К оглавлению

Характеристика карбонатных коллекторов каменноугольных отложений Сталинградской области

А. Г. Габриэлян, В. М. Котельников,В. С. Лаврентьева

Детальное изучение керна Сталинградской области показало, что в разрезе карбонатных толщ можно выделить по характеру пористости четыре типа коллекторов: пористый, трещиноватый, кавернозный и смешанный (пористо-трещиноватый и кавернозно-трещиноватый). Установлена связь между пористостью и проницаемостью для каждого типа коллектора независимо от положения его в разрезе (табл. 1).

К пористому типу коллекторов относятся известняки оолитовой и отрицательно оолитовой структуры. В трещиноватый тип входят известняки, разбитые макро- и микротрещинами тектонического характера и связанные с напластованием. Макротрещины встречаются открытые и закрытые. Последние обычно выполнены кальцитом. Микротрещины в большинстве случаев извилисты, нередко выполнены кальцитом и глинистым материалом, иногда они соединяют микро- и макрокаверны.

В кавернозный тип входят известняки, доломитизированные известняки и доломиты, подвергшиеся выщелачиванию.

К смешанному типу относятся карбонатные породы, обладающие в одинаковой степени пористостью и трещиноватостью или кавернозностью и трещиноватостью.

В разрезе каменноугольных отложений Сталинградского Поволжья наибольшее распространение имеет трещиноватый тип, затем смешанный и в меньшей мере кавернозный и пористый. Пористый тип встречен только в нижнебашкирском горизонте, а кавернозный тип приурочен к поверхностям размыва. Последние отмечаются в мячковско-подольском горизонте, намюрском ярусе, окско-серпуховском подъярусе и в кровле турнейского яруса.

В разрезе каменноугольных отложений Сталинградского Поволжья можно выделить пять карбонатных толщ, каждая из которых представляет собой самостоятельный природный резервуар - самостоятельный гидродинамический комплекс. Комплексы отделяются друг от друга терригенными отложениями (рис. 2). Почти со всеми выделенными комплексами связаны залежи нефти и газа, приуроченные к верхней части разреза.

Первый комплекс охватывает отложения турнейского яруса мощностью от 0 до 130 м, возрастающей в восточном направлении. Колебание мощности связано с неравномерным размывом турнейских отложений в предвизейское время и первоначальными условиями накопления осадков.

Нижняя часть турнейского яруса, сложенная частым переслаиванием аргиллитоподобных глин с глинистыми известняками и мергелями, менее трещиновата, чем верхняя, представленная однородной карбонатной толщей с редкими прослоями аргиллитоподобных глин. Известняки более чистые, содержат небольшое количество глинистой примеси. Нерастворимый остаток для известняков нижней части разреза составляет 25-50%, а для верхней части 15-5%. Неоднородный состав разреза турнейского яруса хорошо отражается на каротажных диаграммах. Глинистая часть разреза характеризуется неравномерным сопротивлением от 2 до 30 ом м и положительным ПС, а более однородная - относительно высокими сопротивлениями (до 100 ом м и отрицательным ПС). Хорошими коллекторскими свойствами обладает однородная верхняя часть турнейского яруса (см. рис. 2).

Как показало петрографическое изучение керна, известняки в большинстве случаев детритусовые с редкими прослоями зернистых, в верхней части органогенные с прослоями доломитизированных.

По лабораторным данным известняки имеют низкую пористость (до 5%) и проницаемость (до 1 миллидарси). Фактически же нефтеотдача скважин высокая, что свидетельствует о хорошей проницаемости известняков, вероятно связанной со вторичной пористостью. Коллектор трещиноватого типа, а в верхней части кавернозно-трещиноватого.

Турнейский ярус опробован на всех разведывавшихся площадях. Однако промышленная нефтегазоносность установлена лишь на Бахметьевской, Жирновской, Коробковской и Арчединской площадях (рис. 1).

Результаты исследований скважин и коллекторская характеристика турнейского яруса по месторождениям приведены в табл. 2.

Из приведенной таблицы видно, что лабораторные данные определения коллекторских свойств не соответствуют промысловым. Следовательно, в разрезе турнейского яруса основную роль играют вторичная пористость и проницаемость, связанные с трещиноватостью и в меньшей мере с кавернозностью. Колебания дебитов нефти и газа объясняются расположением скважин на поднятии. В большинстве случаев сводовые скважины имеют максимальные дебиты, по мере удаления от свода дебиты уменьшаются. Аналогичная закономерность устанавливается также по интенсивности поглощения буровых растворов при проводке скважин. Изменение удельного веса нефтей и характеристика залежей свидетельствуют о том, что более погруженные структуры содержат легкие нефти и залежи с большим содержанием газа.

Второй гидродинамический комплекс охватывает отложения окского и серпуховского подъярусов, намюрского яруса и нижнебашкирского подъяруса, являющихся единым массивным природным резервуаром.

Перечисленные отложения распространены неравномерно. В западных районах на меридиане г. Усть-Бузулук они отсутствуют. Граница распространения намюрских и нижнебашкирских отложений проходит несколько западнее Абрамовской площади. Мощность карбонатной толщи колеблется от 0 на западе (Урюпинск) до 400 м на востоке (Умет). В массиве карбонатных пород имеются маломощные (до 5 м) редкие прослои глин. Глины плотные, аргиллитоподобные, микротрещиноватые и поэтому не являются изолирующими разделами. Известняки светло-серые с коричневатым оттенком, с белыми сахаровидными прослоями детритусовой, разнозернистой, органогенной (фораминиферового состава) структуры. В верхней части нижнебашкирского горизонта известняк оолитовой, отрицательно оолитовой и псевдооолитовой структуры.

В описываемом разрезе прослеживаются все четыре типа коллекторов. В окских, серпуховских и намюрских отложениях в основном отмечается трещиноватый и реже смешанный типы. В нижней части разреза нижнебашкирского горизонта распространены трещиноватые, в верхней - пористые коллекторы. Трещины в основном тектонического происхождения. Трещины напластования наблюдаются в нижней части намюрского яруса и нижнебашкирского горизонта. Встречаются закрытые и открытые трещины. Закрытые трещины выполнены минеральным и глинистым веществом. В пределах нефтегазоносных площадей характер трещиноватости меняется. В продуктивной части установлено открытых трещин больше, чем за контуром газонефтеносности. В законтурных участках часть трещин выполнена кальцитом.

Пористость трещиноватых известняков по данным лабораторных исследований очень низкая и редко превышает 3%, а проницаемость меньше 1 миллидарси. Несколько повышенная пористость (до 8%) отмечалась в неравномерно кавернозных и микротрещиноватых разностях известняков, распространенных в нижнебашкирском горизонте и намюрском ярусе.

Известняки оолитовой и отрицательно оолитовой структуры характеризуются высокой пористостью до 25%.

Сравнение данных коллекторских свойств рассматриваемых отложений показывает, что в пределах Иловлинско-Медведицкой группы поднятий их коллекторские свойства выше, чем на Арчедино-Донской группе. Это связано с тем, что на последней, наиболее приподнятой части района, в конце намюрского и нижнебашкирского времени более однородные части разреза были размыты, а более заглинизированные участки сохранились.

На Бахметьевской и Жирновской площадях имеются нефтяные залежи в намюрских и нижнебашкирских отложениях. На Коробковской площади выявлена промышленная газоносность верхней части окских, серпуховских, намюрских и нижнебашкирских отложений. В пределах Арчедино-Донской группы поднятий газонефтеносность установлена в намюрских и нижнебашкирских отложениях.

В табл. 3 приведена геолого-эксплуатационная характеристика рассматриваемых отложений.

Нефтяные и газовые залежи в пределах рассматриваемых пластов распределены равномерно. В пределах Жирновско-Бахметьевской группы поднятий установлена нефтяная залежь в верхней части намюрских и нижнебашкирских отложений с этажом продуктивности около 50 м. Южнее, на Коробковской площади, выявлена газовая залежь с этажом газоносности до 150 м. В пределах Арчедино-Донской группы поднятий высота газовых залежей достигает 50 м.

В третий гидродинамический комплекс входит верхняя карбонатная часть каширского горизонта мощностью до 120 м. Эта карбонатная толща подстилается глинами с прослоями алевролитов и песчаников верейского горизонта, а перекрывается глинами подольского горизонта.

Рассматриваемая толща представлена известняками серыми, слабо глинистыми, трещиноватыми (доломитизированные разности кавернозные), в основном микрозернистой структуры, с прослоями детритусовых и доломитизированных известняков. Трещиноватые известняки имеют открытые и закрытые трещины тектонического происхождения и трещины напластования.

По лабораторным данным пористость известняков колеблется от 3 до 21 %, проницаемость очень низкая. Опробование каширского горизонта производилось на Коробковской, Зимовской, Миронычевской и Арчединской площадях. Во всех случаях был получен газ. Дебиты газа колеблются в пределах 62-110 тыс. м8/сутки.

Четвертый комплекс включает подольско-мячковские слои и низы верхнекаменноугольных отложений. Рассматриваемая толща представлена карбонатными отложениями с редкими маломощными (до 2 м) прослоями плотных каолиновых глин. Глины микротрещиноватые с остроугольным и раковистым изломом. Известняки главным образом доломитизированные, с прослойками доломита, микрозернистые с частыми прослоями детритусовых, реже органогенные и органогенно-обломочные. Для рассматриваемой толщи характерны доломитизация и выщелачивание. Особенно сильно выщелочены известняки в районах их залегания непосредственно под мезозойскими отложениями. При бурении этой толщи поглощается буровой раствор, что отмечается на всех площадях. Наиболее интенсивное поглощение приурочено к Арчедино-Донским и Жирновско-Бахметьевским поднятиям, где известняки либо выведены на дневную поверхность в ядрах структур, либо покрыты маломощным чехлом мезо-кайнозойских отложений. Менее интенсивное поглощение или полное его отсутствие отмечено в погруженных районах, на Коробковской и Уметовской площадях. Были собраны и обобщены данные об интенсивности поглощений по отдельным площадям. На последних установлены определенные закономерности в интенсивности поглощений, заключающиеся в том, что уходы и полное поглощение бурового раствора приурочены к сводовым частям антиклинальных поднятий и крутым крыльям, а частичное поглощение или отсутствие его - к периклиналям и крыльям. Характеристика проницаемости подчиняется этим же закономерностям, т. е. наиболее проницаемые породы залегают в сводовых частях поднятий. Коэффициент проницаемости для описываемого гидродинамического комплекса не определялся. Однако, учитывая данные о поглощениях, можно полагать, что проницаемость его высокая. Пористость неравномерная, от низкой до высокой.

Газонефтеносность мячковско-подольских и верхнекаменноугольных отложений не установлена, за исключением Коробковской площади, где открыта сравнительно небольшая залежь газа в известняках под шляховскими глинами касимовского яруса. Керном эта часть разреза охарактеризована слабо. Коллекторы представлены известняками разнозернистой структуры, сильно перекристаллизованными, с редкими стилолитами, с трещинами и кавернами. По лабораторным данным пористость их на Коробковской площади колеблется от 2 до 8%, а проницаемость низкая. По данным опробования проницаемость, наоборот, высокая, на что указывает хорошая газоотдача скважин. Пластовое давление 39,2 ат.

К пятому гидродинамическому комплексу относятся верхнекаменноугольные отложения, залегающие выше шляховских глин, и нижнепермские карбонатные породы.

Наиболее детально изучены верхнекаменноугольные отложения в районах структурного бурения. Нижнепермские отложения изучены слабо. О коллекторских свойствах описываемых отложений можно судить по интенсивности поглощения бурового раствора и по единичным образцам пород.

На Красноярской площади разрез верхнекаменноугольных отложений, от псевдофузулинового горизонта до шляховских глин, сильно доломитизирован и выщелочен. В керне наблюдаются следы кавернозности. Пористость в основном высокая. Проницаемость, судя по степени поглощения бурового раствора, также высокая.

О наличии высокопористых коллекторов в рассматриваемой карбонатной толще Коробковской площади свидетельствует интенсивность поглощений бурового раствора (в пределах свода и присводовых частей полное поглощение, а на крыльях частичное).

На Уметовской площади и в районах, где верхнекаменноугольные отложения перекрыты карбонатными породами сакмарско-артинского возраста, судя по поглощению, породы менее трещиноваты и выщелочены.

Таким образом, коллекторские свойства карбонатных пород Сталинградского Поволжья связаны с вторичной пористостью, трещиноватостью, кавернозностью, и лишь в верхней части нижнебашкирского горизонта отмечаются коллекторы с первичной пористостью (оолитовые известняки).

По промысловым данным и степени поглощения бурового раствора установлено, что коллекторские свойства отдельных карбонатных пачек изменяются в пределах локальных площадей с определенной закономерностью, улучшаясь в сторону сводовых частей структур. Общее ухудшение коллекторских свойств по отдельным пачкам происходит в сторону погружения пластов в восточном направлении, к Прикаспийской солянокупольной области. Объясняется это слабым движением пластовых вод и, как следствие, меньшей выщелоченностью и большим выделением вторичного кальцита.

Отмечается ухудшение коллекторских свойств к западу от линии Кленовка - Ветютнево, связанное с размывом верхних частей карбонатных пород и большей степенью глинизации сохранившегося разреза (низы черепетских, намюрских и нижнебашкирских отложений).

Управление Сталинграднефтегаз

 

Таблица 1

Тип пористости

Пористость, %

Проницаемость

по лабораторным данным

по промысловым данным

Пористый

Высокая (25-30)

Очень высокая

Очень высокая

Трещиноватый

Низкая (2-10)

Очень низкая

Очень высокая

Кавернозный

Непостоянная, от низкой до высокой (5-20)

Непостоянная, от низкой до высокой

Непостоянная, от низкой до высокой

Смешанный

Переменная, от низкой до высокой (2-30)

Переменная от низкой до высокой (от 10 до 3000 миллидарси)

Переменная, от низкой до высокой (от 10 до 5000 и больше миллидарси)

 

Таблица 2

Площадь

Дебит нефти, т/сутки

Дебит газа, м3/сутки

Пластовое давление, ат

Удельный вес нефти, г/см3

Пористость по лабораторным данным, %

Коэффициент проницаемости, миллидарси

по лабораторным данным

по промысловым данным

Бахметьевская

10-50

 

103-107

0,868

До 5

<1

350

Жирновская

-

15000

100

-

до 5

до 130

-

Коробковская

до 150

-

175

0,814-0,832

до 5

до 5

-

Арчединская

до 60

-

100

0,882-0,892

1-2

1-5

300

 

Таблица 3

Площадь и возраст

Суточный дебит нефти, т

Суточный дебит газа, тыс. м3

Пластовое давление, ат

Удельный вес газа или нефти, г/см3

Пористость

Проницаемость, миллидарси

по лабораторным данным

по геофизическим данным

по лабораторным данным

по промысловым данным

Коробковская:

окская кровля

-

143

141

-

-

7-15

-

-

серпуховский

-

237

141-

0,584-

3-11

6-20

-

7-20

 

 

138

0,591

 

 

 

 

намюрский

-

13,2

141,5

0,582-

1,5

4-9

<1-54

1-22

 

 

 

 

0,599

5-21

9-20

 

 

Верховская, намюрский

-

91,4

81,8

0,576

1,26-9,53

5-9

<5

-

Бахметьевская, намюрский

9-41

-

65-69

0,863

7-15

4,8-15,9

<5

1950-4000

Бахметьевская, нижнебашкирский

13,0

 

69,3

0,867

1 -25

15

5-58

300

Жирновская, нижнебашкирский

1-15

-

64-65

0,907

4-16

10

5

-

Линевская, нижнебашкирский

-

5

131,5

0,589

4-25

 

 

 

Коробковская, нижнебашкирский

-

20

139

0,586-0,592

1-24,5

6-16

<1-5

2-188

Арчединская

-

70

54

-

 

 

 

 

 

 

110

 

 

 

 

 

 

Верховская

-

88,8

-

0,560

14-16

5-7

<5

 

 

 

142

 

 

 

 

 

 

Абрамовская

-

161

54,7-

0,570-

1,6-16

 

 

 

 

 

725

56,3

0,572

 

 

 

 

Ветютневская

-

18

 

0,585

 

 

 

 

 

 

20

 

0,581

 

 

 

 

 

Рис. 1. Обзорная схема района разведочных работ Сталинградской области.

1 - Бахметьевская; 2 - Жирновская; 3 - Линевская; 4 - Кленовская; 5 - Ново-Кубанская; 6 - Лемешкинская; 7 - Меловатская; 8 - Нижне-Добринская; 9 - Тарасовская; 10 - Ивановская; 11 - Уметовская; 12 - Коробковская; 13 - Северо-Дорожкинская; 14 - Петрушинская; 16 - Чухонастовская; 16 - Миронычевская; 17 - Абрамовская; 18 - Безымянская; 19 - Ветютневская; 20 - Арчединская; 21 - Орлиновская; 22 - Голубинская; 23 - Шляховская; 24 - Паникская; 25 - Зимовская; 26 - Верховская; 27 - Саушинская; 28 - Качалинская; 29 - Мариновская.

 

Рис. 2. Схематический разрез каменноугольных отложений Сталинградской области.