Атлас пород основныХ нефтеносныХ горизонтов палеозоя республики татарстан
Издательство «Фэн» АН РТ
Издательство «Плутон»
Министерство экологии и природных ресурсов Республики Татарстан Академия наук Республики Татарстан
Т.Е. Данилова
Терригенные породы девона и нижнего карбона
Казань 2008
УДК [553.98(470.41):552.578.2](031)(075) ББК 26.31; 33.36 Д18 Атлас пород основных нефтеносных горизонтов палеозоя Республики Татарстан
Данилова Т.Е. Д18 Терригенные породы девона и нижнего карбона. – Казань: Плутон, 2008. – 440 с.
ISBN 978-5-902089-32-2 Издание осуществлено по решению Научно-технического совета Министерства экологии и природных ресурсов Республики Татарстан (протокол № 55-3.9 от 23.11.2006 г.)
Рецензент: к.г.-м.н., ст.н.с. В.С. Губарева (кафедра исторической геологии и палеонтологии КГУ)
Атлас терригенных пород-коллекторов посвящен результатам изучения литологопетрографических и коллекторских свойств основных терригенных продуктивных горизонтов палеозоя Республики Татарстан. Атлас иллюстрирует особенности их строения и формы проявления диагенеза, катагенеза и вторичных процессов минералообразования. Особое внимание уделялось изучению неоднородности толщ осадочных пород, исследованию коллекторских свойств приуроченных к ним пластов, а также факторов, определяющих структуру и строение пустотного пространства. Установлены закономерности строения продуктивных толщ, разработаны классификации пластов-коллекторов девонских и нижнекаменноугольных отложений с обоснованием кондиционных значений петрофизических параметров. Характеристика основных продуктивных горизонтов лаконична. Текст сопровождается графическим материалом и фотоснимками образцов пород и шлифов. Выявленные автором закономерности имеют важное значение при разведке, подсчете запасов и при проектировании разработки нефтяных месторождений. Атлас может быть использован в качестве справочного руководства геологами-нефтяниками и научными сотрудниками, аспирантами, студентами. Редакционная коллегия: Р.Х. Муслимов (председатель), Ю.А. Волков, В.С. Губарева, И.А. Ларочкина, В.П. Морозов, И.Б. Розенберг, А.Н. Суркова, Е.А. Юдинцев
УДК [553.98(470.41):552.578.2](031)(075) ББК 26.31; 33.36
ISBN 978-5-902089-32-2
© Министерство экологии и природных ресурсов РТ, 2008 © ООО «ЦСМРнефть», 2008
ИССЛЕДОВАТЕЛЬ НЕФТЕНОСНЫХ ТОЛЩ ТАТАРСТАНА Трудом и усилиями нескольких поколений советских геологов в стране была создана мощная минерально-сырьевая база. И одним из таких геологов была Татьяна Евгеньевна Данилова — замечательный ученый-исследователь, посвятивший свою жизнь детальному изучению литологии нефтеносных толщ Татарстана. По окончании Казанского государственного университета Татьяна поступила в аспирантуру при Казанском филиале Академии наук (КФАН) СССР и активно занималась научноисследовательской работой, вела занятия со студентами геолого-почвенного факультета. В 1952 году она блестяще защитила кандидатскую диссертацию по литологии доманиковой свиты, с которой связывался главный «нефтематеринский» потенциал осадочных толщ палеозоя. В этот период в Бугульме и Альметьевске формировались научно-производственные подразделения для освоения большой нефти Татарстана. Именно тогда начали закладываться основы для создания Татарского нефтяного научно-исследовательского и проектного института (ТатНИПИнефть). Для организации исследовательских работ в Бугульме собрались крупные ученыенефтяники из Москвы и других городов Союза. В 1957 году к ним присоединились и Татьяна Евгеньевна со своим мужем Георгием Яковлевичем Даниловым. За 25 лет работы в этом институте Т.Е. Даниловой была проведена поистине титаническая работа по изучению пород-коллекторов как пашийских, так и других продуктивных горизонтов осадочной толщи нового для того времени нефтедобывающего региона. На основе анализа строения и комплексного послойного изучения разрезов продуктивных пластов-коллекторов пашийского горизонта Ромашкинского месторождения к началу 1970-х годов Т.Е. Даниловой была разработана такая классификация пластов-коллекторов, которая и поныне используется в практике подсчета запасов нефтяных месторождений Татарстана. В 1973 году результаты многолетней научноисследовательской деятельности Т.Е. Даниловой были рекомендованы Ученым советом ТатНИПИнефть к изданию в виде монографии-атласа. Однако болезнь и жизненные обстоятельства прервали работу Татьяны Евгеньевны: в 1982 году она переезжает в Казань; в 1984-м — переносит тяжелую операцию... И только в середине 1990-х годов, получив поддержку со стороны главного геолога производственного объединения «Татнефть» Р.Х. Муслимова, ей удается продолжить работу над Атласом уже в качестве ведущего научного сотрудника Центра совершенствования методов разработки нефтяных месторождений (ООО «ЦСМРнефть») при Академии наук Татарстана (АН РТ). Здесь Т.Е. Данилова начала заниматься новым для нее направлением работы, связанным с литолого-петрофизическим изучением всей гидродинамически единой толщи девона с целью вовлечения в разработку тонкослоистых и низкопроницаемых («некондиционных») коллекторов. При этом она всемерно способствовала привлечению к активной работе над Атласом специалистов ТатНИПИнефть и Казанского университета. В результате родилась идея издания уже не одного, а трёх томов
Атласа: первоначально планируемый вариант Атласа было решено дополнить аналогичными книгами по карбонатным породам-коллекторам нижнего и среднего карбона. В 2004 году это направление работы получило поддержку в виде гранта АН РТ. А в конце 2005 года издание всех трёх книг Атласа было запланировано в Программе работ Министерства экологии и природных ресурсов РТ на 2006–2008 гг. Как любой талантливый ученый, Татьяна Евгеньевна была увлечена и поглощена своим делом. Ей была неведома усталость, она вкладывала в свой труд душу. В феврале этого года она передала рукопись своей части Атласа в издательство для дальнейшего редактирования и тиражирования, а 7 марта, в канун Международного женского дня, после внезапно обострившейся болезни — скончалась. Ее последняя публикация посвящена проблеме послойного изучения керна с привязкой к ГИС без нарушения естественной последовательности напластования. Просматривая вышедшую из печати статью, она подчеркнула карандашом следующие строки: «...чтобы быть более уверенными в том, что знания, извлекаемые с помощью геофизики, адекватны реальности, ее надо «обучать» и тестировать на керне. Но для этого нужен керн, который можно комплексировать с ГИС, а ещё лучше, чтобы он был и ориентированным!!! Нужен ли сейчас керн только для статистики, для определения средних значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по всей толщине пласта? Вот в чем вопрос. Может быть, надо действительно сократить отбор «ненужного» керна и усилить качество этого отбора... пересмотреть используемые комплексы ГИС». И ещё несколько подчеркнутых Татьяной Евгеньевной строк: «...Как известно, наиболее важный принцип изучения любого промыслового материала — нацеленность на извлечение из него знаний не просто о физических характеристиках в каждой конкретной скважине, а прежде всего — об основных геологических закономерностях, раскрывающих условия формирования толщи, характер, масштабы ее неоднородности...» Такие вот мысли одолевали Татьяну Евгеньевну в последние дни ее жизни. Всегда грустно, когда из жизни уходят хорошие люди. Многие из тех, с кем ей когда-то пришлось работать, кто знал и ценил эту прекрасную по обаянию и душевной доброте женщину, пришли проводить ее в последний земной путь и отдать ей дань уважения. Но ещё многие и многие специалисты нефтяной отрасли будут использовать ценнейшую информацию из Атласа нефтеносных пород, являющегося итогом многолетней работы Татьяны Евгеньевны Даниловой.
5
Содержание Исследователь нефтеносных толщ Татарстана...................................................................................... 5 Предисловие редколлегии........................................................................................................................... 8 Литература к предисловию редколлегии................................................................................................11 Условные обозначения и пояснения к тексту........................................................................................ 12 Введение . ..................................................................................................................................................... 13 Глава 1 СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ПРИУРОЧЕННОСТЬ И ГЕОЛОГО-ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОМПЛЕКСОВ ПОРОД ПАЛЕОЗОЯ ТАТАРСТАНА............. 16 1.1. Девонская система.............................................................................................................. 18 1.1.1. Средний отдел ...................................................................................................... 18 1.1.2. Верхний отдел . ..................................................................................................... 21 1.2. Каменноугольная система................................................................................................. 24 1.2.1. Нижний отдел........................................................................................................ 24 1.2.2. Средний отдел ...................................................................................................... 26 1.2.3. Верхний отдел . ..................................................................................................... 27 Глава 2 ХАРАКТЕРИСТИКА СТРОЕНИЯ ВЕРХНЕДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ТАТАРСТАНА............................................ 28 2.1. Пашийский продуктивный горизонт ДI......................................................................... 29 2.2. Тиманский продуктивный горизонт Д0.......................................................................... 35 Глава 3 литологИя пород продуктивных горизонтов ДI И Д0 ПАШИЙСКО-ТИМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ........................................................................ 41 3.1. Основные типы пород........................................................................................................ 41 3.1.1. Гранулометрический состав............................................................................... 42 3.1.2. Формы нахождения глинистого материала..................................................... 45 3.1.3. Гранулометрический состав пород плотных пачек, разделяющих нефтенасыщенные пласты ........................................................... 49 3.1.4. Структурно-текстурные особенности пород-коллекторов........................... 51 3.2. Вторичные процессы минералообразования ............................................................... 52 3.2.1. Влияние вторичных процессов на формирование пустотного пространства......................................................... 52 3.2.2. О разнонаправленности некоторых вторичных процессов......................... 56 3.2.3. О некоторых особенностях строения зон водо-нефтяных контактов........ 57 3.3. Неоднородность пластов-коллекторов............................................................................ 58 3.3.1. Основные виды неоднородности....................................................................... 58 3.3.2. Особые виды неоднородности............................................................................ 59 3.4. Диагенетическая и тектоническая трещиноватость пород........................................ 61 3.5. Основные этапы формирования нефтеносных горизонтов........................................ 63 Глава 4 Коллекторские свойства пород продуктивных горизонтов д1 и Д0 пашийско-тиманских отложений и определяющие их факторы.............. 66 4.1. Коллекторские свойства основных групп пород.......................................................... 66 4.2. Структура пустотного пространства.............................................................................. 69 4.3. Нижний предел проницаемости пород-коллекторов для нефти................................ 75
6
Глава 5 Классификация пластов-коллекторов продуктивных толщ верхнего девона.............................................................................. 78 5.1. Классификация пластов-коллекторов с учетом их продуктивности........................ 78 5.2. Методика классификации продуктивных пластов по проницаемости.................... 85 5.3. Результаты апробации предложенной методики разделения нефтеносных пластов на классы и группы...................................................................... 87 Глава 6 Строение терригенной нефтеносной толщи нижнего карбона .................. 90 6.1. Косьвинский (елховский) продуктивный горизонт..................................................... 95 6.2. Радаевско-бобриковский продуктивный горизонт...................................................... 95 6.3. Тульский продуктивный горизонт.................................................................................. 96 Глава 7 Литолого-петрографическая характеристика пород радаевско-бобриковского нефтеносного комплекса.......................... 98 7.1. Литолого-петрографический состав пород.................................................................... 98 7.2. Строение водо-нефтяных контактов . .......................................................................... 102 7.3. Неоднородность пород и пластов-коллекторов........................................................... 103 Глава 8 Коллекторские свойства и особенности строения пустотного пространства терригенных пород‑коллекторов нижнего карбона............................................ 105 Глава 9 терригенные пласты-коллекторы нижнего карбона и их классификация..........................................................................113 Глава 10 Основные отличия нефтеносных терригенных комплексов верхнего девона и нижнего карбона татарстана.....................119 Заключение................................................................................................................................................. 122 Литература................................................................................................................................................. 126 Фототаблицы Тематика фототаблиц............................................................................................................................... 134 Породы, слагающие пласты-коллекторы продуктивных горизонтов ДI и Д0 пашийско-тиманского возраста (фототаблицы 1–70)......................................................................................... 135 Породы, слагающие плотные разделы между пластами–коллекторами ДI и Д0 (фототаблицы 71–108)..................................................................................... 301 Породы, слагающие радаевско-бобриковский продуктивный горизонт Б нижнего карбона (фототаблицы 109–133)................................................................................... 387
7
Предисловие редколлегии Возросший интерес геологов-нефтяников производственных и научных организаций Татарстана к детальным литолого-петрографическим исследованиям палеозойской осадочной толщи определяется задачами разведки новых и необходимостью увеличения коэффициента извлечения нефти уже эксплуатируемых месторождений. Выявленные изменения литологического состава продуктивных горизонтов по простиранию существенно меняют представления о коллекторских свойствах пород, о распределении в них запасов углеводородного сырья, а в конечном итоге и об их нефтеотдаче. Именно это стало основанием для включения в планы Министерства экологии и природных ресурсов РТ на 2006–2008 гг. работ, связанных с подготовкой к изданию трёх книг, фактически представляющих собой, как это было задумано авторами, трёхтомный Атлас пород основных нефтеносных горизонтов палеозоя Республики Татарстан. Публикуемая работа представляет собой первый том этого Атласа, хотя к настоящему времени уже издан его второй том [10] и находится в печати третий [11]. Что же касается первого тома, то в связи с болезнью и смертью автора его подготовка к изданию несколько затянулась. При жизни Т.Е. Даниловой, благодаря поддержке АН РТ, удалось издать, как говорила Татьяна Евгеньевна, «только выжимку» из первых двух книг [3]. В каждой из трёх книг Атласа, кроме большого количества фотографий керна и шлифов, представлено литолого-петрографическое обоснование механизмов, обуславливающих формирование структуры пустотного пространства коллекторов, намечены связи между структурой пустотного пространства и коллекторскими характеристиками пластов. Таким образом, эти книги являются не только атласами структур и текстур пород, но и справочными руководствами для широкого круга специалистов. Специальные справочники и методические руководства, изданные ранее в Советском Союзе [9, 12, 13, 14], содержат чаще всего сведения по минералого-литологическим и структурнотекстурным особенностям осадочных пород и ориентированы на освещение широкого круга вопросов. Изданный в 1981 году «Петрографический словарь» [12] содержит упорядоченную (ис-
8
пользовавшуюся в то время) петрографическую терминологию, а также систематизированные представления о сопоставимости наименований, терминов и понятий. «Справочник по литологии» [14] обобщил знания по литологии пород, по методам исследования, по математической обработке результатов, по геохимии осадочных пород, по фациальному и формационному анализам осадочных толщ, по палеогеографии и по полезным ископаемым, связанным с осадочными отложениями. Вместе с тем сведения о нефтепромысловых характеристиках пород приводятся в них в недостаточном объёме. Кроме того, эти книги стали библиографической редкостью. Необходимость в издании справочного руководства по литолого-петрографической характеристике пород основных нефтеносных горизонтов палеозоя Республики Татарстан назрела давно. Начиная с бурения первых поисковых скважин на нефть, когда был получен и начал изучаться керновый материал, началось всестороннее литолого-петрографическое исследование палеозойской толщи Татарстана. Был накоплен и частично обобщен большой фактический материал об условиях осадконакопления, по диагенезу и преобразованию пород под влиянием пластовых вод и в связи с формированием залежей нефти, по коллекторским свойствам пород, изложенный в научных отчётах, статьях, докладах и книгах. Результаты многолетних исследований литологического состава породколлекторов, полученные Т.Е. Даниловой, опубликованы в различных изданиях. Собственные исследования автора опирались на результаты работ её предшественников: Г.Л. Миропольской — по литолого-петрографическому составу осадочной толщи; Е.Е. Иванова, С.И. Шевцова и О.Н. Николаевой — по стратиграфической приуроченности продуктивных горизонтов; И.Н. Акишева, Е.Д. Войтовича, Р.Х. Муслимова и других геологов-нефтяников Татарии — по выделению и прослеживанию пластов-коллекторов. Таким образом, в книге Т.Е. Даниловой обобщён и систематизирован весь известный ей материал из этой области знаний. Системный подход к литолого-петрографическому изучению терригенных пород палеозойской толщи, их коллекторских свойств и флюидонасыщенности позво-
лил ей надежно проводить литолого-фациальный анализ и реконструировать схемы седиментогенеза бассейнов осадконакопления в девонское и в нижнекаменноугольное время. Книга состоит из текста и фототаблиц. В текстовой части обобщены, систематизированы и изложены результаты изучения строения, литологопетрографических и петрофизических особенностей нефтеносных терригенных толщ девона и карбона. Первая глава посвящена геологическому строению палеозойских толщ Татарстана. В главах со 2 по 5 дана характеристика основных нефтеносных горизонтов девонской терригенной толщи, в главах с 6 по 9 — характеристика основных нефтеносных горизонтов терригенной толщи каменноугольного возраста. В 10 главе рассмотрены отличия нефтеносных терригенных комплексов верхнего девона и нижнего карбона. Фототаблицы составляют сам атлас микро- и макрофотографий пород, слагающих продуктивные горизонты, они сопровождаются краткой характеристикой пород по указанным выше вопросам. Работа написана в соответствии с последними унифицированными стратиграфическими схемами девона и карбона Восточно-Европейской платформы. Автором используются названия стратиграфических подразделений, принятые в настоящее время и изложенные в [1]. Кроме того, в книге даны названия, принятые ранее. Это обусловлено тем, что в региональных фондах хранятся отчеты по изучению геологического строения территории начиная с 1940-х годов. Этими отчетами геологи-нефтяники до сих пор активно пользуются. Поэтому приведенная автором «двойная номенклатура» стратиграфических подразделений позволяет не только легко ориентироваться в разрезе, но и эффективно использовать все имеющиеся наработки прошлых лет для решения сегодняшних задач. В российской и зарубежной литературе диагенез осадков понимается несколько по-разному. В зарубежной литературе авторы соответствующих статей и книг к диагенезу, в большинстве своем, относят все изменения, произошедшие в осадках, включая и те, которые протекали и протекают под влиянием пластовых вод, а также возникшие при окислении нефти в залежах. В российской литературе, вслед за Н.М. Страховым, под диагенезом понимается комплекс процессов, приведших к литификации осадка и к образованию породы. Вторичные минералы и их сростки, возникшие в процессах миграции пластовых вод и окисления нефти, рассматриваются как новообразованные агрегаты постдиагенетической стадии [9].
Из анализа текстовой части книги Т.Е. Даниловой не ясно, какой именно точки зрения придерживается автор. Однако, имея дело с реальными объектами и благодаря детальным наблюдениям, она четко описывает все новообразованные минералы и их ассоциации, возникшие в результате процессов, наложенных на уже сформированные породы. Анализируя размещения новообразованных вторичных минеральных ассоциаций во времени и пространстве по их взаимоотношениям в породе и с породой, Т.Е. Данилова, вслед за ведущими геологами-нефтяниками Татарстана [4, 8], приходит к выводу о том, что верхнедевонский нефтяной комплекс пород-коллекторов является единой гидродинамической системой (раздел 3.3). И это правомерно, так как диагенез протекал, конечно же, по всей толще. И возникшие при этом минеральные ассоциации характерны также для всей толщи, включая те её части, которые в дальнейшем «вобрали в себя» залежи нефти. Но только для нефтяных комплексов, представляющих собой единые гидродинамические системы, характерны специфические новообразованные минеральные ассоциации. Анализируя материал настоящей работы, можно утверждать, что зональность распределения новообразованной минерализации вокруг залежей нефти подчиняется законам Д.С. Коржинского [5], поскольку температуры, давление и химический состав среды в пластах близки к таковым в низкотемпературных гидротермальных средах. Закономерности формирования вторичной минерализации ещё не раскрыты, и в результате не даны сведения о ее зональности и о том, как она отражается на записи каротажных диаграмм. Изменения пород под действием пластовых вод вокруг залежей нефти продолжаются и сейчас с образованием зон окисления и восстановления, а продукты этих реакций, их локализация в породах, конечно же, влияют на характер записи геофизических полей. А это, в свою очередь, означает, что геологам-нефтяникам ещё предстоит более целенаправленное изучение этих процессов с целью их корреляции с геофизическими полями, что, несомненно, будет способствовать более эффективному поиску новых залежей и более качественному решению задач повышения нефтеотдачи пластов. В книге Т.Е. Даниловой описаны сфериты новообразованного кальцита, которые на приведенных ей микрофотографиях смотрятся действительно как агрегаты новообразованных округлых зёрен кальцита. Однако в петрографическом словаре [12] указано, что к сферитам (сферолитам) относятся радиально-лучистые агрегаты мине-
9
ралов или сростков минералов, а кальцит таких агрегатов не образует, они характерны для арагонита. Арагонит (ромбический) и кальцит (тригональный) — это две полиморфные модификации СаСО3. Они кристаллизуются при разных температурах и давлениях. Однако фотографии нечеткие и, возможно, тонкое радиально-лучистое строение агрегатов не видно, а новообразованные агрегаты арагонита в пластах осадочной толщи Татарстана другими авторами не отмечались. Кроме того, следует иметь в виду, что аналогичный радиально-лучистый арагонит часто образуется в низкотемпературных гидротермальных средах, в трещинках и пустотах вмещающих пород [15]. Таким образом, приведённые в книге описания новообразованного кальцита наводят на мысль о необходимости дальнейшего, более глубокого изучения соответствующих вопросов. В разделах 3.2.1 и 3.2.2 текстовой части подробно описаны вторичные процессы образования и растворения кальцита, кварца и других минералов. Кварц является труднорастворимым минералом: он весьма устойчив в нейтральных, кислых и щелочных условиях. Р-Т-параметры и химизм среды растворения и образования кварца хорошо изучены в автоклавных экспериментах и в природных гидротермальных средах. Новообразованный кварц в осадочных породах является минералом-индикатором слабокислых и нейтральных условий минералогенеза. Автором приводятся примеры (фототаблицы №№ 24, 25, 35, 36 и др.) реакционных каемок и достройки границ зёрен аллотигенного кварца с формированием собственных кристаллографических форм за счет свободного пространства пор. То есть получается, что автором наблюдались продукты привноса кремния в систему в виде кремнезема. Но в таких случаях обычно, по результатам химических анализов и с учётом объёмной и минералогической плотностей аналогичных участков неизмененной и измененной породы, просчитывается баланс вещества во времени и пространстве. Только по балансу вещества можно установить: был привнос кремния и ряда других элементов в систему или был вынос их из системы. Из этого следует, что высказанное автором утверждение о растворении кварца под действием пластовых вод остается гипотезой, которая остается недоказанной. В частности, зерна кварца со следами растворения могли быть захоронены в толще осадков изначально. Считаем необходимым также сделать некоторые пояснения к рис. 4.2. Автор дала подробную классификацию структуры пустотного простран-
10
ства, частично не соответствующую общепринятой терминологии. Так, структуре пустотного пространства (II СПП), называемой автором «изолированная», соответствует общеупотребительное понятие закрытой пористости (пустотности), а «спорадической» структуре пустотного пространства (III СПП) соответствует понятие вторичной пустотности. В главе 8 автор обращает внимание на недостаточную изученность рыхлых коллекторов радаевско-бобриковского возраста. К настоящему моменту ситуация несколько изменилась. Благодаря использованию при отборе керна снаряда «Кембрий» удалось значительно увеличить вынос керна, в том числе и из слабо сцементированных и «сыпучих» прослоев. Кроме того, разработан Стандарт ОАО «Татнефть» по анализу несцементированных и слабо сцементированных пород в лабораторных условиях, который применяется в настоящее время. Первые результаты исследования «сыпучих» коллекторов были опубликованы в работах [2, 6], а также в работе [7]. В соответствии с материалами научно-практической конференции [7], авторы статьи, выделив три типа коллекторов в бобриковском горизонте Сабанчинского месторождения, переоценили запасы нефти. Так, на первом блоке Сабанчинского месторождения с 5 до 22% увеличилась площадь распространения высокопористых (Кп > 25%), преимущественно слабо сцементированных и рыхлых коллекторов, а доля начальных запасов в последних увеличилась с 7 до 31%. Общий прирост начальных балансовых запа сов составил 15%. Работа Т.Е. Даниловой представляет собой детальное, завершенное исследование. Однако автор поставила сложную задачу выявления взаимосвязи между изменениями литологического состава пород, возникшими в пластах в постдиагенетическую стадию, и геофизическими полями, что проявляется в характере записи каротажных диаграмм. Эту задачу пытаются решить многие специалисты, но она до конца ещё не решена. Установление корреляционных связей между зональностью новообразованных минеральных ассоциаций, сопровождающих залежи нефти, и геофизическими полями, в том числе с характером записи каротажных диаграмм, позволит решить на более качественном уровне не только вопросы поиска новых залежей, но и вопросы разработки новых технологий для увеличения нефтеотдачи пластов. На основе своих многолетних экспериментальных исследований Т.Е. Данилова указывает один из возможных путей к решению этой задачи.
Литература к предисловию редколлегии 1. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника / под ред. Б.В. Бурова и В.С. Губаревой. — М.: ГЕОС, 2003. — 402 с. 2. Губайдуллин А.А. Методика и некоторые результаты петрофизического обоснования параметров «сыпучих коллекторов» по данным керна, отобранного снарядом «Кембрий» / А.А. Губайдуллин, С.Ю. Ненароков, Е.А. Юдинцев, Ю.В. Кормильцев, М.Я. Малютина, Л.Б. Кадырова, Ф.М. Газеева // Геология и разработка нефтяных месторождений: Тезисы докладов научно-технической конференции, посвящённой 50-летию татарской нефти. — Альметьевск, 1993. — С. 102–104. 3. Данилова Т.Е. Основные нефтеносные горизонты палеозойских отложений Республики Татарстан. Краткая характеристика литологического строения и коллекторских свойств / Т.Е. Данилова, Е.А. Козина, В.П. Морозов, Э.А. Королёв, С.Н. Пикалев. — Казань: Плутон, 2007. — 151 с. 4. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Т. III. Татарская СССР / Н.Г. Абдуллин, Л.З. Аминов, С.Н. Мельников и др. // Труды Ин-та геол. и разработки горючих ископаемых. — М.: Недра, 1979. — 168 с. 5. Коржинский Д.С. Теория метасоматической зональности. — М.: Наука, 1982. — 104 с. 6. Козина Е.А. Черные песчаники нижнего карбона Ново-Елховского месторождения // Труды ТатНИИ. — Л.: Недра, 1967. Вып. Х. — С. 157–160. 7. Кормильцев Ю.В., Губайдуллин А.А., Иванов А.И. Разделение коллекторов бобриковского горизонта на типы и оценка их выработки с применением новой палетки и карт текущей нефтенасыщенности // Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов: Труды научно-практической конференции (Альметьевск, 27–28 окт. 1994 г.). — Альметьевск, 1994. — С. 121–122. 8. Ларочкина И.А. Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории Республики Татарстан. — Казань: ПФ «Гарт», 2008. — 210 с. 9. Методы изучения осадочных пород / под ред. Н.М. Страхова. — М.: Госгеолтехиздат, 1957. В 2 т.: Т. 1 — 611 с.; Т. 2 — 518 с. 10. Морозов В.П., Козина Е.А.Карбонатные породы турнейского яруса нижнего карбона. — Казань: ПФ «Гарт», 2007. — 201 с. 11. Морозов В.П., Королев Э.А., Кольчугин А.Н. Карбонатные породы визейского, серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона. — Казань: ПФ «Гарт» (в печати). 12. Петрографический словарь / под ред. В.П. Петрова, О.А. Богатикова, Р.П. Петрова. — М.: Недра, 1981. — 496 с. 13. Справочное руководство по петрографии осадочных пород / под ред. Л.Б. Рухина и В.Б. Татарского. — М.: Гостоптехиздат, 1958. В 2 т.: Т. 1 — 486 с.; Т. 2 — 520 с. 14. Справочник по литологии / под ред. В.Л. Либровича, Н.В. Логвиненко, В.И. Марченко. — М.: Недра, 1983. — 509 с. 15. Суркова А.Н. Структурный типоморфизм дисперсных минералов из рудоносных зон аргиллизации (на примере вулкано-тектонических структур Становой складчатой области): дис. ... канд.г.-м.н. — Казань, 1989. — 320 с.
11
Условные обозначения и пояснения к тексту gп – объёмная плотность сухой экстрагированной породы. Кп – коэффициент открытой пористости горной породы. Кп.дин – коэффициент динамической пористости породы (открытая пористость за вычетом «связанной воды» и остаточной нефти). Кпр – коэффициент проницаемости породы по воздуху (газу). Реф = ((Кп∙Кпр)/8)1/2 – ёмкостно-фильтрационный параметр. Кн/н – начальная нефтенасыщенность породы. j = Кпр∙Кн – объёмная (к объёму породы) нефтенасыщенность. Кгл – коэффициент глинистости. h – толщина пласта. n – количество образцов или пластов. w – частота – число проб, включенных в один интервал выборки. V – объём. Мd — медианный диаметр зёрен. S0 – коэффициент отсортированности зёрен псефитовых пород. w/p – отношение длины вторичных (регенерационных) контактов зёрен к длине контактов всех зёрен в шлифе, на единицу площади шлифа. Скарб. – коэффициент карбонатности породы.
ВНК – водо-нефтяной контакт. ГИС – геофизические исследования скважин. СТС – Северо-Татарский свод. ЮТС – Южно-Татарский свод. ККС – Камско‑Кинельская система. ВВП – весьма высокопродуктивные пласты. ВП – высокопродуктивные пласты. СП – среднепродуктивные пласты. НП — низкопродуктивные пласты. НН – непродуктивные пласты. R – коэффициент ранговой корреляции. Ресурсы нефти начальные – суммарное количество нефти, содержащееся в недрах геологического объекта. Запасы — ресурсы нефти, выявленные по данным бурения в процессе детальной 12
разведки в количествах, достаточных для промышленной разработки в настоящем или будущем. В России принята классификация ресурсов и запасов по категориям А, В, С, D (Словарь по геологии нефти и газа, 1988 г.): – категория А – запасы, изученные с детальностью, обеспечивающей определение типа, формы, размеров и основных особенностей геологического строения залежи, коллекторских свойств и эффективной нефтенасыщенности слагающих её пластов, а также состав и свойства нефти; – категория В – запасы залежи, нефтеносность которой установлена на основании промышленных притоков нефти в скважинах на различных гипсометрических отметках. Запасы изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи; – категория С1 – запасы залежи, нефтеносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти и положительных результатов геолого-геофизических исследований в неопробованных скважинах. Запасы изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи, в основном по геологогеофизическим исследованиям; – категория С2 – запасы, наличие которых обосновано данными геологогеофизических исследований скважин в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам более высоких категорий. Свойства залежи (подсчетные параметры) определены в общих чертах по результатам геолого-геофизических исследований; – категория С3 – возможные перспективные запасы, оценены по геологогеофизическим исследованиям скважин; – категория D1 – прогнозные ресурсы, гипотетические; – категория D2 – теоретически возможные прогнозные ресурсы.
Нефтяникам Татарстана посвящается
Введение
В восточных и центральных районах Республики Татарстан открыто более 100 месторождений нефти в отложениях девона и карбона. Стратиграфически залежи нефти приурочены к 25 стратонам этих систем. Регионально нефтенасыщенными являются пашийско-тиманские, черепетско-кизеловские, радаевско-тульские и башкирско-верейские отложения. Литологические исследования отложений девона и карбона и изучение их коллекторских свойств начались в конце 1940-х годов — с момента открытия залежей нефти на Бавлинском месторождении. В результате был накоплен огромный фактический материал, отражённый в многочисленных публикациях и отчётах специалистов треста «Татнефтегазразведка» — ныне Татарское геолого-разведочное управление (ТГРУ), Геологического института Казанского филиала АН СССР — ныне ЦНИИгеолнеруд, геологического факультета Казанского государственного университета (КГУ), ТатНИПИнефть, ВНИИнефть, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ВНИГРИ и др. Степень изученности основных нефтеносных горизонтов различна: наиболее полно изучены пашийские отложения; в несколько меньшей мере – тиманские, верхнетурнейские и радаевскобобриковские; в значительно меньшей степени – тульские, башкирско-верейские. Этому соответствует полнота имеющегося материала. Цель данной работы — обобщение многолетних исследований по изучению геологического строения основных нефтеносных горизонтов девонской и нижнекаменноугольной терригенных толщ, а также их литолого-петрографических и коллекторских характеристик. Именно исходя из этого и велась работа над созданием настоящего, фактически справочного, руководства для специалистов-нефтяников, оформленного в виде атласа, состоящего из текстовой части и фототаблиц. Таким образом, основные параметры нефтеносности изучаемых пород здесь обоснованы: 1) выявленными закономерностями литологического строения продуктивных горизонтов, на основе которых построены существующие варианты индексации пластов-коллекторов;
2) результатами изучения структуры порового пространства в различных типах терригенных пород-коллекторов с обоснованием нижних кондиционных значений их подсчётных параметров; 3) литологической характеристикой плотных разделов, а также изучением их структурнотекстурных особенностей и строения пустотного пространства. Атлас содержит большое количество микро- и макрофотографий пород, слагающих рассматриваемые продуктивные горизонты, с кратким описанием к ним, а в его текстовой части изложена стратиграфическая приуроченность и геологопалеогеографические условия формирования основных терригенных комплексов палеозойской толщи Татарстана; охарактеризованы геологическое строение, литолого-петрографические и петрофизические особенности терригенных нефтеносных горизонтов девонской и нижнекаменноугольной терригенных толщ; рассмотрено их сходство и различие; дана классификация продуктивных пластов-коллекторов. В работе использованы данные исследований продуктивных горизонтов терригенного девона и нижнего карбона как прошлых, так и последних лет. В частности, изложенные в книге результаты изучения пород, представляющих собой некондиционные коллекторы и плотные разделы между пластами-коллекторами, были получены на основе исследования и обработки кернового материала, предоставленного НГДУ «Иркеннефть» [100, 101]. Именно это НГДУ до недавнего времени разрабатывало Абдрахмановскую площадь Ромашкинского месторождения, которая находится на поздней стадии разработки. Исследования заключались в поиске и обосновании новых подходов к переоценке запасов нефти за счёт более глубокого изучения особенностей геологического строения этой площади с целью создания новых методик исследования керна и способов его «привязки» к ГИС, а также с целью совершенствования на этой основе технологий извлечения нефти. Начальным этапом этих исследований явились отчеты по Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения [100, 101], в рабо-
13
14
те над которыми, кроме автора данной книги и других сотрудников ООО «ЦСМРнефть», приняли участие ведущие специалисты Татарстана: В.С. Губарева (стратиграфия), Г.А. Кринари и В.П. Морозов (литология, рентгеновские исследования, гранулометрический анализ, петрография), Р.С.Касимов (интерпретация данных ГИС), И.Н. Файзуллин (ГИС, описание керна), Е.А. Юдинцев (петрофизика, расчет статистических зависимостей) и другие. Материалы названных отчетов, так же как и материалы, полученные автором ранее в ТатНИПИнефть, легли в основу настоящей работы. В процессе работы над этими и другими отчётами были выполнены обработка и описание более 150 метров керна из скважин №№ 3260д, 24236 и других скважин Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. При этом особое внимание было уделено изучению керна, вынесенного из тонкослоистых, низкопористых коллекторов и из плотных разделов между ними (более 360 образцов). Комплексное изучение терригенных пластовколлекторов разреза проводилось послойно через каждые 5–10 см. Перед описанием пород керн распиливался перпендикулярно напластованию. Из тонкой пластины изготавливался шлиф, а большая часть образца шла на анализы в лаборатории изучения коллекторских свойств ТатНИПИнефть и КГУ. Перечень видов исследований и их объём, положенные в основу данной работы, приведены в таблицах В.1 и В.2. В частности, из таблицы В.2 следует, что из 256 пластопересечений верхнего девона в 37 выполнены лабораторные анализы менее 2 образцов керна на 1 м толщины разреза; в 58 – от 2 до 4 образцов керна на метр толщины и т.д. С целью определения минералогического состава пелитовой фракции терригенных породколлекторов верхнего девона в лабораториях ВНИГРИ Е.А. Зуйковой были проведены петрографические исследования в иммерсионных жидкостях фракций 0,01–0,001 и <0,001 мм, а также осуществлены термографические и рентгенографические анализы. Кроме того, в лабораториях ИГиРГИ были получены дифрактограммы пелитовых фракций из породколлекторов девона, расшифровка которых произведена Т.Т. Клубовой. Автор выражает им глубокую признательность. Все результаты исследований были сопоставлены с промысловогеофизической характеристикой разрезов и пластов. При изучении терригенных пластов верхнего девона привлекались результаты
промысловых исследований: профилей притока, анализ дебитов нефти, определения удельной продуктивности пластов. При разработке классификации продуктивных пластов были использованы разрезы, лишь хорошо охарактеризованные керном (на 30–100%, в среднем на 55–70%). Плотность анализов на 1 м толщины продуктивных пластов пашийскотиманского возраста составляла от 1–2 до 20 определений; радаевско-бобриковского — до 12 анализов в зависимости от толщины пластов, степени цементации и трещиноватости пород. Минимальная плотность анализов приходится на пласты максимальной толщины (>8–10 м). Основная масса пластов охарактеризована 3–8 анализами на 1 м толщины. В составлении разделов данной книги о продуктивных пластах терригенной толщи нижнего карбона большое участие принимала М.Я. Малютина. В частности, именно она дала литологопетрографическое описание основной части разрезов визейского яруса, осуществила привязку керна к геофизическим разрезам и участвовала в формировании коллекции пород и шлифов. Материалы для раздела о строении продуктивных горизонтов терригенной толщи нижнекаменноугольного возраста (глава 6) были предоставлены И.А. Ларочкиной. Большую помощь в определении корреляционных связей между параметрами и при статистической обработке аналитических данных оказал руководитель петрофизической лаборатории ТатНИПИнефть Е.А. Юдинцев. Огромную помощь при характеристике тектонического строения Татарстана и анализе запасов палеозоя оказали И.А. Ларочкина, а также главные геологи ТГРУ Е.А. Тарасов и Е.Д. Войтович. Всем, кто оказал помощь при написании книги, огромное спасибо. Основной движущей и организующей силой коллектива, который помогал автору работать над этой книгой и взялся за подготовку к изданию ещё двух книг Атласа, являлся директор ООО «ЦСМРнефть» при АН РТ Ю.А. Волков. Ему особая благодарность. Существенно, что первым сверхплановую для ТатНИПИнефть тему, посвящённую созданию Атласа, утвердил в 1973 году Ф.М. Хаммадеев, который был в то время директором института. И именно он является одним из тех, кто в 1991 году помог привезти в Казань найденный в ТатНИПИнефть архив автора с первоначальными рукописями и фотографиями.
В дальнейшем эта тема получила поддержку Академии наук РТ (грант АН РТ и фонда НИОКР РТ № 08-8.2-160), а начиная с 2006 г. она выполнялась в соответствии с планами Министерства экологии и природных ресурсов (МЭПР) РТ. На протяжении всей работы над этой и другими книгами Атласа ощущалась поддержка со сто-
роны академика АН РТ Р.Х. Муслимова. Большое ему спасибо. Фотоработы в Бугульме производились М. Кашаповым и Н. Винокуровой, в Казани — Н.А. Щербаковым и В.П. Морозовым. Всем им также спасибо. Таблица В.1
Описано скважин
Описано шлифов
Гранулометрический анализ
Определение нерастворимого остатка
Карбонатный анализ
Определение пористости
Определение проницаемости
Определение содержания связанной воды
Определение объёмной плотности пород
Терригенная Терригенная толща нижнего толща верхнего девона карбона
Возраст продуктивных отложений
Виды и количество анализов
586
2453
1921
3766
153
5350
4552
2743
287
267
1075
1050
1011
68
2389
1499
–
Таблица В.2
Терригенные пласты верхнего девона
<2 обр. 2–3,9 обр. 4–5,9 обр. 6–7,9 обр. 8–10 обр. >10 обр.
Всего пластопересечений
Количество пластопересечений, охарактеризованных образцами керна на метр толщины, шт./%
37/14,4
58/22,7
56/21,9
48/18,8
27/10,5
30/11,7
256
Терригенные пласты нижнего карбона
Возраст продуктивных пластов
Количество пластопересечений верхнего девона и нижнего карбона, охарактеризованных анализами образцов
26/18,3
39/27,5
36/25,4
24/16,9
7/4,9
10/7,0
142
15
Глава 1 СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ПРИУРОЧЕННОСТЬ И ГЕОЛОГОПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОМПЛЕКСОВ ПОРОД ПАЛЕОЗОЯ ТАТАРСТАНА Осадочная толща, залегающая на эрозионной поверхности кристаллического фундамента, сложена палеозойскими отложениями девонского, каменноугольного и пермского возраста общей толщиной до 1700–1900 м. Лишь на отдельных участках, связанных с рифей-вендскими грабенами, в Сергиевско-Абдуллинском и КамскоБельском авлакогенах девонские отложения залегают на осадочных породах бавлинской серии верхнепротерозойского возраста. Палеозойские отложения перекрываются кайнозойскими, в основном четвертичными, образованиями. Фациальная характеристика и стратиграфическая полнота разрезов палеозоя, а также их толщина на территории Татарстана обусловлены особенностями тектонического развития региона. Изучением геологии Татарстана особенно активно специалисты стали заниматься после открытия в 1948 г. залежей нефти в девонских отложениях. С этого времени накапливается промысловый материал. К изучению геологического строения территории Татарстана подключаются геологи треста «Татнефтегазразведка» (ныне ТГРУ ОАО «Татнефть»), института ТатНИПИнефть, геологического института Казанского филиала АН СССР (ныне ЦНИИгеолнеруд) и других институтов [5–13, 21, 41, 42, 56–58, 63–83, 86–88, 91–93]. Современное описание стратиграфии палеозойских отложений Татарстана дано В.С. Губаревой и Б.В. Буровым в работе [15, 21], а его тектоническое районирование наиболее полно и наглядно представлено в работах [13, 15, 63, 80]. Как показано на тектонических картах, в том числе составленных под руководством Р.Х. Муслимова [13, 63, 78], основными тектоническими структурами I порядка и их составными частями являются: Южно-Татарский и Северо-Татарский своды (ЮТС и СТС); восточный склон Токмовского свода, Казанско-Кировский прогиб, Ме-
16
лекесская впадина и Бирская седловина. ЮТС и СТС разделяет Сарайлинский прогиб. Эти своды и их склоны, а также борта Мелекесской впадины и Казанско-Кировский прогиб осложнены структурами II порядка (валами, террасами и др.). Последние, в свою очередь, включают более мелкие поднятия — структуры III и IV порядков. На склонах сводов, в Мелекесской впадине и в Сарайлинском прогибе развита система КамскоКинельских внутриформационных прогибов, в пределах которых формировались зоны размещения биогермных структур в карбонатных отложениях девона и карбона. Большинство залежей нефти связано с положительными тектоническими структурами. Самое крупное Ромашкинское месторождение нефти приурочено к сводовой части ЮТC, а более мелкие залежи — к валам и структурнотектоническим террасам, расположенным на его склонах (в центральной и восточной частях Татарстана). В настоящее время в разрезе палеозоя нефтеносность установлена в 25 стратиграфических горизонтах девонских и каменноугольных отложений или в шести нефтегазоносных комплексах [99] (табл. 1.1, рис. 1.1). Степень разведанности начальных суммарных ресурсов недр Татарстана значительно выше, чем на сопредельных с республикой нефтеносных землях, и составляет 82%. За прошедшие более чем 60 лет истории нефтяной отрасли Татарстана к промышленно нефтегазоносным комплексам отнесено около трех тысяч залежей, объединенных в 152 месторождения. Основные ресурсы и запасы недр Татарстана сконцентрированы в терригенном комплексе девонских отложений — до 33,5%. Вторым по значимости комплексом является терригенная толща нижнекаменноугольных отложений, где сосредоточено 29,8% запасов. Около 16,0% запасов содержится в карбонатных отложениях верхнефранскотурнейского комплекса.
Таблица 1.1 Нефтеносные горизонты и нефтегазоносные комплексы в разрезе каменноугольных и девонских отложений
Комплексы
Стратиграфические единицы системы, отделы
стратоны
VI. Каширско-гжельский
С2
Подольский, каширский
V. Верейский терригенный
С2
Верейский
IV. Окско-башкирский
С2
Башкирский, алексинский, алексинско-верейский
III. Визейский терригенный
С1
Тульский, радаевско-бобриковский, елховский
С1
Кизеловский, черепетский, малевско-упинский
Д3
Данково-лебедянский (заволжский), елецкий
Д3
Евланово-ливенский, воронежский, семилукский (доманиковый), речицкий (мендымский)
II. Верхнефранско-турнейский
I. Эйфельско-франский терригенный
Д3 Д2
Тиманский, пашийский, муллинский Ардатовский, воробьевский, эйфельский
Рис. 1.1. Распределение различных категорий начальных ресурсов нефти девонских и каменноугольных отложений Татарстана
17
1.1. Девонская система
18
Отложения девонской системы на территории Татарстана представлены средним и верхним отделами (рис. 1.2). Их формирование было связано с постепенным, неравномерным и прерывистым опусканием, обусловившим развитие морской трансгрессии и накопление мощных терригенных, а затем и карбонатных толщ. Наступление моря началось с юго-востока республики из СергиевскоАбдуллинской впадины, а несколько позднее — с северо-востока из Верхне-Камской впадины и с северо-запада — по Казанско-Кировскому прогибу. Наиболее приподнятым являлся Кукморский выступ СТС. Длительное время здесь существовала суша. Тектоническое строение Татарстана в девонское время в значительной мере отличалось от современного. Основным тектоническим элементом являлось Татарское сводовое поднятие с его северной (Кукморской) вершиной и Юхманчинским древним выступом фундамента на южном склоне [63]. Именно по меридионально вытянутому Юхманчинскому палеоподнятию проходила граница различного проявления тектонических движений на западе и на востоке республики в пашийскотиманское время. Об этом свидетельствуют различная полнота разрезов этих отложений и их литологический состав. Более того, по данным А.М. Мельникова [66, 68]: «…Юхманчинский погребенный выступ… контролировал направление миграции углеводородов и зональный характер размещения залежей нефти в девонском терригенном комплексе в пределах центральных и западных районов Татарстана». Восточная часть Татарстана представляла собой моноклинальный склон с юго-востока, а несколько позднее и с северо-востока, постепенно погружавшийся под уровень моря. Осадконакопление на западе Татарстана определялось тектоническим режимом Казанско-Кировского прогиба. Общая закономерность распространения осадков нарушалась неравномерными блоковыми подвижками кристаллического фундамента, проявлявшимися наиболее активно в конце эйфельского и в начале живетского веков, а также в тиманское время. Следует отметить, что в отдельные отрезки франского века запад и восток Татарстана характеризовались разнонаправленностью тектонических движений, наиболее четко выразившихся в пашийское и тиманское время. Решающее значение имело начавшееся в речицкое время формирование Южно-Татарского свода, образовавшегося вследствие возникновения над-
порядковой структуры — Камско-Кинельской системы (ККС) прогибов. Сводовое Татарское поднятие было расчленено на СТС и ЮТС. ККС прогибов пересекает всю республику с юго-запада от Мелекесской впадины до северовосточной границы Татарстана. Формирование ККС в значительной мере определило особенности осадконакопления: области формирования пластов-коллекторов, их число и толщину; оказало влияние на образование структур III порядка, особенно на рост биогермов.
1.1.1. Средний отдел Средний отдел девонской системы представлен эйфельским и живетским ярусами. Эйфельский ярус в Татарстане развит спорадически (рис. 1.2). Наиболее полно он представлен на юго-востоке республики, где в его составе выделяются два песчаных пласта ДV‑а, ДV‑б и вышележащая карбонатно-глинистая пачка. В северном и западном направлениях происходит сокращение толщины известняков и постепенное фациальное замещение их песчано-алевролитовыми и алевролито-глинистыми породами с прослоями шамозита [74, 78]. Песчаные пласты разно- и мелкозернистые (Md = 0,21–0,29 мм, S0 = 2,4–8,4), прослоями с примесью мелкогравийного материала. На крайнем юго-востоке песчаники разделены глинистыми породами, в которых был встречен известняк с фауной бийских остракод. Нижняя часть разреза выклинивается в направлении вершины Южного купола. Базальная гравийнопесчаная пачка, толщина которой изменяется от 2 до 25–28 м (в среднем 5–15 м), мигрировала вверх по разрезу в том же направлении по мере расширения морской трансгрессии. Вследствие этого на основной части территории эйфельский ярус представлен лишь бийским горизонтом. Северо-западные разрезы его отличаются малой толщиной базального песчаного пласта (1–2 м). На северо-востоке Татарстана толщина песчаных пород постепенно увеличивается с севера на юг от 1–2 м до 9–11 м. Верхняя часть бийского горизонта размыта частично, а местами полностью. О более широком площадном развитии бийского горизонта, в частности карбонатных пород на востоке Татарстана, свидетельствуют их многочисленные останцы толщиной до 2–3 м. Залежи нефти в песчаных пластах ещё не выявлены, хотя коллекторские свойства их обычно довольно хорошие: Кп = 16–18%, Кпр = 0,15–0,2 мкм2, а по данным геофизики — до 0,6–1,0 мкм2. Максимальная толщина всего эйфельского яруса на юго-востоке Татарстана достигает 36–42 м, а в северных разрезах до 13–15 м.
19
Рис. 1.2. Схема изменения полноты разрезов терригенной толщи девона на территории Татарстана и наличие в ней пластов-коллекторов
Живетский ярус представлен старооскольским надгоризонтом в составе воробьевского, ардатовского и муллинского горизонтов. Отложения старооскольского надгоризонта трансгрессивно перекрывают породы кристаллического фундамента, бавлинской серии и эйфельского яруса. В его составе резко преобладают светло-серые и буровато-серые песчаные, песчано-алевритовые и глинисто-алевритовые породы с тремя тонкими (1–2 м) пластами известняков — главными маркирующими уровнями, залегающими в основании пачек темно-серых глинистых пород. Строение надгоризонта подчинено четкой трехкратной ритмичности, отражающей три трансгрессивных этапа живетского моря: воробьевский ритм, соответствующий начальной стадии трансгрессии, ардатовский — времени максимального ее развития, и муллинский ритм, отражающий период регрессии морского бассейна. Воробьевский горизонт характеризуется разнозернистым составом базальных песчаников (Md = 0,15–0,3 мм), содержащих гравийный материал и каолинитовый цемент. В вышележащей алеврито-глинистой пачке в пределах крайнего юго-востока Татарстана местами встречается известняковый прослой (широко развит в Башкортостане) — аналог репера «фонарик». Воробьевский горизонт имеет более широкое распространение, повсеместно перекрывает эйфельские образования, за исключением северо-востока Татарстана, где в то время, видимо, существовала суша. Воробьевский горизонт отсутствует также на вершине Северо-Татарского свода и на прилегающем к нему древнем Юхманчинском палеоподнятии. Наибольшая толщина воробьевского горизонта отмечается в прогибах ЮТС и в КазанскоКировском прогибе. Здесь толщина песчаников пласта ДIV достигает 12–16 м. Нередко песчаники разделяются на два пласта (ДIV‑а и ДIV‑б), обладают высокими коллекторскими свойствами (Кп = 16–24%, Кпр = 0,24–1,195 мкм2), нефтенасыщенны на крайнем юго-востоке Татарстана (Бавлинская площадь). Однако залежи небольшие. Толщина воробьевского горизонта достигает 25–32 м. Ардатовский горизонт имеет наиболее широкое распространение, покрывает почти всю территорию Татарстана за исключением наиболее приподнятых участков СТС. Ардатовский горизонт трансгрессивно залегает на воробьевском горизонте, на эйфельском ярусе, на бавлинской серии и на породах кристаллического фундамента. Он отличается преобладанием глинистоалевритовых и глинистых пород, наиболее широким развитием карбонатного прослоя — репера
20
«средний известняк». Базальные песчаные пласты ДIII‑а и ДIII‑б сложены мелкозернистыми песчаноалевритовыми (Md = 0,06–0,16 мм, S0 = 1,25–1,7) породами. Редко, лишь в случае залегания пласта на породах кристаллического фундамента, в его подошве встречаются разнозернистые песчаники с примесью гравийного материала. Коллекторские свойства пластов довольно высокие: Кп = 16–24%, Кпр — от 0,4–0,5 до 1,828 мкм2. Наиболее полные разрезы ардатовского горизонта приурочены к Алтунино-Шунакскому прогибу (на юго-западном склоне ЮТС) и к КазанскоКировскому прогибу. Выклинивание нижней части разреза прослеживается по склонам СТС и на северо-востоке Татарстана (по материалам М.И. Мороко) в районе приподнятой в то время Верхнекамской впадины. Здесь совершенно отсутствуют воробьевские толщи, а базальная пачка ардатовских песчано-алевритовых пород сокращена до 2–4 м, в то время как на юго-востоке толщина ее достигает 30–35 м. На Ромашкинском, Бавлинском и ряде других месторождений юговостока Татарстана известны небольшие малодебитные залежи нефти, имеющие второстепенное значение. Общая толщина ардатовских слоев достигает 40–45 м. Муллинский горизонт на основной части Татарстана согласно залегает на ардатовском. Он представляет собой отложения трансгрессивного ритма, но меньшего масштаба, уже начавшего отступать живетского моря. С этим связано меньшее площадное развитие песчано-алевритовых пород и особенно карбонатных. Последние имеют площадное развитие лишь на крайнем юговостоке Татарстана: репер «черный известняк». На остальной площади известняки замещаются алеврито-глинистыми породами, которым присвоено название репер «глина». Меньшее площадное развитие муллинского горизонта связано также с его размывом в тиманское время, в пределах узкой полосы, окаймляющей СТС. Базальная пачка муллинского горизонта (пласт ДII) сложена хорошо отсортированными (Md = 0,07–0,019 мм, S0 = 1,65–2,3), мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с хорошими коллекторскими свойствами (Кп = 19–24%, Кпр = 0,3–0,8 мкм2, реже — до 1,845 мкм2), но очень редко нефтенасыщенными. Залежи нефти небольшие и промышленного значения пока не имеют. Толщина пласта ДII составляет чаще всего 2–6 м, но местами достигает 18–20 м. Общая толщина муллинского горизонта изменяется от 0 до 35 м.