Перспективы нефтеносности отложений саргаевского горизонта на площадях Ромашкинского месторождения

Введение

В настоящее время ПАО «Татнефть особое внимание уделяет изучению нетрадиционных источников углеводородов, содержащих трудноизвлекаемые запасы. К ним относятся дорогостоящие и труднодоступные источники запасов. Согласно «Методическим рекомендациям по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях» (ФБУ «ГКЗ», 2023) на территории Республики Татарстан (РТ) таковыми являются доманиковые продуктивные отложения, залегающие в интервале верхнего девона от подошвы саргаевского горизонта (D3sr) до кровли фаменского яруса (D3fm) (рис. 1), характеризующиеся низкими фильтрационно-емкостными свойствами. В литологическом отношении они представлены кремнисто-глинисто-карбонатными породами, обогащенными органическим веществом (Миропольская и др., 1960).

Краткая литолого-стратиграфическая характеристика и условия осадконакопления отложений саргаевского горизонта

Отложения саргаевского горизонта характеризуются повсеместным распространением на территории РТ. На диаграммах электрометрии подошва горизонта устанавливается в кровле глинисто-мергельной-известняковой пачки, залегающей над репером «аяксы» (верхнекыновским известняком) (рис. 1) (Эллерн и др., 1965). Породам саргаевского горизонта присуща литологическая неоднородность, обусловленная различными условиями осадконакопления.

Подъем территории, происходивший в восточных районах Татарстана в конце тиманского (кыновского) времени, в течение саргаевского времени сменился на погружение. Наиболее интенсивное прогибание наблюдалось в западной части Татарстана (Казанско-Кажимский авлакоген), в то время как восточная часть испытывала некоторый подъем. Саргаевское море покрывало всю территорию республики. Трансгрессия моря в этот период привела к изменению режима морского бассейна, что способствовало накоплению карбонатных и глинисто-карбонатных осадков. Таким образом, наличие литологической неоднородности осадков по площади, накопленных в саргаевское время на территории РТ, дает возможность выделить три фациальные зоны (Хисамов и др., 2010) (рис. 2).

Первая зона (I) охватывает восточные районы Татарстана (рис. 2). В ее пределах накопление осадков происходило в областях шельфового мелководья с сильными периодическими донными течениями. Этой зоне соответствует карбонатный литологический тип разреза (рис. 3). Отложения данного типа представлены известняками серыми, светло-серыми, брекчиевидными, участками неравномерно глинистыми и битуминозными. Иногда встречаются прослои доломитизированных известняков, в редких случаях темноцветных, неравномерно-битуминозных мергелей, содержание которых в разрезе увеличивается на северо-востоке зоны развития карбонатного типа разреза. Кроме того, в северо-восточной части зоны I в основании саргаевского горизонта отмечаются прослои глинистых известняков с многочисленными включениями шамозит-гидрогетит-кальцитовых оолитовых образований, что свидетельствует о наличии перерыва в процессе осадконакопления и размыве осадков на границе саргаевского и позднетиманского времени.

Толщина разрезов саргаевского горизонта карбонатного типа колеблется от 2 до 10 м (Хисамов и др., 2010).

Зона II приурочена к центральной части Татарстана и включает территории Мелекесской депрессии, сводовой части и южного склона Северо-Татарского свода (СТС), а также западного склона Южно-Татарского свода (ЮТС) (рис. 2). Она занимала промежуточное положение между опускающейся западной и испытывающей подъем восточной областями. Накопление осадков происходило здесь в относительно заглубленной части шельфа. В пределах зоны II развит глинисто-карбонатный тип разреза отложений саргаевского горизонта (рис. 4). Для данного типа характерно увеличение глинистости разреза: повышается доля глинистых известняков, мергелей, аргиллитов. Толщина отложений саргаевского горизонта, относящихся к глинисто-карбонатному типу разреза, большей частью колеблется в пределах от 10 до 30 м. В редких случаях, преимущественно в разрезах южной части Алтунино-Шунакского прогиба, достигает 50 м (Хисамов и др., 2010).

Зона III включает западные районы (рис. 2). В её пределах осадки накапливались в условиях наиболее глубокой части шельфа, что связано с погружением Казанско-Кажимского авлакогена в течение всего саргаевского времени. В этой зоне происходило накопление глинистых и карбонатных илов. Карбонатно-глинистый тип разреза отложений саргаевского горизонта распространен в западной части РТ и охватывает территорию Казанско-Кажимского авлакогена и восточного склона Токмовского свода (зона III) (рис. 5). Породы саргаевского горизонта данного литологического типа представлены переслаиванием зеленовато-серых, неравномерно сильно глинистых известняков, буровато-серых мергелей и известковистых аргиллитов.

Толщина отложений саргаевского горизонта карбонатно-глинистого типа не превышает 55 м.

В связи с тем, что территория выбранного объекта исследований (Ромашкинское месторождение) приурочена к первой и второй фациальным зонам, в данной работе третья фациальная зона подробно не рассматривается.

Краткий анализ нефтеносности отложений саргаевского горизонта на Сарайлинском месторождении

Основные перспективы поиска нефтесодержащих объектов в отложениях саргаевского горизонта связаны с территориями Сарайлинского, Бондюжского, Первомайского, Бастрыкского и Зычебашского месторождений. Для изучения перспективности выбранных отложений в рамках данной работы проанализировано Сарайлинское месторождение Прикамской зоны, в пределах которого установлена нефтеносность отложений саргаевского горизонта (Хисамов и др., 2020).

Сарайлинское месторождение в тектоническом плане приурочено к северному склону ЮТС. Залежь нефти в отложениях саргаевского горизонта выявлена по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) и подтверждена результатами опробования, в процессе которого получен приток безводной нефти дебитом 1,5 т/сут. Залежь вскрыта одной скважиной, пробуренной в пределах Восточно-Тагайского поднятия. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта-коллектора по данным ГИС составляет 3,6 м. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности пород в продуктивном интервале составляют, соответственно, 4% и 62% (Хисамов и др., 2020).

В скважине Сарайлинского месторождения отобран керновый материал в интервале 1690,0–1696,0 м, верхняя часть которого стратиграфически относится к отложениям саргаевского горизонта (1690,0–1695,0 м), нижняя часть интервала относится к отложениям тиманского горизонта (1695,0–1696,0 м) (рис. 6). Породы, относящиеся к отложениям саргаевского горизонта, согласно макроописанию представлены доломитом мелко-среднезернистым кавернозным (рис. 7).

Результаты лабораторных исследований керна в данной скважине (в том числе геохимическими методами), свидетельствуют о том, что породы являются низкопроницаемыми и содержат органическое вещество. Среднее значение ТОС по продуктивному пласту составляет 1,96 %, что соответствует критериям, установленным в «Методических рекомендациях по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях» и используемым при ранжировании объектов с целью включения их в разряд трудноизвлекаемых.

Просмотр образца под люминесцентной лампой показал, что порода насыщена битумом, цвет свечения бурый, в хлороформе интенсивно растворяется и светится белым светом; кальцитовые жилы – белые. По результатам изучения образца в аншлифе установлено, что битум встречается в виде примазок и пленок коричневого цвета. Порода имеет смешанный кремнисто-глинисто-карбонатный состав с переменным содержанием компонентов. Накопление осадков протекало в мелководно-морском (возможно, лагунном) бассейне. Исходное органическое вещество формировалось за счет морского планктона, но с участием наземной органики.

Необходимо отметить, что нефтенасыщенность отложений саргаевского горизонта установлена также на сопредельных территориях. В одной из скважин Чекалинского лицензионного участка Оренбургской области в интервале саргаевских отложений после проведения проппантного ГРП с БОПЗ получен приток нефти. Кроме того, в течение 2012–2019 гг. на территории Бузулукской впадины были открыты Троицкое и Красногорское месторождения в Оренбургской области с нетрадиционными залежами нефти в отложениях доманикового типа верхнефранско-фаменского возраста и две залежи нефти в отложениях доманикового типа франско-фаменского возраста на Южно-Неприковском и Лещевском месторождениях в Самарской области, что подтвердило высокие перспективы нефтеносности нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа на территории Волго-Уральской НГП (Соболева, Каспаров, 2021).

Оценка перспектив нефтеносности отложений саргаевского горизонта на территории Альметьевской и Азнакаевской зон Ромашкинского месторождения

На площадях Азнакаевской зоны Ромашкинского месторождения отложения саргаевского горизонта представлены карбонатными породами, толщина которых варьирует в пределах от 2,3 до 10,3 м (рис. 8, 9), что соответствует представленной характеристике зоны I, сформировавшейся в условиях шельфового мелководья.

В пределах Альметьевской зоны Ромашкинского месторождения диапазон толщин отложений саргаевского горизонта изменяется в интервале от 2,7 до 44 м, подобная изменчивость наблюдается как в целом по территории зоны, так и в пределах отдельных площадей (рис. 10, 11). В литологическом отношении отложения саргаевского горизонта на площадях Альметьевской зоны представлены глинисто-карбонатными и карбонатными породами. На рис. 2 видно, что в пределах Альметьевской зоны Ромашкинского месторождения осадконакопление происходило как в заглубленной области шельфа, участками с режимом западин (зона II), так и в шельфовом мелководье (зона I), что подтверждает наличие на данной территории двух типов разреза отложений саргаевского горизонта: глинисто-карбонатного и карбонатного – и объясняет значительную изменчивость его толщины.

С целью уточнения перспектив нефтеносности отложений саргаевского горизонта выполнена переинтерпретация данных ГИС в 712 скважинах Альметьевской и Азнакаевской зон Ромашкинского месторождения. По её результатам в отложениях саргаевского горизонта выявлены возможно нефтенасыщенные пласты-коллекторы (толщиной от 0,4 до 1,9 м) – в 11 % случаев от общего количества просмотренных скважин. Коэффициент пористости выделенных пластов-коллекторов изменяется от 4 до 15,3 %, коэффициент нефтенасыщенности колеблется в интервале от 66 до 96,6 %.

С целью уточнения характера насыщения пластов-коллекторов саргаевского горизонта в одной из скважин Альметьевской зоны проведен дополнительный комплекс ГИС, включающий исследования импульсным генератором нейтронов с углерод-кислородным каротажом (ИГН+СО), позволяющий определить наличие коллектора и его насыщение в обсаженном стволе скважины. По результатам исследований в отложениях саргаевского горизонта выделяются интервалы возможных коллекторов (2058,7–2059,4м, 2061,1–2062,7м), насыщенные органическим веществом, которые хорошо коррелируются с коллекторами, выделенными по результатам интерпретации стандартного комплекса ГИС (2058,8–2059,3 м, 2062–2062,8м) (рис. 12)

Продуктивные пласты-коллекторы саргаевского горизонта, вскрытые в скважине Сарайлинского месторождения, представлены карбонатными породами (карбонатный тип разреза) и имеют количественные характеристики, аналогичные параметрам пластов-коллекторов, выявленных по результатам переинтерпретации данных ГИС в скважинах Азнакаевской и Альметьевской зон Ромашкинского месторождения (рис. 13).

Заключение

Результаты интерпретации стандартного и дополнительного комплексов ГИС, а также присутствие нефти в отложениях саргаевского горизонта на Сарайлинском месторождении свидетельствуют о возможном наличии нефтяных залежей в саргаевских отложениях на Ромашкинском месторождении.

Обращает на себя внимание тот факт, что в пределах Альметьевской и Азнакаевской зон Ромашкинского месторождения отложения саргаевского горизонта практически не изучены прямыми методами исследований (отбор керна и образцов СКО, КИИ-146 и КИИ-95, опробование), поэтому подтвердить или опровергнуть выдвинутое предположение в текущей ситуации пока не представляется возможным.

В ПАО «Татнефть» составлена и реализуется программа по опоискованию выделенных интервалов в саргаевских отложениях в старом фонде скважин, выполнение которой позволит сделать выводы об их перспективности в нефтепоисковом отношении как на Ромашкинском, так и на других месторождениях.