Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента нефтегазоносных провинций, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия.

НГК характеризуются следующими показателями:

1) литологическим составом и возрастом пород;

2) толщиной и площадью распространения (объёмом);

3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород;

4) гидрогеологическими условиями;

5) генетическими и морфологическими типами ловушек;

6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.

По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью.

Классификации нефтегазоносных комплексов . Э.А. Бакиров классифицировал НГК по генетическому и геотектоническому признакам. В основе генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в основе геотектонического признака - характер пространственного распространения НГК.

По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности НГК разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные.

Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные, НГК состоят из нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента.

Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли главной зоны нефтеобразования. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки.

В смешанных, или эписингенетичных, НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.

По масштабам распространения НГК разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные НГК принимаются в этой классификации в трактовке А.А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям. К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК . Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками.

Строение проницаемой части НГК . Проницаемая или внутренняя часть НГК по объёму соответствует водоносному комплексу ГГБ - проницаемой толще пород, заключённой между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части НГК можно разделить на четыре типа.

К первому типу относятся НГК, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри таких комплексов могут быть лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами.

Ко второму типу относятся НГК, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. Поэтому залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более.

К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчиненное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах могут быть встречены по всему разрезу НГК. Этот тип НГК широко распространён в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах).

К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих НГК нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность НГК данного типа во многом связана с высоким содержанием ОВ и зонами новейшей тектонической активизации.

В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых НГП выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы . Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещё не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения – это наличие: пород-коллекторов; флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. Например, в Предкавказье, где большая часть осадочного чехла изучена относительно хорошо, таким перспективным НГК является палеозойский комплекс пород.

В настоящее время установлена региональная нефтегазоносность фундамента на всех континентах, исключая Антарктиду и в большинстве акваторий Земли. В связи с этим породы фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций следует относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа.

В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных НГК. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним НГК, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона , в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза.

Многоэтажное распределение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Таким образом, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия:

1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, ОВ, ловушек, нефтяных и газовых месторождений;

2) наличие единых главных источников УВ;

3) относительная гидродинамическая изолированность НГК и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части;

4) определённая степень тектонической дислоцированности от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади;

5) определённые палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа.

Данные свойства позволяют использовать в пределах выявленных НГК единую методику поисково-разведочных работ и широко применять геологические аналогии.

Вспомните

Какие полезные ископаемые вам известны?

Существуют топливные полезные ископаемые – торф, уголь, нефть (осадочное происхождение).

Рудные полезные ископаемые – руды цветных и черных металлов (магматическое и метаморфическое происхождение).

Нерудные полезные ископаемые – горно-химическое сырье, строительные материалы, минеральные воды, лечебные грязи.

Это я знаю

1. Что такое земельные ресурсы? Минеральные ресурсы?

Земельные ресурсы – территория, пригодная для расселения людей и размещения объектов их хозяйственной деятельности.

Минеральные ресурсы – природные вещества земной коры, пригодные для получения энергии, сырья и материалов.

2. Каково значение минеральных ресурсов в жизни человека?

Минеральные ресурсы – основа современного хозяйства. Из них получают топливо, химическое сырье, металлы. От количества и качества минеральных ресурсов во чаще всего зависит благосостояние страны.

3. Чем обусловлено размещение полезных ископаемых?

Размещение полезных ископаемых обусловлено их происхождением.

4. Какие закономерности можно установить в размещении полезных ископаемых?

Месторождения руд черных и цветных металлов, золота, алмазов приурочены к выходам кристаллического фундамента древних платформ. Месторождения нефти, углей, природного газа приурочены к мощным осадочным чехлам платформ, предгорным прогибам, шельфовым зонам. Руды цветных металлов так же встречаются в складчатых областях.

5. Где сосредоточены основные нефтегазоносные месторождения?

Основные нефтегазоносные районы сосредоточены в шельфовых зонах – Северное море, Каспийское море, Мексиканский залив, Карибское море; осадочных чехлах платформ – Западная Сибирь; предгорных прогибах – Анды и Уральские горы.

7. Выберите верный ответ. Полезные ископаемые осадочного происхождения приурочены в основном: а) к щитам платформ; б) к плитам платформ; в) к складчатым областям древнего возраста.

Б) к плитам платформ

Это я могу

8. Используя схему «Образование горных пород» (см. рис. 24), объясните, какие превращения происходят с горными породами в результате круговорота веществ.

В результате круговорота веществ, происходит превращение одних полезных ископаемых в другие. Первичными можно считать магматические горные породы. Они образовались из излившейся на поверхность магмы. Под действием различных факторов магматические породы разрушаются. Обломочные частицы переносятся и осаждаются в других местах. Так формируются осадочные горные породы. В складчатых областях происходит смятие горных пород в складки. При этом часть из них погружаются на глубину. Под действием высоких температур и давления они переплавляются и превращаются в метаморфические горные породы. После разрушения метаморфических горных пород вновь образуются осадочные породы.

Это мне интересно

9. Считается, что в каменном веке почти единственным полезным ископаемым был кремень, из которого изготавливали наконечники стрел, топоры, копья, рубила. Как, по вашему мнению, изменились с течением времени представления людей о многообразии полезных ископаемых?

Представления людей о многообразии полезных ископаемых с каменного века очень быстро менялись. После кремня люди очень быстро нашли медь. Наступил медный век. Однако медные изделия для использования были непрочными и мягкими. Прошло еще немного времени, и люди познакомились с новым металлом - оловом. Олово - очень хрупкий металл. Мы можем предположить, что произошло так, что кусочки меди и кусочки олова попали в огонь или костер, где они расплавились и смешались. В результате появился сплав, объединяющий в себе лучшие качества как олова, так и меди. Так и была найдена бронза. Период бронзового века - это время, начиная с конца четвертого- до начала первого тысячелетия до нашей эры.

Как мы все знаем, железо в чистом виде не встречается на Земле - его нужно добыть из руды. Для этого руду нужно нагреть до очень высокой температуры, и только после этого из нее можно выплавить железо.

То, что века были названы в честь полезных ископаемых, говорит о их огромном значении. Использование все новых полезных ископаемых открывает для человека новые возможности и может коренным образом изменить все хозяйство.

С тех прошло очень много времени и сейчас люди используют огромное количество минеральных ресурсов для разных целей. Разведка и добыча минеральных ресурсов актуальная задача для хозяйства во все времена.

10. Известный отечественный геолог Е.А. Ферсман писал: «Мне хочется извлечь сырой, на первый взгляд неприглядный материал из недр Земли… и сделать его доступным человеческому созерцанию и пониманию». Раскройте смысл этих слов.

Минеральные ресурсы, при извлечении из их из земной коры чаще всего имеют вид далекие от внешнего вида продукта, который из него получают. Они действительно представляют собой неприглядный материал. Но при правильном подходе, переработке из этого материала можно извлечь много ценного для человека. Ферсман говорил о ценности недр Земли, о необходимости их изучения и разумного подхода к этому.

Нефтью называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть является одним из важнейших полезных ископаемых на Земле, так как из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива. Обычно нефть образуется вместе с другим, не менее важным — природным газом . Поэтому очень часто эти два вида полезных ископаемых добываются в одном и том же месте. Нефть может залегать на глубине от нескольких десятков метров до 6 километров, но чаще всего она располагается на глубине 1-3 км. Природным газом называют газовую смесь, образующуюся при разложении органических веществ. Он залегает в земных недрах в газовом состоянии в виде отдельных скоплений, в виде нефтяной шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворённом состоянии (в нефти и в воде).

Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России:

Уренгойское месторождениеприродного газа . Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. Объёмы газа здесь превышают 10 триллионов кубических метров. Данное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, чуть южнее северного полярного круга. Имя месторождению дало название расположенного неподалёку посёлка Уренгой. После начала разработки месторождения здесь вырос целый рабочий город Новый Уренгой. Месторождение было открыто в 1966 году, а добыча газа началась в 1978.

Как добывают нефть (фото Максима Юрьевича Калинкина)

Туймазинское нефтяное месторождение . Это месторождение расположено в Республике Башкирия, у города Туймазы. Месторождение было открыто ещё в 1937 году. Нефтесодержащие слои расположены на глубине 1-1,7 км. Разработка месторождения началась в 1944. Туймазинское месторождение является одни из пяти крупнейших месторождений в мире по количеству нефти. Размеры месторождения составляют 40 на 20 километров. Благодаря новейшему методу основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами. Однако запасы так велики, что добыча продолжается до сих пор.

Находкинское газовое месторождение. Это месторождение природного газа расположено в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе. Запасы месторождения оцениваются в 275,3 миллиарда м 3 газа. Хотя месторождение было открыто довольно давно (в 1974 году), разработка его началась лишь в 2004 году.

Штокмановское газоконденсатное месторождение. Одно из крупнейших месторождений в мире, открытое в 1988 году. Располагается в центральной части шельфа примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Запасы газа, по оценкам на настоящее время, составляют 3,7 триллиона м2 газа. Добыча газа здесь пока ещё не началась, так как значительная глубина залегания полезного ископаемого и трудные условия разработки требуют значительных затрат и высокотехнологичного оборудования.

Ковыктинское месторождение (Ковыкта). Месторождение природного газа, расположенное на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Месторождение находится на высокогорном плато, покрытом темнохвойной . На некоторой части территории господствует . Кроме того, этой местности осложняется многочисленными каньонами. Климатические условия в районе месторождения также достаточно суровые. Запасы природного газа оцениваются в 1,9 триллионов кубометров газа и 115 миллионов тонн жидкого газового конденсата.

Ванкорское месторождениенефтегазовое месторождение. Месторождение, расположенное на севере Красноярского края. Включает в себя Ванкорский и Северо-Ванкорский участки. Месторождение открыто в 1991 году. Запасы нефти превышают 260 миллионов тонн, а газа - около 90 миллиардов м2. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.

Штокмановское месторождение

Ангаро-Ленское газовое месторождение . Крупное месторождение природного газа расположенное в Иркутской области. Названо по названиям крупных – и Ангары, расположенных поблизости. Месторождение открыто в начале XXI века. Запасы природного газа по предварительным оценкам составляют более 1,2 триллиона м2.

Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор ). Это крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений располагается в Ханты-Мансийском автономном округе, в районе Нижневартовска у Самотлор. По оценкам специалистов запасы нефти здесь составляют 2,7 миллиарда тонн. Они залегают на глубине 1,6-2,4 км. Месторождение было открыто в 1965 году. В основном месторождение разрабатывалось в 80-е годы прошлого века. К настоящему времени около 2,3 миллиарда тонн уже добыто.

Еты-Пуровское нефтяное месторождение . Это нефтяное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе, в районе города Ноябрьска. Открыто в 1982, разработка начались лишь в 2003. Запасы нефти составляют около 40 миллионов тонн.

Верх-Тарское нефтяное месторождение . Располагается на севере Новосибирской области. Запасы нефти составляют около 68 миллионов тонн. Одним из недостатков месторождения является отсутствие необходимых коммуникаций. Нефть добываемая на этом месторождении отличается небольшим количеством примесей. Месторождение открыто в 1970 году, разработка началась в 2000 году.

Количество месторождений нефти и газа в России значительно больше. Некоторые из них, открытые ещё в прошлом веке уже выработаны, а разработка других, сравнительно недавно обнаруженных, ещё даже не начиналась (например, Ванкорское месторождение). Кроме того, есть основания полагать, что далеко не все месторождения на территории страны открыты.

ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

А. А. Бакиров скопления нефти и газа подразделяет на две категории: локальные и региональные. К локальным он относит:

1) залежи нефти и газа;

2) месторождения нефти и газа.

Региональные скопления нефти и газа А. А. Бакиров и другие исследователи подразделяют на:

1) зоны нефтегазонакопления;

2) нефтегазоносные области;

3) нефтеносные провинции или пояса.

В основу классификации залежей для целей поисков и разведки положены следующие признаки:

1) соотношения в них газа, нефти и воды;

форма ловушек.

Классификация залежей по фазовому составу

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально:

q газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой;

q ниже поровое пространство заполняется нефтью,

q еще ниже - водой.

По преобладанию жидкой фазы над газовой (или наоборот) залежи делятся на:

q однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные

q двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.

По фазовым соотношениям содержащихся в залежи углеводородов выделяется 6 типов скоплений:

газовые,

газоконденсатные,

нефтегазоконденсатные,

нефтегазовые,

газонефтяные,

нефтяные.

Газовая залежь (рис. 7.1)содержит в основном метан и его гомологи (этан, пропан и др.).

Рис. 7.1. Схема газовых залежей

В ряде регионов газовые залежи помимо углеводородных компонентов содержат сероводород, углекислый газ, азот, гелий, а также в небольших количествах инертные газы (аргон, неон, криптон).

При визуальном осмотре керна продуктивных горизонтов нефтяных месторождений можно увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы. На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных толщ не отличается от образцов, взятых из выше- или нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких-либо следов УВ. В связи с этим проходка скважин в газоносных районах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.

Газоконденсатные залежи (рис. 7.2) представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С 5 Н 12 и выше).

Рис. 7.2. Схема газоконденсатной залежи

Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи.

В качестве примеров можно привести такие крупнейшие по запасам газоконденсатные месторождения, как Астраханское, Вуктыльское, Шуртанское, Западно-Крестишинское, Яблоневское. Газовые фракции этих месторождений помимо УВ содержат также ценнейшие сопутствующие компоненты. Так, в составе газа Астраханского месторождения кроме метана (40–50 %) и тяжелых УВ (10–13 %) содержится 22–23 % сероводорода и 20–25 % углекислого газа. Содержание стабильного конденсата в углеводородном газе того же Астраханского месторождения, по имеющимся данным, меняется по площади от 130 до 350 см 3 /м 3 .

При подсчете запасов наряду с углеводородным газом и конденсатом обязательно учитываются и эти компоненты.

Нефтегазоконденсатные залежи (рис. 7.3) отличаются от предыдущих наличием в нижней части продуктивной толщи жидких УВ, представляющих собой легкую нефть.

Рис. 7.3. Схема нефтегазоконденсатной залежи

Примером является Карачаганакское месторождение. Высота массивной залежи на этом месторождении превышает 1,5 км. Сверху вниз постепенно возрастает количество конденсата и около 200 м нижней части продуктивной толщи заполнено нефтью.

Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают половины суммарных запасов УВ залежи в целом. Газ, имеющий преобладающее значение, как правило, жирный, т.е. помимо метана содержит некоторое количество тяжелых УВ.

В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки нефтяная часть может иметь вид либо нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки (рис. 7.4).

Рис. 7.4. Схема нефтегазовой залежи

Если залежь обнаружена в пластовом резервуаре, то нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки и в этом случае имеются сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности и внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины вскрывают чисто газовую часть залежи, между внешним и внутренним контурами газоносности – газонефтяную и за пределами внешнего контура газоносности – чисто нефтяную или водонефтяную части залежи.

Вследствие геологических (замещение коллекторов) или гидродинамических (региональный напор вод) причин нефтяная оторочка может быть смещена в сторону лучших коллекторов или меньших напоров вод и вырисовываться как односторонняя оторочка.

В массивной и неполнопластовой залежи нефтяная часть в виде нефтяной подушки располагается по всей части ловушки или, как и в предыдущем случае, частично может быть смещена к ее периферии.

Формирование оторочки может происходить за счет вытеснения нефти газом, поступившим в ловушку после образования нефтяной залежи. Показателем такого происхождения залежи является наличие остаточной, связанной нефти по всему разрезу продуктивной толщи. Наличие нефтяной оторочки может быть обусловлено также поступлением нефти в ловушку уже после образования газовой залежи. В этом случае в газонасыщенной части пласта следов нефти не обнаруживается.

Различные соотношения газовых и нефтяных частей залежи хорошо видны на примере Уренгойского месторождения. Это месторождение в сеноманских отложениях содержит чисто газовую залежь, в нижнемеловых газоконденсатные, нефтегазоконденсатные залежи и в келловейско-оксфордских – нефтяные. В некоторых продуктивных горизонтах нефть подстилает всю газоконденсатную залежь. В других нефтяная оторочка смещена на северную периклинальную часть структуры.

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой (рис. 7.5).

Рис. 7.5. Газонефтяная залежь

Геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Этот тип залежей встречается во многих нефтегазоносных провинциях мира.

Формирование газовой шапки может происходить или за счет выделения газа из нефти в связи с поднятием ловушки на последних этапах ее развития и, следовательно, снижения пластового давления, или в результате притока газа после формирования нефтяной залежи.

Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Нефтяная залежь

Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газо­вых, определяются термобарическими условиями залегания. В про­цессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие при­родной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на ес­тественном режиме снижается пластовое давление, и если оно стано­вится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи. наоборот, выпадают жидкие УВ. Иначе говоря, при воздействии на залежь ме­няется ее равновесное состояние и на каком-то этапе она переходит в новое качество.

Переход рассматриваемой природной системы в новое качествен­ное состояние зависит, с одной стороны, от характера ее взаимосвя­зей с природными системами более высоких иерархических уровней (региональный фон), с другой – от степени техногенного воздействия на нее.

По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:

А) простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;

б) сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.

Ромашкинское месторождение является типичным многопластовым месторождением платформенного типа с доказанной нефтеносностью и битуминосностью в широком диапазоне разреза осадочной толщи от живетских до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в 22 горизонтах девона и карбона, из которых промышленные притоки получены из 18 горизонтов. Однако их промышленная значимость весьма различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты). Коллекторы пашийского (пласт Д 1) и тиманского (пласт Д 0) горизонтов образуют самую крупную многопластовую залежь сводового типа с площадью нефтеностности 4255 км 2 как следует из приложения В. Залежи турнейских отложений связаны с отдельными куполами и являются массивными. Наряду с пластовыми сводовыми распространены и литологические залежи. Все залежи объединены в 12 укрупненых залежей. В среднекаменноугольных отложениях наиболее крупная залежь (1,5х20 км) открыта в юго-западной части месторождения.

Из локально нефтеносных к наиболее значимым могут быть отнесены терригенные отложения живетского яруса и карбонатные породы семилукского, петинского горизонтов франского яруса, елецкого горизонта, заволжского надгоризонта фаменского яруса, а также упинского, малевского и алексинского горизонтов нижнего карбона.

На долю терригенного девона прихоходится 83,5% разведанных запасов. Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона, содержащие 9,6% разведанных запасов месторождения. В карбонатных отложениях девона и карбона содержится 5,9% разведанных запасов месторождения. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона и верей-башкирские отложения среднего карбона, к которым приурочено 5,4% разведанных запасов. Остальные горизонты ввиду локальной нефтеносности и небольших размеров представляют меньший промышленный интерес. Всего на месторождении выявлена 421 залежь, из которых 41 в терригенных отложениях девона, 162 в терригенных отложениях карбона, 87 в карбонатных пластах верхнетурнейского подъяруса, 3 в среднем карбоне и 128 в других горизонтах.

На месторождении, как и в целом в пределах восточной части Татарстана с учетом характера нефтеносности и степени выдержанности коллекторов продуктивных отложений по разрезу и простиранию, изолированности их друг от друга выделяется семь нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов: 1 - терригенной толщи девона; 2 -карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона; 3 - карбонатного нижнего и карбонатно-терригенного среднего карбона; 4 - карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижней перми; 5 - терригенного уфимской толщи; 6-7 - терригенно-карбонатных толщ верхнеказанского подъяруса. На территории Ромашкинского многопластового месторождения основными нефтесодержащими комплексами являются нижние, а битумоносными - верхние комплексы.

Отложения пашийского горизонта (Д I) и пласта Д 0 кыновского горизонта, из которых были получены наиболее значительные промышленные притоки нефти, слагают самую крупную залежь в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Это многопластовая сводового типа залежь, структурно приуроченная к обширному пологому поднятию с наиболее приподнятыми участками в районе Миннибаевской и Абдрахмановской площадей и имеющая ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями. Средняя отметка водо-неф- тяного контакта (ВНК) составляет по месторождению минус 1490м. От присводовых участков во все стороны наблюдается пологое погружение слоев к крыльям в основном с незначительными углами падения до отметок минус 1490 - минус 1500м. В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта Д I , но к периферии их количество уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта как следует из приложения Г.

Отложения пласта Д 0 в основном нефтеносны в северо-западной и северной частях месторождения, а на остальной территории пласт представлен неколлектором. В целом рассмотренные отложения могут рассматриваться как части единой пашийско-кыновской залежи.

Основные промышленные скопления нефти верхнетурнейского подъяруса приурочены к отложениям кизеловского горизонта (пласт B IV) в пределах относительно небольших по размеру локальных структур в основном третьего порядка. Нефтепроявления в черепетских отложениях отмечаются лишь на отдельных высокоприподнятых участках структур. Всего выявлено около 170 залежей, которые по своему строению относятся к массивному типу и контролируются куполовидными (в пределах Восточно-Сулеевской, Азнакаевской, Северо-Альметьевской террас) и брахиантиклинальными (в пределах Миннибаевской и Чишминской террас) поднятиями с амплитудой до 15-45м. Многочисленные залежи, как и бобриковские, объединены в 21 укрупненную по территориальному признаку НГДУ как следует из приложения Приложение Д. Размеры залежей в среднем небольшие (0,5 до 2 км), но ряд из них (201, 221, 224) отличается большими размерами (длина от 6 до 13 км, ширина от 3 до 7 км). При опробовании отдельных скважин по залежам были получены притоки от 0,05 до 35,6 т/сут. При изучении материалов геофизических исследований было определено положение ВНК в пределах залежей и установлено, что его поверхность погружается в северном направлении от абсолютной отметки минус 826 м до минус 900 м.

Анализ литолого-петрографических особенностей и коллекторской характеристики пород верхнетурнейского подъяруса показал, что для отложений Ромашкинского месторождения типичны следующие разновидности карбонатов: 1 - известняки комковатые, 2- известняки сгустково-детритовые, 3 - известняки шламово-детритовые, 4 - известняки фораминиферово-сгустковые, 5 - доломиты и доломитизированные известняки.

Эти типы отличаются друг от друга условиями осадконакопления, развитием и направленностью вторичных процессов, коллекторскими свойствами. Среди них по характеру нефтенасыщения выделяются нефтенасыщенные, слабо нефтенасыщенные, неравномерно нефтенасыщенные, насыщенные окисленной нефтью и светло-серые разности.

Комковатые известняки слагаются комками микрозернистого кальцита и крупным растительным, реже фаунистическим детритом. Размер комков варьирует от 0,1 до 0,8 мм, размер детрита - от 0,06 до 1 мм. Коллекторские свойства этой разности наиболее высокие. Пористость в среднем составляет 14,2%, проницаемость - 0,063 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 26,4%. Структура порового пространства простая, напоминает структуру пор и каналов в песчаниках. Поры межформенные, крупные (0,45 мм), многочисленные, форма их чаще бывает изометрической. Система каналов хорошо разработана. Каналы относительно короткие и широкие (0,01- 0,15 мм). Пористость этой разности первична, но объем пор увеличивался процессами растворения - следы выщелачивания при большом увеличении видны на большей части крупных пор. Комковатые известняки интенсивно нефтенасыщены.

Сгустково-детритовые известняки являются наиболее распространенной разностью. Сложены они детритом, преимущественно водорослевым, сгустками и комками микрозернистого кальцита. Цементом этой разности служит первичный микрозернистый кальцит или кальцит вторичный, разнозернистый. Структура порового пространства сложная: поры межформенные, внутриформенные, каналы значительно извилистее, длиннее и более узкие, чем в комковатых известняках. Пористость в среднем равна 11,3%, проницаемость - 0,006 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 38,7%.

Шламово-детритовые известняки имеют коллекторские свойства ниже кондиционных значений. Нефтенасыщение наблюдается в них редко в виде слабых пятен. Сложена эта разность водорослевым мелким детритом и шламом. Цемент обильный, представлен микрозернистым кальцитом, тип цементации базальный, порово-базальный. Глинистый материал присутствует в рассеянном состоянии в породе, его общее содержание в отдельных прослоях достигает 10%. Поры в шламово-детритовых известняках, в основном, очень мелкие (0,01-0,03 мм) межзерновые; поры размером до 0,1 мм встречаются редко, в основном они изолированные. Пористость этой разности - 7,8%, проницаемость - 0,0003 мкм 2 , остаточное водонасыщение - 63%.

Фораминиферово-сгустковые известняки сильно кальцитизированные породы, сложенные сгустками, реже комками микрозернистого кальцита и раковинами фораминифер. Цемент базальный. Поры редкие, вторичные, расположены локально. Пористость фораминиферовосгустковых известняков равна 5%, проницаемость - 0,00005 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 80%. Нефтенасыщение в этих разностях не встречено, все образцы светло-серые, очень плотные.

Доломиты и доломитизированные известняки в верхнетурнейском подъярусе встречаются очень редко, в виде единичных маломощных прослоев. Нефтенасыщение в них не отмечено. Пористость равна 6,6%, проницаемость - 0,00013 мкм 2 .

Общая физико-литологическая характеристика коллекторов кизеловского горизонта по залежам может быть представлена следующим образом.

Кровельная часть турнейского яруса почти повсеместно представлена уплотненными породами (известняки шламово-детритовые и кальцитизированные фораминиферово-сгустковые). Коллекторские свойства ниже кондиционных: пористость равна 7%, проницаемость - 0,0003 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 65%. Толщина кровельной части составляет 0,2-0,5 м и не превышает 1,5 м.

Основной объем кизеловского горизонта составляет пласт B IV . В нем резко преобладают комковатые и сгустково-детритовые разности известняков. Шламово-детритовая разность составляет 15,8%, фораминиферово-сгустковая - 1,9%, доломиты - 0,1%. Шламово-детритовые известняки встречаются в виде тонких невыдержанных прослоек, фораминиферово-сгустковые - в виде единичных линз, стяжений. Пористость этого пласта в целом равна 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 38,9%.

Пачка пород в подошве кизеловского горизонта (репер С-4) представлена шламово-детритовыми (45,4%) и сгустково-детритовыми (43,2%) известняками (в последних интенсивно нефтенасыщенных разностей не встречено). Около 10% объема составляют непроницаемые сильно кальцитизированные разности, 1,7% составляют известняки комковатые, которые в этой пачке пропитаны окисленной нефтью или слабо нефтенасыщенные. В единичных случаях встречаются водоносные комковатые известняки. В целом, пористость рассматриваемой пачки равна 8%, проницаемость - 0,001 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 58%.

Для детального изучения строения кизеловских и черепетских отложений использовались данные скважин, в которых эти интервалы разрезабыли пройдены со 100% отбором керна большого диаметра. Наблюдаемое переслаивание карбонатных разностей толщиной от 10-20 см и до 1 м подтверждает значительную неоднородность разреза верхнетурнейского подъяруса, обусловленную главным образом седиментационными процессами. Установлено, что верхняя часть кизеловского горизонта имеет наилучшую коллекторскую характеристику и представлена переслаиванием сгустково-детритовых и комковатых известняков, с преобладанием последних. Кровля кизеловского горизонта и подстилающая пачка Rp C-4 состоят практически на 100% из шламово-детритовых известняков. Пласт BIII представлен в основном переслаиванием сгустково-детритовых и шламово-детритовых известняков. Существенно по интервалам меняется и проницаемость. Можно также отметить, что интенсивное нефтенасыщение встречается во всех комковатых известняках и в части сгустково-детритовых. Нефть отсутствует во всех фораминиферо-сгустковых и доломитизированных известняках.

Установлено, что в карбонатных породах в целом для верхнетурнейского подъяруса по емкостно-фильтрационным свойствам, с учетом их нефтенасыщенности, достаточно четко выделяются 4 группы коллекторов: I -высокопроницаемые, II - среднепроницаемые, III - слабопроницаемые, IV - неколлекторы. К I группе относятся известняки комковатые, интенсивно нефтенасыщенные. Ко II группе - известняки сгустково-детритовые, равномерно нефтенасыщенные.В III-ю группу включены сгустково-детритовые слабои неравномерно нефтенасыщенные известняки. Неколлекторами (IV группа) являются не содержащие нефти плотные сгустково-детритовые разности, известняки шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые, доломиты.

В нефтенасыщенной части залежей отмечается преобладание высокопроницаемых коллекторов I группы с усредненной пористостью 14,2%, проницаемостью - 0,063 мкм 2 , остаточной водонасыщенностью - 26,4%. В целом, в верхнетурнейских пластах Ромашкинского месторождения доля коллекторов высоко- и среднепроницаемых составляет 73%. Слабопроницаемые коллекторы (III группа) составляют 10% объема пластов; нефть в этих породах на данном этапе разработки не извлекается. Неколлекторы составляют 16,8%.

В объем высокоамплитудных залежей Ромашкинского месторождения входят отложения не только кизеловского горизонта, но и черепетского горизонта. Черепетские отложения представлены теми же структурно-генетическими разностями, что и кизеловские, но за счет некоторого уменьшения размеров породосоставляющих элементов, более обильного цемента в сгустково-детритовых разностях, коллекторские свойства их ниже. Коллекторские свойства отложений определялись как по керновым данным, так и по результатам геофизических исследований скважин. Проницаемость, определенная по керну, составила в среднем 0,030 мкм 2 . Результаты определения пористости и проницаемости по достаточно представительной информации как по керну, так и по геофизике можно считать достаточно сопоставимыми. Средняя пористость составляет около 12,0% (может достигать и 20,0%), а нефтенасыщенность - около 72,0% (может достигать 90,0%). При подсчете запасов, на основе детального изучения различного вида зависимостей, были приняты следующие нижние кондиционные пределы параметров для пород-коллекторов: по пористости - 9,8%, по проницаемости - 0,0015 мкм 2 и по нефтенасыщенности-54,0%.

При изучении характеристик неоднородности отложений установлено, что доля коллекторов составляет в среднем около 50%, а о достаточно высокой степени неоднородности отложений по разрезу свидетельствует величина коэффициента расчлененности, которая может достигать по отдельным залежам 2-3 и более.

Промышленные скопления нефти в терригенных отложениях нижнего карбона приурочены к отложениям радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов. Наиболее распространены залежи в песчаниках радаевско-бобриковского и нижней части тульского горизонта. Всего выявлено около 100 залежей, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структур. Прерывистое строение и неоднородность пластов-коллекторов, обусловленные изменением литологофациального состава отложений, наряду со структурными факторами, обуславливают весьма сложную конфигурацию залежей в плане при наличии участков замещения в самых различных частях локальной структуры. Поэтому наряду с пластово-сводовыми залежами широко распространены и литологически осложненные залежи.

Многочисленные залежи (более 80) месторождения в настоящее время объединены в 37 укрупненных по принадлежности к территориям НГДУ как следует из приложения Е. Залежи характеризуются широким диапазоном по размерам (по длине от 2 до 35 км, по ширине от 1 до 21 км) и по высоте (от 3 до 47 м).

Самыми крупными из них являются залежи 1, 5, 8, 12 и 31. Покрышкой для залежей служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью 8-12 м. Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми породами елховского горизонта, имеющих мощность от 1,8 до 4,0 м. Анализ данных по скважинам, вскрывшим ВНК в залежах бобриковских отложений, указывает на наличие регионального погружения его поверхности с юго-запада на север и восток от отметки минус 823 м до минус 946 м. Дебиты скважин в среднем составляют 15 т/сут.

Продуктивные горизонты осадочной толщи Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрографическому составу, коллекторским и фильтрационным свойствам и насыщенности слагающих пород как показано в таблице 1.

Таблица 1-Характеристика продуктивных отложений осадочной толщи Ромашкинского месторождения

Необходимо отметить наряду с общей характеристикой этих горизонтов, наиболее детально рассмотрены особенности геологического строения пашийско-кыновских отложений.

В наибольшей степени изученными являются основные эксплуатационные объекты Ромашкинского месторождения, приуроченные к продуктивным терригенным отложениям пашийского горизонта (Д I) и пласта Д 0 кыновского горизонта. Пашийский горизонт (Д I) является многопластовым объектом, представленным переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород. Характерной особенностью отложений пашийского горизонта в целом является частая смена песчано-алевритовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади. За основные реперы, которые регионально выдержаны и используются для корреляции разрезов, приняты «глины» и «верхний известняк» . Нижняя граница горизонта проводится по кровле аргиллитовой пачки (репер «глины»), перекрывающей пласт Д II . Верхняя граница проводится по подошве карбонатной пачки (репер «верхний известняк»). Кроме того, для более уверенного разделения горизонта на верхне- и нижнепашийские пачки, был выделен дополнительный репер «аргиллит», залегающий над кровлей пласта «в». В целом использование этих хорошо выдержанных по площади реперов позволяет достаточно уверенно сопоставлять разрезы горизонта Д I по скважинам, расположенным на различных участках месторождения. Для этой цели успешно используются сводно-статистические разрезы. В настоящее время на месторождении принята схема с выделением в пределах горизонта Д I 4 пластов верхнепашийской (пласты «а», «б 1 », «б 2 », «б 3 ») и 4 пластов нижнепашийской (пласты «в», «г 1 », «г 2+3 » и «д») пачек, которые отличаются по характеру залегания по площади и разрезу. В целом площадным строением отличаются пласты пачки «г» на всей территории месторождения, «а» - на севере и северо-востоке, «в» - на западе месторождения. Для других пластов горизонта линзовидность, полосчатость (преимущественно меридионального направления) является преобладающей.

В интервале пласта «а», толщина которого достигает 5-6 м, может выделяться до двух-трех прослоев. Наибольшее количество слияний с нижележащим пластов «б» наблюдается в пределах Азнакаевских площадей. По характеру распространения пласта «а» выделяются две зоны: северо-восточная с площадным распространением и наибольшей мощностью коллекторов и юго-западную, где коллекторы имеют полосообразное и линзообразное строение.

В пределах зонального интервала «б» выделяется три прослоя, индексируемые как пласты «б 1 », «б 2 », «б 3 » и наиболее развитые на Азнакаевской площади. Наиболее частыми являются слияния пластов «б 1 » и «б 2 ». Толщина прослоев в основном равна 2-3 м, а при их слиянии достигает 10-12 м.

Пласт «в» выделяется в виде прослоя песчано-алевритовых пород толщиной 3-4 м, залегая между прослоями аргиллитов, верхний из которых является дополнительным репером. Наибольшее площадное распространение пласт имеет на Миннибаевской площади, а на других участках месторождения преобладают полосообразные и линзовидные формы залегания.

В пределах зонального интервала пласта «г» выделяются прослои толщиной 4-6 м, но более характерны многочисленные их слияния и тогда толщина коллектора может достигать 10-12 м. Как уже отмечалось, в основном пласт имеет площадное распространение коллекторов.

Пласт «д» является самым нижним из пластов горизонта. Он представлен в основном одним прослоем толщиной 1-6 м и залегает между довольно выдержанными по площади аргиллитами муллинского горизонта и прослоем алеврито-глинистых пород, часто размытых, в результате чего пласт «д» сливается с вышележащим пластом «г». Площадное рапространение пласт имеет лишь на отдельных участках месторождения, а в целом для него характерна линзовидная и полосообразная форма залегания.

Следует отметить, что на отдельных участках месторождения гидродинамически связанными по разрезу могут быть три-четыре и более пластов горизонта ввиду наличия зон их слияния и в этом случае толщина коллектора может достигать 20-25м.

В целом изучение особенностей строения пластов горизонта Д I указывает на наличие значительной геологической неоднородности отложений как по разрезу, так и по площади Ромашкинского месторождения. Об этом, например, свидетельствуют полученные с помощью АРМ «Лазурит» об изменении по площадям средних величин общей (от 28,2 до 46,3 м) и нефтенасыщенной (от 3,7 до 16,6 м) толщин, а также значений пористости (от 0,188 до 0,207), проницаемости (от 0,339 до 0,666 мкм 2) и нефтенасыщенности (0,691 до 0,849), коэффициентов песчанистости (К пес) - от 0,259 до 0,520 и расчлененности (К р) - от 1,7 до 5,3. Естественно, что более широкий диапазон изменения рассматриваемых параметров наблюдается по отдельным пластам и группам коллекторов, критерии выделения которых рассмотрены ниже. Это подтверждается данными, приведенными по всем площадям Ромашкинского месторождения в таблице 2. Не рассматривая детально характер изменения всех приведенных в ней параметров, следует лишь подчеркнуть, что наиболее значительны различия между пластами и выделяемыми группами коллекторов по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, а также по толщине между пластами верхне- и нижнепашийской пачек горизонта Д I .

Литологическая характеристика пластов-коллекторов пашийского горизонта для всех песчано-алевритовых пачек близка. Для них характерна мономинеральность. В обломочном материале преобладает кварц (около 90%) с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита и устойчивых минералов. Преобладающими среди аутигенных минералов являются вторичный кварц, пирит, кальцит, сидерит, доломит, реже - фосфорит, каолинит, хлорит, анатаз. В целом можно отметить несколько большую глинистость и повышенную карбонатность отложений верхнепашийского подгоризонта по сравнению с нижнепашийскими.

Таблица 2-Средние значения толщин, коллекторских свойств и параметров неоднородности отложений горизонта ДI по площадям Ромашкинского месторождения

Показатели
пашийский горизонт	кыновский горизонт	лебедянский горизонт	заволжский горизонт	турнейский	бобриковский горизонт	серпухов- ский ярус	башкирский	верейский горизонт
Давление насыщения, МПа
Газовый фактор при диффе-
ренциальном разгазировании
в рабочих условиях, м 3 /т
P 1 =0,5 МПа Т 1 = 9 0 С
P 2 =0,1 МПа Т 2 = 9 0 С
Суммарный газовый фактор, м 3 /т
Плотность, кг/м 3
Вязкость, мПа.с
Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазирова-
нии в рабочих условиях, доли ед.
П лотность дегазированной неф-
ти при дифразгазировании, кг/м 3

Таблица 4-Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Таблица 5 - Содержание серы по объектам Ромашкинского месторождения