Содержание к диссертации
Введение
1. ПРОДУКТИВНЫЕ ТОЛЩИ ПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕЛЕКЕССКОЙ ОБЛАСТИ БИТУМОНАКОПЛЕИИЯ
1.1 Литолого-стратиграфнческая характеристика разреза.
1.2. Битуминозность пермских отложений.
2. КРИТЕРИИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕБИТУМИНОЗИОСТИ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПЛАТФОРМЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ
2.1. Условия образования пермских природных резервуаров.
2.1.1. Нижнепермский карбонатный нефтебитуминозный комплекс.
2.1.1.1. Сакмаро-артинскнй природный резервуар.
2.1.2. Верхнепермский терригенно-карбонатный битуминозный комплекс.
2.1.2.1. Уфимско-нижнеказанский природный резервуар.
2.1.2.2. Казанский природный резервуар.
2.2. Геологические предпосылки формирования месторождений природных битумов.
Выводы.
3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПЕРМСКИХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ МАЛОИЗУЧЕННЫХ ЗЕМЕЛЬ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
3.1. Северо-Татарский свод.
3.1.1. Верхнепермский терригенно-карбонатный битуминозный комплекс.
3.1.1.1. Уфимско-нижнеказанский природный резервуар.
3.1.1.2. Казанский природный резервуар.
3.2. Восточный склон Токмовского свода, западный борт Мелекесской впадины, южная оконечность Казанско-Кировского прогиба.
3.2.1. Нижнепермский карбонатный нефтебитуминозный комплекс.
3.2.1.1. Сакмарский природный резервуар. 132
3.2.2. Верхнепермский терригешю-карбонатный битуминозный комплекс. 135
3.2.2.1. Казанский природный резервуар. 135
3.3. Восточный борт Мелекесской впадины. 141
3.3.1. Нижнепермский нефтебитуминозный комплекс. 142
3.3.1.1. Сакмарский природный резервуар. 143
3.4. Юго-восточный склон Южно-Татарского свода. 150
3.4.1. Нижнепермский нефтебитуминозный комплекс. 151
3.4.1.1. Сакмаро-артинский природный резервуар. 151
Выводы. 160
4. ПЕРСПЕКТИВЫ НАРАЩИВАНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН 163
4.1. Состояние запасов и ресурсов природных битумов. 163
4.2. Оценка перспектив нефтебитуминозности и направления поисково-разведочных работ.
Выводы. 178
5. ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА РАЗВЕДКУ И ПОДГОТОВКУ К ОСВОЕНИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИХ УЧЕТА. 182
5.1. Неоднородности геологического разреза и их учет по геофизическим данным.
5.2. Возможности разведочной геофизики при изучении инженерно- геологических и гидрогеологических условий месторождений природных битумов.
5.2.1. Выявление и трассирование зон тектонической трещиноватости.
5.2.2. Выделение неогеновых врезов.
5.2.3. Оценка степени разрушенности битумной залежи.
5.2.4. Исследование гидрогеологических условий.
5.3. Геофизические методы и средства контроля за разработкой при тепловом воздействии на залежь.
Выводы.
6. МЕТОДОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕ ПИ ТУ МО-ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕРРИТОРИЙ И ОБЪЕКТОВ
6.1. Подготовка геологической основы.
6.2. Технология геофизических исследований на природные битумы.
6.3. Геохимические аспекты в проблемах поиска и освоения месторождений природных битумов.
Выводы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список использованной литературы Авторская литература
- Литолого-стратиграфнческая характеристика разреза.
- Условия образования пермских природных резервуаров.
- Северо-Татарский свод.
Введение к работе
Актуальность.
В нромышленно развитых странах мира, в том числе и в России, все более ощущается дефицит полезных ископаемых - источников энергии и сырья для химической, дорожно-строителыюй, электротехнической и других отраслей промышленности. Ограниченность запасов традиционных нефтей и высокие тем игл потребления привели к необходимости поиска и вовлечения в топливно-энергетический комплекс альтернативных источников, одним из которых являются природные битумы. Последние составляют значительную долю в общем балансе ресурсов горючих ископаемых. Важна и возможность многоцелевого использования природных битумов, нередко характеризующихся наличием в споем составе металлов (ванадий, никель, молибден) и других ценных компонентов.
Развитие мировой топливно-энергетической и сырьевой промышленности требует не только постановки вопросов использования нетрадиционных источников углеводородного сырья, но и практического их разрешения. Существенно - освоение способов извлечения высоковязких нефтей и природных битумов. Определяющими моментами служат технические и технологические возможности добычи и переработки нефтебитуминозных пород. Запасы альтернативных источников соизмеримы (табл.) запасам нефти (Д.И. Стир, В.Э. Макдональд, Д.Х. Стоун, 1981; И.С. Гольдберг, 1981). Степень их извлечения крайне невысокая. Это одна из самых существенных проблем, которая должна быть разрешена одновременно с разработкой наиболее экономичных технологий рационального использования полезных ископаемых.
Мировой опыт показывает, нефтебитуминозные породы используются: а) для получения «синтетической» нефти, сжиженного газа, газойля, и других продуктов - углеводородного сырья топливно-энергетической отрасли; б) в лакокрасочной и электротехнической промышленности в качестве электроизоляционных материалов, термостойких лаков для антикоррозионных покрытий и т.п.; в) в дорожно-строительной и строительной отраслях в качестве вяжущего компонента для покрытий, при производстве кровельных материалов, для изоляции гидротехнических сооружений, фундаментов зданий, трубопроводов и т.п. Широкий спектр возможностей применения природных битумов в промышленности предполагает необходимость их комплексной добычи и переработки (Н.К. Надиров, А.Е.Браун, и др., 1985).
Большинство зарубежных программ по использованию природных битумов и высоковязких нефтей стоимостью от нескольких миллионов до нескольких миллиардов долларов составлены с учетом всех особенностей полезного ископаемого, размеров месторождений, условий извлечения и т.п. В Канаде, где разработка и освоение природных битумов (смоляных песков) в промышленных масштабах предпринимаются с 60-х гг., только из месторождений Асфальтового пояса предполагается извлечь 32 млрд. т «синтетической» нефти. Крупномасштабные проекты разрабатываются и осуществляются в США, Венесуэле и других странах. Несмотря на более высокую себестоимость получения «искусственной» нефти, по сравнению с натуральной, использование ее в качестве сырья для топливно-энергетической промышленности, экономически выгодно (Д.Д.Уоол, 1981; D. Jardine, 1974; E.B.Allayeto, L.W.Londer, 1976; C.O.Cupps, 1979 и др.).
Освоение природных битумов - вполне достижимая реальность. Это доказано мировой практикой. В 2002 г. Канада включила нефть, получаемую из битуминозных песчаников, в доказанные запасы. В результате мировые запасы нефти выросли на 25 млрд. т., а доля ОПЕК в них резко сократилась и теперь составляет лишь 67,5%. Канада переместилась с 20-го на второе место после Саудовской Аравии, опередив Ирак, Кувейт и других лидеров.
Битуминозные песчаники Канады (штат Альберта) содержат 2 - 2,5 трлн. баррелей битума, из которых 300 млрд. считаются извлекаемыми. Из них 174,8 млрд. баррелей САРР включила в категорию доказанных, утверждая, что эта оценка отражает прогресс в технологии извлечения битума, достигнутый за последние годы. Ранее высокая стоимость извлечения битумов препятствовала широкомасштабному производству. Внедрение новых технологий сократило издержки производства с $24 за баррель в 1980-х до $12, что делает его рентабельным при рыночной цене нефти $17 за баррель. Ожидается дальнейшее снижение стоимости производства до $8 за баррель. Извлекаемый битум или перерабатывается в синтетическую нефть на ближайших канадских НПЗ и затем отправляется на рынки средних штатов США или транспортируется для дальнейшей переработки на НПЗ США.
Страны СНГ, Россия располагают огромными запасами природных битумов. По данным И.С.Гольдберга (1981), суммарные прогнозные запасы СССР составляют 30 - 33 млрд. т. Имеются все предпосылки для разработки и внедрения долгосрочных программ их комплексного использования.
Особое значение приобретает вопрос восполнения запасов в старых нефтедобывающих районах. При выборе новых направлений поисков углеводородного сырья на территории Волго-Камского края ряд геологов акцентирует внимание, битумы одна из наиболее актуальных проблем республик и областей региона. Рентабельное развитие битумного производства, в частности для Татарстана, предусматривает (Р.Х. Муслимов и др., 2000) необходимость прироста геологических запасов в объеме не менее 10 млн. тонн в год.
Эффективное освоение ресурсов природных битумов обуславливает целесообразность совершенствования методических приемов выполнения различных циклов геологоразведочного процесса.
Значительные ресурсы, перспективы наращивания сырьевой базы предопределяют актуальность создания научного подхода эффективного комплексного освоения ресурсов природных битумов, обусловливают целесообразность совершенствования методических приемов выполнения различных циклов геологоразведочного процесса.
Цель нселедовяннй заключается в разработке методологической основы регионального и локального прогнозирования, научного обоснования первоочередных направлений поисково-разведочных работ с учетом отечественной и зарубежной теории и практики эффективного комплексного освоения природных битумов.
Основные задачи:
- оценка состояния ресурсов природных битумов Республики Татарстан;
- исследование условий образования пермских природных резервуаров;
- выявление геологических предпосылок формирования и размещения месторождений битумов;
- разработка критериев перспектив нефтебитуминозности верхней части геологического разреза;
- изучение особенностей геологического строения пермских резервуаров малоизученных земель Татарстана;
- разработка методологических основ изучения нефтеиерспективных площадей и объектов платформенных территорий;
- определение перспектив наращивания сырьевой базы;
- выбор основных направлений геологоразведочных работ;
- рассмотрение возможностей геофизических методов при разведке и подготовке месторождений к освоению;
Методы решения.
Базируются на фундаментальных исследованиях геологического строения - образования природных резервуаров, условий формирования, определения критериев перспектив нефтебитуминозности верхней части разреза платформенных терригорпії; анализа и выбора методических приемов прогноза, поисков и разведки месторождений полезных ископаемых; оценки экологических проблем; изучении химического состава. Применены: литолого-фациальный и налеотектонический анализы; литолого-иетрографические, иетрофизические и геохимические исследования; широко использованы математические способы обработки.
В основе полученных результатов - обобщение и интерпретация фактических геолого-геофизических материалов, данных лабораторных петрофизических, геохимических, геофизических и промысловых исследований с применением современной компьютерной техники.
Научная новизна.
Впервые разработаны критерии перспектив нефтебитуминозности верхней части геологического разреза платформенных территорий, рассмотрены условия образования ловушек и установлены в положениях онтогенеза факторы формирования месторождений пермских битумов.
Создана методология изучения нефтебитумоперспективных площадей и объектов.
Впервые на малоизученных землях Татарстана (55000 км2) выявлены пермские природные резервуары, обоснована региональная нефтебитумииозпость, даны перспективы наращивания ресурсной базы углеводородного сырья, определены основные направления поисково-разведочных работ.
Разработанные в диссертации теоретические положения и методология изучения платформенных территорий в совокупности представляют новый научный подход к решению проблемы освоения нетрадиционных источников углеводородного сырья, основанный на системном анализе: от геологического изучения, прогноза, поиска и разведки до использования геофизических методов подготовки месторождений природных битумов к освоению.
Практическая значимость.
Созданная для отдельных тектонических элементов Республики Татарстан (Северо-Татарский свод, восточный склон Токмовского свода и западный борт Мелекесской впадины, юго-восточный склон Южно-Татарского свода) но данным структурного бурения геологическая основа (комплекты карт масштаба 1:200000 - 1:100000) имеет многоцелевой характер. Основа может служить для постановки специальных на природные битумы геологоразведочных работ (бурение, геофизические исследования), количественной оценки перспектив битуминозности, изучения структурных особенностей осадочного чехла, прогнозирования нефтеносности нижележащих комплексов девона и карбона, изучения месторождений попутных полезных ископаемых (пресных и бальнеологических подземных вод, строительных материалов) и др.
Разработанная методологическая база регионального и локального прогнозирования месторождений природных битумов на основе определения геологических критериев, отображающих условия образования природных резервуаров и факторы формирования скоплений полезных ископаемых является важнейшим моментом оценки перспектив пефтебитуминозности верхних горизонтов осадочного покрова слабоизученных территорий.
Предложенная система комплексного изучения природных битумов как единого цикла всего геологоразведочного процесса - от прогноза до подготовки к освоению способствует снижению объемов выполнения капиталоемких видов работ, что в условиях рыночной экономики -решающее обстоятельство повышения рентабельности добычи полезных ископаемых.
Исходные мптериялы и достоверность результатов.
Проведено обобщение и анализ широкого спектра результатов геолого-геофизических работ (данные бурения и опробования скважин; материалы полевых геофизических наблюдений, лабораторных анализов керна; литологические, стратиграфические, геохимические исследования и т.п.), что повышает актуальность диссертации в связи с возможностью использования предлагаемой методологии изучения нефтебитумонерспективных территорий и объектов.
В основу положены материалы геолого-геофизических исследований, полученные различными научно-исследовательскими и производственными организациями - ОАО «Татнефть», ОАО «Татпефтегеофизика», Казанским университетом, Татарским геологоразведочным управлением, ОЭНГДУ «Татнефтебитум», Альметьевской геологопоисковой конторой, ФГУП ВНИГРИ (г.Санкт-Петербург), ИГиРГИ (г.Москва), ОАО ВНИИнефть (г.Москва, г. Бугульма), институте «ТатНИПИнефть», ИОиФХ им. А.Е.Арбузова КНЦ РАМ (г.Казань), ГУП ВНИИУС (г.Казань), ОАО НИИНЕФТЕПРОМХИМ (г. Казань), ГУП «Татарстангеология», ЦНИИгеолнеруд в процессе поисково-разведочных работ, оценки ресурсов и возможности использования битумов в народном хозяйстве.
Достоверность полученных автором результатов определяется: 1. Большой статистической обеспеченностью экспериментальных данных. Изучены геолого-геофизические разрезы и керновый материал более 10 тысяч структурных и специальных на природные битумы скважин. Количество исследованных образцов - десятки тысяч, анализы иетрофизических и коллекторских свойств пород исчисляются сотнями тысяч. Основные закономерности распространения природных битумов и направления поисково-разведочных работ получены при обобщении данных бурения скважин на площади более 55000 км2.
2. Использованием разнообразных методов литолого-фациального, налеотектонического, минералогического (в том числе ядерно-магнитного резонанса и электронной спектроскопии), рештеноструктурного, геохимического анализов.
Основные защищаемые положения:
Критерии перспектив нефтебитуминозности верхней части геологического разреза платформенных территорий - отражение условий образований природных резервуаров и факторов формирования месторождений битумов.
- Выявление и учет неоднородностей геологического разреза, при подготовке месторождении природных битумов к разведке и освоению.
- Методология изучения нефтебитумоперспективных площадей и объектов заключается в подготовке геологической основы, технологии геофизических исследований, геохимических аспектах в проблемах поиска и освоения природных битумов.
- Перспективы наращивания ресурсной базы углеводородного сырья обосновываются особенностями геологического строения пермских нефтебитумипозпых комплексов малоизученных земель Республики Татарстан.
Реализация результатов.
Диссертация представляет продолжение научных исследований по проблеме изучения и освоения пермских природных битумов Урало-Поволжья, поставленной в начале пятидесятых годов профессором Казанского государственного университета ІЗ.ИЛ роепольским.
Работа выполнена на кафедре геологии нефти и газа Казанского университета в период с 1973 но 2004 годы но бюджетным и хоздоговорным тематикам. Разработанные автором методики изучения коллекторских свойств пород и дифференцированного подсчета запасов использованы при выполнении научно-исследовательских и производственных работ по оценке битуминозиости пермских отложений Мелекесской впадины.
Данные диссертационного обобщения приняты во внимание при реализации: общесоюзной программы «Разработка основы и методов прогноза, поисков и оценки малоизученных и новых видов минерального сырья» (1986-1992 гг.); «Государственной программы изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы Республики Татарстан» (1993 -2004 гг.); программы развития приоритетных направлений науки в РТ на 2001-2005гг. по направлению «Топливно-энергетические и сырьевые ресурсы, энергосберегающие технологии их освоения»; целевой программы освоения ресурсов природных битумов Республики Татарстан до 2015г.
Основные результаты внедрены в ОАО «Татнефть», ОАО «Татнефтегеофизика», ГУП «Татарстангеология». Материалы исследований учитывались при подсчете запасов, выборе направлений и постановке геологоразведочных работ на природные битумы в Республике Татарстан.
Разработанные рекомендации по оценке перспектив, методологии изучения могут быть применены наряду с Татарстаном на сопредельных территориях Самарской и Оренбургской областей и других районах Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна.
Результаты исследовании представлены в лекционных курсах «Структурно-формационный анализ», «Нефтегазоносные бассейны России и зарубежных стран», «Геохимия (органическая) нефти и газа», читаемых автором в Казанском университете более 20 лет.
Систематизация и анализ материалов выполнены непосредственно соискателем, иод его руководством или с его участием. Основные научные положения получены автором лично.
Апробация работы.
Основные положения докладывались и обсуждались на Международных симпозиумах «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (Санкт-Петербург, 1992, 1997, 2002), «Верхнепермские стратотипы Поволжья» (Казань, 1998); Карстоведенне XXI век: теоретическое и практическое значение (Пермь, 2004); XIII Inern. Congress on Carboniferous-Pt rmian.-Krakow, Poland, 1995; на 12-ом Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти», Казань, 2003; на IV, V Международных симпозиумах «Ресурсоэффективность и энергосбережение в современных условиях хозяйствования», Казань, 2003, 2004; на Международных конференциях «Геофизика и современный мир» (Москва, 1993), по проблемам комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (Казань, 1994); Санкт-Петербург, 1996); на IV, VI, VII Международных конференциях "Новые идеи в науках о Земле" (Москва 1999, 2002, 2004, 2005); на Международных конференциях -«Тектонические и палеогеоморфологические аспекты нефтегазоносное™» (Украина 1996, 2000, 2002); на Международном научном семинаре им. Д.Г.Усиенского (Пермь, 2005); на Всесоюзных конференциях по комплексной переработке и использованию нефтебитуминозных пород (Алма-Ата, 1981, Бугульма, 1981, Туапсе, 1982, Гурьев, 1985, Ленинград, 1990, Казань, 1991), на Всероссийских научных конференциях «Фундаментальные проблемы нефти и газа», Москва, 1996; «Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений» (Казань, 2000); «Генезис нефти и газа», Москва, 2003; на ХШ, XIV и XV Губкинских чтениях «Развитие идей И.М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела» (Москва, 1993, 1996, 1999); на Всероссийских научно-практических геологических конференциях «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр» (Москва, 1999) «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века» (Санкт-Петербург, 2000); «Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ» (Москва, 2001); на VII Конгрессе CITOGIC «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Казань, 1998); на V Конгрессе нефтегазопромышленников России (Казань, 2004 г.); на научно-практических конференциях «Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана па поздней стадии освоения запасов» (Альметьевск, 1994), «Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России» (Москва, 1997), «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (Лениногорск, 1998, 2003), «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений» (Казань, 1999), "Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений" (Казань, 2000); «Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федерального округов на 2005 и последующие годы» (Саратов, 2004); на научно-технических конференциях ПО "Татнефть" но вопросам повышения эффективности подготовки новых запасов нефти на месторождениях Татарстана (Альметьевск, 1989, 1991, 1993), на Первом Всесоюзном семинаре «Геология и ресурсы природных битумов» (Ленинград, 1978); на итоговых научных конференциях Казанского университета, 1972-2004.
Публикации.
По теме диссертации опубликовано более 160 печатных работ, в том числе пять монографий (в соавторстве), энциклопедия, учебное пособие.
Структура и объем работы.
Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения. Общий объем Z . страниц, в том числе: 15 таблиц, 60 рисунков. Библиография содержит 217 наименований.
Автор признателен коллективу кафедры геологии нефти и газа Казанского государственного университета, в составе которого научная и преподавательская деятельность осуществлялись более тридцати лет, за ценные советы и консультации, полученные в ходе обсуждения представляемых результатов исследований.
Литолого-стратиграфнческая характеристика разреза
Кровля сакмарского яруса на всей рассматриваемой территории интенсивно, но неравномерно на разных участках, размыта, отмечается высокая закарстованность, кавернозность, трещиноватость, нередко брекчиевидность, со значительными колебаниями толщин отложений яруса на небольших расстояниях.
Верхний отдел согласно унифицированной схемы, утвержденной МСК (1990) включает уфимский, казанский и татарский ярусы, залегающие с угловым несогласием на размытой поверхности нижней перми. На западном и южном склонах Южно-Татарского свода на сакмарских отложениях залегают породы несчано-глинистой пачки, а при движении в западном направлении к Мелекесской впадине - песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса.
Уфимский ярус в пределах западного склона Южно-Татарского свода и прилегающих частей Мелекесской впадины представлен только верхним - шешминским горизонтом. На западном склоне Южно-Татарского свода и в бассейне р.Шешмы, где развиты наиболее полные и типичные для этого района разрезы, шешминский горизонт состоит из нижней - песчано-глинистой и верхней - песчаниковой пачки.
Положение верхней песчаниковой пачки продолжает быть дискуссионным. Часть исследователей - Г.Ф.Раснопов, В.П.Батурин, А.В.Богов, А.М.Мельников, Л.М.Миропольский, И.Б.Палант, Е.И.Тихвинская, М.Г.Солодухо, Н.Н.Форш, К.Р.Чеииков, С.С.Эллерн и др. проводят границу между ярусами по подошве, так называемых "лингуловых глин", содержащих фауну казанского яруса; другие - А.В.Нечаев, М.Э.Ноинский, Ю.В.Семеніовский, В.И.Игнатьев, Г.А.Кринари, Б.В.Буров и др. верхнюю часть шешминского горизонта - "песчаниковая" пачка ("гудронные песчаники", "ашальчинская" пачка) - относят к нижнеказанским образованиям, рассматривая их как базальные отложения казанского яруса -бугульминский горизонт. В практике нефтепоисковых работ, многочисленных публикациях, созданных банках данных геологической и иетрофизической информации по скважинам структурного бурения, месторождениям природных битумов Татарстана вместо бугульминского (нижнеказанский иодъярус) горизонта прочно закреплено название «песчаниковой» (ашальчинской) пачки шешминского горизонта уфимского яруса.
Шешминский горизонт (песчаниковая и песчано-глинистая пачки) преимущественное развитие получил в бассейне р. Шешмы и к линии Тюлячи - Алексеевское - Аксубаево выклинивается. Песчано-глинистая пачка, залегающая на размытой поверхности сакмарского яруса, сложена глинами, алевролитами с лннзовиднымн прослоями песчаников и известняков, на небольших расстояниях замещающихся глинами, алевролитами (Шешминкииская. Алтайская, Лагерная и другие площади). Фациальная невыдержанность состава пород песчано-глинистой пачки свидетельствует о нестабильности условии осадконакопления в раннешешминское время. Колебания толщины песчано-глинистой пачки -от 20 до 90 м - тесно связаны как с условиями осадконакопления, так и с рельефом поверхности сакмарского яруса. В пониженных частях сакмарского палеошельефа, постепенно заполняя их, откладывались нижнешешминские терригенные породы.
Песчаниковая пачка інешминского горизонта характеризуется высокой степенью обогащенности иесчано-алевролитовым материалом на западном и южном склонах Южно-Татарского свода, что позволило выделить эти области как особую фациальную зону. Разрез сложен мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками разной степени сцементировашюсти с пористостью от 10 до 40%, проницаемостью от первых единиц до 1 мкм и более, бнтумонасышенностыо до 15 - 17% масс. В кровле пачки, на контакте с перекрывающими их "лингуловыми глинами" нижнеказанского подъяруса, отмечаются прослои сильно известковистого песчаника (Каменская, Урмышлинская, Холодно-Ключевская и другие площади).
Ниже этого прослоя песчаниковая пачка па западном и южном склонах Южно-Татарского свода сложена слабосцементированными и рыхлыми песчаниками или песками, в которых кальцитовый цемент присутствует в незначительных количествах (от 3 до 10 %, нередко полностью отсутствует), и обломочные зерна скрепляются битумным веществом. К этим интервалам коллекторов наибольшей емкости и приурочены основные продуктивные битумонасыщенные части залежей (Ашальчинское, Иижнекармальское, Мордово-Кармальское, Подлесное и другие месторождения природных битумов бассейна р. Шешмы). Визуально и на ощупь это очень рыхлые, разрушающиеся от надавливания битумонасыщенные массы коричневого или черного цвета в зависимости от содержания битума в них.
Мощность песчаниковой пачки достигает 44 м, создавая локальные максимумы, за пределами которых снижается до 1 - 2 м. Наибольшие значения толщин связаны с присводовой частью поднятий, сокращаясь к периклинали. В присводовой части, где мощность песчаной пачки наибольшая, над ней залегают "лингуловые глины" небольшой мощности и, напротив, но мере сокращения мощности песчаников увеличивается мощность залегающих над ними "лингуловых глин".
Условия образования пермских природных резервуаров
В пределах Татарстана основные скопления природных битумов в казанских отложениях концентрируются в центральной части и на восточном борту Мелекесской впадины. Залежи здесь приурочены как к карбонатным, так и терригенным коллекторам, возрастное положение которых определено недостаточно четко. В данной работе автор руководствуется стратиграфической схемой предложенной сотрудниками Казанского университета (Эллерн, Виноходова, 1985, 1987). Выделяются три крупные литолого-стратиграфические единицы, соответствующие: нижняя -терригенно-карбонатной, средняя - сульфатно-терригенной и верхняя -карбонатно-терригешю-сульфатной толщам.
Терригенно-карбонатная толща соответствует байтуганскому, камышлинскому и красноярскому горизонтам схемы Солодухо М.Г. и Тихвинской Е.И. Средняя толща отвечает выделенной Эллерном С.С. и Виноходовой Г.В. катергинской свите (рис. 1.1) и ее фациалыюму аналогу -гидрохимической свите. Верхняя толща объединяет сорокинские, юматовские, падовскне, орловские, дубровинские и водинские слои схемы Форша Н.Н., представляемые часто иод именем сосновской свиты, или же приказанский, печищенский, верхнеуслонский и морквапшнекий горизонты схемы Солодухо М.Г. и Тихвинской Е.И. (Эллерн, Виноходова, 1985, 1987).
Нижняя толща по возрасту является раннеказанской, верхняя -нозднеказанской, а средняя характеризуется как переходная ранне-позднеказанская. Каждой из выделенных толщ свойственно определенное распределение локальных природных резервуаров.
Наиболее интересны в этом отношении представляют нижняя и средняя толщи, лежащие ниже регионального экрана, каковым является сульфатная пачка «подбой», (рис. 1.1) Терригенно-карбонатная толща представляет породно-слоевую ассоциацию, возникшую по северной периферии некомпенсированного прогиба (Грачевский, 1976) в зоне перехода восточных терригенных фаций в западные карбонатные. В зависимости от соотношения литологических типов пород здесь формировались зональные резервуары. Некоторые исследователи высказывали мнение о присутствие в этой толще органогенных рифов, обрамляющих Бугурусланский прогиб. Но, в пределах Татарстана типичные биогермы не зафиксированны, хотя во многих местах развиты органогенно-обломочные и оолитовые доломиты. Вероятно, они представляют склоновые элементы бортовых уступов. Эти породы являются хорошими коллекторами, и если они перекрываются плохо проницаемыми породами, то создаются локальные природные резервуары. Ловушки часто определяются толщиной пористо-проницаемых пород, а не каким - либо структурным элементом. Поэтому они обособлены в пространстве. К ним часто приурочены богатые скопления природных битумов. Примером подобного месторождения является Горское, расположенная в пределах Иглайкинской площади (восточнее г. Нурлаты, РТ).
Условия седиментогенеза обуславливают геологическое строение терригенно-карбонатной толщи раннеказанского возраста.
Изучение геологического строения терригенно-карбонатной толщи показало неоднородность в распределении литологического состава, коллекторских и некоторых других физико-химических свойств пород.
Для понимания механизма формирования разнофациальной толщи рассмотрено литологическая неоднородность пород по площади и разрезу нижнеказанских отложений. Один из способов изучения литологической неоднородности - составление и анализ литолого-фациальных карт.
В основу построения карт распределения литофациальных признаков положен анализ геолого-геофизических разрезов 371 скважины структурного бурения с отбором и описанием керна из исследуемого интервала (терригенно-карбонатной толщи) в пределах Иглайкинской площади. Наиболее благоприятные условия для формирования и сохранения залежей битумов имеет терригенно-карбоиатная толща, что предопределяется большими мощностями, наличием пород-коллекторов и достаточно надежными региональными и локальными покрышками. Именно с этой толщей связаны основные скопления битумов самого крупного в нижнеказанских отложениях Горского месторождения.
В разрезе толщи выделяются четыре пласта №№ 13, 13а, 15 и 16 отвечающих элементарным циклам осадконакопления. Сложены пласты главным образом, доломитами с неоднородной структурой, представленными, как правило, органогенно-обломочными доломитами, состоящими из средних и мелких обломков карбонатных пород - доломита и доломитизированного известняка и переотложенной фауны; доломиты кавернозные, иногда в разной степени глинистые и загипсованные; нередко доломиты оолитовой и псевдооолитовой структур. Большинство отмеченных разностей сформировались в морских мелководных условиях.
По данным макроописания керна каждый из четырех пластов имеет подробную литологическую характеристику. По геолого-геофизическим материалам скважин определялись мощность пласта и мощность толщи в целом. Для компьютерной обработки выделены 12 литологических признаков пород, слагающих терригенно-карбонатную толщу. Принимались во внимание органогенность, глинистость, степень сульфатизации пород, распространение обломочных, брекчиевидных, оолитовых, кавернозных, трещиноватых, окремнелых и других разностей пород. Учитывались не только литологические признаки, по и текстурные и структурные особенности - брекчиевидность, каверность, трещиноватость.
Северо-Татарский свод
С появлением нового фактического материала, в результате открытия крупнейших месторождений нефти в девонских и каменноугольных отложениях Республики Татарстан, взгляды большей части исследователей на происхождение пермских природных битумов изменились.
В работах А.С.Ильясовой, Н.П.Лебедева, В.А.Успенского и др. (Ильясова, 1955; Лебедев, 1970, 1985; Успенский, 1957) показано, что органическое вещество пермских отложений Татарстана (и в частности "лингуловые глины", которые А.М.Мельников и др. считали нефтематеринскими) не достигло нужной стадии катагенеза, необходимой для генерации нефтяных углеводородов.
Многие геологи считают пермские битумы образованиями вторичными, возникшими при поступлении нефти из девонских и, главным образом, каменноугольных отложении (Акишев, 1975, 1979; Гольдберг, Юдин, 1979; Курбский и др., 1984; Лебедев, Троепольский, Эллерн, 1970, 1964, 1985; Макарова, 1957; Халимов и др., 1983).
Сторонники осадочно-миграционной теории происхождения нефти (Наливкин и др., 1978; Неручев и др., 1973; Конторович, Трофимук, 1973; Радченко, Успенский, 1979; Тиссо, Вельте, 1981 и многие др.) отмечают, что большинство нефтяных и газовых УВ возникает из рассеянного органического вещества в зоне действия мезокатагенеза (МК( - МК2) при температурах от 70-90 до 160-170 (с максимумом 90-130), достигая так называемой главной фазы нефтеобразования (Н.Б.Вассоевич), во время которой генерируется и эмигрирует из материнских пород преобладающая часть битумоидных компонентов, включая все нефтяные УВ.
Для достижения ГФН необходимо значительное и длительное погружение отложений, обогащенных рассеянным органическим веществом, и перекрытие их более молодыми толщами осадков. На территории Мелекесской впадины и, расположенных южнее, Серноводско Абдуллинского авлакогена, Бузулукской впадины выделяются среди палеозойских отложений несколько толщ нефтегазоматеринских пород. В Бузулукской впадине, по данным Н.В.Лопатина, Н.Х. Бостика, С.П.Максимова и др. (Лопатин, Бостик, 1975; Максимов, 1955), породы, обладающие нефтематеринским потенциалом, обнаружены среди бийских, муллинских, франкско-турнейских, нижневизейских, верейских и сакмаро-артинских терригенных и терригенно-карбонатных толщ. Из работ Д.А.Гроссгейм, Н..П.Лебедева, С.СЭллерна, В.И.Троепольского известны аналогичные и другие породы доманикового типа, потенциально способные генерировать нефтяные и газовые УВ в Мелекесской впадине и Камско-Кинельской системе прогибов в соответствующих стратиграфических подразделениях (Гроссгейм, 1963; Лебедев и др., 1970; Троепольский и др., 1964, 1974; Эллерн, 1974).
Б.К.Аширов, Г.П.Сверчков, К.П.Иванова и др. (Происхождение и прогнозирование..., 1983), исключительно важную роль в образовании крупных скоплений нефти отводят глинисто-карбонатным толщам типа доманика Русской платформы. По выполненным балансовым расчетам, на долю доманика в Урало-Поволжье приходится 86% нефти, эмигрировавшей в коллекторы. Такой высокий процент объясняется в значительной мере бедностью ОВ других материнских толщ и соответственно малыми масштабами нефтеобразования в них.
Известно (Максимов, 1964; Маливкин и др., 1978; Неручев и др., 1973), на молодых и древних платформах с осадочным чехлом до 5-6 км и близким к нормальному геотермическим градиентом глубинное положение зон проявления главной фазы нефтеобразования (ГФН) и главной фазы газообразования (ГФГ) находится на глубине 2-3,5 км и 3-6 км соответственно. Таким образом, за всю историю развития осадочного чехла Русской платформы ГФН прошли все отложения, погрузившиеся глубже 3 км, а ГФГ отложения, погрузившиеся глубже 3,5-4 км.
По данным С.П.Максимова, одного из первых исследователем изучавшего процессы нефтегазообразования на Русской платформе, для района Бузулукской впадины, минимальная критическая глубина, на которую необходимо было погрузиться терригенной толще девона, чтобы в ней могли начаться процессы генерации и первичной миграции УВ, должна составлять величину 1620-1700 м. При этом температура 60 и выше (температура 60С является нижним пределом, при котором начинают происходить процессы нефтегазообразования) могла возникнуть только к концу нижнего - началу среднего карбона в наиболее погруженной части впадины (Максимов, 1964, 1955). В Татарстане такая же степень зрелости рассеянного органического вещества в аналогичных отложениях терригенного девона могла возникнуть только в конце палеозоя и на очень ограниченных участках, поэтому многие исследователи (Максимов, 1955; Троепольский, Эллерн, 1964; Хачатряп, 1979; Эллерн, 1974) считают, что территория Бузулукской впадины и Серноводско-Абдуллпнского авлакогена являлась основной областью генерации УВ.
Основные этапы генерации нефти и первичная миграция нефти происходили практически одновременно. В конце раннекамешюугольного времени под влиянием в основном герцинского цикла орогенеза Уральской складчатой системы сформировался Южно-Татарский палеосвод. Он занимал территорию Мелекесской впадины, Татарского и Башкирского сводов и находился в приподнятом структурном положении относительно ограничивавших его депрессий. Южно-Татарский палеосвод сохранил замкнутые контуры, расширил свои размеры и не испытал существенных перестроек структурного плана на протяжении последующей геологической истории.
Располагаясь вблизи от зон генерации нефти (Бугульминско-Бузулукской, КамскоІСинельских и др. впадин), Южно-Татарский палеосвод стал центром аккумуляции в нем огромных скоплений нефти и газа в девонских, а позднее и нижнекаменноугольных отложениях в результате латеральной миграции углеводородов.
В среднекаменноуголыюм времени на фоне поднятий палеосвода начинает формироваться (Троепольский, Эллерн, 1964) Мелекесская палеовиадина. Вершина Южно-Татарского палеосвода переместилась на северо-запад и стала располагаться над Альметьевским выступом фундамента.
Мелекесская впадина является отрицательной структурой первого порядка (рис.2.23). Отчетливо выделяется по девонским и каменноугольным отложениям на фоне резко вырисовывающихся Татарского и Токмовского погребенных сводовых поднятий. На северо-востоке Мелекесская впадина переходит в Заинский (Иижиекамский) прогиб, разделяющий Северо- и Южно-Татарский своды.
Современный структурный план впадины наиболее четко выражен по пермским отложениям, которые изучены в ее пределах с наибольшей степенью детальности но сравнению с девонскими и каменноугольными отложениями.
На структурной карте, построенной но кровле «швагеринового» горизонта сакмарскогр яруса (рис.2.24), Мелекесская впадина на юге и юго-востоке ограничена группой структур Сокско-Шешминского вала (Сокская седловина). Сокская седловина образовалась в результате активизации вертикальных движений по древним разломам в альпийский тектонический цикл. Поэтому в мезо-кайнозойское время Мелекесская впадина полностью разобщилась с Бузулукской.
