О цементирующих средах и закономерностях изменения пористости и проницаемости продуктивных горизонтов нефтяных месторождений Кубани
В.Т. МАЛЫШЕК, О.К. ОБУХОВ
Палеогеновые отложения, которые содержат залежи нефти, слагают складчатую полосу южного борта Западно-Кубанского прогиба.
Они перекрываются с резким несогласием толщей олигоценовых и миоценовых пород, моноклинально падающих на север и составляющих верхний структурный этаж многих нефтяных месторождений Краснодарского края (Ахтырско-Бугундырского, Зыбза-Глубокий Яр и др.). Особое место в разрезе палеогена указанных месторождений занимают ритмично чередующиеся продуктивные флишевые осадки.
Текстура коллекторов флишевых осадков слоистая (от микрослойчатой до тонкослойчатой, от долей миллиметра до нескольких сантиметров и десятков сантиметров) и зависит от мощности циклов.
В породах-коллекторах преобладает алевритовая фракция, однако обломочные породы верхней части верхнего палеоцена и нижнего эоцена (ильская и зыбзинская свиты) характеризуются повышенным содержанием пелитов, в ряде случаев до 60%.
Содержание песчаной фракции (более 0,1 мм) во всех случаях подчиненное.
Увеличение количества глинистых частиц в разрезе ухудшает отсортированность материала.
Работы А.М. Бедчера и других [3] по корреляции каротажных диаграмм палеоценовых отложений на площади двух упомянутых месторождений показали, что весь разрез до отдельных пачек и пластов хорошо выдерживается на большой площади.
Коллекторами кумского горизонта (верхний эоцен) на Ново-Дмитриевском, Восточно-Северском и некоторых других месторождениях этой же складчатой полосы являются преимущественно алевролиты непостоянной мощности (5-40 см). Они имеют иногда значительную примесь глинистых частиц, содержание которых доводит породы-коллекторы до степени алевропелитов. Разрез кумских отложений представляет собой частое чередование пластов-коллекторов с глинами.
Все пачки и даже отдельные пласты-коллекторы палеоцена и эоцена разобщены по разрезу непроницаемыми или плохо проницаемыми пропластками. В флишевом комплексе, по-видимому, эти пласты полностью изолированы, что указывает на хорошую выдержанность разрезов.
Практика разработки залежей этих месторождений свидетельствует о наличии водоносных пропластков в нефтеносной зоне, что также подтверждает изоляцию пластов.
Наконец, в результате дополнительных прострелов и расширения фильтров для продуктивных горизонтов палеоцена-эоцена на Ахтырско-Бугундырском месторождении коэффициенты продуктивности большинства фонтанных скважин возросли. Это объясняется наличием недренированных (ранее изолированных) пропластков.
В меньшей степени разобщенность характерна для кумского горизонта, где отдельные пропластки местами выклиниваются, а возможно, и сливаются. Тем не менее, если они и сообщаются по вертикали, то только в пределах ограниченных групп соседних прослоев. Это подтверждается появлением воды во многих скважинах после прострелов, что связано со вскрытием водоносных изолированных прослоев.
Следует также остановиться на цементирующих средах коллекторов.
Цементы тонко чередующихся пластов палеоцена и эоцена могут быть разделены на три основные мономинеральные разности: глинистую, кальцитовую и опаловую (глинистый цемент назван мономинеральным условно).
Опаловые цементы приурочены главным образом к палеоцену (Зыбза-Глубокий Яр, Ахтырско-Холмская, Азово-Смоленская и др.), кальцитовый - к эльбургану и эоцену (кумский горизонт Ново-Дмитриевского и других месторождений). Петрографические исследования [5, 6] указывают на эпигенетический характер указанных цементирующих минералов.
Глинистый цемент преимущественно развит в майкопских слоях. Различные сочетания мономинеральных разновидностей встречаются в отдельных горизонтах палеогена, в свите горячего ключа и в майкопских слоях отсутствует кальцит.
В палеогене установлены следующие типы цементов: базальный, контактовый и поровый. В алевролитах и песчаниках палеоцена и эоцена (особенно в ахтырской и псекупской подсвитах и кумской свите) чаще всего наблюдается смешанный тип цемента.
Лабораторные данные по проницаемости эоценовых и палеоценовых пород на ее понижение в зоне распространения базальных типов цементации. Базальный и смешанный типы цементации развиты в основном на крыльях складок (рис. 1). В сводовой части коллекторы, как правило, представлены рыхлыми алевролитами и песчаниками. Это подтверждается и тем, что при бурении нефтеносных частей пласта колонковыми долотами отбирают недостаточное количество керна, в то время как в разведочных законтурных скважинах процент отбора такими же долотами при тех же условиях выше.
Указанные факты могут быть объяснены прежде всего сравнительно слабой сцементированностью продуктивных частей пласта. Исходя из положения, что за контуром нефтеносности находятся плотные, плохо проницаемые пласты, рассмотрим вопрос о происхождении цементов. По нашему мнению, эпигенетический кальцит и опал в них образовались позднее формирования складок, когда вода, нефть и газ уже закономерно распределились. Вода, находившаяся в пониженных частях складки в коллекторах, при известных геохимических условиях, с одной стороны, отдавала карбонат кальция, с другой - растворяла наиболее нежные части скелетов радиолярий (в основном шипы) и спикулы кремневых губок, превращая их в кремневый гель. В дальнейшем образовался опаловый цемент и соответствующая упаковка зерен кварца, полевых шпатов, глауконита и других минералов.
При петрографических исследованиях в цементах нигде не отмечены даже следы нефти. Это позволяет говорить о том, что нефть и газ, по-видимому, распределились значительно раньше, чем образовались эпигенетический кальцит и опал. В противном случае нефть и газ, мигрируя по трещинам спайности и по контактам обломочных зерен с цементом, могли оставить следы в форме пленок, пузырьков и т. д.
Структура опала обычно сплошная, реже глобулярная, мозаичная и смешанная. В опале наблюдается обломочный материал. Зерна кварца слабо зазубрены и, по-видимому, значительно меньше подвергались воздействию вод, обогащенных кремнекислотой, чем на контактах с кальцитом.
Приведенные факты свидетельствуют о том, что эпигенетические минералы могли образоваться в законтурных частях пропластков-коллекторов лишь после тектонических подвижек, когда нефть, газ и вода распределились по своим местам.
Для изучения коллекторов во ВНИИ и Краснодарском филиале ВНИИ систематизированы различные материалы и лабораторные определения коллекторских свойств. На основании лабораторных данных и величин проницаемости, полученных при исследованиях скважин, Н.Е. Быковым в 1955 г. были построены карты пористости и проницаемости по некоторым объектам разработки Ахтырско-Бугундырского месторождения [1]. В 1956-1957 гг. нами были построены карты пористости эоцен - палеоценовых отложений Ахтырско-Бугундырского месторождения, некоторых горизонтов палеоцена Зыбза-Глубокий Яр и других месторождений. В качестве примеров приводятся некоторые из этих построений (рис. 1, 2). Для построения карт использовались цифры средневзвешенных определений пористости (проницаемости) по эффективной мощности в интервалах отбора керна по каждой из скважин. Сомнительные определения исключались. Карты проницаемости строились преимущественно по данным промысловых исследований скважин. Они дали возможность установить и подтвердить ряд закономерностей для пород-коллекторов. Например, по IV-б, V-a объектам Ахтырско-Бугундырского месторождения пористость и проницаемость соответственно изменяются от 30 до 15-10% и от 500-300 до 20 миллидарси. Проницаемость уменьшается от приразмывной (гипсометрически повышенной) к законтурной части объектов.
Подобная же картина согласно картам наблюдается и по всем остальным (до VII-б) объектам месторождения.
С 1954 г. в IV-VII продуктивные горизонты Ахтырско-Бугундырского месторождения ведется закачка воды с целью поддержания пластового давления. Интересно, что приемистость приконтурных нагнетательных скважин примерно в 2-3 раза выше законтурных скважин, расположенных ниже по падению. Это объясняется прежде всего ухудшением коллекторских свойств в сторону законтурной области. Аналогично изменяются пористость и проницаемость по основному продуктивному горизонту палеогена (П-б месторождения Зыбза-Глубокий Яр) и кумскому горизонту ряда месторождений (Ново-Дмитриевское, Восточно-Северское и др.). На карте пористости по горизонту П-б показано снижение пористости от 30% в своде до 10-15% в законтурной области. Карту проницаемости построить не удалось, но данные промысловых исследований скважин указывают на тенденцию уменьшения проницаемости от свода к крыльям (от 400 до 100 миллидарси). Приводимая карта проницаемости кумского горизонта, в которой учтены последние материалы исследований скважин, иллюстрирует уменьшение проницаемости от свода к крыльям (от 50 до 16-12 миллидарси). На этот факт указывали И.М. Живица и В.С. Колбиков [4].
Подобная картина для кумского горизонта наблюдается на соседнем Восточно-Северском месторождении, где пористость особенно заметно уменьшается в сторону законтурной части от 23% в своде до 8% за контуром.
Приведенные примеры и данные по другим месторождениям Кубани с тонкопереслаивающимися породами в разрезе позволяют сделать общий вывод о свойствах коллекторов. В тонкопереслаивающихся коллекторах пористость и проницаемость закономерно ухудшаются от нефтенасыщенной части свода или от другой гипсометрически повышенной части (Ахтырско-Бугундырское месторождение) к крыльям, т.е. к водонасыщенной части.
Ухудшение коллекторских свойств в сторону законтурной части объясняется следующим образом. Исходя из факта разобщенности отдельных прослоев в едином горизонте или объекте, можно утверждать, что в каждом индивидуальном прослое-коллекторе в процессе формирования месторождения образуется элементарная залежь. Вследствие некоторого различия в условиях залегания коллекторов каждая из этих залежей имеет и свой элементарный ВНК, по гипсометрическому положению отличающийся от контактов соседних по разрезу залежей, поэтому тот ВНК, который устанавливают в разрезе с тонкопереслаивающимися породами, является условным усредненным для всего горизонта.
Таким образом, от свода складки вниз по падению в нефтенасыщенной области встречаются сначала редкие водонасыщенные прослои, затем водонасыщенные части элементарных залежей, количество которых растет до тех пор, пока весь разрез не становится водоносным. С водонасыщенными частями элементарных залежей связано образование эпигенетического опала и кальцита.
Следовательно, при нарастании числа водонасыщенных прослоев вниз по падению горизонта с часто чередующимися прослоями увеличивается и общая степень цементации по разрезу. Ухудшение пористости и проницаемости к краевым частям залежей вызвано в основном тем, что на крыльях преимущественно развиты смешанный и базальный типы цементации.
Ухудшение коллекторских свойств в сторону законтурной части необходимо учитывать при оценке проводимости пласта в часто чередующемся разрезе в процессе разработки месторождения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Амелин И.Д. Анализ разработки IV-VII горизонтов Ахтырско-Бугундырского месторождения и обоснование мероприятий по улучшению разработки. Фонды КФ ВНИИНефть, 1955.
2. Балуховський М.П. и Клименко В.Я. «Закономiрнiсть змiни пористостi i проникностi пiсковикiв залежно вiд складу i типу цементу в них у Днепровсько-Донецькiй западинi та на окраiнах Донбассу». Геологiчный журнал, т. XV, вып. 2, А.Н. Украинской РСР, 1955.
3. Бедчер А.М. Разработка рациональной методики исследований скважин промысловых и разведочных площадей Краснодарского края. Фонды треста Краснодарнефтегеофизика, 1951.
4. Живица И.М. и Колбиков В.C. Особенности разработки кумского горизонта Ново-Дмитриевского месторождения. Новости нефтяной техники. Нефтепромысловое дело, вып. 7, 1958.
5. Малышек В.Т. К петрографии коллекторов и цементов некоторых месторождений Западной Кубани. Сб. «Вопросы геологии, бурения и эксплуатации скважин». Тр. КФ ВНИИНефть, вып. XVII, Гостоптехиздат, 1958.
6. Малышек В.Т. Петрография коллекторов и цементов кумской свиты Ново- Дмитриевского месторождения. Новости нефтяной техники. Геология, № 6, 1956.
Краснодарский филиал ВНИИНефть
Рис. 1. Карты проницаемости.
а -кумский горизонт, Ново-Дмитриевское месторождение; б - объект IV-б, Ахтырско-Бугундырское месторождение (по Н.Е. Быкову); в - объект V-a, Ахтырско- Бугундырское месторождение (по Н.Е. Быкову). 1 - граница размыва; 2-линии равных проницаемостей; 3 - контур нефтеносности; 4 - нарушения; 5 - опаловый цемент; 6 - глинистый цемент; 7-известковый цемент (кальцит); 8 -базальный тип цемента; 9-смешанный тип цемента (базальный, контактовый, поровый); 10 - контактово-поровый тип цемента.
Рис. 2. Карты пористости.
а - горизонт II-б, месторождение Зыбза-Глубокий Яр; б - объект IV-б, Ахтырско-Бугундырское месторождение; в - объект V-a, Axтырско-Бугундырское месторождение. 1 -граница размыва; 2-линия равной пористости; 3- контур нефтеносности; 4 - контур газоносности; 5 - нарушения.