В старых нефтегазоносных провинциях наблюдается тенденция падения темпов добычи традиционных углеводородов (УВ), поэтому поиск и освоение трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных коллекторов становится все актуальнее, а их запасы, к каковым относятся и сверхвязкие нефти, служат источником прироста углеводородного сырья в регионе. По геологии, геохимии и освоению отложений нетрадиционных УВ Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций, сверхвязких нефтей и природных битумов пермской системы Татарстана и прилегающих территорий опубликовано много работ (Хисамов и др., 2022; Прищепа, 2019; Каюкова и др., 2015; Шарогородский, Ахметшин, 2013; Муслимов и др., 2012; и др.).

Целью настоящей работы являлось определение приоритетных направлений освоения месторождений сверхвязкой нефти (СВН) карбонатных отложений казанского яруса в пределах Мелекесской впадины на основе изучения особенностей геологического строения и формирования Горского месторождения СВН, расположенного на границе Республики Татарстан и Самарской области.

Горское месторождение СВН является одним из крупных в камышлинском горизонте казанского яруса на территории северо-восточного борта Мелекесской впадины; в настоящее время месторождение недоизучено и не введено в разработку. Отличительной особенностью изучаемого месторождения от разрабатываемых месторождений СВН уфимского яруса является то, что пласт-коллектор сложен двумя основными литотипами – реликтово-органогенными и оолитовыми известковистыми доломитами (по классификации Р. Данхема (Dunham, 1962) – доломитовым баундстоуном и доломитовым оолитовым пакстоуном), и подвергался длительным постседиментационным преобразованиям (рис. 1), таким как доломитизация, вторичная кальцитизация, сульфатизация. По классификации Н.Р. Джеймса (James, Bourque, 1992) органогенная постройка Горского участка раннеказанского возраста по своей морфологии и особенностям эволюции относится к скелетным холмам. Они отличаются от классических рифов отсутствием типичных массивных каркасных организмов, тыловых и передовых шлейфов, угол наклона слоев составляет менее 40°. Горская структура имеет тектоно-седиментационный генезис, что отражено в работе (Мударисова и др., 2021).

Для анализа нефтеносного потенциала карбонатных пород-коллекторов и выявления закономерностей их распространения в объеме резервуара авторами ранее был проведен обширный ряд лабораторных исследований керна: рентгенофлуоресцентный и изотопный анализы, анализ спектров, полученных методом электронного парамагнитного резонанса, а также фильтрационно-емкостных свойств и характера нефтенасыщения (Мударисова, 2024; Мударисова и др., 2022). Пустотное пространство основных литотипов может быть заполнено как сверхвязкой нефтью, так и кальцитом или сульфатами. Эффективная пористость обусловлена, во-первых, особенностями осадконакопления – первичной межформенной пористостью, образованной за счет пузырьков газа от деятельности водорослей (Королев и др., 2013), а во-вторых, диагенетическими и эпигенетическими преобразованиями пород – каверновой пористостью 2-го типа (Lucia, 1995). Комплексирование результатов петрофизических исследований и палеотектонических реконструкций позволили определить генезис казанского нефтеносного резервуара: ловушка в пределах Горского участка сформировалась в условиях неглубокого теплого моря и имеет органогенную природу. Очевидно, что в исследуемом районе располагается целый ряд ловушек подобного генезиса (Мударисова, 2024), которым присущи аналогичные закономерности распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) сложного неоднородного карбонатного коллектора.

На Горском месторождении оолитовый и реликтово-органогенный известковистые доломиты сформировались в различных палеофациальных условиях и претерпевали разные постседиментационные преобразования, при этом в реликтово-органогенном доломите, из-за большей первичной пустотности, существовали наилучшие условия для проникновения агрессивных вод в тело разрушающейся залежи, поэтому он претерпевал значительные постседиментационные изменения (Мударисова, 2024).

На закономерности локализации сверхвязкой нефти в пределах карбонатных резервуаров в отложениях казанского яруса Мелекесской впадины наибольшее влияние оказали следующие факторы: распределение основных литотипов в ловушках, степень их постседиментационной преобразованности, ухудшающей ФЕС пород (Королев и др., 2013; Сахибгареев, 1989), наличие источников мигрирующих УВ (Успенский, Валеева, 2008), а также биодеградация залежи в процессе гипергенных изменений (Каюкова и др., 2014; Курбский, 1987), вследствие чего ухудшаются и свойства углеводородного флюида. Высокая вязкость и значительное содержание смолисто-асфальтеновых соединений затрудняют освоение месторождений СВН на естественном режиме и с использованием заводнения (Shah et al., 2010).

Для определения приоритетных направлений освоения месторождений СВН наиболее важным является изучение ФЕС и кондиционного характера нефтенасыщения пластов-коллекторов. На основе анализа геологической модели карбонатного резервуара можно провести геометризацию органогенных структур и сопутствующих оолитовых отмелей, а также прогнозирование зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и повышенным нефтенасыщением. Геологическое моделирование дает возможность обозначить приоритетные участки для разбуривания и освоения месторождения (Lonoy, 2006).

С целью определения условий формирования осадочных образований авторами проведен фациально-генетический анализ, в основу которого были положены данные о строении и составе карбонатных отложений уфимско-раннеказанского карбонатно-терригенного битуминозного комплекса, изученного ранее в работах Б.В. Успенского, Р.Х. Муслимова, Р.С. Хисамова, Е.Д. Войтовича, С.С. Эллерна, И.М. Акишева и др. (Хисамов и др., 2022; Успенский, Валеева, 2008; Виноходова, Эллерн, 1985; и др.). Фациальный анализ включал в себя первичное определение обстановок осадконакопления и проводился на основе различных атласов и методических пособий (Фортунатова и др., 2005; Морозов, Козина, 2007; Морозов и др., 2008). Его применение позволило определить палеогеографические обстановки осадконакопления отложений, для чего ранее были проведены петрографические описания шлифов, рентгенофлуоресцентный анализ и исследование с помощью электронного парамагнитного резонанса (Мударисова, 2024).

На более чем 1000 образцах керна, отобранных из скважин структурного бурения, определены литотипы пород, коэффициенты открытой пористости, проницаемости и нефтенасыщенности (объемная и по массе), проведена их интерпретация. Вышеперечисленные исследования легли в основу геологической концептуальной 3D модели камышлинского горизонта казанского яруса Горского месторождения СВН, в которой принята соответствующая система осадконакопления.

1. Карбонатные породы камышлинского горизонта несогласно залегают на размытой поверхности сакмарского яруса.

2. Основными продуктивными литотипами являются реликтово-органогенный и оолитовый известковистые доломиты.

3. Верхняя граница продуктивной толщи литологически проводится по смене карбонатных пород камышлинского горизонта на плотные разности терригенных пород красноярского горизонта казанского яруса (Мударисова, 2024; Судаков и др., 2024; Чемоданов и др., 2017; Успенский, Валеева, 2008).

Геологическая 3D модель Горского месторождения СВН включает в себя литолого-фациальную, петрофизическую модели и модель насыщения, построение которой проводилось в программном комплексе «Petrel».

Построение литолого-фациальной модели помогает провести оценку системы осадконакопления по аналогии с похожими условиями в мировых практиках (например, Fagerstrom, 1987; Riding, 2002; Handford, 1988; Martin et al., 2017; и др.). Ориентация и геометрия являются ключевыми диагностическими признаками при идентификации отложений органогенных и оолитовых мелководных фаций.

1. Литолого-фациальная модель. Закономерности размещения органогенных, оолитовых и других морских фаций в камышлинское время в пределах Горского участка установлены на основе выделения кубов литологических типов карбонатов. Комплексирование литолого-фациальной модели с вышеописанными исследованиями кернового материала (Мударисова и др., 2022; Мударисова, 2024) на основе литолого-палеографических построений В.И. Игнатьева (Игнатьев, 1976) позволили провести восстановление палеогеографической обстановки в изучаемое время. Стратиграфическая последовательность осадконакопления карбонатных отложений представляется в виде восьми этапов (Мударисова, 2024). Заключительный этап представлен на рис. 2.

2. Петрофизическая модель представлена моделью открытой пористости и двумя моделями проницаемости (вдоль и поперек напластования).

По результатам обработки лабораторных исследований (Мударисова, 2024) для основных литотипов коллекторов Горского месторождения СВН получены уравнения корреляционных зависимостей коэффициентов открытой пористости от проницаемости, которые представлены на рис. 3 и учтены при построении петрофизической модели.

Модель насыщения (по массе) строилась с выделением пропластков, обладающих нефтенасыщенностью выше и ниже кондиционной, за кондицию принято значение 4,5% (Успенский и др., 2008). Коэффициент нефтенасыщенности (по массе) определялся по результатам изменения массы размолотых экстрагированных образцов с учетом их объема.

Геологическое 3D моделирование позволило не только представить основные особенности геологического строения Горской ловушки, но и определить тип залежи нефти камышлинского горизонта казанского яруса: несмотря на то, что резервуаром является органогенная ловушка, залежь нефти имеет вид линзы и относится к литологически ограниченному типу. Водонефтяной контакт залежи отсутствует, нефтенасыщение на периферии линзовидного тела уменьшается и сходит на нет. В плане залежь имеет почти изометричную форму с размерами 7×11 км, нефтенасыщенные толщины составляют 2–16 м.

В целом по изучаемым карбонатным отложениям казанского яруса установлено, что ФЕС и значение нефтенасыщенности у оолитового доломита выше, чем у реликтово-органогенного доломита (Мударисова, 2024). Наиболее высокими значениями петрофизических свойств и коэффициента нефтенасыщенности, согласно геологической модели, характеризуются участки залежи, пространственно приуроченные к склоновым частям структуры и занимающие преимущественно центральную часть разреза камышлинского горизонта (рис. 4). В сводовой и подошвенной частях камышлинского горизонта казанского яруса отмечается некоторая тенденция ухудшения коллекторских свойств карбонатного резервуара. Причиной этого являются процессы сульфатизации, вторичной кальцитизации и уплотнение карбонатных пород (Сахибгареев, 1989).

В рамках геологического моделирования определялась эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков с коэффициентом нефтенасыщенности по массе породы более 4,5% (рис. 5-1, 5-3) (кондиционное значение нефтенасыщенности). Для обоих изучаемых продуктивных литотипов отмечается схожая тенденция: максимальная нефтенасыщенная толщина достигает 12–16 м, минимальная – 2–4 м. При этом пониженные эффективные нефтенасыщенные толщины наблюдаются на наиболее крутых склонах структуры.

Для обоих продуктивных литотипов проводилось построение карт открытой пористости также для пропластков с коэффициентом нефтенасыщенности по массе породы более 4,5% (рис. 5-2, 5-4). И для реликтово-органогенного доломита, и для оолитового доломита при сравнении карт эффективных нефтенасыщенных толщин и открытой пористости участки с высокими значениями параметров не совпадают друг с другом (рис. 5). Низкая корреляционная зависимость между открытой пористостью и нефтенасыщенностью для обоих литотипов объясняется вариативной концентрацией СВН в коллекторах Горского месторождения (Мударисова, 2024).

Освоение биодеградированных залежей сверхвязкой нефти, в условиях постседиментационных преобразований пород-коллекторов и вариативной нефтенасыщенности, характеризующихся аномальной вязкостью УВ и повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых соединений, по аналогии с залежами уфимского яруса может проводиться при помощи технологии каталитического акватермолиза. Применение прекурсоров катализаторов совместно с паротепловым воздействием на пласт создаст условия для облагораживания сверхвязкой нефти in situ (частичной переработки тяжелых фракций в пласте) и таким образом позволит снизить вязкость добываемой нефти, улучшив при этом ее качественный состав. Это позволяет увеличить дебит нефти и снизить паронефтяной фактор (Falebita et al., 2022).

С использованием трехмерного геологического моделирования выполнена оценка нефтенасыщенных объемов пород, обладающих кондиционной нефтенасыщенностью, в пределах основных литотипов коллекторов. На долю реликтово-органогенного известковистого доломита приходится 60% нефтенасыщенного объема пород, а на долю оолитового известковистого доломита – 40%. При этом, в пределах Горского месторождения реликтово-органогенный известковистый доломит имеет более широкое распространение, хотя обладает худшими коллекторскими свойствами.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что выделить отдельный литотип, как приоритетный объект для опытно-промышленного освоения залежи СВН, не представляется возможным. Однако для разработки Горского месторождения СВН первоочередными являются участки с улучшенными петрофизическими характеристиками и высоким коэффициентом нефтенасыщенности с применением паротепловых методов. Такие участки преимущественно локализованы на пологих склонах структур и в центральной части разреза камышлинского горизонта (рис. 4).

Осадконакопление в раннеказанское время в пределах Горского участка происходило в условиях мелководного морского бассейна с образованием органогенных построек и оолитовых отмелей. Согласно построенной литолого-фациальной модели Горского месторождения СВН, на основе интерпретации лабораторных данных и изучения истории осадконакопления, авторами выявлена стратиграфическая последовательность, представленная в виде восьми этапов.

Первоочередными для разработки Горской залежи СВН и подобных ей залежей Мелекесской впадины, продуктивный пласт которых представлен органогенными и оолитовыми разностями, являются участки с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и повышенной нефтенасыщенностью, расположенные преимущественно на пологих склонах структур и в центральной части карбонатного резервуара казанского яруса. Освоение залежей сверхвязкой нефти рекомендуется проводить с применением паротепловых методов добычи.

Работа выполнена за счет гранта Республики Татарстан, предоставленного молодым ученым и молодежным научным коллективам на проведение научных исследований в наиболее перспективных и значимых для развития Республики Татарстан областях.