Геолого-промысловая характеристика, нефтеносность продуктивных горизонтов

В пределах ЗС ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины нефтеносные горизонты девонских и каменноугольных отложений объединяются в четыре крупных этажа, в пределах которых по литолого-фациальной характеристике выделяется 6 нефтегазоносных комплексов: живетско-франский терригенный (1), франско-турнейский карбонатный (2), терригенный нижний карбон (3), окско-башкирский карбонатный (4), верейский терригенно-карбонатный (5), каширско-гжельский карбонатный (6). На рассматриваемой территории комплексы отделены друг от друга почти повсеместно выдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными породами тиманско-саргаевского. елховско-радаевского, тульско-алексинского, верейского возрастов. К регионально нефтеносным могут быть отнесены пашийский и тиманский горизонты терригенной толщи верхнего девона, карбонатно-терригенные отложения турнейского яруса и бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также башкирского яруса, верейского горизонта и каширские карбонатные образования среднего карбона.

Месторождения нефти на территории ЗС ЮТС и МВ относятся к типу сложнопостроенных, многопластовых и многозалежных. Залежи нефти контролируются небольшими структурами положительного знака сложной конфигурации. По величине запасов могут быть отнесены к категории мелких.

Структурные планы продуктивных отложений карбона соответствуют структурным планам карбонатного девона и несколько смещены относительно структурных планов терригенного девона.

Залежи нефти имеют сложное геологическое строение, высокую неоднородность нефтевмещающих пород по площади и разрезу. Контуры нефтеносности нижнего и среднего карбона практически совпадают в плане. Этажи нефтеносности залежей в карбонатных коллекторах изменяются от 5 до 78 и более метров, в терригенных коллекторах от единиц до 27 метров.

Карбонатные породы среднего, нижнего карбона и девона представлены несколькими структурно-генетическими разностями известняков, доломитами. Нефтевмещающие породы по своим ФЕС относятся к типу трещинно-поровых, кавернозно-порово-трещинных и порово-трещинно-кавернозных коллекторов.

Терригенные нефтевмещающие породы нижнего карбона и девона представлены песчано-алевролитовыми образованиями и относятся к коллекторам порового типа. Тип строения ловушек массивный, массивно-слоистый и пластово-сводовый. Ловушки характеризуются сложным геологическим строением, высокой неоднородностью нефтевмещающих пород по площади и разрезу.

Структурные планы отложений терригенного девона несколько смещены относительно структурных планов верхних продуктивных горизонтов, соответственно смещены и площади нефтеносности. По своим ФЕС карбонатные породы-коллекторы относятся к классу среднеи низкоемких, среднепроницаемых, терригенные коллекторы — к классу среднеи высокоемких, среднеи высокопроницаемых.

Нефтеносность отложений пашийского горизонта установлена лишь на Кутушском месторождении. В разрезе горизонта нефтеносный пласт представлен преимущественно светло-серыми кварцевыми песчаниками и алевролитами, реже аргиллитами. Нефтенасыщенная толщина пласта 3,1 м, пористость — 0,22, нефтенасыщенность 0,78, проницаемость — 0,196 мкм².

В северной части рассматриваемой территории пласт (До) тиманского горизонта лежит на размытой поверхности пашийского горизонта. Нефтеносность отложений горизонта установлена на трех месторождениях — Ивашкино-Мало-Сульчинском, Нурлатском и Кутушском. В разрезе тиманского горизонта выделяется два песчано-алевролитовых пласта Д₀ — б и Д₀ — в, с которыми связаны залежи нефти. Нефтенасыщенная толщина пласта 1,5−4,4 м. Коэффициент расчлененности равен 2,3−4,0; песчанистости 0,68. Пористость изменяется от 0,20 до 0,23. Нефтенасыщенность и проницаемость изменяются в пределах соответственно 0,73−0,81; 0,179−0,250 мкм². Залежи пластовые, сводовые.

Залежи нефти отложений турнейского яруса приурочены в основном к его верхней части — кизеловскому горизонту и лишь единичные залежи — к черепетскому и малевско-упинским отложениям. Нефтеносность их отмечена на Ивашкино-Мало-Сульчинском, Нурлатском, Бурейкинском, Аксубаево-Мокшинском, Камышлинском, Кутушском, Пионерском, Ашальчинском месторождениях. Карбонатная толща представляет собой преслаивание плотных и проницаемых прослоев, от 3 до 10 м и более. Плотные карбонатные породы имеют многочисленные открытые микротрещины и не обладают экранирующими качествами. Эффективная нефтенасыщенная толщина турнейских отложений изменяется по месторождениям от 2,6 до 12,9 м. Пористость коллекторов колеблется в пределах 0,11−0,14, нефтенасыщенность 0,66−0,79, проницаемость 0,010−0,310 мкм², песчанистость 0,57−0,66. Коэффициент расчлененности по месторождениям меняется от 2,4 до 10.

Бобриковский горизонт нефтеносен на всех месторождениях восточного борта Мелекесской впадины. Залежи нефти контролируются структурными и литологическими факторами. Преобладают небольшие залежи, однои двухпластовые. Пласты-коллекторы представлены песчаниками кварцевыми, тонкозернистыми, известковистыми, прослоями алевристыми, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой; не выдержаны по площади и часто замещаются глинистыми породами. На крыльях локальных поднятий в понижениях турнейского рельефа и во врезовых зонах выделяется три пласта-коллектора (снизу вверх Сбр-1, Сбр-2, Сбр-3). В подавляющем большинстве встречается один песчаный пласт Сбр-3. Максимальная толщина пласта наблюдается в зонах развития посттурнейских врезов (Бурейкинское месторождение) и достигает 45 м. Средние толщины пластов колеблются по месторождениям от 0,3 до 14,4 м. Коллекторские свойства пласта высокие: пористость — 0,23−0,26, нефтенасыщенность — 0,78−0,93, проницаемость — 0,240−1,240 мкм², коэффициент песчанистости — 0,53−0,91, расчлененность — 1,2−3,6. Тип залежей в большинстве случаев структурно-литологический, но встречаются также и залежи пластово-сводового типа.

Отложения тульского горизонта прослеживаются почти повсеместно на рассматриваемой территории исследования и представлены преимущественно аргиллитами. Выделенные среди аргиллитов песчано-алевролитовые прослои, индексируемые (снизу вверх) как пласты Стл-2, Стл-3 и Стл-4, крайне не выдержаны по простиранию и хорошо изолированы друг от друга глинистыми перемычками. Пласт Стл-2 нефтеносен на Ивашкино-Мало-Сульчинском, Аксубаево-Мокшинском, Кутушском и Пионерском месторождениях. Средняя нефтенасыщенная толщина его изменяется от 0,7 до 4,1 м, пористость колеблется в пределах — от 0,19 до 0,23, нефтенасыщенность — от 0,75 до 0,82, проницаемость варьирует в пределах от 0,240 до 0,284 мкм², коэффициент песчанистости — от 0,65 до 0,96. Залежи преимущественно структурно-литологического типа, на Аксубаево-Мокшинском месторождении — пластово-сводового типа.

Башкирские отложения вместе с карбонатными пластами верейского горизонта (пятый нефтегазоносный комплекс) образуют верхнюю регионально нефтеносную толщу палеозоя. Наиболее крупные залежи встречены в северной части Черемшано-Ямашинской структурной террасы. Типы залежей пластово-сводовые, нередко литологически осложненные. Башкирский ярус сложен известняками светло-серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, участками доломитизированными, трещиноватыми, порового типа. Пористые и трещиноватые разности известняков объединяются в пласты-коллекторы (снизу вверх) Сбш-1 и Сбш-2. Количество нефтенасыщенных пропластков изменяется по скважинам от 1 до 8. Коэффициент расчлененности колеблется по месторождениям от 2,4 до 7,9. Общая толщина башкирских отложений изменяется от 28,0 до 50,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина коллекторов колеблется от 2,0 (Аксубаево-Мокшинское месторождение) до 10,6 м (Камышлинское месторождение). Пористость коллекторов меняется в незначительных пределах от 0,12 до 0,16, нефтенасыщенность и проницаемость соответственно от 0,69 до 0,85 и от 0,106 до 0,487 мкм². Пористо-проницаемые прослои сообщаются между собой через систему трещин и слияния, образуя единый сложно построенный резервуар массивного типа.

Верейский горизонт делится на две литологические пачки: нижнюю — преимущественно карбонатную и верхнюю — терригенную. Нефтеносность связана с нижней карбонатной частью горизонта. Пласты представлены трещиноватыми органогенно-обломочными известняками, в различной степени глинистыми и доломитизированными, индексируемые Свр-1, Свр-6. В верейском горизонте основными промышленными объектами являются карбонатные пласты Свр-2 и Свр-3, которые отделены друг от друга глинистыми разделами. Общая толщина пластов изменяется по месторождениям от 3,4 до 7,1 м, нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 2,2−5,7 м, пористость колеблется в пределах 0,14−0,17, нефтенасыщенность — от 0,67 до 0,818, проницаемость — от 0,106 до 0,327 мкм², расчлененность объекта по месторождениям меняется незначительно: от 2,1 до 3,6, песчанистость — от 0,10 до 0,49. Залежи массивные пластово-сводового типа, очень редко литологически экранированные.

Залежи нефти в каширском горизонте (6-й комплекс) выявлены на Бурейкинском, Аксубаево-Мокшинском, Камышлинском, Кутушском, Пионерском и Вишнево-Полянском месторождениях на глубинах 900−950 м. Залежи нефти установлены в карбонатных пластах-коллекторах, индексируемых снизу вверх Скш-1 — Скш-4. Пласты-коллекторы сложены известняками фораминиферами или комковатыми с прослоями доломитов микрозернистых. Тип коллектора поровый, реже трещинно-поровый. Нефтенасыщенная толщина пластов изменяется по месторождениям от 1,1 до 2,8 м, пористость равна 0,14−0,17, нефтенасыщенность — 0,69−0,81, проницаемость варьирует в пределах от 0,046 до 0,205 мкм², расчлененность объекта равна 1−2,5.

В таблице 1.1 представлены коллекторские свойства нефтеносных пластов по горизонтам.

Таблица 1.1 Коллекторские свойства пластов по горизонтам и ярусам

Промышленно нефтеносные скопления сосредоточены в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта. Песчаная пачка (Р₂u₂²) представляет собой своеобразное природное образование в виде линейных песчаных тел северо-западного простирания, отделенных друг от друга узкими прогибами по простиранию этих тел и более широкими вкрест простирания.

Литофация песчаников приурочена к западному склону Южного купола Татарского свода. В этих пределах наблюдается благоприятное распределение песчаных коллекторов, с которыми связана основная зона нефтескоплений.