Республика Татарстан, старый нефтедобывающий регион с многолетним опытом проведения поисково-разведочных работ нефтяных месторождений, входит в состав Волго-Уральской нефтегазодобывающей провинции (НГП). Территория Татарстана охватывает четыре её нефтегазоносные области: Токмовско-Кажимскую, Северо-Татарскую, Мелекесско-Абдуллинскую и Южно-Татарстую. По данным специалистов Нижне-Волжского научно-исследовательского института геологии и геофизики по состоянию на начало 2010 года в Вол го-Уральском НГП разведанность начальных суммарных ресурсов нефти составляла 74%, а степень выработанности разведанных запасов нефти — 70,3% [83].
Анализ развития минерально-сырьевой базы в Республике Татарстан показывает, что по состоянию на 01.01.2011 года степень разведанности начальных суммарных ресурсов нефти в республике одна из самых высоких в Российской Федерации и составляет 87,9%, а разведанные запасы выработаны на 77,3% [119]. Кроме того, за последнее время снижаются объёмы бурения, рост добычи нефти преимущественно достигается за счёт интенсификации разработки эксплуатируемых месторождений, находящихся на глубокой четвёртой стадии разработки, ухудшается структура прироста разведанных запасов нефти. Снижается доля прироста за счёт геологоразведочных работ и происходит увеличение за счёт пересмотра КИН.
Залежи нефти Республики Татарстан сосредоточены на глубинах в среднем до 2000 м, промышленная нефтеносность установлена в 26 стратиграфических горизонтах, но в основном связана с каменноугольными и девонскими отложениями. Общее количество разведанных месторождений на территории республики по состоянию на начало 2011 года составляет 202 (Таблица 1). Из содержания таблицы следует, что количество мелких месторождений составляет 195 ед., а запасы нефти категорий А+В+С1 и С2 в них сосредоточены в объёме 47,4% и 67,6% соответственно от общих запасов по республике.
Таблица 1.
Количественная оценка структуры запасов и объёма добычи по группам месторождений *.
Группа месторождений Количество месторожде ПИЙ Запасы по стоянию на 01.01.2011 г. категории (%): Добыча за 2010 г. (% от добычи в республике).
А+В+С1 С2.
Уникальные (>300 млн. т) 1 33.3 21.3 47.1.
Крупные (60−300 млн. т) 1 7.2 5.6 7.9.
Средние (15−60 млн. т) 5 12.1 5.5 6.4.
Мелкие (<15 млн. т) 195 47.4 67.6 38.6.
Всего 202 100 100 100 — Количественная оценка структуры запасов и объёма добычи по группам месторождений выполнена по классификации, действовавшей до вступления в силу приказа Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005 г. N 298 «Об утверждении классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (в ред. Приказа Минприроды РФ от 09.12.2008 N 329).
Перспективные извлекаемые ресурсы нефти, согласно данным, опубликованным в работе [119], составляют величину 1 150 млн.т. В структуре остаточных запасов большинство месторождений обладают мелкими и мельчайшими по величине залежами с трудноизвлекаемыми запасами.
Автором по данным, опубликованным в работах [114, 120], проведён анализ соотношения текущих запасов, а так же перспективных и прогнозных ресурсов различных категорий по всем нефтегазоносным комплексам на территории Татарстана (таблица 2).
Эйфельско-франский терригенный комплекс охватывает эйфельско-тиманские продуктивные отложения, в том числе песчано-алевритовые пласты Д5, Д4, Дз, Д>, Д] и До, разделенные прослоями аргиллитов, выполняющих роль локальных флюидоупоров. На поздней стадии освоения недр Татарстана, в силу повышения изученности территории, отмечается закономерное «мельчание» объектов поиска. Соответственно, объектами поиска, за редким исключением, будут являться средние, мелкие и преимущественно очень мелкие месторождения, контролируемые, малоразмерными и малоамплитудными локальными поднятиями, являющиеся по своему геологическому строению сложнопостроенными.
Эйфельско-франский нефтеносный комплекс характеризуется наибольшей величиной текущих геологических запасов нефти и перспективных ресурсов категории СЗ — 43% и 40% соответственно. Для сравнения, текущие геологические запасы нефти второго по величине визейского нефтеносного комплекса составляют 18%. Остальные нефтегазоносные комплексы распределены по убывающей. Анализ прогнозных ресурсов категорий Д1 и Д2 показывает, что для эйфельско-франского нефтеносного комплекса резко снижается его доля до 9%.
Плотность перспективных начальных суммарных ресурсов остаётся сопоставимой с плотностью верхнефранско-турнейского карбонатного и визейского терригенного комплекса, составляя величину 3,46 тыс.т. извлекаемых запасов на квадратный километр. Таким образом, в недрах Татарстана залежи нефти терригенного девона остаются главным источником углеводородного сырья. Из изложенного так же следует, что совершенствование методики поиска и разведки малоразмерных ловушек нефти в отложениях пашийско-тиманского продуктивного комплекса продиктована необходимостью прироста запасов нефти на текущем этапе высокой степени опоискованности и разведанности начальных суммарных ресурсов Татарстана. Очевидно, в связи с этим, наблюдается резко возросший интерес специалистов к нефтяным месторождениям, в осадочном чехле которых имеются продуктивные отложения пашийско-тиманского возраста. Поэтому необходимо совершенствовать методики поисков и разведки новых месторождений, связанных с локально нефтеносными горизонтами как на малоперспективных землях западной части территории.
Таблица 2.
Распределение запасов и ресурсов нефти на территории Татарстана по нефтегазоносным комплексам (по состоянию на 01.01.2010 г.).
Наименование нефтегазоносных комплексов Текущие геологические запасы категорий А+В+С1+С2, (%от общего числа по всем нефтегазоносным комплексам) Перспективные ресурсы кат СЗ, (% от общего числа по всем нефтегазоносным комплексам) Прогнозные ресурсы категорий Д1+Д2, (% от общего числа по всем нефтегазоносным комплексам) Плотность начальных суммарных ресурсов, (изв.тыс.т./км2) Плотность перспективных начальных суммарных ресурсов, (изв.тыс.т./км2) эйфельско-франский терригенный (I) 43 40 9 45,86 3,46 верхнефранско-турнейский карбонатный (II) 15 15 18 6,90 3,34 визейский терригенный (III) 18 23 12 12,53 3,40 окско-башкирский карбонатный (IV) 14 13 10 4,72 2,09 верейский терригенно-карбонатный (V) 6 5 4 2,05 0,78 каширско-гжельский карбонатный (VI) 1 4 2 0,42 0,25 нижнепермский карбонатный (VII) 0 0 3 0,06 0,06 уфимский терригенный (VIII) 2 0 15 3,02 2,31 нижнеказанский терригенно-карбонатный (IX) 0 0 14 0,73 0,73 верхнеказанский карбонатно-терригенный (X) 0 0 13 0,75 0,75.
Татарстана, так и на высокоперспективных восточных, где сконцентрированы все основные месторождения республики. Эта категория залежей в пашийско-тиманском комплексе может быть либо пропущенной, либо невскрытой.
Актуальность работы подчёркивает так же тот факт, что с мелкими и мельчайшими залежами нефти связываются 98% прогнозных запасов нефти в Республике Татарстан.
Цель диссертационного исследования — разработка методических приёмов поисков залежей нефти в пашийско-тиманском продуктивном комплексе, позволяющих повысить эффективность поисков и разведки малоразмерных ловушек нефти и уточнение перспектив основных нефтегазоносных территорий Татарстана.
Для решения поставленной цели решаются следующие основные задачи:
— палеотектоническая реконструкция условий формирования продуктивных горизонтов терригенных девонских отложений;
— исследование современных структурных условий залегания продуктивных пластов;
— выявление закономерностей пространственной приуроченности малоразмерных локальных поднятий, контролирующих залежи нефти;
— типизация малоразмерных ловушек по условиям поиска и разведки залежей нефти;
— совершенствование методических приемов поисков перспективных малоразмерных поднятий в девонских терригенных отложениях.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается достаточным объёмом исследований, сопоставлением и сходимостью теоретических знаний с фактическими данными, а так же положительными результатами применения методов опоискования малоразмерных ловушек на практике.
Научная новизна исследований заключается в следующем.
1. На основе палеотектонического моделирования выявлены закономерности пространственной приуроченности установленных залежей нефти, контролируемых малоразмерными и малоамплитудными структурными формами на различных тектонических направлениях.
2. Существенно уточнены современные представления о границе распространения пашийских и тиманских пластов на западном склоне Южно-Татарского свода в пределах исследуемой территории.
3. Выполнена типизация локальных поднятий, характерных для пашийских и тиманских пластов на территории Татарстана с дополнением нового, применительно к исследуемым объектам, признака — генезиса.
4. Разработаны методические приемы поисков и локализации перспективных малоразмерных поднятий.
5. Обоснована схема размещения поисковых и оценочных скважин в условиях несоответствия структурных планов по отражающим горизонтам терригенных девонских и каменноугольных отложений.
Практическая значимость. Разработанные методические приемы поисков перспективных малоразмерных и малоамплитудных поднятий будут способствовать оптимизации комплекса мероприятий, связанных с опоискованием и доразведкой малоразмерных залежей нефти, повышению успешности бурения скважин и эффективности геологоразведочных работ, а так же восполнению минерально-сырьевой базы Республики Татарстан. Защищаемые положения и их реализация находят воплощение в научно-практической деятельности ГБУ ИПЭН АН РТ, в частности, по материалам диссертационной работы с 2008 года успешно осуществляются поиски залежей нефти на территории недропользования ряда малых компаний республики Татарстан: ОАО «АКМАЙ» (Проект геолого-разведочных работ Мухарметовского месторождения на 2009;2014 г. г., отв. Ганиев P.P.), ОАО «Татнефтепром» (отчёт о научно-исследовательской работе «Рекомендации поисков и разведки турнейско-бобриковских залежей нефти на территории деятельности ОАО «Татнефтепром», отв. Ганиев P.P.), ООО «Трансойл» отчёт о научно-исследовательской работе «Оптимизация схемы расположения профилей детализационной сейсморазведки с учётом геологического строения локальных поднятий на территории Байданкинского и Урганчинского месторождений», отв. Ганиев P.P.).
Разработанные методические приемы позволили повысить эффективность геологоразведочных работ на Мухарметовском, Ульяновском, Шереметьевском, Урганчинском и других месторождениях. На перечисленных месторождениях разработаны рекомендации на бурение поисковых, оценочных, разведочных скважин с целью поисков и доразведки залежей нефти в пашийско-тиманском продуктивном комплексе, а так же даны рекомендации по повышению эффективности эксплуатационного бурения.
Основные защищаемые положения:
1. Типизация локальных поднятий — ловушек на основе генетических и морфологических признаков в тиманском и пашийском продуктивных горизонтах как объектов поисково-разведочных работ.
2. Комплекс методических приемов поиска и разведки для выявления залежей нефти в малоразмерных и малоамплитудных ловушках.
3. Принципы заложения поисково-разведочных скважин для поиска залежей нефти в тиманско-пашийском нефтегазоносном комплексе путём углубления нижнекаменноугольных скважин.
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов» (г. Казань, 2009 г.), Международной научно-практической конференции «Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа» (г. Казань, 2010 г.), Международной научно-практической конференции «Увеличение нефтеотдачи — приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Казань, 2011 г.), заседаниях ученого совета ГБУ ИПЭН АН РТ (2010, 2011, 2012 г. г.).
Результаты исследований отражены в шести статьях, опубликованных в рецензируемых научных изданиях, рекомендуемых ВАК Российской Федерации и четырёх работах, опубликованных в сборниках материалов научных конференций.
Материалы научных исследований по структурным построениям мелких месторождений с применением современных способов компьютерного моделирования вошли в виде отдельных подразделов, соответствующих глав в монографию «Геологические основы компьютерного моделирования нефтяных месторождений» и авторский курс лекций по дисциплине «Основы компьютерного моделирования» для студентов геологического факультета Казанского (Приволжского) федерального университета.
Исходными данными для проведения диссертационного исследования послужили материалы дел более чем 350 скважин, пробуренных в пределах территории Татарстана на каменноугольные отложения, 168 дел скважин, целевым объектом которых являются девонские отложения и/или кристаллический фундамент, более 500 профилей сейсморазведочных работ в модификациях 2 В и ЗЭ МОГТ более сорока сейсмопартий, картографический и фактический материал по отражающим горизонтам фанерозоя и кристаллического фундамента по данным сейсморазведки, электроразведки и других площадных исследований. В работе использованы данные авторских проектов геологоразведочных работ на территории Татарстана, региональных структурных построений, схемы тектонического районирования, схемы восстановления палеогеографических условий накопления девонских отложений различных авторов. Общее количество скважин, сейсмопрофилей и перечень сейсмических партий представлено в таблице 3.
Исследования на примере Шереметьевского, Ульяновского, Ивинского, Мухарметовского, Муслюмовского, Тумутукского и Урганчинского месторождений, расположенных на западном, восточном и северо-западном бортах Южно-Татарского свода, автор провёл лично. Выводы и заключения по объектам, принадлежащим другим тектоническим элементам, сформулированы на основе отчётных и опубликованных данных.
Таблица 3.
Исходный фактический материал по терригенным девонским отложениям.
Кол-во Кол-во Кол-во.
Месторождение скважин Д скважин С с/профилей Сейсмопартии, №с.п.
1 2 3 4 5.
Мухарметовское 15 7 15 9/87,2/08.
Ульяновское 52 148 25 6/97,6/99,5/95,10/01.
Ивинское 7 67 48 11/79,7/90,11/80,6/00,6/97.
Баганинское 13 7 30 5/99,13/87.
Урганчинское 12 49 48 5/99,13/83,11/73,13/85,3/10−17.
Шереметьевское 17 30 67 5/04,5/02,3/00,13/84,5/71.
Прочие 52 42 269.
Всего: 168 350 502 >40.
Объём работы. Диссертационная работа общим объёмом 146 рукописных страниц состоит из введения, 5 глав, введения и заключения, включает в себя 16 рисунков и 9 таблиц. Библиографический список состоит из 126 наименований.
Выводы о результатах применения предлагаемого автором метода адресного уплотнения детализационной сети сейсморазведочных профилей по Урганчинскому лицензионному участку:
1. Изменение длины новых детализационных профилей составляет 28,0 метров в сторону уменьшения и составляет 62,6 м. (90,6 м. — предлагаемые по стандартному методу проектирования), при этом плотность профилей сейсморазведочных работ на единицу площади, сосчитанная совместно с профилями прошлых лет, измениться на 0.6 пог. км/км" и составит 3,2 пог. км/км2.
2. Оптимизация длины детализационных сейсмических профилей на 28 км, при условии, что стоимость одного погонного километра с учётом мобилизации и демобилизации составляет 130 тыс. рублей позволит сэкономить денежные средства при проведении поисково-разведочных работ в размере 3 млн. 640 тыс. руб. У.
3. Итоговая ожидаемая плотность 3,2 пог. км/км" является оптимальной и достаточной для доразведки структурных планов по нижнекаменноугольным отражающим горизонтам, а так же девонского структурного плана.
Примерами успешного подхода к уплотнению детализационных сейсмических профилей может считаться открытие Мензелинского месторождения, одноимённое поднятие, которого долгое время не было даже в составе выявленных локальных поднятий. Или, например, Ленский выступ на поверхности кристаллического фундамента высотой около 70 м., который так же был выявлен благодаря адресному сгущению сетки сейсмопрофилей на Елгинском месторождении. И это на сравнительно изученной территории северного склона Южно-Татарского свода.
На территории Урганчинской лицензионной зоны имеется уверенность в том, что так же будут положительные результаты, так как адресное сгущение сейсмопрофилей базируется на качественной геологической модели, созданной на основе геотектонического районирования и поэтому направлено на снижение риска геологоразведочных работ.
Изложенный фактический материал позволяет сделать следующие выводы. Технологию сейсмопрофилирования необходимо совершенствовать путём заложения следующих принципов. Первое — доведение плотности и равномерности сети сейсмических профилей до значений 3,5−4,0 пог. км/км2, так как именно это, в конечном счёте, даёт качество подготовленных для глубокого бурения объектов и повышает эффективность дорогостоящего поисково-разведочного бурения.
Второе — изучение геологического строения опоисковываемого объекта должно проводиться по основным элементам ловушки: свод, крыло и её периклинальная часть.
Заложение направлений профилей должно корреспондироваться с региональным тектоническим строением: вкрест простирания структурных зон второго порядка, валов, девонских конседиментационных прогибов. Перпендикулярно к ним прокладываются связующие продольные профили. При поисках новых структур плотность профилей должна выбираться сообразно размерам ожидаемых структур и с таким расчетом, чтобы ни одна из них не была пропущена.
4.3.2. Применение палеотектонического анализа для прогнозирования перспектив нефтеносности терригенного девонского комплекса.
Палеотектонические условия развития территории являются основой для прогнозирования перспектив нефтеносности терригенного девонского комплекса. Применение элементов палеотектонического анализа позволяет дать оценку тектоническому фактору и определить его влияние на формирование ловушек [81, 82].
В качестве примера применения возможностей палеотектонического анализа для выявления благоприятных условий формирования ловушек нефти в терригенных девонских отложениях, автором проведены исследования в пределах западного склона Южно-Татарского свода на примере участков отдельных месторождений. Наиболее широко распространенным количественным методом восстановления древнего рельефа является анализ толщин отложений, позволяющий выявить особенности геологического развития и роли влияния тектонических движений в отдельные промежутки времени на формирование девонской терригенной толщи. Сложности при проведении анализа обусловлены,.
99 прежде всего, небольшим количеством скважин, вскрывших фундамент, неравномерным размывом терригенной толщи девона, а также отсутствием данных палинологических исследований для четкого разграничения отложений по возрасту.
В истории накопления терригенного девонского комплекса выделяется эйфельско-ардатовский и муллинско-тиманский этапы, разделенные региональными несогласиями и перерывами в осадконакоплении.
В связи с этим при построении карт изопахит девонских отложений были выбраны интервалы от поверхности кристаллического фундамента до кровли ардатовского горизонта и от поверхности кристаллического фундамента до подошвы репера «аяксы».
В пределах западного склона Южно Татарского свода отложения эйфельского яруса развиты в южной части склона, где в районе Черемшанской площади толщины отложений достигают 27 м, а в продвижении на север, северо-восток отложения встречаются исключительно отдельными линзами толщиной до 10 м. В районе Шереметьевского месторождения зафиксировано полное отсутствие отложений. Литологический состав яруса изменяется от переслаивания разнозернистых кварцевых песчаников, алевролитов и реже аргиллитов в нижней части, до прослоев глинистых, органогенно-обломочных известняков — в верхней.
Накопление алевролитов и песчаников в ардатовский период периодически сменялось накоплением известняков и глинистых известняков. Общая мощность горизонта изменяется с севера на юг от 11 м в районе Шереметьевского месторождения до 36 м в зоне Ульяновского месторождения и достигает 50 м на Черемшанской площади.
Из анализа карты изопахит от поверхности кристаллического фундамента до кровли ардатовского горизонта (Рис. 4.3а) следует, что области всех поднятий характеризуются сокращением толщины отложений воробьевско-ардатовского времени. Наиболее приподнятые части в пределах.
Шереметьевского месторождения выявлены на северо-востоке и северо-западе, связанные с локальными поднятиями Восточно-Пановское и Елантовское, относящиеся к Пановской валообразной зоне. Данные локальные поднятия сформированы под влиянием тектонического фактора и являются структурами облекания эрозионных выступов кристаллического фундамента. Толщина отложений составляет 15−25 м соответственно. Юго-запад месторождения характеризуется толщинами отложений свыше 50 м, что свидетельствует о формировании в этой части территории зоны прогибов.
Ульяновское месторождение в поверхности кристаллического фундамента расположено в центральной западной части Ульяновской гряды. В осадочном чехле месторождение относится к Ульяновской валообразной зоне северо-восточного простирания. Зона окаймляется с юга Ульяновским, а с востока Амировским прогибами, что подтверждается увеличением отложений до 59−60 м (Рис. 4.3б). На фоне погружений наблюдаются отдельные куполовидные поднятия, где толщина отложений не превышает 40 м. Сама валообразная зона сформировалась в домуллинское время, одновременно в её границах сформировалась группа мелких локальных поднятий. Восточное крыло Ульяновской структуры находится выше, чем западное, толщина отложений изменяется от 37 до 42 м соответственно. Перепады толщин отложений воробьевско-ардатовского времени между поднятиями и прогибами составляют 3−5 м и лишь на востоке в районе Амировского прогиба составляют около 17 м.
Муллинско-тиманский этап осадконакопления. Полнота разреза муллинских отложений в пределах западного склона Южно-Татарского свода сокращается с востока на запад. Общая мощность отложений муллинского горизонта изменяется от полного размыва на севере западного склона ЮжноТатарского свода (Шереметьевское месторождение), частичным размывом в районе Ивинского, Ульяновского месторождений, достигая максимальных толщин от 20 до 40 м в южной части западного склона Южно-Татарского свода.
Значительная дифференциация мощности терригенного девона в районах поднятий и прогибов происходит от поверхности кристаллического фундамента до подошвы репера «аяксы». Так в пределах северо-западной части западного склона Южно-Татарского свода в районе Шереметьевского месторождения перепады составляют уже 15−30м (Рис. 4.3в).
Рельеф муллинско-тиманского бассейна Ульяновского участка имеет более снивелированный вид. Поверхность склона равномерно погружается на юго-запад и восток в стороны региональных прогибов — Ульяновского и Амировского. Поднятия в рельефе выражены значительно слабее, колебания толщин пластов между поднятиями и прогибами не превышают 10−12 м (Рис. 4.3г). Происходит частичная компенсация прогибов за счет отложений муллинского и пашийского горизонтов. Тектонический фактор на данном участке проявляется значительно слабее, чем на Шереметьевском месторождении.
На основе изложенного материала можно сделать вывод о том, что значительная часть прогибов и поднятий, проявленных в современном структурном плане терригенного девона на Шереметьевском и Ульяновском месторождениях сформированы под влиянием тектонического фактора и являются структурами облекания эрозионных выступов кристаллического фундамента. Седиментационый фактор при формировании ловушек имел второстепенное значение.
Во-вторых, основной этап формирования исследуемых участков, расположенных в пределах северо-западной и западной территории западного склона Южно-Татарского свода, пришелся на муллинско-кыновское время. Предкыновский размыв уничтожил на различную глубину отложения пашийского горизонта в районе Ульяновского месторождения и полный размыв пашийских и муллинских — на Шереметьевском а) б) в) г).
— 1.
— 2.
— 3.
5−4.
Рис. 4.3 Северо-западный склон и центральная часть западного склона Южно-Татарского свода. Карта изопахит: а), б) от кристаллического фундамента до кровли ардатовского горизонта, в), г) от кристаллического фундамента до подошвы репера аяксы. Составили Ганиев P.P., Капкова Т. А., 2010 г.
Условные обозначения: 1- линии равных мощностей от поверхности фундамента до подошвы репера «аяксы», 2- осевые линии прогибов, 3- скважины глубокого бурения, 4- линии равных мощностей от поверхности фундамента до кровли ардатовских отложений месторождении, однако в распределении суммарной мощности девонских терригенных отложений определена та же закономерность, что и воробьевско-ардатовскихувеличение толщины в районе прогибов в современном структурном плане и сокращение на поднятиях, что свидетельствует о важнейшей роли тектонического фактора при формировании платформенных толщ.
Таким образом, на изложенных примерах доказывается, что возможности палеотектонического анализа позволяют оценить роль тектонического фактора и определить его влияние на формирование ловушек. Палеотектонический анализ даёт возможность восстановить древнюю тектоническую обстановку, природу образования поднятий, что, в свою очередь, позволяет прогнозировать связанные с ними ловушки и залежи нефти при наличии благоприятных условий для формирования коллектора и покрышки. Однако возможности данного анализа все-таки лучшим образом реализуются при достижении высокого уровня разбуренности территории, включая скважины со вскрытием кристаллического фундамента.
4.3.3 Принципы заложения скважин с учётом соотношения каменноугольных и девонских структурных планов.
В связи с тем, что в настоящей работе основным целевым объектом являются терригенные отложения девона, анализ соотношения структурных форм проводился по отражающей границе (Д) в кровле саргаевского горизонта или репера «аяксы» тиманского горизонта и отражающей границы (У) в кровле тульского для нижнекаменноугольных отложений. В таблице 4.3 показано общее количество, участвовавших в анализе закартированных локальных объектов с ранжированием по отражающим границам. Исследования соотношения контуров локальных поднятий, выделенных по кровлям отложений терригенного девона и карбона, проведены для изучения закономерностей их соотношения по разрезу и площади.
Кроме перечисленных в таблице попутно анализировались объекты, представленные в виде моноклинально погружающихся слоев или осложнений типа структурный нос.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
.
В результате проведённых исследований были получены следующие основные результаты.
1. Выделены четыре типа разрезов терригенных девонских отложений, отличающихся полнотой представленных стратиграфических единиц и характером их контакта с кристаллическим фундаментом. В результате определены закономерности площадного развития пластов коллекторов пашийско-тиманского продуктивного комплекса на исследуемой территории и скорректирована граница распространения пашийского пласта на западном склоне Южно-Татарского свода.
2. Доказано, что палеотектоническая реконструкция условий формирования продуктивных горизонтов терригенных девонских отложений позволяет выявить закономерности палеотектонического развития территории, необходимые для понимания факторов, повлиявших на структурообразование и условия размещения ловушек.
3. Уточнено геологическое строение ранее выявленных перспективных объектов — локальных поднятий на основе тектонического районирования, скорректированы их морфология, размеры, спрогнозированы местоположение и направление простирания перспективных ловушек. Для западного и восточного склонов Южно-Татарского свода на локальном уровне доказаны индивидуальные закономерности смещения сводов локальных поднятий выделенных по отражающему горизонту «У» относительно девонских залежей. Выявлено смещение ловушки в каменноугольных отложениях в сторону регионального падения пластов с преимущественным расстоянием 0,5−1.0 км.
4. Выполнена типизация ловушек по морфологической выраженности поднятий в плане и генезису на основе выявленных закономерностей пространственного размещения известных залежей в пашийско-тиманском продуктивном комплексе, как максимально соответствующая задачам поисков и разведки малоразмерных локальных объектов в терригенном девоне Татарстана. Доказано, что локальные поднятия в большинстве случаев сформированы под влиянием тектонического фактора, меньшее количество локальных поднятий является седиментационно-тектоническим. Локальные поднятия, сформированные преимущественно под влиянием седиментационного фактора, немногочисленны — на западном склоне они выявлены в 9% случаев, на восточном отсутствуют. По характеру морфологической выраженности кровельной части ловушки в качестве признака типизации предлагается выделять два типа ловушек: структурные и неструктурные.
5. Предложена авторская схема проведения поисково-разведочных работ, позволяющая повысить эффективность и усовершенствовать методические приёмы поисков и разведки малоразмерных ловушек в терригенных девонских отложениях на территории Татарстана. Из схемы следует, что решение общей задачи должно начинаться с обоснования выбора объектов для ввода в поисково-разведочное бурение. Для этого необходимо параллельно отработать три направления работ, сгруппированные в три уровневые ступени: выбор методики решения поисково-разведочной задачи (уровень I) — выбор механизмов и инструментария решения задач ГРР (уровень II) — практическая реализация методики геологоразведочных работ (уровень III), включающая обоснование места заложения скважины.
6. Доказано, что проведение геологоразведочных работ на участках с малоразмерным и маолоамплитудным фондом поисковых объектов при определённых условиях является рентабельным для Татарстана. Расходы, связанные с опоискованием и разведкой объектов не превышают эксплуатационных расходов, капитальных затрат и налоговой нагрузки недропользователя. Наличие сложившейся инфраструктуры в районах с развитой нефтедобычей и мероприятия, направленные на инновации при дальнейшей разработке малоразмерных залежей, способствуют снижению порога рентабельности при разработке малоразмерных залежей нефти.
