Краткая геолого-промысловая характеристика Ново - Елховской площади

Ново-Елховская площадь в административном отношении занимает территорию Альметьевского, Заинского, Лениногорского и Черемшанского районов Татарстана, в географическом отношении расположено в северной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности, в закамской юго-восточной части Татарстана западнее Ромашкинского месторождения, в 20 км от города Альметьевска (рисунок 1).

В распоряжении НГДУ «Елховнефть» находятся Федотовская и Ново-Елховская (юг, центр и север) площади, а Акташская площадь, Красноярский и Патанский участки относились к НГДУ «Заинскнефть» и с 07.2006 года отнесены к НГДУ «Елховнефть».

Населённые пункты и промыслы на площадях между собой связаны развитой сетью грунтовых и асфальтированных дорог. По территории проходит железная дорога, связывающая города Бугульму, Набережные Челны, Казань.

Ближайшие водные пристани находятся на реке Кама: в г. Набережные Челны и г. Чистополе.

На рассматриваемой территории проходит нефтепровод «Дружба».

Рельеф местности возвышенный, наибольшие абсолютные отметки минус 300-325 м расположены в междуречье рек Степного Зая и Шешмы, являющихся левыми притоками р.Кама. Рельеф понижается к долинам рек длинными пологими склонами, иногда неравномерно ступенчатыми. Территория площади имеет общий уклон к северу, к руслу р. Кама. Минимальные абсолютные отметки – 75-100 м находятся в северной части, в долинах рек.

Рисунок 1 – Схема размещения нефтяных площадей Республики Татарстан

Климат района умеренно-континентальный с продолжительной холодной зимой и теплым летом. Среднемесячная температура воздуха в январе    минус 14,3 ^оС, в июле 18 ^оС.

Среднегодовая норма осадков составляет около 442 мм. Максимальное их количество выпадает в теплый период  до 320 мм, минимальное – с ноября по март 100-125 мм. По степени увлажнения территория относится к подрайону недостаточного увлажнения. Господствующее направление ветра – юго-западное. Среднегодовая  скорость ветра 4,4 м/с.

На площадях по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров ,общая толщина до 820 метров.

Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород; и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глины, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Здесь происходит уменьшение турнейского яруса до 120-200 метров и заметным увеличением толщи карбонатной части девона.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м. 

Четвертичные отложения имеют небольшой объем 0-28 м., и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются древнечетвертичные (аллювий речных террас) и современные отложения – аллювий и делювий речных террас, пойм и склонов водоразделов.

Ново-Елховская площадь приурочена к Акташско Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно-Татарского свода, от центральной части короткого он отделен узким (1,5-3км) и сравнительно глубоким (50-60м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км.

На Ново-Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере – Акташская площадь 34 тыс.га, на своде структуры – Ново-Елховская, площадью 42 тыс.га и на юге Федотовская 12 тыс.га. Каких-либо структурно-геологических границ между площадями не отмечается и выделены они условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку.

Дизъюнктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологическими осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых литологических осложенных. Во всех СТЭ локальные поднятия, в т.ч. и Акташско-Ново-Елховская структура по терригенному девону, заполнены нефтью, полностью до перегиба слоев на крыльях и переклиналях поднятий.

На площадях Ново-Елхово нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости по данным бурения и керна зафиксированы в различных интервалах палеозоя – от уфимских отложений на глубинах 200-250 м. до живетских (1800-1900 м) включительно.

По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т.ч. и на Ново-Елховском, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи – природные резервуары первого, второго и третьего порядков.

Нижний природный резервуар – терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д₀ кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д₁) и пласты Д₂-Д₅ живетского и эйфельского ярусов.

Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным объектом и с 1961 г. находятся в разработке. Водонефтяной контакт (ВНК) для всех пластов объекта общий, все пласты – это единый гидродинамический связанный резервуар.

Отметки ВНК по скважинам в пределах рассматриваемой в данной работе Ново-Елховской площади колеблются в пределах от –1509,1 м  до 1525,3 м. Средняя отметка составляет –1517,2 м (табл. 1)

Таблица 1 - Средние отметки начального положения ВНК по блокам Ново-Елховского площади                                                       

Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д₀-б составляет от 400 до 1500 метров.

Промышленные залежи нефти открыты в бобриковских и турнейских отложениях. Залежи приурочены к отдельным поднятиям, осложняющих Ново-Елховский вал, по размерам небольшие (0,2-24 км²),  амплитуда 50 м.

Нефть тяжелая (910-930 кг/м³), вязкая (до 40 мПа×с). Геологические запасы по месторождению составляют 227,5 млн.т категории С₁ и 27,1 млн.т категории С₂, по подсчету 1983 г. (протокол ГКЗ № 9499-9501 от 13.06.84 г.).

Третий природный резервуар – глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км², высота залежей до 60 м. Нефть тяжелая (915 - 940 кг/м³), высоковязкая (до 80 мПа×с). Геологические запасы по месторождению составляют 29,7 млн.т категории С₁ и 20,7 млн.т категории С₂ – протокол ГКЗ СССР №9499-9501 от 13.06.84. г.