Исследование комплекса технологий для эффективной разработки



страница1/13
Дата26.04.2016
Размер2 Mb.
ТипДиссертация
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13
Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти

институт «ТатНИПИнефть»


На правах рукописи

ЗАРИПОВ АЗАТ ТИМЕРЬЯНОВИЧ



СОЗДАНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПЛЕКСА

ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ

МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ

С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕРМИЧЕСКОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

25.00.17 – Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений
Диссертация

на соискание ученой степени доктора технических наук
Научный консультант,

доктор технических наук,

профессор, академик АН РТ,

Р.Р. Ибатуллин

Бугульма – 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ







ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………

6

1

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН……………………………….

14


1.1

Ресурсная база тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов….

14

1.2

Состояние изученности нефтеносности пермских отложений…………

15

1.3

Геологические особенности строения скоплений пермских углеводородов………………………………………………………...........

18


1.4

Геолого-промысловая характеристика и геологические особенности строения уфимского нефтеносного комплекса……………

19


1.5

Физико-химические свойства тяжелой нефти и пластовых вод………..

25




Выводы по главе 1………………………………………………………….

29

2

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ТЕРМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ……………………………………………………………….

31


2.1

Результаты опытно-промышленных работ по термическим методам разработки залежи тяжелой нефти Мордово-Кармальского месторождения…………………………………………………………….

31


2.1.1

Эффективность технологии паротеплового воздействия……………..

34

2.1.2

Эффективность технологии паровоздушного воздействия……………

35

2.1.3

Эффективность технологии парогазового воздействия………………

37

2.1.4

Эффективность технологии комплексного воздействия………………

42

2.1.5

Эффективность применения внутрипластового горения........................

43

2.2

Результаты опытно-промышленных работ по тепловым методам разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения…..

51


2.2.1

Эффективность технологии паротеплового воздействия……………….

52

2.2.2

Эффективность технологии парогазового воздействия……………….

53

2.3

Первый опыт применения горизонтальных скважин на мелкозалегающей залежи тяжелой нефти………………………………..

54





Выводы по главе 2………………………………………………………….

59

3

СОЗДАНИЕ ОСНОВ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ……………………………………………………….

63


3.1

Проблемы разработки мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти Республики Татарстан и пути их решения………………………..

63


3.2

Опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения с применением горизонтальных скважин……………..

65


3.3

Выявление особенностей эксплуатации пар горизонтальных скважин, вскрывших водонасыщенный интервал……………………….

84


3.4

Оптимизация параметров процесса вытеснения тяжелой нефти теплоносителями на примере шешминского горизонта Ашальчинского месторождения…………………………………………..

88


3.4.1

Размещение парных горизонтальных скважин…………………………..

88

3.4.2

Влияние основных геолого-физических параметров пласта на технологические показатели………………………………………………

92


3.4.3

Влияние давления нагнетания на динамику добычи тяжелой нефти….

97

3.5

Определение оптимальной толщины продуктивного пласта при размещении парных горизонтальных скважин…………………………

101


3.6

Обоснование комбинированной системы разработки…………………..

105

3.7

Изучение режима эксплуатации пароциклической горизонтальной скважины в условии залежи с низкой собственной энергией………….

110


3.8

Анализ влияния направления разбуривания горизонтальными скважинами на эффективность выработки запасов……………………...

113





Выводы по главе 3…………………………………………………………

115

4

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОДГОТОВКИ И РАЗБУРИВАНИЯ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ……………..

119


4.1

Последовательность работ для обеспечения эффективных условий добычи………………………………………………………………………

119


4.2

Основные принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти………………………………………………………….......

122





Выводы по главе 4………………………………………………………….

127

5

ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ ПУТЕМ УПЛОТНЯЮЩЕГО БУРЕНИЯ НА ОСНОВЕ ВЫЯВЛЕННЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ………………………….

129


5.1

Предпосылки образования застойных зон………………………………..

129

5.2

Влияние градиента температуры на эффективность разработки месторождений тяжелой нефти горизонтальными скважинами на примере залежи Ашальчинского месторождения……………………….

132


5.3

Анализ эффективности оптимизации разработки путем уплотняющего бурения……………………………………………………

133





Выводы по главе 5………………………………………………………….

143

6

СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГОЕМКОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ………………….......

146


6.1

Потенциальные возможности совершенствования горизонтальных технологий при реализации тепловых методов добычи тяжелой нефти………………………………………………………………………..

146


6.2

Использование углеводородных растворителей…………………………

148

6.3

Использование высокотемпературных теплоносителей………………..

153




Выводы по главе 6………………………………………………………….

164

7

ОЦЕНКА КОНЕЧНОГО КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ АШАЛЬЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ……………………………….

167





Выводы по главе 7………………………………………………………….

170



















8

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ………………………………………………………..

171


8.1

Основные направления повышения эффективности освоения мелких залежей тяжелой нефти…………………………………………...

171


8.2

Концепция разработки залежей, сбора и подготовки продукции………

172




Выводы по главе 8………………………………………………………….

177




ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………….

179




Список литературы…………………………………………………….......

183


ВВЕДЕНИЕ
Мелкозалегающие отложения (казанский, уфимский и др. ярусы пермской системы), где имеются большие запасы тяжелой нефти и природных битумов ввиду истощения запасов основных разрабатываемых горизонтов крупных нефтяных месторождений, в частности Республики Татарстан, заставляют обращать на себя все большее внимание. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине (44-350 м), но в силу высокой вязкости относятся к трудноизвлекаемым. Применяемые и испытанные в Татарстане (1978-2005 гг.) в различных масштабах технологии скважинной добычи на двух мелкозалегающих месторождениях тяжелой нефти ̶ Мордово-Кармальском и Ашальчинском ̶ не дали ощутимых технологических и экономических результатов.

Неблагоприятные геолого-физические факторы (особенности геологического строения, высокая вязкость нефти, малые пластовое и горное давления, низкая температура) не позволили успешно вести разработку месторождений тяжелой нефти Республики Татарстан с использованием вертикальных скважин.

Большинство залежей тяжелой нефти шешминского горизонта уфимского яруса и других перспективных отложений пермской системы нередко расположены под населенными пунктами или промышленными объектами, реками, родниками и памятниками природы или же вблизи их, что налагает ограничения на систему разработки. Требуется учет экологической обстановки на каждом конкретном месторождении, а также природных и гидрогеологических условий залегания продуктивных отложений шешминского горизонта.

В настоящее время рентабельная разработка месторождений тяжелой малоподвижной и высоковязкой нефти и природных битумов является достаточно сложной научно-технической проблемой. Требуется создание комплекса технологий добычи тяжелой нефти за счет применения принципиально новых отличающихся высокой эффективностью систем разработки с применением вертикальных и горизонтальных скважин. Это позволит снизить вероятность получения малоуспешных результатов и, соответственно – отрицательного экономического эффекта при их внедрении.

Поэтому проблема разработки комплекса технологий эффективного извлечения тяжелой нефти мелкозалегающих залежей является особо актуальной.

Значительный вклад в решение проблем разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов внесли Н.А. Авдонин, И.Д. Амелин, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Ю.П. Желтов, А.Б. Золотухин, Н.В. Зубов, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев, М.М. Мусин, Р.Х. Муслимов, К.А. Оганов, А.В. Петухов, Н.Л. Раковский, М.Д. Розенберг, Л.М. Рузин, М.Л. Сургучев, Е.В. Теслюк, А.Х. Фаткуллин, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, Т.В. Хисметов, А.Б. Шейнман, Э.Б. Чекалюк, T.C. Boberg, R.M. Butler, Coats, S.M. Farouq Ali, S. Gittins, M. Greaves, S. Gupta, S.A. Mehta, R.G. Moore, S.D. Joshi и др.



Цель диссертационной работы.

Создание комплекса технологий эффективного извлечения тяжелой нефти с применением термического воздействия на пласт на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований процесса вытеснения тяжелой нефти из мелкозалегающих залежей с низкими пластовыми давлением и температурой совместным применением систем горизонтальных скважин и термических методов.



Задачи исследований.

1. Выявление основных закономерностей геологического строения мелкозалегающих залежей тяжелой нефти, требующих учета при проектировании рациональной системы разработки.

2. Анализ, исследование и совершенствование систем разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти и способов извлечения тяжелой нефти.

3. Разработка новых технологических решений по увеличению полноты охвата пласта воздействием при закачке пара.

4. Повышение степени извлечения углеводородов из мелкозалегающих залежей тяжелой нефти при низких пластовых давлениях и температурах с использованием комплексных технологий.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались на основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации мелкозалегающих залежей тяжелой нефти Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического и физического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ (ОПР) в промысловых условиях.



Научная новизна.

Научно обоснована комбинированная система разработки для условий шешминского горизонта, характеризующегося утолщением покрышки к периферии залежи и нефтенасыщенной толщины к центру залежи, а также незавершенностью формирования водонефтяного контакта (ВНК), включающая бурение парных в центральной части и одиночных горизонтальных скважин – в периферии.

При дренировании продуктивного пласта с помощью пар горизонтальных скважин, разнесенных по вертикали:

- определены критерии эффективности применения технологии парогравитационного дренирования при наличии неравномерного условного ВНК;

- установлена корреляция между расстоянием парной добывающей скважины от ВНК и объемом невовлеченных в разработку запасов нефти;

- отмечено явление продвижения потоков нагретой нефти и конденсата пара в продуктивном пласте ниже современного ВНК под действием гравитационных сил, а также избыточного давления паровой камеры, которое в 2-3 раза выше начального пластового.

На основе результатов исследований термометрии, сопоставления характера изменения динамики добычи и закачки пара соседних горизонтальных скважин установлено, что за счет гидродинамической интерференции и соединения паровых камер соседних горизонтальных скважин между ними происходит переток нефти.

Начало закачки растворителя на стадии, когда достигнуты устойчивое развитие паровой камеры и сохранение в ней высокой температуры, приводит к тому, что растворитель на начальном этапе не успевает достичь периметра паровой камеры, вступая во взаимодействие с оставшейся нефтью и работая на довытеснение остаточной нефти.

В условиях мелкозалегающих залежей с пластовым давлением 0,5 доли ед. от гидростатического, в частности для условий шешминского горизонта, при реализации пароциклического метода низкого давления за счет отбора при давлениях ниже упругости пара воды (давления насыщения водяного пара) реализуется вытеснение из удаленных зон пласта паровой фазой.

Научно обоснован комплекс новых технологических решений, базирующийся на результатах исследований, в частности:

1) установлено, что в промежутке между соседними парами горизонтальных скважин в интервале «добывающая скважина – ВНК» образуется застойная зона нефти, не охваченная влиянием паровой камеры;

2) установлено, что размещение между парами парогравитационных скважин уплотняющих одиночных горизонтальных скважин ниже уровня парной добывающей горизонтальной скважины позволяет увеличить конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). При этом, чем ниже расположена уплотняющая скважина, вплоть до отметки ВНК, тем выше конечный КИН;

3) на результативность мероприятия по уплотнению сетки влияет не только расположение скважины, но и период ввода между основной и уплотняющей скважинами в эксплуатацию – в зависимости от времени их ввода в эксплуатацию нефтеотдача может быть увеличена от 1,0 до 4,7 % без дополнительной закачки пара, период выработки запасов сокращен в 1,2-1,6 раза;

4) установлено, что защемленная нефть в неохваченной области становится частично подвижной в результате нагрева от соседних парных нагнетательных скважин после закачки пара в количестве 0,42-0,45 объема пор. При пароциклической обработке (ПЦО) уплотняющей скважины, проводимой в течение первых двух лет, значение КИН может быть увеличено на 6,6 %, при ПЦО в течение одного года – на 3,1 %;

5) установлено, что на показатели эксплуатации влияет как расхождение горизонтального участка стволов по вертикали, так и по горизонтали. Расчеты распространения тепловой камеры в пласте показали, что отклонение конечных точек по горизонтали на расстояние более 3 м приводит к резкому снижению дебита нефти;

6) на примере эксплуатации двухустьевых и одноустьевых пар скважин показаны их эффективность для различной степени флюидонасыщения и возможность добычи нефти в осложненных условиях вскрытия подошвенной воды.



Защищаемые положения.

1. Принципы выбора расположения горизонтальных стволов и размещения горизонтальных скважин на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти при тепловых методах воздействия.

2. Методические положения и технологические решения задачи увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

3. Комплекс новых технологических решений направленных на повышение эффективности разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти.



Практическая ценность.

Автором выделены основные особенности геологического строения и разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти Татарстана, созданы методы и технологии разработки, направленные на снижение затрат на добычу за счет оптимизации параметров закачки и отбора продукции, повышения охват пласта, эффективного применения систем горизонтальных скважин, и, в результате, позволяющие повысить конечный КИН и эффективность разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти.

Выполнена приоритезация стадийности проведения геологоразведочных и опытно-промышленных работ, позволяющая с требуемой достоверностью поэтапно оценивать и подготавливать запасы тяжелой нефти для выбора стратегии освоения и промышленного разбуривания.

Определена оптимальная тактика промышленного освоения разбросанных по большой площади и мелких по запасам мелкозалегающих залежей тяжелой нефти шешминского горизонта – разбуривание и ввод в разработку в первую очередь наиболее крупных залежей, затем соседних залежей как «спутников» по мере уточнения геологических запасов нефти и высвобождения мощностей установок подготовки. Предложена градация ранжирования залежей по приоритетности изучения и очередности ввода в разработку.

Одной из мер стимулирования отбора с применением дополнительной уплот-няющей скважины в период отсутствия нагрева со стороны паровой камеры является циклическое воздействие паром.

По изменению температуры можно судить о размерах и форме паровой камеры, образуемой в результате эксплуатации, – по мере формирования паровой камеры необходимо производить углубление подвески насосной установки.

Предлагаемая комбинированная система разработки позволяет учесть экологические ограничения разработки термическими методами и учитывает геолого-физические особенности строения залежей тяжелой нефти шешминского горизонта. Наличие более надежной покрышки на периферии залежи позволяет вести пароциклическое воздействие в этой зоне на более эффективных технологических режимах.

Полученный опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского место-рождения предполагается использовать при планировании разработки залежей тяжелой нефти Черемшано-Бастрыкской разведочной зоны, имеющих сходные поверхностные и геолого-физические условия.

Основные положения диссертационной работы использовались при составле-нии технологических схем разработки 19 залежей тяжелой нефти (в том числе Ашальчинского) месторождений Татарстана, Программы промышленного освоения месторождений «Технико-экономическое обоснование освоения месторождений сверхвязких нефтей на лицензионных территориях ОАО «Татнефть» (протокол ОАО «Татнефть» исх. № 18572 от 10.12.2008 г.; протокол ТО ЦКР Роснедра по РТ № 847 от 24.12.2008 г.).

Разработан, защищен патентами и реализуется на Ашальчинском место-рождении комплекс мероприятий: технологический процесс теплового воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин с выходом на поверхность и одиночных горизонтальных скважин, закачка теплой попутно добываемой воды в глубокозалегающие продуктивные пласты. Техническая новизна предложенных способов подтверждена 22 патентами РФ на изобретения.



Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане (г. Альметьевск, 2003 г.); на международных научных конференциях «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (г. Казань, 2005 г.) и «Природные битумы и тяжелые нефти России» (г. Санкт-Петербург, 2006 г.), «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», посвященной 10-летию НК «Роснефть» (г. Геленджик, 2005 г.); научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2006 г.); на международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (г. Казань, 2007 г.); региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2009 г.); на международной научно-практической конференции «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений» (г. Казань, 2012 г.); Международной конференции SPE (г. Москва, 2012 г.); Мировом конгрессе по тяжелым нефтям (г. Новый Орлеан, 2014 г.); Мировом нефтяном конгрессе (г. Москва, 2014 г.); семинарах главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть» (2009-2014 гг.).



Публикации.

По теме диссертации опубликована 71 работа, включая 46 статей, 3 монографии и 22 патента РФ на изобретения. Автору принадлежит разработка и научное обоснование новых технологических и технических решений, постановка задачи, сбор и обобщение материалов, проведение расчетов, создание гидродинамических моделей, анализ полученных результатов. В ведущих рецензируемых научных журналах по списку ВАК РФ опубликовано 11 статей.



Структура и объем работы.

Диссертационная работа содержит введение, восемь тематических глав, основные результаты и выводы, список литературы из 153 наименований. Объем работы составляет 203 страницы, в том числе 81 рисунков и 11 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность консультанту д-р техн.наук Р.Р.Ибатуллину, за методическую помощь при постановке и выполнении работы, д-р техн.наук Р.Г. Абдулмазитову , д-р техн.наук В.М. Валовскому, д-р техн.наук Р.С. Хисамову, И.Ф. Гадельшиной, канд.техн.наук М.И. Амерханову, канд.техн.наук И.Н. Файзуллину, А.И. Фролову, канд.техн.наук Ш.Г. Рахимовой, В.Б. Осносу и другим специалистам ОАО «Татнефть» за ценные консультации и содействие в выполнении диссертационной работы.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
1.1 Ресурсная база тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов
Общие мировые запасы тяжелой нефти и природных битумов оценивают в 9-13 трлн. т, что в 2-2,5 раза превышает запасы обычной нефти [1].

Крупнейшими запасами тяжелых углеводородов располагает Канада (Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн). Запасы природного битума в 2002 г. были впервые переведены в общую категорию доказанных запасов жидких углеводородов, что позволило ей занять второе место после Саудовской Аравии. Ресурсы тяжелой нефти и природных битумов имеются также в Венесуэле (Пояс Ориноко), России, Казахстане, США, Мексике, Кувейте, Китае, Мадагаскаре и др. странах [2].

В Российской Федерации геологические запасы и ресурсы тяжелой нефти составляют от 7,2 до 8,8 млрд. т, а природных битумов кратно больше ̶ от 30 до 70 млрд. т [1] (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 ̶ Мировые ресурсы тяжелой нефти и природных битумов [3]


Абсолютное большинство ресурсов тяжелой нефти (более 77 %) находится на глубине до 2000 м [4]. Природные битумы залегают на самых разных глубинах: от 15-25 м до 80-90 м, от 90-100 м до 450-500 м и более.

Наибольшие запасы тяжелой нефти (более 60 %) имеются в Волго-Уральском бассейне, далее идут Западно-Сибирский и Северо-Кавказский бассейны [4].

На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции находится более 500 месторождений тяжелой нефти, большинство из которых расположены в ее северных и центральных районах. Основная часть этих залежей приурочена к палеозойским отложениям.

Выявлено более 150 залежей и скоплений тяжелой высоковязкой нефти, которую ранее относили к природным битумам. Большая часть залежей приурочена к пермским отложениям восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода [5, 6].


1.2 Состояние изученности нефтеносности пермских отложений
На современной территориях Республики Татарстан и севера Самарской области в конце XVIII и 30-х годах XIX столетий впервые обнаружены и описаны выходы асфальтовых пород на Самарской Луке, на реке Кармалке, в бассейнах рек Сок и Шешма, у села Сюкеево на реке Волга и в других местах. В 60-70-е годы XIX века пробурено несколько нефтепоисковых скважин на малые глубины (Шандор и др.), расположенных на востоке республики вблизи селений Нижняя Кармалка, Шугурово и Сарабикулово.

Еще до революции учеными Г.Д. Романовским (1864 г.) и П.В. Еремеевым (1867 г.) выдвигались предположения о связи поверхностных проявлений с запасами из каменноугольных и девонских отложений. После революции, в 1918 г., в район села Сюкеево с целью оценки имеющихся там признаков нефти и изучения возможностей открытия залежей промышленного значения направлялась специальная партия Геолкома правительства СССР под руководством Н.Н. Тихоновича. В Сокско-Шешминский район в 1919-20-м гг. выезжал известный геолог К.П. Калицкий, придававший универсальное значение гипотезе первичного залегания нефти. Исходя из таких представлений, К.П. Калицкий рассматривал залежи битумов в пермских породах как свидетельство полного разрушения некогда существовавших нефтяных месторождений и считал возможным заложить скважины только в районе Сюкеево, подальше от выходов насыщенных битумом слоев, полагая, что в более погруженных, изолированных от поверхности частях тех же пластов возможно присутствие жидкой нефти.

И.Н. Стрижов (1927-1928 гг.) призвал расширить поиски нефти в Урало-Поволжье, А.Н. Розанов (1928 г.) ставит конкретные задачи по поиску нефти в каменноугольных и девонских отложениях, в частности, в Самарской области.

Открытие в первые послевоенные годы залежей фонтанирующей нефти в каменноугольных и девонских отложениях существенно снизило интерес к пермской нефти. С этого времени бурение и исследование пермских отложений проводились в основном в плане структурного картирования по нижнепермским отложениям.

В 1960 г. под руководством В.И. Троепольского был произведен подсчет запасов пермских битумов (тяжелой нефти) в северной части Мелекесской впадины. По этим данным подсчитанные запасы пермских битумов оказались весьма значительными ̶ около 18 млрд. т, что вызвало интерес со стороны ряда производственных и научных организаций. В объединении «Татнефть» в мае 1970 г. начата проработка вопроса изучения отложений пермских битумов, а летом того же года рассмотрено на научно-техническом Совете Министерства нефтяной промышленности (МНП).

В соответствии с решением научно-технического Совета МНП по программе объединения «Татнефть» сектором геологии пермских битумов ТатНИПИнефть начата работа по изучению закономерности распространения и условий залегания отложений пермского битума, уточнению строения и подсчету запасов наиболее крупных полей по материалам разведочных скважин. С этого момента начались целенаправленные поиски пермских залежей тяжелой нефти на территории Республики Татарстан.

Республика Татарстан в настоящее время является единственным административным субъектом Российской Федерации, в котором на протяжении многих лет широким фронтом ведутся геологоразведочные работы на тяжелую нефть пермской системы и осуществляется ее разработка. ОАО «Татнефть» выступает основным организатором и инвестором освоения месторождений тяжелой нефти, внесшим существенный вклад в проведение геологического изучения и опытно-промышленной эксплуатации месторождений [5]. В результате проведенных исследований подтверждена нефтебитумоносность нижнепермского, уфимского, нижнеказанского и верхнеказанского комплексов. Залежи и месторождения тяжелой нефти и природных битумов (ПБ) в основных нефтебитумоносных горизонтах встречаются почти во всех крупных тектонических регионах республики (рисунок 1.2).

новый рисунок

Территории, перспективные на нефтебитумоносность: 1 – верхнеказанский комплекс; 2 – нижнеказанский комплекс; 3 – уфимский комплекс; 4 – нижнепермский комплекс; 5 – малоперспективные районы; 6 – границы тектонических структур: I – Южно-Татарский свод; II – Северо-Татарский свод; III – Мелекесская впадина; IV – Казанско-Кировский прогиб




  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13


База данных защищена авторским правом ©ekollog.ru 2017
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал