Регионально нефтегазоносные комплексы волго-уральской провинции

Карбонатно - терригенный комплекс верхней перми выделен в объеме от подошвы уфимского яруса до кровли галогенной толщи казанского яруса. Промышленно нефтеносен он только в пределах Жигулевско-Пугачевского свода. В этом комплексе выделяется до четырех нефтяных и газовых пластов. Приуроченные к ним залежи небольшие и разведанные запасы нефти и газа незначительны.

Анализ материала по залежам нефти и газа показывает, что больше половины их (до 56 %) приурочено к двум основным наиболее широко распространенным продуктивным комплексам: терригенному, нижне-каменноугольному (26 %) и девонскому терригенному (до 30 %).

В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 2000 г, выявлено 1050, в разработке находятся 784 месторождения нефти и газа, в том числе 632 нефтяных, 66 нефтегазовых, 24 газовых и 2 газоконденсатных. Среди этих месторождений крупные и крупнейшие такие как: Ромашкинское, Арланское, Ярино-Каменноложское, Новоелхоское, Бавлинское, Туймазинское, Шкаповское и Кулешовское нефтяные, Оренбургское газоконденсатное, Мухановское и Коробковское газонефтяные и др.

2.6. Типы залежей нефти и газа на месторождениях

 Местоскопления Волго-Уральской НГП приурочены к локальным структурам:

а) в соответствии со структурным планом по верхним и нижним горизонтам,

б) несоответствием структурных планов.

Основное количество местоскоплений относится к структурам второй группы. Большая часть структур расположена на валообразных поднятиях.

   К первому типу относятся многопластовые местоскопления, которые связаны с наиболее древними по времени заложения структурами и содержат нефть и газ по всему разрезу, главным образом в девоне и карбоне. Это Ромашкинское, Мухановское, Шкаповское, Туймазинское, Шугуровское местоскопления и др.

   Ко второму типу относятся местоскопления, приуроченные к структурам карбона. В девоне залежи отсутствуют. Это Apланское, Байтуганское, Шугуровское местоскопления и др.

Типы залежей удобнее рассматривать для девонских, каменноугольных и пермских пород отдельно.

            В девоне залежи обычно сводовые, причем основные в горизонтах Д-I и Д-II, реже Д-IV.

Этаж нефтегазоносности, как правило, несколько десятков метров, иногда достигает 150 м. Залежи чисто нефтяные и лишь в нефтегазоносных областях Саратовских и Волгоградских дислокаций имеются большие газовые шапки и газовые местоскопления. Для нескольких пластов отмечается единый водонефтяной контакт (например, в Ромашкино), имеющий небольшой наклон в сторону Прикаспийской мегасинеклизы на юг и юго-восток.

В рассматриваемых сводовых залежах вследствие изменения литологического состава отмечаются участки без нефти - «лысые».

В карбонатных коллекторах залежи массивные и пластовые. Имеются также разновидности литологических залежей, особенно в пластах Д-II, Д-III и Д-IV в Ромашкино, на местоскоплениях Туймазинской группы и др. Литологические залежи имеют второстепенное значение. Однако залежи в выклинивающихся пластах достаточно велики (Д-0 - Ромашкино, Д-IV - Стахановское). Встречаются и залежи «шнуркового» типа (Б-0 - Покровское местоскопление на Средневолжском своде).

Преобладающее большинство залежей нефти в каменноугольных отложениях так же, как и в девонских, относятся к сводовому типу.

Ромашкинское месторождение нефти приурочено к крупному погребённому поднятию докембрийского фундамента, составляющему южную вершину Татарского свода и может быть рассмотрено как зона нефтенакопления почти овальной формы.

Глубина залегания кристаллических пород в наиболее повышенных частях от 1600 до 1800 м. Залегающие выше осадочные породы девонского возраста, повторяя в общих чертах формы фундамента, образуют куполовидное пологое поднятие (с углами наклона пород менее одной трети градуса), и на фоне которого выделяется ряд более мелких поднятий. (Ромашкинское, Миннибаевское, Абдрахмановское, Азнакаевское,Павловское и др.) и разделяющих их прогибов. Высота Ромашкинского поднятия по отложениям девона всего 60 м. Разрез осадочных образований место скопления начинается девонскими отложениями, которые, представлены в нижней части кварцевыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами мощностью 100-150 м. Выше залегает мощная (до 1500 м) толща в основном известняков и доломитов, охватывающая верхнедевонские и каменноугольные отложения. Среди этой толщи выделяются две сравнительно маломощные, до 50 м, пачки песчаников, глинистых сланцев, местами с залежами каменного угля. Содержится нефть и в карбонатных коллекторах.

Заканчивается разрез породами пермской системы, сложенной внизу доломитами, гипсами, ангидритами и выше красноцветными и сероцветными песчаниками, глинами; мергелями и известняками.

3. Классификация пород-коллекторов

     Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы, так и  терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы). Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Выделяют три больших группы коллекторов: равномернопроницаемые, неравномернопроницаемые, трещиноватые.

Выделяются 5 классов коллекторов по величине открытой пористости:

       Класс A.   Пористость >20%

       Класс B.   Пористость 15-20%

       Класс C.   Пористость 10-15%

       Класс D.  Пористость 5-10%

       Класс E.   Пористость  <5%

Практическое значение имеют первые 4 класса (промышленный интерес).

По характеру и природе порового пространства коллекторы делятся на 2 большие группы:

1. Группа      Коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами – пески, песчаники, алевролиты
2. Группа      Коллекторы с межагрегатным поровым пространством – карбонатные породы (известняки и доломиты), в которых развиты трещиноватость или кавернозность.

Породы-коллекторы классифицируют по их распространенности, литологической выдержанности и мощности. По этим признакам выделяют:

       коллекторы региональные. Они развиты в пределах значительной площади областей генерации и аккумуляции углеводородов.

       коллекторы зональные. Имеют меньшую площадь распространения, охватывают зоны нефтегазонакопления или части нефтегазоносных областей.

       коллекторы локальные. Развиты в пределах локальных структур или в пределах группы нескольких смежных местоскоплений.

Вывод: Основными показателями коллекторских свойств горных пород является пористость, проницаемость и нефтегазонасыщенность.

3.1. Карбонатные коллектора

Таблица 1

Классификация карбонатных коллекторов

4. Петрографическая характеристика пород – коллекторов

4.1   . Петрографические признаки карбонатных пород-коллекторов

     Карбонатные породы-коллекторы - это прежде всего известняки и доломиты. Данные породы характеризуются сложным характером пустотного пространства, формирование которого определяется как их структурно-текстурными особенностями, закладывающимися в стадию седиментации, так и постседиментационными преобразованиями. Спецификой карбонатных пород является широкий спектр структурных видов и меньшая по сравнению с алюмосиликатным веществом терригенных пород устойчивость породообразующих карбонатных минералов в условиях недр. Именно карбонатные породы наиболее часто представляют собой коллекторы сложного типа. В зависимости от стадий литогенеза выделяются поры седиментационного происхождения, обязанные своим появлением процессам осадконакопления, и постседиментационные, обусловленные диагенетическими и эпигенетическими преобразованиями осадка и породы.

         К петрографическим признакам, контролирующим первичную пористость карбонатных пород-коллекторов, относятся:

1) структурный тип зерен (обломочные, биоморфные, оолиты, сферолиты, др.) и степень их сохранности (цельноскелетные, биодетритовые, шламовые);

2) минеральный состав карбонатных минералов (по данным окрашивания ализариновым красным с соляной кислотой диагностируются кальцит и доломит, оценивается их процентное соотношение);

3) форма, размер зерен или форменных образований;

4) сортированность;

5) характер упаковки;

6) наличие или отсутствие микритового заполнителя.

        Первичная пористость карбонатных пород связана с диагенетическими процессами перекристаллизации, доломитизации, выщелачивания. Диагенетические поры обычно имеют неправильную округлую или угловатую форму, поровые каналы - неровные, извилистые. Размер пор равен или меньше размера породообразующих зерен. Диагенетические поры выщелачивания часто образуются внутри форменных элементов. В мелкозернистых известняках и доломитах размер диагенетических пор обычно 0,01-0,05 мм. В доломитизированных среднезернистых известняках размер пор как правило не превышает 0,25 мм. Диагенетическая пористость обычно нивелируется более поздними катагенетическими процессами.

        Определяющими процессами в формировании карбонатных коллекторов являются постседиментационные преобразования. К процессам, способствующим появлению вторичной пористости, относятся выщелачивание, доломитизация, перекристаллизация, трещинообразование, которые приводят к формированию пор выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации, трещинных пор. Как правило, в результате сложных катагенетических процессов в карбонатных породах формируется пустотное пространство сложного типа.

    Петрографические признаки, определяющие вторичную (эпигенетическую) пористость, следующие:

1) эпигенетические текстуры (стилолитизация);

2) цементация (минеральный состав цемента или нескольких цементов; степень раскристаллизации; тип цемента - базальный, поровый, открыто-поровый, пленочный; структура цемента - тонкозернистый, пойкилитовый, крустификационный и др.; взаимодействие цемента и зерен);

3) вторичные процессы преобразования зерен и/или цемента (перекристаллизация, доломитизация, кальцитизация, раздоломичивание, сульфатизация, окремнение, выщелачивание).

      Поры выщелачивания образуются в результате растворения и выноса карбонатного вещества из породы. Их форма разнообразна, а размер обычно больше или равен размеру форменных элементов (0,05-1 мм). Пустоты более 1 мм относятся к кавернам.

      Поры перекристаллизации и доломитизации представляют собой промежутки угловатой формы между зернами кальцита или доломита, составляющими основную массу породы или цементирующее вещество в известняках с преобладанием форменных элементов. Размер пор равен или меньше размера зерен, как правило колеблется от 0,1 до 0,25 мм.

4.2. Петрографические признаки терригенных

пород-коллекторов

Для терригенных коллекторов основным показателем их класса служит гранулометрический состав, форма и характер поверхности слагающих породу зерен. Минеральный состав и структурно-текстурные особенности являются результатом динамики и физико-географической обстановки осадконакопления. Одновременно с заложением седиментационных структур и текстур терригенных пород происходит и формирование первичной (седиментационной) пористости. Структура - строение породы, обусловленное величиной, формой зерен, степенью цементации. Текстура - характер взаимного расположения компонентов породы и их пространственная ориентация. Поровое пространство является компонентом структурно-текстурного облика породы. Поры, сформированные на этапе седиментогенеза, называются первичными, или седиментационными. Пустотное пространство, образованное в постседиментационные стадии, считается вторичным, или эпигенетическим.

К петрографическим признакам, контролирующим первичную пористость, относятся:

                    1) размер зерен;

                    2) сортированность;

                    3) форма зерен (степень изометричности);

                    4) округленность зерен;

                    5) характер упаковки;

                    6) минеральный состав.

К петрографическим признакам, определяющим вторичную (эпигенетическую) пористость, относятся:

                    1) эпигенетические (наложенные) текстуры;