Изучение девонских терригенных отложений имеет огромное значение для развития нефтегазовой промышленности на территории Волго-Уральского нефтегазоносного провинции. Нужно сказать, что Волго-Уральский бассейн является наиболее изученным из всех. В этом смысле его даже можно принять за эталон изученности НГБ. Все возможные месторождения в верхних слоях осадочного чехла бассейна уже разведаны и разрабатываются, а многие уже истощены или находятся в режиме падающей добычи. Поэтому с изучением девонских терригенных отложений связываются перспективы открытия новых месторождений нефти и газа в Волго-уральской провинции.
Целью данной работы является изучение геологического строения и истории формирования девонских терригенных отложений северо-восточной части Волго-Уральской провинции и выявление возможных перспектив нефтегазоносности.
ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
В геологической истории развития территории Волго-Уральской области выделяются рифейский, вендский, девонский, каменноугольный, пермский и мезо-кайнозойский основные этапы.
После длительного континентального перерыва в девонский этап развития море вновь трансгрессировало на платформу с востока и юго-востока, со стороны Уральской геосинклинали и Прикаспийской синеклизы. Фаунистические остатки древнейших девонских образований указывают, что трансгрессия моря началась в эйфельском веке. Осадконакопление происходило в палеовпадинах, унаследованных от вендского этапа развития, т.е. охватывало в целом восточную краевую часть Русской платформы, Серноводско-Абдулинский и Казанско-Кажимский авлакогены. В начале века накапливались преимущественно грубозернистые терригенные осадки в континентальных и прибрежно-морских условиях, о чём свидетельствует петрографический состав пород. Во вторую половину эйфельского века произошло углубление морского бассейна, что привело к осаждению глинистых и карбонатных осадков.
Наибольшее количество осадков эйфельского времени накопилось в прибортовой зоне Прикаспийской синеклизы (более 200 м), в юго-восточной части Верхнекамской впадины (до 120 м) и в пределах Вятского авлакогена (до 146 м).
Источниками сноса в течение всего эйфельского века продолжали оставаться Токмовский, Котельнический своды, бОльшая северная часть Татарского свода, южная часть Коми-Пермяцкого свода и Жигулёвско-Оренбургский свод.
Конец эйфельского времени ознаменовался региональным подъёмом территории Волго-Уральской области. Морем была покрыта лишь юго-восточная часть Русской платформы, где продолжалось осадконакопление. В других районах наступил континентальный перерыв, и отложившиеся ранее осадки подверглись размыву.
Специфика формирования технологической части дипломного проекта
... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного специалиста. ... цикла и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, ...
В начале живетского века территория Волго-Уральской области вновь испытала неравномерное погружение, приведшее к трансгрессии моря. Наиболее интенсивно погружалась южная часть платформы и Казанско-Кировский прогиб. Сравнительно большей устойчивостью отличалась северная часть платформы. Региональный наклон Русской платформы на юг обусловил трансгрессию живетского бассейна с юга на север. Это подтверждается закономерной сменой физико-географических обстановок в том же направлении: морских осадков прибрежно-морскими и осадками прибрежной равнины с уменьшением мощностей то 150-200 до 30-40 м.
Цикличное строение разрезов живетских отложений свидетельствует о том, что в течение живетского века погружение отдельных участков платформы сменялось поднятиями. И.Г. Гассанова и С.М. Аронова (1966 г.) выделяют три фазы смены трансгрессии регрессией. Первая соответствует воробьёвскому, вторая – ардатовскому и третья – муллинскому времени.
Осадки живетского моря формировались в условиях преобладания восстановительной среды над окислительной. Как показывает характер распределения осадков, накопление их происходило в пределах восточной части Башкирской вершины Пермско-Башкирского свода и на участках, расположенных восточнее современной меридиональной гряды поднятий: Токмовского, Котельнического и Сысольского, которые в то время являлись источниками сноса терригенного материала. Отсутствие в живетских отложениях грубообломочных пород – гравелитов и конгломератов – свидетельствует о том, что области сноса терригенного материала были уже в значительной степени снивелированы.
В живетское время продолжал развиваться Казанско-Кажимский авлакоген. Область интенсивного прогибания борозды авлакогена продвинулась далеко на юг вплоть до широты г. Казани. Прогибание сопровождалось возобновлением движений по разломам и проявлениями вулканической деятельности, что подтверждается наличием в отложениях ардатовских и муллинских слоёв эффузивных пород.
В конце живетского века восточные области Русской платформы испытали восходящие движения, которые привели к сильному обмелению муллинского моря и осушению отдельных его участков. Это способствовало размыву верхней части муллинских отложений и местами полному их уничтожению, о чём свидетельствуют неполные разрезы муллинских слоёв или отсутствие их на ряде площадей Волго-Уральской области, а также следы выветривания в породах верхней части разреза.
С наступлением верхнедевонского времени восточная часть Русской платформы вновь испытала погружение и была залита морем. Размеры суши по сравнению с живетским веком значительно сократились. В раннефранское время наиболее приподнятые участки Котельнического, Немского, Климковского, Кукморского, ульяновского выступов фундамента и восточной части Башкирской вершины не покрывались морем. Продолжал прогибаться на юге Казанско-Кажимский авлакоген, в северной части которого накопилось около 1000 м осадков нижнефранского возраста. В восточной части Серноводско-Абдулинского авлакогена за это время накопилось более 200 м осадков, а в Верхнекамской впадине 50-60 м.
В течение раннефранского времени в условиях мелководного моря отлагались преимущественно терригенные осадки. В пашийском веке в этом море существовало большое количество постоянных и временных островов. Осадки накапливались преимущественно в условиях прибрежных фаций. Воды бассейна отличались опреснённостью. В последующее – кыновское время бассейн углублялся и расширялся. Осадки накапливались преимущественно в шельфовой зоне моря в условиях нормального солевого режима.
Экономическая часть дипломной работы строительство
... отчет о выполненной дипломной работе и результаты работы. ПЕРЕЧЕНЬ ВОПРОСОВ, ПОДЛЕЖАЩИХ РАЗРАБОТКЕ В ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКЕ Постановка задачи Общая часть Практическая часть, Экономическая часть, Заключение:, Приложения:, Список ... Расчет трудоемкости № п/п Виды работ Трудоёмкость, дней. Получение ТЗ Сбор информации и ознакомление с предметной областью Выбор объектного построения программы Разработка ...
Состав нижнефранских пород свидетельствует о том, что развитие Серноводско-Абдулинского авлакогена и верхнекамской впадины в пашийское время сопровождалось местами активной вулканической деятельностью. Следствием этого явилось появление в разрезах туфогенных пород и лавовых покровов.
До конца нижнефранского времени наибольшее количество девонских осадков (более 1200 м) накопилось в пределах Вятского авлакогена, тогда как на наиболее приподнятых участках окружающих сводов они отсутствуют. Распределение суммарных мощностей терригенных отложений девона свидетельствует о том, что в течение среднедевонско-нижнефранского времени продолжали формироваться северная часть Бирско-Верхнекамского авлакогена, Чёрмозская седловина, охватывавшая и прилегающие части Пермской вершины, юго-восточная часть Серноводско-Абдулинского авлакогена и северная часть Мелекесской впадины. Довольно чётко фиксировались расположенные на западе гряды поднятий, исключая Альметьевскую вершину и поднятие восточной части Жигулёвско-Оренбургского свода. Пермско-Башкирский свод в это время был значительно шире и охватывал Бирскую седловину, но не включал современной Пермской вершины, которая собой южный борт Чёрмозской седловины.
Среднефранское время характеризуется устойчивым, местами неравномерным погружением территории Волго-Уральской области, дальнейшим развитием морской трансгрессии и накоплением преимущественно морских осадков. Основные изменения в структурном плане связаны с исчезновением суши в пределах Ульяновского и Котельнического выступов фундамента, значительным сокращением островной суши на Башкирской вершине Пермско-Башкирского свода и увеличением области размыва в пределах Жигулёвско-Оренбургского свода. Продолжал прогибаться Казанско-Кажимский авлакоген. Наибольшее количество осадков в среднефранское время накопилось в южной его части, в районе Шурги. Кроме того, интенсивное по сравнению с соседними участками опускание отмечается в пределах Мелекесской впадины, Альметьевской вершины и в северно-восточной части Чёрмозской седловины. На остальной территории Волго-Уральской области тектоническая дифференциация дна бассейна не отразилась в значительных колебаниях мощностей осадков.
Среднефранская трансгрессия привела к существенному по сравнению с предшествовавшим временем изменению режима бассейна, обновлению фауны и повсеместному накоплению глинсто-карбонатных и карбонатных осадков, отличающихся повышенной битуминозностью.
Наиболее глубоководная часть среднефранского бассейна с доманиковым типом осадков располагалась в юго-западной его части, в пределах современных тектонических структур – восточной части Мелекесской впадины, юго-западной и центральной частей Татарского и Западной части Жигулёвско-Оренбургского сводов, а также южной окраины Верхнекамской впадины. В этой обширной зоне на протяжении всего среднефранского времени происходило накопление тонкозернистых битуминозных глинисто-карбонатных осадков. Причём с юга на север заметно увеличивалась роль карбонатных осадков в разрезе среднефранских отложений.
Топливно-энергетический комплекс Оренбургской области
... Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В 90-е годы объем добычи нефти в области стабилизировался на ... Оренбургского газового комплекса потребляется в России и за рубежом. Газ поступает в Европейскую часть страны, на ... рассматривать Оренбургское месторождение не только как источник энергетического топлива, ... часть нефти, добываемой в Оренбуржье, отправляется на переработку за пределы области -- на ...
Осадки среднефранского возраста, преимущественно мелководного типа, распространены в северо-восточной части Волго-Уральской области, к северу от широты городов Глазов — Лобаново. Господство режима мелкого моря на рассматриваемой территории почти на всём протяжении среднефранского времени благоприятствовало широкому развитию рифогенных фаций и образованию рифогенных построек, приуроченных, по-видимому, к подводным тектоническим уступам и выступам дна моря. Условия мелководного шельфа существовали также и на юго-западе Волго-Уральской области, в зоне, прилегающей к Жигулёвско-Оренбургскому своду.
В пределах Вятского авлакогена формировалась мощная толща чередующихся карбонатных и глинистых образований, иногда характеризующихся повышенной битуминозностью и существенно отличающихся от осадков других частей Волго-Уральской области.
В конце среднефранского времени произошла перестройка палеоструктурного плана Волго-Уральской области. В результате оживления тектонических движений, общего и неравномерного подъёма территории в это время произошло заложение Камско-Кинельских прогибов, которые вследствие некомпенсированного осадконакопления не фиксируются в структурном плане среднефранских отложений. Формирование этих прогибов завершилось в верхнефранское время.
В верхнефранское время в пределах рассматриваемого региона продолжал существовать морской режим. На одних участках шло накопление мелководных, а на других глубоководных, преимущественно карбонатных и карбонатно-глинистых, осадков. Коренные и качественные изменения палеоструктуры в позднефранское время выразились в обосновании и активном формировании Камско-Кинельской системы прогибов. Развитие их сопровождалось накоплением специфических осадков доманиковой фации малых мощностей. Расположение и конфигурация системы некомпенсированных прогибов определяются распространением этих доманиковых фаций, оконтуренных изопахитами минимальных значений мощности порядка 15-50 м. Основой для заложения Камско-Кинельских прогибов в позднефранское время послужили тектонические структуры: Бузулукская, Мелекесская, Верхнекамская впадины, Бирская седловина, и Нижнекамская система линейных дислокаций, Муллинско-Бабкинская депрессия.
Почти все древние положительные структуры в рассматриваемое время получили довольно чёткое морфологическое выражение. Татарский свод, испытывая общее замедленное погружение, оставался относительно приподнятой зоной, где накапливались карбонатные, часто мелководные осадки. Пермско-башкирский свод в позднефранское время был разделён Шалымским прогибом Камско-Кинельской системы на две вершины: Пермскую и Башкирскую. Башкирская вершина в начале позднефранского времени была приподнята и представляла собой сушу. Во вторую половину этого времени на вершине накапливались обычные карбонатные осадки, а в пределах краевых её частей, вовлечённых в некомпенсированное прогибание, формировались осадки доманиковых фаций.
На севере территории Волго-Уральской области, где верхнефранские отложения частично или полностью отсутствуют, отмечается очень чёткое обособление Сысольско-Коми-Пермяцкой зоны поднятий. Длительный процесс воздымания с вовлечением в него сопредельных районов коснулся и северной части Вятского авлакогена, южная же его часть продолжала опускаться. В ряде мест в составе осадков появляются алевритово-глинистые разности, что позволяет предполагать существование участков суши в пределах Сысольско-Коми-Пермяцкой зоны поднятий. Балаковская и Жигулёвско-Покровская вершины Жигулёвско-Оренбургского свода оставались приподнятыми и выведенными из зоны осадконакопления только в течение первой половины позднефранского времени, а во второй его половине оказались погруженными и затопленными морем.
Повышение нефтеотдачи пластов
... важных методов. Паротепловое воздействие на призабойную зону преследует цель прогрева ограниченной площади пласта, направленного на увеличение продуктивности скважин. При этом улучшаются фильтрационные характеристики, снижается вязкость ... 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой ...
В позднефранское время контуры морского бассейна на территории Русской платформы почти не изменились по сравнению со среднефранским, что свидетельствует об унаследованности его развития. Конец среднефранского времени ознаменовался регрессией моря, однако смена комплексов средефранской фауны позднефранской происходила постепенно, на что указывает отсутствие регионального перерыва в осадконакоплении на границе средне- и позднефранского времени.
Детальное рассмотрение физико-географических условий верхнефранского бассейна в его наиболее глубоководных участках, приуроченных к Камско-Кинельским прогибам, показывает, что здесь накапливались кремнисто-глинисто-карбонатные осадки доманиковой фации, богатые органическим веществом, которые впоследствии преобразовались в сильно битуминозные глинистые известняки, мергели и карбонатно-глинистые сланцы. Наличие большого количества органического вещества в осадках, по-видимому, в какой-то мере связано с усиленным поступлением органического материала в глубоководные части из соседних мелководных зон, изобиловавших рифогенными образованиями. Последние представлены многочисленными разностями биогенных известковых осадков – водорослевых, обломочных и органогенно-обломочных.
В фаменском веке почти на всей территории востока Русской платформы продолжал существовать морской бассейн. Суша сохранилась лишь в пределах Балаковской вершины Жигулёвско-Оренбургского свода. Анализ мощностей фаменских отложений позволяет установить преемственность структурных форм от позднефранского времени. Центральной структурой на протяжении фаменского века продолжала оставаться Камско-Кинельская система прогибов, где накапливались осадки доманиковой фации малых мощностей (25-90 м).
В направлении от осевых частей прогиба к периферийным увеличивается мощность фаменских осадков и отмечается появление небитуминозных известковых мелководных осадков.
В конце фаменского времени среди известковых осадков в мелководных бассейнах Волго-Уральской области появляются доломитовые, в том числе седиментационные первичные доломиты. Они преобразовались, вероятно, в сильно обмелевших частях бассейна, часто в условиях затруднённого сообщения с открытым морем, при усиленном испарении, что способствовало засолонению вод. По-видимому, в фаменское время происходило постепенное затухание рифообразующих процессов, связанное с общим обмелением бассейна.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПОРОД ДЕВОНСКОГО ТЕРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА
Известные в настоящее время залежи нефти и газа в Волго-Уральской области приурочены к тридцати стратиграфическим подразделениям трёх систем палеозоя: девонской, каменноугольной и пермской. Все продуктивные пласты можно сформировать в составе шести основных нефтегазоносных комплексов: девонского терригенного, девонско-нижнекаменноугольного карбонатного, нижнекаменноугольного терригенного, визейско-верхнекаменноугольного терригенно-карбонатного, нижнепермского карбонатного и верхнепермского карбонатно-терригенного. Каждый из перечисленных комплексов характеризуется определённым стратиграфическим объёмом, общностью истории геологического развития, наличием покрышки и в какой-то степени закономерным распределением нефтегазоносности.
Нефтеотдача пластов
... полноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти ...
Терригенный комплекс девона включает отложения от кровли кристаллического фундамента или бавлинской свиты до подошвы пачки известняков, залегающей в кровле кыновского горизонта франского яруса. Терригенная толща широко развита в Волго-Уральской области, но в разных районах имеет различные стратиграфический объём и мощность. Сокращение мощности (до 6-35 м) и стратиграфической полноты разреза происходит на древних или современных выступах фундамента, увеличение (до 400 м в Бузулукской впадине) – на их склонах и во впадинах.
Песчаники, слагающие нефтесодержащие пласты, обычно кварцевые, плохо отсортированные в нижней части разреза и хорошо в верхней, рыхлые или слабо уплотнённые. Они не имеют повсеместного распространения и часто на коротких расстояниях замещаются непроницаемыми породами. Регионально распространены лишь песчаные пласты пашийского горизонта франского яруса.
Покрышкой терригенных отложений девонского нефтеносного комплекса служат регионально распространённые отложения кыновского и саргаевского горизонтов с окнами в зонах размыва в южной части Юрюзано-Сылвенской депрессии, на Узюковской вершине Оренбургского свода, на Жигулёвском своде и его склонах (район Красавской, Краснополянской, Гражданской, Толмыловской площадей; район Обшаровской, Звенигородской площадей; Ветлянская площадь).
Литологически кыновские и саргаевские породы представлены толщей аргиллитов, глин и глинистых известняков мощностью от 5 до 880 м. В них имеется несколько прослоев проницаемых песчаников и алевролитов, количество которых возрастает по мере увеличения общей мощности кыновско-саргаевских отложений. На территории Оренбургской области песчаники отсутствуют. На востоке Пермского края развиты кыновско-саргаевские отложения мощностью менее 10 м. На большей части Волго-Уральской области мощность их составляет 25-50 м, резко возрастая на западе района: до 880 м в зоне Вятского авлакогена, до 125 м на западном склоне Татарского свода и до 275 м в западной части Жигулёвской межблоковой зоны.
Нефтегазоносный комплекс терригенного девона включает следующие терригенные пласты: в эйфельском ярусе ДV и ДVI, в живетском ДIV, ДIIIи ДII , во франском ДI, Дk и Д0. Индексация выделяемых одновозрастных пластов не всегда совпадает в соседних регионах Волго-Уральской области. Даже в пределах одного региона на соседних площадях их аналоги иногда обозначаются различно.
Пласт ДV приурочен базальной пачке такатинской свиты эйфельского яруса и имеет ограниченное простирание. Он выделяется на востоке и северо-востоке Самарской области, на северо-западе Оренбургской области, в восточных районах платформенной части Башкирии, на территории Предуральского прогиба и в ряде районов Татарии: Туймазинско-Бавлинском, Нурлатском, Черемшанском, Ромашкинском, Ново-Елховском.
Пласт представлен песчаниками с прослоями алевролитов, глин и конгломератов. Песчаники полевошпатово-кварцевые, разнозернистые, плохо отсортированные, сцементированные глинсто-карбонатным цементом. Наиболее распространён глинистый цемент (особенно каолинитовый), реже шамозитовый, карбонатный и кварцевый. Вследствие этого песчаники пласта ДV относятся к коллекторам низкой ёмкости. Мощность пласта изменяется от нуля до 26 метров. Максимальные значения её отмечаются в Стаханово-Шкапово-Стерлибашевском районе. Здесь же песчаники пласта характеризуются и наилучшими коллекторскими свойствами (пористость 10-20%, проницаемость 23-1840 мд).
Дегазация угольных пластов
... дегазация разрабатываемых угольных пластов; 2. Дегазация смежных угольных пластов; 3. Отсос концентрированных метано-воздушных смесей из выработанных пространств. Предварительная дегазация шахт проводится до начала разработки угольного пласта ... Дегазация подрабатываемых пластов при разработке тонких и средней мощности пологих и наклонных пластов угля Схемы дегазации подрабатываемых пластов ...
Севернее, на Туймазинском и Серафимовском месторождениях, наряду с уменьшением мощности пласта ухудшаются коллекторские свойства песчаников (пористость не более 10%, проницаемость 0-380 мд).
На Оренбургской вершине Оренбургско-Пугачёвского свода пористость пласта составляет 12-17%, проницаемость 155-191 мд. На Культюбинсом месторождении мощность пласта ДV 4-5,6 м, пористость в среднем 12%, проницаемость около 200 мд.
Покрышкой для пласта ДV служат глины и аргиллиты или глинистые известняки бийского и кальцеолового горизонтов. Мощность обоих горизонтов колеблется от нуля до 90 м. Максимальные мощности характерны для восточного склона платформы и Предуральского прогиба.
Непроницаемые породы не выдержаны по площади, замещаются попростиранию песчаниками, алевролитами и органогенными известняками.
IIласт ДVI находится в основании бийского горизонта эйфельскогояруса и имеет ограниченное распространение. Он развит на северо- и юго-востоке Самарской области и в прилегающих районах Оренбургскойобласти. Песчаники пласта выклиниваются на западе, а на востоке замещаются известняками и глинами. Распространение пласта на юге Оренбургской области не установлено из-за отсутствия данных. В Татариии Башкирии, а также в Пермском крае и Удмуртиион не выделяется.
Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Песчаники кварцевые, разнозернистые. Зерна кварца неокатанные, реже полуокатанные и окатанные, отсортированы неравномерно. Цемент карбонатный, глинистый. Тип цементации контактово-поровый и базальный, реже — соприкосновения. Мощность пласта изменяется от нуля до 19 м с — максимальными значениями на Неклюдовском и Могутовском месторождениях.
Коллекторские свойства песчаников пласта изучались на Михайловско-Коханском месторождении (Жигулевская межблоковая зона), где установлена его промышленная нефтеносность. Средняя пористость песчаников 12%, средняя проницаемость 13 мд.
Песчаники перекрываются пачкой плотных перекристаллизованных известняков верхней части бийского горизонта, которые служат изолирующей покрышкой для пласта ДVI.
Пласт ДIV выделяется в нижней части воробьевских слоев старооскольского горизонта живетского яруса и имеет в Башкортостане индекс ДIVI. Он развит в восточной части Самарской и в северо-западных районах Оренбургской областей, на юго-востоке Татарии и на юго-западе Башкирии. Граница его распространения проходит через Ореховскую, Красноярскую и Надеждинскую площади, севернее Миннибаевской и Бугульминской площадей на широте Давлекановской площади, через Стерлибашевскую, Алябьевскую, Ашировскую, Красноярскую и Могутовскую площади.
Пласт представлен песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники преимущественно кварцевые, разнозернистые, от мелкозернистых до грубозернистых, с маломощными прослоями гравелитов, плохо отсортированные, рыхлые, средней крепости. Зёрна кварца не окатаны или плохо окатаны. Цемент глинистый, глинисто-карбонатный, каолинитовый. Тип цементации контактово-поровый и базальный. В Туймазинском районе в основании пласта развиты тонкие пропластки конгломератов мощностью до 1-2 м.
Анализ эффективности теплового воздействия на пласт месторождения Катангли
... работы по опытно-промышленному внедрению паротепловых методов воздействия на пласты в сочетании с заводнением. Внедрение нового метода разработки дало возможность существенно увеличить ... песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов, с прослоями угля в средней части. Общая толщина отложений 1676 м. В разрезе свиты выделяется двадцать песчаных и песчано-алевритовых пластов, разделенных пластами ...
Мощность продуктивного горизонта меняется от 1 до 8 м на Боярском, Михайловском, Неклюдовском и Коханском месторождениях до 11-33 м на Мухановском, Дмитриевском, Ново-Запрудненском месторождениях самарской области, на западе Башкирии на превышает 3 м, лишь на отдельных площадях возрастая до 8-10 м (Шкаповское месторождение).
В Туймазинско-Серафимовском районе, на Усень-Ивановском месторождении и Киргиз-Миякинской площади Башкирии пласт ДIV развит только в виде изолированных линз небольших размеров и мощностей.
Коллекторские свойства песчаников изучены недостаточно. Они весьма изменчивы. В разрезах Самарской области пористость их составляет 1,2-1,7%, проницаемость 0,1-52,7 мд. В Шкаповско-Белебеевском районе пористость достигает 13-25%, а проницаемость в единичных случаях 3000 мд. Южнее на Шалтинской и Аркаевской площадях пористость песчаников понижается до14-15%, а в центральных районах Оренбургской области до 8,6-12,3%. Проницаемость соответственно понижается от140-420 до 1,6-18,6 мд. К северо-востоку от Шкаповско-Белебеевского района, на Кебячевской площади, пористость уменьшается до 6-12%, проницаемость до 15-84 мд, в Верхнекамской впадине пористость песчаников колеблется от нуля до 18%.
Покрышкой пласта служит пачка аргиллитов с тонкими прослоями алевролитов или глинистых известняков (Шкаповское месторождение и др.) того же возраста мощностью 10—15 м.
Пласт ДIIIзалегает в основании ардатовских слоев живетского яруса. Он имеет однозначную индексацию на всей территории за исключением Башкирии, где индексируется пластом ДIV. Пласт ДIII развит в Волго-Уральской области и отсутствует лишь в районах западной половины Самарской области, в Елабужско-Бондюжском районе, в северной и северо-западной частях Нурлатской и Черемшанской площадей, в северной части Ромашкинского и Ново-Елховского районов Татарии, а также в восточной части Башкирии на Югомашевской, Сергеевской, Кушкульской, Культюбинской и других площадях. Пласт представлен песчаниками, кварцевыми, мелко-, средне- и крупнозернистыми, алевролитистыми, плотными, хорошо отсортированными. Зерна кварца остроугольные, полуокатанные. Цемент алевритово-глинистый, каолинитовый и глинисто-карбонатный. Тип цементации преимущественно контактовый и базальный. Особенностью пласта являются линзовидный характер залегания и резкая литологическая изменчивость: на коротких расстояниях песчаники замещаются глинисто-алевритовыми породами.
Мощность пласта ДIII изменяется от нуля до 47 м, достигая максимума на Водинской площади в Жигулёвско-Самаркикинской системе дислокаций, в Туймазинском и Шкаповско-Белебеевском районах юго-восточного склона Татарского свода. В северных районах Волго-Уральской области мощность пласта-коллектора варьирует от 1-3 м на востоке до 16-20 мна западе.
Коллекторские свойства песчаников изучены по площади неравномерно. Они изменяются в больших пределах: пористость от 1 до 25%, проницаемость от 0,1 до 1550 мд и более. Отмечается закономерное увеличение коллекторских свойств в зонах повышенной мощности пласта. В Туймазинском и Шкаповско-Белебеевском районах пористость достигает 25 %, а проницаемость 3000 мд. На участках с пониженными мощностями (Бирская седловина) пористость не превышает 10%, а проницаемость изменяется от нуля до 180 мд.
Физико-Химические методы увеличения нефтеотдачи пласта
... породах. Химический метод основан на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ с некоторыми породами (карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества) пласта и загрязняющими пласт привнесенными отложениями. К химическим методам относятся и обработки пластов ...
Продуктивные песчаники повсеместно перекрываются пачкой аргиллитов и глин, достигающей мощности 20 м и более и являющейся надёжной изолирующей покрышкой пласта.
Пласт ДIIII расположен в верхней половине разреза ардатовских слоёв старооскольского горизонта, непосредственно под репером «средний известняк». Он прослеживается в восточной части Самарской области, восточнее Яблоновоовражской, Покровской и Яснополянской площадей, повсеместно развит в Татарии, присутствует на Туймазинском, Серафимовском, Стахановском месторождениях и в ряде скважин северной части Белебеевского месторождения (здесь он индексируется как ДIII).
Пласт ДIIIIпредставлен песчаниками, песками и алевролитами с прослоями глин. Песчаники, пески и алевролиты кварцевые, пористые, хорошо отсортированные с неясной горизонтальной и косой слоистостью.
Мощность песчаников изменяется от нуля до 33 м. Наибольших значений она достигает в Татарии на Елабужско-Бондюжской, Нурлатской и Черемшанской площадях. На остальной территории мощность не превышает 12-20 м, уменьшаясь к границам распространения до полного выклинивания. В пределах Башкирии характерны линзовидное залегание, литологическая изменчивость и замещение песчаников на коротких расстояниях глинисто-алевролитовыми породами.
Пористость песчаников изменяется от 5,5 до 27%, проницаемость от нуля до 3200 мд. Лучшие коллекторские свойства пласта отмечены в Елабужско-Бондюжском и Ромашкинском районах Татарстана.
Продуктивный пласт перекрывается плотными известняками (репер «средний известняк») и залегающей над ними пачкой аргиллитов верхней части ардатовских слоёв, служащей изолирующей покрышкой.
Пласт ДII выделяется в основании муллинских слоёв старооскольского горизонта живетского яруса. Индексация его однозначна на всей территории, за исключением Самарской области, где пласт не имеет названия и известен только на Боровском, Сергеевском и Байтуранском месторождениях. В Оренбургской области он развит севернее Большекинельского вала. В пермском крае, Удмуртии, Татарстане и Башкортостане пласт распространён повсеместно, кроме крайних восточных и южных частей Башкортостана.
Пласт сложен песчаниками, преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми, реже среднезернистыми, хорошо отсортированными. Зёрна кварца угловатые, полуокатанные и окатанные. Цемент глинистый или глинисто-карбонатный, иногда каолинитовый и сидеритовый, кварцевый Тип цементации контактовый, выполнения пор, реже базальный.
Песчаники в одних районах образуют один более или менее мощный пласт, в других расчленяются глинисто-алевролитовыми прослоями на несколько отдельных пропластков (Ново-Елховский, Елабужско-Бондюжский районы, Нурлатская, Черемшанская и другие площади).
Мощность пласта изменяется от нуля до 33 м, возрастая в северо-западном направлении. В Оренбургской области максимальные мощности (до 16 м) отмечены в её северной части (Домосейкинское месторождение, Егорьевская и Шалтинская площади).
В Башкирии максимальные мощности (более 20 м) зафиксированы в Туймазинско-Серафимовском, Бакалинско-Чекмагушском, Арланском и других районах. В северной части территории мощность пласта изменяется от 2-4 м на востоке до 33 м на западе (Пермский край, Удмуртия).
На исследуемой территории коллекторские свойства песчаников изменяются в широких пределах: пористость от 9Ю5 до 26%, проницаемость от нуля до 3500 мд. Максимальные значения пористости и проницаемости характерны для Елабужско-Бондюжского района Татарии и Туймазинско-Серафимовского района Башкирии.
Покрышкой для продуктивных пластов служат перекрывающие их известняки (репер «чёрный известняк») и залегающие выше алеврито-глинистые породы муллинских слоёв мощностью от 8 до 30 м.
Пласт ДI является основным продуктивным горизонтом на территории Волго-Уральской области. Он приурочен к пашийскому горизонту франского яруса и распространён на всей территории, за исключением зон размыва пашийских отложений в Елабужско-Бондюжском и Нурлатско-Черемшанском районах, участков на востоке Башкирии и на юго-западе Самарской области.
Пласт сложен песчаниками и прослоями алевролитов и глин. Песчаники кварцевые, мелко- и тонкозернистые, алевролитовые, хорошо отсортированные. Зёрна кварца окатанные и полуокатанные. Цемент глинистый и карбонатный. Тип цементации контактово-поровый, реже базальный и соприкосновения.
Пашийский продуктивный пласт характеризуется резкой фациальной изменчивостью, выражающейся в наличии зон замещения песчаников алевролитами или глинами и в расчленении его на несколько проницаемых прослоев (от 1 до 5).
Каждый из прослоев в свою очередь иногда разделяется на пропластки или, наоборот, несколько прослоев сливаются в единый, более мощный пласт. Такие замещения обычно происходят на коротких расстояниях и фиксируются даже соседними скважинами одного месторождения (Ромашкинское, Султангуловское и др.)
В Волго-Уральской области наиболее часто выделяются два проницаемых пласта, один из которых приурочен к верхней части пашийского горизонта, другой – к нижней. Они именуются ДI и ДII в Самарской области, Д и Д0 по существовавшей ранее номенклатуре в Оренбургской области и в настоящее время в этой области ДI. В Татарии и Башкирии в пашийском горизонте также выделяется пласт ДI с обозначение отдельных пропластков буквами латинского алфавита.
Мощность пропластков продуктивного пласта изменяется от нуля до 180 м. На юге Волго-Уральской области она колеблется от нуля до 28 м и достигает максимума (73 м) в районе Зольного Оврага, Никольской, Чубовской и Якушкинской площадей Самарской области. В Нурлатско-Черемшанском районе мощность песчаников составляет 40 м, сокращаясь к северу и западу до нуля в зоне размыва (Елабужско-Бондюжский район).
В Туймазинско-Серафимовском, Шкаповско-Белебеевском и других районах Башкирии мощность продуктивных песчаников не превышает 15 м. В северной части Волго-Уральской области мощность алевролитово-песчаных пород пашийского горизонта достигает 180 м в с. Сырьянах и 64 м в г. Советском. В южной части Казанско-Кировского прогиба (сёла Шурга, Ронга) мощность сокращается до 26-27 м.
Покрышкой для пласта ДI служат глины, аргиллиты и глинистые известняки кыновского и саргаевского горизонтов, описанные выше
Коллекторские свойства песчаников изучены достаточно хорошо. Песчаники на участках большой мощности характеризуются литологической однородностью и лучшей отсортированностью. В зоне развития пласта мощностью более 20 м пористость песчаников равна 16-21%, проницаемость 72-5007 мд. В зоне развития песчаников мощностью 10-20 м пористость колеблется от 5 до 21%, проницаемость от 50 до 1000 мд и несколько более. Зона развития песчаников мощностью менее 10 м характеризуется пористостью 1,4-1,5 %, проницаемостью 0-200 мд. Исключение составляют участки, примыкающие к Башкирскому своду, где песчаники мощностью около 6 м обладают пористостью 15-20 % и проницаемостью 130-150 мд. Северные районы Волго-Уральской области в целом характеризуются увеличением пористости коллекторов пашийского горизонта в западном направлении от 2,4-3,3 % в районе сёл Лобанова, Щучьего Озера до 13-16 % в районе Глазова и с. Нылги. Восточнее, в Казанско-Кировском прогибе, средняя пористость 18-25 % в районе Советска и 9-17 % в районе с. Сырьяны.
Песчаные образования пашийского горизонта здесь перекрываются мощной (300-700 м) толщей аргиллитов кыновского горизонта, являющейся изолирующей покрышкой. В южной части прогиба, в районе с. Ронги, пористость песчаников составляет 20,7-35,3 %, проницаемость колеблется от 218 до 1000 мд.
Пласт Дк выделяется в нижней половине кыновского горизонта франского яруса. Он развит в Самарской области, за исключением района сёл Безенчука, Покровки, Красавки и западной части области; граница распространения пласта проходит через Узюковскую, Берёзовскую, Губинскую, Обшаровскую площади. Пласт известен также и в прилегающей южной части Татарии и в юго-западной части Башкирии. На севере Волго-Уральской провинции и Оренбуржье пласт в разрезах не выделяется.
Пласт Дк представлен песчаниками и алевролитами с прослоями глин; песчаники кварцевые, мелкозернистые, местами глинистые и алевритистые. Зёрна кварца полуокатанные, реже угловатые.
Мощность песчаников пласта Дк составляет 2-11 м. Коллекторские свойства его не изучались.
Покрышкой для продуктивных песчаников служит мощная толща глинисто-карбонатных пород кыновского и саргаевского горизонтов.
Пласт Д0 приурочен к средней части кыновского горизонта и развит на значительной части территории Татарии, Пермского края и Удмуртии, за исключением районов отсутствия кыновских образований или локальных участков замещения песчаников пласта непроницаемыми породами. В Башкирии пласт прослеживается широкой полосой от Башкирского свода на северо-востоке до Белебеевской вершины на юго-западе, включая Узюковскую, Безенчукскую, Хворостянскую, Краснополянскую площади.
Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, пористые, слабо сцементированные. Цемент глинистый, незначительный или обильный, нередко известковистый, глинисто-известковистый и доломитовый. Зёрна кварца полуокатанные, окатанные и угловатые. Алевролиты кварцевые, разнозернистые.
В некоторых случаях пласт Д0 состоит из нескольких пропластков. В Ромашкинском районе их два, в Елабужско-Бондюжском – от двух до пяти. В Нурлатско-Черемшанском районе продуктивный пласт расчленён глинистыми прослоями небольшой мощности на несколько (до 5) прослоев.
Покрышкой для пласта Д0 служат глины, аргиллиты и глинистые известняки кыновского и саргаевского горизонтов.
Мощность пласта изменяется от нуля до 88 м, достигая максимума в Кировском прогибе (Сырьяны).
Коллекторские свойства продуктивного горизонта весьма разнообразны: пористость изменяется от 3 до 26%, проницаемость от 0,1 до 2374 мд. Лучшие коллекторские свойства отмечены в Елабужско-Бондюжском районе (пористость до 26%, проницаемость до 2374 мд) и на Яблоновоовражском месторождении (пористость 25%, проницаемость 1522 мд).
В большинстве изученных районов центральной и южной частей Волго-Уральской провинции пористость колеблется от 10 до 24%, проницаемость от 10 до 850 мд. На севере описываемой территории коллекторские свойства продуктивных пластов в целом ниже: пористость изменяется от 3 до 14-16%, проницаемость от 1 до 554 мд.
Терригенные породы девона на северо-востоке Волго-Уральской провинции слагают Эйфельско-нижнефранский комплекс.
Эйфельско-нижнефранский комплекс распространён почти повсеместно.
Локальные зоны отсутствия комплексаустановлены или предполагаются по геофизическим данным в приподнятых частях Татарско-Коми-Пермяцкой или Токмовско-Сыктывкарской систем сводовых поднятий (Воронье, Ломик, Толошер, Сысола), а также в районе Ксенофонтово. Мощность комплекса изменяется от единиц метров в присводовых зонах древних поднятий до 200 м в Краснокамско-Полазненской зоне и до 1200-1300 м в Казанско-Кажимском авлакогене [83 и др]. В эйфельско-тиманской толще выделяется шесть проницаемых алевролито-песчаных пластов ДV — в основании эйфельского яруса, ДIV — в воробьевских слоях, ДIII-в ардатовских, ДII- в муллинских, ДI — в пашийском горизонте и Д0 — в тиманском. Промышленная нефтеносность и перспективы дальнейших поисков нефти связываются в основном с тиманско-живетской терригенной частью комплекса. Наиболее выдержаны по составу и широко развиты по площади пласты ДIII, ДII и ДI. Лучшими коллекторскими свойствами обладают мелкозернистые отсортированные песчаники, представляющие собой одну из основных литологических разностей в рассматриваемых пластах. Значения открытой пористости составляют 12-23%, проницаемости от единиц до 2000 мд. Мощность алевролито-песчаных пород изменяется от 0 до 80 м в Пермском крае и Удмуртской Республике и до 280-300 м в Кировской области и Марийской Республике (зона Казанско-Кажимского авлакогена)
Региональной покрышкой комплекса является плотная пачка глинисто-карбонатных пород тиманского и саргаевского горизонтов, развитая выше первого проницаемого пласта Д0, а в зонах, где тиманский песчаный пласт отсутствует, выше пласта ДI Мощность покрышки изменяется от 5 до 50-60 м; в Казанско-Кажимском авлакогене мощность ее увеличена до 400 и более метров.
Тип залежей — структурно-литологический и пластовый сводовый. Промышленная нефтеносность связана главным образом с верхним проницаемым пластом ДI или Д0, залегающим непосредственно под региональной покрышкой. На более низких стратиграфических уровнях нефтеносность комплекса установлена на трёх месторождениях Пермского края, причем на двух из них Быркинском и Гожано-Шагиртском живетский нефтегазонасыщенный пласт ДII сливается с пашийским, т.е. опять-таки нефтеносность связана с верхним пронимаемым пластом. Таким образом, только на одном из известных месторождений — Сосновском открыта самостоятельная залежь в живетском ярусе (пласт ДIII), что указывает на хорошие изолирующие свойства локальной покрышки, разделяющей ардатовский и муллинский пласты ДIII; и ДII. Все промышленные скопления нефти приурочены к южной половине платформенной части территории. Нефтепроявления различной интенсивности имеют более широкий ареал распространения как по площади, так и в разрезе, однако большинство их обнаружено в тиманско-пашийской толще платформенных районов.
Свойства нефтей меняются в зависимости от тектонической приуроченности залежей. Легкие нефти с плотностью менее 0,850 г/см3 встречены на Пермском своде. Нефти Башкирского и Северо-Татарского сводов тяжелее (0,850-0,900 г/см3).
Содержание серы колеблется от 0,4 до 3,6%, изменяясь пропорционально плотности нефти. Аналогично меняется содержание смол и асфальтенов. Зона тяжелых и сернистых нефтей выделяется на юге Башкирского свода и Верхнекамской впадины. Нефти терригенного девона метаново-ароматического типа (метановых — 34-43%; ароматических 26-36%; в нафтеновых 18-27%), характеризуются почти полным отсутствием V и Ni порфиринов. Исключение составляет пашийская нефть Елпачихинского месторождения (Vпорф – 44,4 кг/100 г, Ni порф — 2,05 мг/100 г нефти).
Нефть отличается и по другим свойствам: тяжелая (0,915 г/см3), сернистая (2,95%), смолистая (18,4%).
Изучение изотопного состава углерода нефтей описываемого комплекса указывает на обогащение их тяжелым изотопом С13 ( С13 = -2,81%).
Исключение составляют нефти Северокамского и Краснокамского месторождений, характеризующиеся более легким изотопным составом (2.84 и -1,95 соответственно).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения работы были изучены терригенные отложения девонской системы на территории северо-восточной части Волго-Уральской провинции.
Судя по полученным данным, в этих породах высока вероятность обнаружения скоплений нефти и газа. Ввиду того, что верхняя часть осадочного чехла на территории Волго-Уральской провинции уже давно изучена и практически все имеющиеся месторождения нефти и газа открыты и разрабатываются, а некоторые уже истощены, дальнейшая добыча углеводородов на территории Волго-Уральской провинции связана именно с терригенными отложениями девона. В девонский период на данной территории существовали все условия для образования и накопления углеводородов: режим мелкого моря с большим количеством рифогенных построек, восстановительные обстановки, нисходящие тектонические движения. Кроме того, за счёт сноса материала с многочисленных островов образовывались терригенные породы, являющиеся хорошими коллекторами. Покрышками же на данной территории служат глинистые и глинисто-карбонатные породы
Наиболее мощные толщи осадочных пород накопились в авлакогенах, например вятском, серноводско-абдулинском, что делает перспективы накопления углеводородов в этих более реальными.
ПРИЛОЖЕНИЯ
уральский нефтегазоносный порода
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
1-нефть, 2- газоконденсат, 3- газ.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Малоусинское месторождение. Схематический геологический профиль
нефтенасыщенные пласты
известняки
