пород, толщина которой изменяется от 5 до 10 м.

Автор отмечает, что терригенная толща нижнего карбона четко выделяется по промыслово-геофизическим методам и характеризуется следующими особенностями: песчаные пласты - отрицательными аномалиями метода собственной поляризации (ПС), снижением интенсивности на диаграммах гамма-каротажа, уменьшением диаметра скважины на кавернограммах.

Такой разрез ТТНК характерен для северных и северо-западных районов Башкирии и четко коррелируется с врезовым типом разреза за счет значительного увеличения толщины отложений и разновозрастности толщи пород.

Разрез туймазинского типа характерен следующими особенностями: терригенные отложения одновозрастны и относятся к бобриковскому горизонту визейского яруса; по сравнению с арланским типом разреза толщина терригенной толщи значительно уменьшается (15-22м); в нижней части толщи появляются небольшие прослои углисто-глинистых сланцев и линзы каменного угля толщиной в несколько сантиметров. Разрез туймазинского типа характерен для площадей краевой части Татарского свода и примыкающей к нему с юга и юго-востока территории.

Этот тип разреза ТТНК аналогичен подмосковному типу разреза, представленному почти неразмытыми карбонатными отложениями турнейского яруса с сохранением вышележащих отложений елховского и радаевского горизонтов.

Третий тип разреза, выделяемый А .Я Виссарионовой, называется манчаровским. Отличительными особенностями этого типа разреза являются разновозрастность пород, слагающих разрез, увеличенная толщина отложений, изменяющаяся от 37 до 80 м, а также наличием прослоев углисто-глинистых сланцев и углей небольшой толщины в нижней части толщи. Этот тип разреза характерен для площадей центральной части Бирской седловины.

Особого внимания заслуживают работы по изучению тектонического развития региона. Результатом исследований тектонической эволюции нефтегазоносных бассейнов Башкирии явились принципы, прошедшие серьезное научное и практическое испытание. Прежде всего, это стадийность, цикличность и направленность тектонического развития отложений.

Стадиям тектонического развития структур посвящены работы В.Д. Наливкина, А.Б. Ронова, В.Е. Хаина, К.Б. Аширова, P.O. Хачатряна, Т.В. Макаровой, В.А. Горшковой. Вопросы классификаций поднятий, контролирующих скопления залежей нефти и газа, освещены в трудах И.М. Губкина, Н.С. Шатского, В.В. Белоусова, Н.Ю. Успенской, JI.H. Розановой, В.Д. Наливкина, А.А. Бакирова, М.Ф. Мирчинка, В.Е. Хаина, P.O. Хачатряна, Г.П. Ованесова, А.Я. Виссарионовой, О.М. Мкртчяна и др.

Особого внимания заслуживают работы по палеотектоническим реконструкциям, в том числе и кристаллического фундамента, выполненные

А.А. Трофимуком, А.А. Бакировым, В.Д. Наливкиным. JI.H. Розановым, Э.Э. Фотиади, Ю.А. Косыгиным, Г.П. Ованесовым, А.А. Аксеновым, В.А. Лобовым, М.Ф. Свищевым, В.А. Клубовым, И.А. Шпильманом.

Хачатрян P.O. в своей работе [75] впервые детально рассмотрел тектоническое развитие и нефтеносность Волжско-Камской антеклизы, выделенной в 30-е гг. двадцатого столетия А.Д. Архангельским. Описана история развития указанной структуры Русской плиты в течение байкальского, герцинского и альпийского тектонических циклов. Была предложена схема тектонического районирования антеклизы на основе согласованности ее с соседними крупными тектоническими сооружениями, такими как Московской, Мезенской и Прикаспийской синеклизами, Предуральским краевым прогибом и Притиманским желобом.

О.М. Мкртчяном [47] (1980) были рассмотрены основные морфогенетические виды структур и геологических образований с залежами углеводородов в восточной части Русской плиты. Им были рассмотрены и типизированы карбонатно-биогермные шельфы, изучены вопросы классификации тектонических форм позднедевонско-турнейских органогенных построек. Освещено обоснование закономерности размещения залежей углеводородов в карбонатных верхнедевонско-турнейских карбонатных комплексах.

При исследовании Актаныш-Чишминского прогиба О.М. Мкртчан показал уменьшение толщины карбонатных отложений верхнего девона за счет плавного изменения осадконакопления мендымских, верхнефранских и фаменских отложений в направлении оси прогиба, увеличением углов наклона от нижележащих горизонтов к вышележащим и от оси прогиба к его борту. Перпендикулярно прогибу проведено сечение, в котором прослеживается обширная фациальная изменчивость карбонатов верхнего девона и нижнего карбона. На бортовых частях выделяются обильные толстослоистые, иногда рифогенные известняки, толщина которых изменяется от 300 до 500 метров. По направлению к оси прогиба толщина пород уменьшается в несколько раз и отложения становятся доманикового или депрессионного типа, сложенные глинисто-кремнистыми разностями. Такой тип отложений присущ всей Камско-Кинельской системе прогибов.

Большой интерес вызывает работа Е.В. Лозина [41]. Основным объектом исследования явился осадочный нефтегазоносный бассейн Башкортостана, представляющий собой краевую часть ВосточноЕвропейской платформы в составе Башкирского и Южно-Татарского сводов, разделяющих их Бирской седловины, окраинных Благовещенской и Салмышской впадин. Автором были использованы данные сейсморазведки, глубокого бурения, карты и структурные построения предшествующих исследователей. Эта весьма обширная информация позволила сформулировать определенные положения о строении и об эволюции консолидированной коры. Е.В. Лозин считает, что формирование структурно-тектонического плана консолидированной коры происходило при активном образовании структур раздвигового характера с обособлением резко очерченных блоков пород различного петрографического состава.

Рассматривая Татарский и Осинцево-Башкирский своды на этапе от девона до нижнего карбона, автор выделяет Камско-Кинельскую систему прогибов, обосновывая ее как «структурно-литофациальную некомпенсированную зону». [41]. Указанная система прогибов обусловливается исследователем наличием зональных клиноформных комплексов, тектонических дислокаций и органогенных построек. Камско-Кинельская система прогибов, по мнению Е.В. Лозина, возникла за счет резкого уменьшения толщины карбонатных отложений верхнего девона, а затем заполнением с бортов карбонатными отложениями турнейского возраста. В осевой же части — терригенными елховско-бобриковскими отложениями нижнего карбона.

Образование прогибов вышеуказанной системы обусловливалось палеотектонической эволюцией структур позднедевонской эпохи: сформировалась она в наиболее погруженных частях верхнедевонских палеовпадин, некомпенсированных осадконакоплением.

По данным Е.В. Лозина, при бурении в пределах склонов Татарского и Башкирского сводов на наиболее крупных поднятиях первого из сводов, а также в осевых частях Актаныш-Чишминского прогиба, зафиксировано развитие рифовых массивов и биогермных толщ известняков. Крупнейшим рифовым массивом Актаныш-Чишминского прогиба является Большой Арлано-Дюртулинский барьерный риф. Доминирующим по площади является свод и часть склонов Арланского поднятия северо-западного простирания.

В рассматриваемой работе приводится взаимосвязь тектоники и процессов осадконакопления на образование, так называемых «рукавообразных» песчаных тел. В кратком описании геологии терригенной толщи нижнего карбона на примере Бадряшской (скв.182) и Нефтекамской (скв.16) площадей автор выделяет несколько отличительных особенностей строения разреза.

Изучая геологическую обстановку терригенной толщи нижнего карбона, Е.В. Лозин пишет о «прорыве турнейского палеорельефа сетью эрозионных врезов», происходивших, по его же мнению, в зонах проявления предбобриковского континентального перерыва. Он считает, что отложениями, заполняющими эрозионные врезы, являются породы бобриковского возраста.

Приведенный выше обзор о строении и условиях формирования ТТНК указывает на сложность вопроса, а также показывает разные точки зрения исследователей, занимавшихся изучением данной толщи.

Глава 2. Особенности геологического строения и нефтегазоносность Арланского месторождения

Методика выполнения автоматизированой корреляции геологических разрезов скважин с использованием программного комплекса «AutoCorr» с целью изучения внутреннего строения и выявления особенностей условий залегания продуктивных отложений опробована на достаточно большом количестве месторождений. Однако именно Арланское месторождение явилось своего рода полигоном для выработки методических приемов автоматизированной детальной корреляции отложений, характеризующихся сложным геологическим строением.

Арланское месторождение (рис.2) расположено на севере республики Башкортостан на территории Краснокамского и Дюртюлинского районов и частично - на юго-востоке Удмуртской республики, занимая наибольшую часть Бирской седловины.

Рис 2. Административное положение Арланского нефтяного месторождения. Район исследования

2.1. Бирская седловина верхнекамская впадина

О —*. 1 1 j—'—1—l г ■— а — границы струкгурпо-тектошгасскпх элементов первого порядка; 0 — контуры ваноь: 1 — iiaim-басвского, п — Иванасвского, III — Андреевского, /V—Кара-Зирпковского, V — Ыанчаровского, VI— Чекнагушского, в —контуры прогибов, разделяющих валы; г —границы распространения верхнедевонекш рифов: 1 — барьерных рифов Лрлак-Дюртюлииской зоны, 2 — Таймурзппского, г — Карача-Елгииского, i — Щелкановского, S — Чермасапского, 6 — Магпаровского; д — кон

Рис.3. Тектоническая карта Бирской седловины. По данным

УфНИИ и О.М. Мкртчяна

Бирская седловина является южным продолжением Верхнекамской впадины и выделяется по нижнепермским и каменноугольным отложениям. По девонским осадкам большая часть ее представляет собой региональную моноклиналь восточной краевой части Татарского свода (рис. 3) с падением слоев на северо-восток под углами 2-3°, осложненную структурными уступами. И лишь на крайнем востоке вблизи склона Пермско-Башкирского свода отмечается обратное падение, где прослеживается узкий Сосновский прогиб. Дно Бирской седловины выполнено бавлинскими отложениями большой толщины (свыше 2000 м). В породах нижнебавлинской свиты скважинами вскрываются дайки и пластовые интрузии габбро-диабазов и диабазов. Наличие этих пород указывает на проникновение основной магмы по глубинным разломам, захватывающим породы кристаллического фундамента.

Бирская седловина от древних к молодым горизонтам расширяется в западном (в пределах Удмуртии) и южном (южнее г. Уфы) направлениях. Отмечается несоответствие структурных планов не только между карбоном и девоном, но и между верхнепермскими и более древними отложениями. По каменноугольным и нижнепермским отложениям для Бирской седловины характерны отчетливые валообразные поднятия северо-западного простирания. Наиболее четко выражены по нижнекаменноугольным продуктивным горизонтам валы Арлан-Дюртюлинский и Карабаевский, расположенные в повышенной части седловины и приуроченные к разломам древнего заложения.

На северо-западе валы Бирской седловины сливаются в единый структурный элемент, а на юго-востоке прослеживаются по пермским отложениям южнее г. Уфы. Только Карабаевский вал выражен и по девонским отложениям, остальные расположены над уступами в девонских отложениях. Г.Е. Рябухин, М.С. Бурштар, Н.М. Музыченко [63] эти уступы связывают с эрозионным или рифогенным происхождением. Так, вдоль Арлан-Дюртюлинского и Чекмагушевского валов в карбонатных отложениях девона установлена цепь рифовых массивов, а вышележащие каменноугольные отложения образуют структуры облекания. Каменноугольные структуры с глубиной смещаются на различных горизонтах. На отдельных локальных складках смещение начинается от кровли карбона или верейского горизонта. Для Чекмагушского и Базинского валов это смещение начинается непосредственно ниже бобриковского горизонта, на Арлан-Дюртюлинском валу — ниже кровли фаменских отложений.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Саакян, Максим Игоревич

Основные результаты проведенного исследования

1. Для подсчета запасов нефти и газа в продуктивных пластах ТТНК Арланского месторождения в пределах лицензионных участков ОАО «АНК Башнефть» была выполнена автоматизированная детальная корреляция по указанному списку скважин с помощью программного комплекса «AUTOCORR». Впервые удалось в короткие сроки одним исследователем осуществить корреляцию по всему массиву скважин.

2. Выделено 13 типов разреза и показаны принципиальные отличия каждого из них.

4. Впервые на мелкомасштабных картах Арланского месторождения выявлены зоны, где максимальные толщины продуктивных пластов ТТНК нередко совпадают с зонами, в пределах которых тектонические движения при формировании современного структурного плана были наиболее интенсивными. На конкретных локальных участках показаны примеры инверсии тектонических движений при формировании общих толщин продуктивных пластов, а в последствии и современного структурного плана.

6. Впервые предложены принципы трехмерного моделирования врезов.

8. Показано, что тектонические движения на локальных участках и целых зонах, обусловившие формирование продуктивных пластов, а также современного структурного плана ТТНК, были унаследованными с более ранними вертикальными движениями блоков фундамента, вследствие чего в разрезе сформировались тектонически активные зоны с вертикальной трещиноватостью;

9. Показано, что в условиях вертикальной трещиноватости сохранность залежей, низкую вязкость нефтей в районах Башкортостана и Татарстана обеспечивают мощные покрышки типа «кыновские глины - саргаевские слои - доманик», залежи в более молодых отложениях вследствие отсутствия таких покрышек содержат нефти повышенной и высокой вязкости. В более молодой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции покрышки типа «георгиевские глины - бажен» перекрывают юрские залежи нефти с вязкостью ниже вязкости воды. Породы, залегающие над баженом содержат залежи нефти, частично потерявшие летучие компоненты и имеющие, хотя и низкую вязкость, но на порядок превышающую вязкость юрских нефтей.

Заключение

Исходными данными для диссертационной работы послужили материалы ГИС по 8662 скважинам. В качестве исследуемого объекта для выполнения детальной корреляции, выделения и прослеживания типов разрезов ТТНК, а также изучения условий залегания продуктивных пластов, было выбрано Арланское нефтяное месторождение.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Саакян, Максим Игоревич, Москва

1. Абрикосов И.Х. Нефтегазоносность Пермской области. Гостоптехиздат, 1963 г.

2. Арефьев Ю.М., Фатыхова Ф.Б. «Пересчет запасов нефти Мельниковского месторождения РТ по состоянию на 01.01.1996 г.», Казань 1996 г.

3. Абдуллин Н.Г.,Аминов Л.З.,Акишев И.М. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. М-Недра. 1979- Т.З., Татарская АССР.

4. Аширов КБ. О геологическом времени формирования месторождений Урало-Поволжья. Геология нефти и газа. 1990.- №9.

5. Баймухаметов К.С., Кухаренко Ю.Н., Хатъянов Ф.И., Хлебников В.Д. Геологическое строение отложений девона и нижнего карбона и методика геолого-поисковых работ на нефть и газ в восточной части Башкирской АССР// Геология нефти и газа -1971.-№9- с8-14.

6. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997.С. 3-11.

7. Бакиров А.А. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Средне-Русской синеклизы. Гостонтехиздат, 1948.

8. Балабян Г.Г., Аксенова Е.Г., Медведев Н.Ф. О природе грабенообразных прогибов. Тр. Башнипинефть.- Уфа, 1975. — Вып.44.

9. Бетелев Н.П., Ростовцева Л.Ф., Юшко JI.A. Некоторые данные по стратиграфии. Литологии и фациям турнейских и нижневизейских отложений на территории Татарии. Тр. ВНИГНИ, вып. 16, М., Гостоптехиздат, 1959 г.

10. Булыгина Н.Ф., Арефьев Ю.М., Антипова Т.А. и др. «Подсчет запасов нефти и ТЭО КИН Енорусскинского нефтяного месторождения» по состоянию на 01.01.2001 г. Казань, 2001 г.

11. Блудоров А.П. «Палеогеография и строение угленосных толщ на юго-востоке Русской платформы». «Разведка и охрана недр», №4, 1956 г.

12. Богданов А.А. О некоторых общих вопросах тектоники древних платформ, (на примере Восточно-Европейской платформы). Советская геология. 1964. - №9.

13. Бороздина З.И., Клещев А.И., Клубов В.А. некоторые принципиальные особенности глубинной тектоники Волго-Уральской нефтегазоносной области. Докл. АН СССР.- 1983.- Т. 148, №4.

14. Буракаев Д.Н. Стратиграфия, литология, коллекторы и нефтеносность терригенной толщи нижнего карбона северо-западной части Башкирии. Автореферат кандидатской диссертации, Уфа, 1967 г.

15. Валеев Р.Н. Тектоника Вятско-Камского междуречья. Тр. Казанского геол. ин-та, вып.12, М., Недра, 1968 г., с.4-109.

16. Валлиулина Р.Т. Литология и условия осадконакопления терригенных отложений нижнего карбона платформенной части Башкирии в связи с их нефтеносностью. Автореферат кандидатской диссертации, Уфа, 1970 г.

17. Веселое Г. С., Арефьев Ю.М. и др. «Пересчет запасов нефти Енорусскинского месторождения Татарской АССР». Отчет КГЭ. Казань, 1974 г.

18. Веселое Г. С., Арефьев Ю.М., Соловьева O.K., Сафонова С.И. Подсчет запасов нефти Вишнего-Полянского месторождения ТАССР. г. Казань, 1976 г.

19. Виссарионова А.Я. Стратиграфия и фации средне- и нежнекаменноугольных отложений Башкирии и их нефтеносность. Труды УфНИИ, Гостоптехиздат, 1959г.

20. Войтович Е.Д., Шелънова А.К. Влияние предвизейских эрозионных врезов на размещение нефти в нижнекаменноугольных отложениях Татарии. Геология нефти и газа, №3, 1976 г.

21. Голубев B.C., Тайц М.И. Блоковое строение фундамента Северной Башкирии и его влияние на структуру осадочного чехла\\тр.\УфНИИ-Уфа-Башкнигиздат, 1967 С. 14-22.

22. Грачевский М.М. «Особенности строения и формирования Камско-Кинельской впадины в Куйбышевском Заволжье и Татарии. ДАН СССР, т.125, №6, 1959 г.

23. Грачевский М.М., Долицкий В.А. Происхождение Камско-Кинельской впадины. В кн. «Материалы по региональной тектонике СССР». Изд. «Недра», 1964 г.

24. Губайдуллин А.А., Аминов JI.3. Ранневизейские «врезы» юго-востока Татарии и их влияние на условия залегания нефти в радаевско-бобриковских отложениях. Тр. ТатНИПИ, вып. 26, Казань, 1974 г., с. 58-63.

25. Гутман И.С., Белобородое И.М., Пастух Ю.С., Троицкая Н.К., Брагин Ю.И. Математическое моделирование и компьютерные технологии при моделировании природных резервуаров. Учебное пособие. М. РГУНГ им. И.М.Губкина, 2004 г.

26. Гутман И.С., Золоев О.Т., Иванова М.М. и др. Анализ особенностей формирования поднятий в области развития врезов в отложениях нижнего карбона Татарии. -М., ВНИИОЭНГ, 1983г. С 2627.

27. Гутман И.С., Саакян М.И. Обобщение геологического материала и создание адресной геологической модели Енорусскинского, Киязлинского, Мельниковского и Черемуховского месторождений и оценка геологических запасов.- М. ИПНЭ, 2006.

28. Гутман И.С., Саакян М.И. Картирование участков с различным геологическим строением и проведение детальной корреляции продуктивных пластов в пределах актуальных зон пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.- М. ИПНЭ, 2009

29. Гутман И.С., Саакян М.И., Чернова Л.И. Оперативный подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа Грибного месторождения Тюменской области на участках распределенного фонда, Москва, РГУНГ им. И.М. Губкина 2009

30. Егоров П. С. О дизъюнктивном характере дислокации нижнего Прикамья. Геология нефти и газа, №8, 1963 г.

31. Егорова Н.П., Холимое Э.М., Озолин Б.В. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. М.: Недра, 1975.

32. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 1983г.

33. Килигина M.JI. «Стратиграфия каменноугольных отложений Татарии. В кн. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области». Изд-во АН СССР, 1956 г., с. 186-195.

34. Килигина M.JI. Стратиграфия каменноугольных отложений Татарии. В кн. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области», изд. АН СССР, 1956 г.

35. Клещев А.И., Киров В.А., Петропавловский В.В. О возрасте сарайлинской терригенной толщи Татарии. Геологии нефти, №12, 1957 г.

36. Крупин В.И. Отложения турнейского яруса Татарии. Уч. записки КГУ им. В.И.Ульянова Ленина, т. 126, кн.2, 1966 г., изд-во Каз.Госуниверситета.

37. Ларочкина И.А. Принципы оптимизации поисков и разведки залежей нефти на стадии высокой опоискованности территории (на примере Татарстана): Автореферат д.г.-м.н.-М., 1995

38. Ларочкина И.А. «Принципы расчленения, идентификации и корреляции терригенных и нижнекаменноугольных отложений» (журнал «Георесурсы»,2(17)2005)

39. Ларочкина И.А., Гатиятуллин Н.С., Сухова В.А., Ананьев В.В. Девонские грабенообразные прогибы Татарстана. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. №10 С.52-59.

40. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. Часть1 -М.: ВНИИОЭНГ, 1994г. Часть 1 С-3-6., Часть 2С.13

41. Марковский Н.И. О палеогеографии нижневизейского времени в районах Среднего Поволжья и Заволжья. ДАН СССР, т.104, №4, 1955 г.

42. Марковский Н.И. Палеодельта ранневизейской реки в нижнем Поволжье и ее нефтегазоносность. Нефтегазовая геология и геофизика, НТС, ЦНИИНТЭнефтегаз, №2, стр. 27-29, 1963 г.

43. Мирчинк М.Ф., Хачатрян P.O., Мкртчан О.М. Тектоника и происхождение Камско-Кинельской системы прогибов. В кн.: вопросы тектоники нефтегазоносных областей. М., изд-во АНСССР, 1962, с.86-101.

44. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И. Петерсилье, В.И.

45. Пороскуна, Г.Г. Яценко, Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ "Тверьгеофизика", 2003 г.

46. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений. Часть 1 (Геологические модели). ОАО «ВНИИОЭНГ»,2003 г.

47. Мкртчян.О.М. Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской плиты. Наука, М., 1980 г., стр. 5-22, 136

48. Муслимое Р.Х., Абдулмазитов Р.Г, Хисамов Р.Б., Миронова JI.M. и др. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Т. 1.-Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007.-316 с.

49. Мухаметшин Р.З. Условия образования нижнекаменноугольных эрозионных «врезов» Татарии и влияние их на нефтеносность. Нефтегазовая геология и геофизика, НТС, ВНИИОЭНГ, №3, 1981 г.

50. Насретдинов Х.И., Дьяченко Г.Е., Есинова JI.B. и др. Отчет о работе Мельниковской сейсморазведочной партии «7-8/90 в Аксубаевском, Ново-Шешминском, Черемшанском районах ТАССР. Отчет ТНГФ Бугульма, 1991 г.

51. Насретдинов Х.И., Салихова Т.С., Скачек К.Г. и др. Отчет о работе Савгачевской сейсморазведочной партии №7-8/92 в Асубаевском, Ново-Шешминском, Чистопольском районах РТ. Отчет ТНГФ Бугульма, 1993 г.

52. Новое в методике выявления и трассирования протяженных эрозионно-аккумулятивных песчаных тел в ТТНК // Современные методы геологической интепретации геофизических данных. (Краснодар)-М: ИГиРГИ, 1989- С.48-50.

53. Никулин А.В. Условия накопления терригенной толщи нижнего карбона юго-востока Татарии. Уч.зап.КГУ, т.117, кн.9, 1957г.

54. Ованесов 7~!П. Формирование залежей нефти и газа в Башкирии. Гостоптехиздат, 1962г.

55. Пересчет запасов нефти и газа Арланского месторождения за 1992-1997 гг. БАШНИПИНЕФТЬ, Уфа, 1997г.

56. Познер В.М. «Стратиграфия терригенной толщи нижнего карбона Камско-Кинельской впадины. Докл.АНСССР, т. 104, №6, 1955 г.

57. Познер В.М. К стратиграфии нижнего карбона Камско-Кинельской впадины. Тр.ВНИГНИ, вып.Х1У, ГТГИ, 1959 г.

58. Познер В.М., Кирина Т.И., Порфирьев Г.С. Каменноугольные отложения. Тр. ВНИГРИ, вып. 112, Гостоптехиздат, 1957 г.

59. Региональные и детализационные сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки (МОГТ) на Арланском участке в пределах Краснокамского и Калтасинского районов Башкортостана. Отчет партии 1/98. Уфа, 2000г.

60. Решения совещания по уточнению унифицированных стратиграфических схем верхнего протерозоя и палеозоя Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, состоявшегося в г.Москве при ВНИГНИ С 12 по 20 ферваля 1960 г.

61. Рябухин Г.Е., Бурштар М.С., Музыченко Н.М. и др. «Нефтегазоносные провинции и области СССР». Изд-во «Недра», Москва, 1969.

62. Семихатова С.В. «К стратиграфии терригенной толщи нижнего карбона Волго-Уральской области». «Геология нефти и газа», №3, 1958 г.

63. Смирнов В.Г. (ПО Татнефтегеофизика) Визейские и верейские эрозионные врезы — перспективные объекты на поиски залежей нефти и газа. Статья из библиотеки Дамирджаняна (геология нефти и газа №7-1994г)

64. Соколова Н.Н., Теодорович Г.И., Хачатрян P.O. «Расчленение турнейско-визейской терригенной толщи юга Камско-Кинельской впадины». «Советская геология», №10, 1959 г.

65. Тазетдинова Г.С., Казаченок Т.Г. и др. «Пересчет запасов нефти Киязлинского месторождения РТ» Казань, 2002 г.

66. Тазетдинова Г.С. Насырова Г.И. «Пересчет запасов нефти Черемуховского месторождения РТ» по состоянию на 01.10.1998 г. Казань, 1998 г.

67. Теодорович Г.И., Хачатрян P.O., Соколова Н.Н. «Новые данные по стратиграфии и литологии терригенных отложений нижнего карбона Среднего Поволжья». Докл. АН СССР, т. 123, 1958 г.

68. Троеполъский В.И., Эллерн С.С. Геологическое строение и нефтегазоносность Аксубаево-Мелекесской депрессии. Казань, изд-во КГУ, 1964 г.

69. Тихий В.Н. Новые данные по стратиграфии и геологической истории девона Волго-Уральской области. В кн. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области». Изд-во АН СССР, 1956 г. стр.127-134.

70. Тузова О. С. «Спорово-пыльцевые комплексы терригенной части девона и нижнего карбона востока Татарии и их значение для стратиграфии» в кн. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области». Изд. АН СССР, 1956 г.

71. Фаин Ю.Б., Кухаренко Ю.Н. О тектонике додевонских образований Бирской седловины. Геология нефти и газа, №2, 1963 г.

72. Хачатрян P.O. Тектоника и нефтеносность Куйбышевского Заволжья (по данным глубокого бурения) М., ГОСИНТИ, 1957 г.

73. Хачатрян P.O. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы-М.: Наука, 1979.-172с.

74. Шаронов Л.В. «О сопоставлении яснополянских отложений Татарии и некоторых других территорий». «Татарская нефть», №3, 1957, с.37-41.

75. Шаронов Л.В., Виниковский С.А., Белышев Б.П., Данилов Б.И. Поиски и разведка газонефтяных месторождений в северной части Камско-Кинельской впадины. В кн. «Геология и разведка нефти и газа Пермского Приуралья». Пермское книжное изд-во, 1971 г.

76. Шевцов С.И., Умов И.Е., Tumuh М.Н. «Пересчет запасов нефти Енорусскинского месторождения Татарской АССР». Отчет КГЭ. Казань, 1990 г.

77. Чоловский И.П., Иванова М.М., Гутман И.С., Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтетегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Учебник для вузов.- М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002 г.

78. Юлъметов Ш.Ф., Губайдуллин А.А., Мороко М.И., Кирсанов А.Н. Стратиграфия нижнекаменноугольных отложений юго-востока Татарии. Тр. ТатНИИ, вып. 6, Недра Л., 1964 г., с. 168-184.

Информация о работе

Саакян, Максим Игоревич
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2010
ВАК 25.00.12

Диссертация

Условия залегания продуктивных пластов терригенной толщи нижнекаменноугольных отложений на примере Арланского месторождения на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы