4. Нефтегазоносность

В результате проведения большого объема поисково-разведочных работ и промыслово-геофизических исследований на территории Татарстана было установлено, что Ромашкинское месторождение является многопластовым месторождением платформенного типа. К началу 90-х годов была доказана нефтеносность и битуминосность в диапазоне разреза осадочной толщи от живетских до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в горизонтах девона и карбона, однако их промышленная значимость различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты). Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона. Залежи нефти находятся также в карбонатных отложениях девона и карбона. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона и верей-башкирские отложения среднего карбона. Остальные горизонты ввиду локальной нефтеносности и небольших размеров представляют меньший интерес.

Как известно, на землях восточной части РТ с учетом характера нефтеносности и степени выдержанности коллекторов продуктивных отложений по разрезу и по простиранию, изолированности их друг от друга, выделяется семь нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов: 1- терригенной толщи девона; 2- карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона; 3- карбонатного нижнего и карбонатно-терригенного среднего карбона; 4- карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижнего перми; 5- терригенного уфимской толщи; 6-7- терригенно-карбонатных толщ верхнеказанского подъяруса. Они, как правило, отделены

друг от друга повсеместно выдержанными плотными (глинистыми, глинисто

-карбонатными или сульфатными) породами. Для каждого комплекса присущи характерные типы залежей и особенности их залегания, а также различия в свойствах насыщающих их флюидов.

На территории Ромашкинского многопластового месторождения основными нефтесодержащими комплексами являются нижние, а битумоносными верхние комплексы.

На изучаемой залежи № 12 эксплуатационным объектом (ЭО) является сложнопостроенные терригенные отложения нижнего карбона, приуроченные к отложениям радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов.

Залежь №12 рассматривается как укрупённая, объединяющая все залежи, расположенные в пределах Восточно - Сулеевской и Алькеевской площадей, а именно собственно залежь №12, залежи 29,37,114,115 .

В структурно-тектоническом отношении отложения нижнего карбона в районе Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей контролируются Сулеевско-Поповской структурной террасой, в пределах которой расположено большое количество локальных структур и поднятий. Общей для них является очень сложная конфигурация, наличие отдельных мелких локальных структур, рассчленённость на отдельные обособленные участки залежи зонами развития водонасыщенных коллекторов и зон отсутствия коллекторов. Залежи пластово-сводовые, участками литологически-осложнёные.

Залежь №12 является крупнейшей по размерам в пределах Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей. Длина её 15 км, ширина 22 км. Высота залежи – 38 м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений –1100м. Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметкок – 843м-886м. Средняя абсолютная отметка ВНК равна-881м.. Залежь пластово-сводовая.

Блок №29 состоит их двух участков (восточного и западного), расположен в пределах Алькеевской площади и приурочен к нескольким малоамплитудным поднятиям. В целом длина его равна 10 км, ширина 9 км, высота- 25 м. Абсолютные отметки кровли залежи от –854 до – 881 м. На восточном участке ВНК на юге принят на отметке – 875 м с понижением к северу до – 880 м, на западном участке – 882 м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений – 1130 м. Залежь пластовая сводовая, литологически осложнённая [1].

Блок № 37 расположен в пределах Алькеевской и Восточно - Сулеевской площадей на северо-восточном крае Сулеевско-Поповской террасы. Она представлена небольшими поднятиями, имеющими размеры от 3,0х1,2 км до 0,7х 0,5 км. Кровля залежи вскрыта в абсолютных отметках от –862 м до 888 м. Средняя абсолютная отметка ВНК равна-888,5м. Высота залежи составляяет 26 м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений равна 1105 м. Залежь пластовая сводовая [1].

Блок №114 расположен в юго- западной части Восточно-Сулеевской площади и приурочен к широкому поднятию с двумя куполами. Длина залежи 4,5 км, ширина- 1,5 км. Высота залежи 20м. Кровля залежи залегает в пределах абсолютных отметок от – 850 до 879 м. Средняя абсолютная отметка ВНК – 880,4м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений – 1115м. Залежь пластовая, сводовая, литологически осложнённая.

Блок № 115 расположен в южной части Восточно-Сулеевской площади. Залежь приурочена к структуре северо-восточного простирания, представлена рядом отдельных куполов. В целом длина равна 4,8 км, высота-25,5. Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметок от – 854,0 м до 881 м. Средняя абсолютная отметка ВНК равна 875 м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений равна 1130м. Залежь пластовая, сводовая, литологически осложнённая.

Общей особенностью является в целом ограниченное площадное распространение коллекторов, наличие полосообразного или линзовидного развития границы распространения коллекторов в пределах отдельных залежей контролируются зонами водонасыщенных коллекторов и неколлекторов, отличаясь исключительной извилистостью.

Как в целом для Ромашкинского месторождения, так и рассматриваемой залежи, в строении осадочной толщи палеозоя, которая залегает на гранитогнейсовых породах кристаллического фундамента, принимают участия отложения девонской, каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, представленных карбонатными и терригенными породами. По разрезу терригенные отложения нижнего карбона развиты в пределах визейского яруса, включающего малиновский и яснополянский надгоризонты.

В составе малиновского выделяются елховский и радаевский горизонты, а яснополянского- бобриковский и тульский горизонты. На рассматриваемой территории Алькеевской и Восточно-Сулеевской площадей бобриковско-радаевские отложения имеются повсеместное распространение. Покрышкой отложений являются непроницаемые породы тульского горизонта толщиной 8-10м, представленные темно-серыми, глинистыми, окремнелыми, иногда органогенными известняками с прослоями известковистых аргиллитов. В подошве залегают аргиллиты елховского горизонта толщиной 2-6м и известняки турнейского яруса.

В целом для терригенных отложений характерна резкая фациальная изменчивость разреза, размыв отдельных пачек, различное сочетание песчано-алевролитовых пластов, значительная изменчивость как всей толщи, так и отдельных песчано-алевролитовых и перекрывающих их глинистых пачек, фиксирующих отдельные литологические уровни внутри терригенной продуктивной толщи и являющихся дополнительными реперами.

Выделяются 4 разновозрастных пропластка (снизу-вверх): С1вв1, С1вв2, С1вв3, С1ввII. Пропластки С1вв1, С1вв2 и два нижних прослоя С1вв3-радаевского возраста, верхняя часть пропластка С1вв3 бобриковского и пропласток С1ввII тульского возраста. К бобриковско-радаевскому горизонту С1ввII отнесён на основании частого слияния с нижележащим пластом и наличия общего водо-нефтяного контакта (ВНК).

Коэффициент связанности составляет для С1вв1-С1вв2 - 0,85, для С1вв2- С1вв3 – 0,71 и для С1вв3- С1ввII - 0,60. Это свидетельствует о высокой степени гидродинамической связи пластов объекта, что оказывает влияние на характер выработки как отдельных пластов, так и блоков залежи.

Для выделяемых пластов характерно изменение нефтенасыщенной толщины в широких пределах. Например, нефтенасыщенная толщина пласта С1вв1 изменяется ль 0,8 м до 3,4 м, составляя в среднем 1,7 м и далее по разрезу, соответственно для С1вв2- от 0,8 до 8,4 м, 3,0 м; С1 вв3 – от 0,8 до 10,6м, 3,3 м; С1ввII – от 0,8 м до 4,0м, 1,7 м. Пропластки могут сливаться в самых различных сочетаниях вплоть до слияния всех четырёх, при этом нефтенасыщенная толщина может достигать 16,0 м. При раздельном залегании пропластков отмечается наличие глинистых разделов.

Нефтенасыщенные коллекторы пласта С1вв2 наиболее развиты в пределах центральной и северной частей собственно залежи №12 в виде площадного развития коллекторов, а на остальных участках залежи, как и по другим блокам в виде отдельных линз и полос различного размера, окруженных зонами развития водонасыщенных коллекторов или зон отсутствия коллекторов.

Пласт С1вв3 выделяется среди других пластов бобриковского горизонта наибольшей площадью распространения нефтенасыщенных коллекторов. По собственно залежи №12- это обширные участки в центральной, северной и восточной частей, по блоку 29- в пределах большей части восточного участка. По другим в основном это многочисленные небольшие линзы и полосообразные зоны.

Пласт С1ввII отличается довольно широкой представленностью нефтенасыщенных коллекторов в виде отдельных линз и полос, которые в большинстве случаев развиты на участках слияния с пластом С1вв3. Следует отметить наличие достаточно обширных зон нефтенасыщенных коллекторов в пределах блоков 29, 1,2, 3,4 Залежи 12. Но с учетом развития водонасыщенных коллекторов следует подчеркнуть наиболее выраженный линзовидный и полосообразный характер распространения пласта С1ввII.

Литолого-петрографическое изучение кернов позволяет отметить определённые различия в коллекторской характеристике выделяемых пластов. Наиболее характеризован керном пласт С1вв1. По коллекторским свойствам и нефтенасыщенности наименьшими значениями характеризуется пласт С1 ввII (проницаемость- 0,362 мкм², нефтенасыщенность- 0, 749).

Промежуточное положение занимает пласт С1ввI2, у которого средняя проницаемость по керну равна 0,685 мкм², а нефтенасыщенность- 0, 846. Наилучшие характеристики имеет пласт С1ввI3. Средняя его проницаемость составляет 1,670 мкм², а нефтенасыщенность 0,851.

Установлено, что керн, взятый из участков слияния пластов, характеризуется более высокими значениями коллекторских свойств и нефтенасыщенности по сравнению с раздельно залегающими пластами. Приведенные в таблице результаты анализа кернового материала в целом по бобриковскому горизонту указывают, что средняя проницаемость составляет 2,08 мкм2 , средняя пористость-0,247, средняя нефтенасыщенность-0,854.

Установленная по данным гидродинамических исследований средняя величина проницаемости равна 1,089 мкм².

Для проектирования приняты следующие средние значения параметров: пористость – 0,229; проницаемость – 0,867 мкм²; нефтенасыщенность связанной воды- 0,147; нефтенасыщенность- 0,853. Эти данные получены на основании результатов промыслово-геофизических исследований, число которых значительно превышает другие виды исследований. В целом же по таблице можно отметить значительную неоднородность параметров, о чём свидетельствуют довольно высокие значения коэффициентов вариации.

Средняя абсолютная отметка залегания водо- нефтяного контакта в целом по укрупнённой залежи №12 равна-881 м. По отдельным блокам залежи средняя её величина отличается незначительно, за исключением блока №37.

ВНК встречен в самых различных пластах бобриковского горизонта и в большинстве случаев он приурочен к слияниям пластов С1вв2 и С1вв3 (86 %скважин), а в раздельно залегающих пластах он вскрыт в 10 % скважин.

Средняя общая толщина пластов с подошвенной водой изменяется по блокам от 7,2- 11,6 м и в среднем по залежи равна 9,4м, а толщина нефтенасыщенной части от 0,8 м до 13 м, составляя в среднем 5,4м.

Для проектирования и управления процессом разработки залежей нефти и газа необходимо знать условия залегания и свойства флюидов в пластовых условиях. Движение жидкостей и газов в пористой среде происходит при эксплуатации в сложных условиях определяемых не только высокими давлениями и температурой, но и физико-химическими свойствами жидкостей, газа и воды в пластовых условиях.

Свойства и состав пластовых флюидов продуктивных отложений бобриковского горизонта приведены в таблицах 4.1- 4.4. В них указаны диапазоны изменений и средние значения параметров пластовых и поверхностных нефтей, компонентный состав газа, состав и свойства пластовой воды, полученные по результатам анализа исследований скважин с начала разработки залежей, входящих в состав залежи №12, по настоящее время.

Таблица 4.1

Свойства пластовой нефти, газа и воды залежи №12 бобриковского горизонта.

Наименование	Бобриковский горизонт
	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	сква-жин	проб
1	2	3	4	5
а) Нефть Давление насыщения газом, Мпа	36	71	1,00-6,50	3,94
Газосодержание, м3/т	40	93	5,1-45,9	15,4
Плотность, кг/м3	48	114	0,826-0,897	0,868
Вязкость, мПа * с	45	110	7,12-55,05	22,74
б) Пластовая вода газосодержание м3/т			0,114-0,256	0,185
Объёмный коэф., доли ед.			1,0065-1,015	1,011
Продолжение Таблица 1.4.1
Вязкость, мПа * с	94	121	1,56-1,78	1,73
Общая минерализация, г/л	94	121	200,4237-251,2223	239,3170
Плотность, кг/м3	94	121	1139-1174	1166

Пластовый газовый фактор в целом по залежи равен 15,4 м³ /т, вязкость пластовой нефти – 22,7 МПа*с, плотность пластовой нефти – 0,868 кг/м³. Рабочий газовый фактор был определен в промысловых условиях при среднегодовой температуре на промыслах Татарии, равной 9º С, и составляет 11,9 м³/т.

По своим физико- химическим параметрам нефти залежи относятся к категории сернистых парафинистых и смолистых нефтей.

Таблица 4.2

Компонентный состав нефтяного газа ( мольное содержание, %).

Наименование	Бобриковский горизонт
	При однократном разгазировании пластовой нефти в станд.условиях		Пластовая нефть
	Выделившийся газ	Нефть
Сероводород	3,60	-	0,06
Углекислый газ	0,74	-	0,16
Азот + редкие	31,70	-	3,55
В т.ч. гелий	-	-	-
метан	22,89	0,45	4,41
этан	15,29	0,48	4,17
пропан	15,39	0,39	5,43
изобутан	2,53	0,5	1,21
н.бутан	1,14	1,67	2,27
изопентан	1,56	1,81	2,59
н.пентан	1,14	1,67	2,27
гексаны	0,82	92,75	72,66
молекулярная масса	32,02	241,32	227,50

Таблица 4.3

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти залежи №12 бобриковского горизонта.

№	Наименование	Бобриковский горизонт
		Кол-во исследований		Диапазон изменения		Среднее значение
		скважины	пробы
1.	Месторождение, площадь Горизонт	Ромашкинское Залежь №12 Бобриковский горизонт
2.	Вязкость, сП	-	-	-	-
3.	при 20ºС	25	40	20-115	46,7
4.	при 50ºС	19	21	13,6-27,2	17,1
5.	Темпер-ра застывания, С	-	-	-	-
7.	Смол селикагелевых	6	8	19,2-24,6	20,3
8.	Сера	25	37	1,5-4,4	2,9
9.	Асфальтенов	13	23	2,2-10,5	4,8
10.	Парафинов	11	19	2-5,6	3,3
11.	Н.К.-100С	13	21	2-9	4,5
12.	До 150 ºС	-	-	-	-
13.	До 200º С	15	23	8,7-32	18,4
14.	До 300º С	15	23	23,7-51	38,9

В табл.1.4.4 приводится материальный баланс распределения углеводородов. Как установлено в процессе проведения исследований, потери от испарения в процессе подготовки составляют 2,3 м³/т, а потери от

растворения легких фракций углеводородов в сточных водах – 0,004 м³/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором (15,4 м³/т) и

суммарным количеством газа, выделившегося в процессе подготовки с учётом потерь, составляет остаток газа в товарной нефти. В данном случае величина остатка составляет 1,196 м³/т.

Таблица 4.4

Материальный баланс распределения углеводородов по залежи №12.

Место-рождение	Пластовый газ.фактор	Рабочий газ.фактор		Потери, м3/т		Остаток в сточных водах,м3/т
		1 ст.сепарации	2 ст.сепарации	От использо-вания в процессе подготовки	От раство-рения в сточных водах
Залежь №12	15,4	9,9	2,0	2,3	0,004	1,196

В составе нефтяного газа основное место занимают метаново-пропановые фракции –55,55% мольных и азот – 32,86% мольных. Плотность газа в среднем равна 1,326 кг/м³.

В процессе проведения гидрогеологических исследований было установлено, что водовмещающими породами бобриковско – тульских отложений являются песчаники и алевролиты. Водоносные пласты перекрываются плотными карбонатами и аргиллитами тульского горизонта, служащими региональным водоупором. Дебиты скважин колебались от 18 до 60 м³/сут при динамических уровнях 200-400 м от устья. Абсолютные отметки пьезометрических уровней составляют +35-50 м. Воды отложений напорные, режимы залежей упруговодонапорные.

По химическому составу (по классификации В.А.Сулина) подземные воды относятся к хлоридно-кальциевому типу с общей минерализацией 200-251 г/л. Плотность пластовых вод изменяется от 1139 до 1174 кг/м³, вязкость от 1,56 до 1,78 МПа*с, температура колеблется от 20 до 22 С. Растворённый

в нефти газ характеризуется метаново-азотным составом. Газонасыщенность составляет 0,114-0,256 м³/т. Упругость газа достигает 60 кг/см². Содержание углеводовородов в сумме более 25%.