К оглавлению

УДК 552.578.2.061.4:553.55(574.13)

Трещиноватость карбонатных отложений и структура резервуара Карачаганакского месторождения

Т.А. ЮГАЙ, В.Б. ЩЕГЛОВ, Т.И. БАДОЕВ (НВНИИГГ)

Природные резервуары нефти и газа, приуроченные к карбонатным толщам, отличаются крайне сложным строением и плохо изучены. В первую очередь это относится к их трещиноватости, определяющей процессы фильтрации и накопления УВ [2].

Особенности строения Карачаганакского карбонатного комплекса обусловлены цикличным унаследованным рифообразованием в ранней перми, раннем карбоне и, вероятно, девоне. Рифогенная постройка приурочена к тектоническому выступу кристаллического фундамента, перекрытого палеозойскими терригенными отложениями

В породах нижней перми от центральной части карбонатного массива к его периферии выделяются фации (рис. 1, а): 1) ядра рифа (биогермные, водорослевые, органогенно-детритовые породы), 2) рифового склона (органогенно-обломочные, органогенно-детритовые, биохемогенные отложения), 3) рифового шлейфа (биохемогенные и органогенно-обломочные породы). В толще карбона выделены фациальные зоны (см. рис. 1, б): 1) внутренней лагуны (органогенно-детритовые отложения), 2) кольцевого рифа (водорослевые образования), 3) депрессионная (биохемогенные породы). Анализ фациальной зональности свидетельствует о том, что сложный карбонатный массив был сформирован как поднятие в основном благодаря различным темпам седиментации в зонах рифообразования и некомпенсированного осадконакопления. В предраннепермское время каменноугольная часть поднятия была осложнена пликативными и, возможно, дизъюнктивными нарушениями небольшой амплитуды.

Карбонатные породы повсеместно в различной степени подвержены вторичным преобразованиям (доломитизация, кальцитизация, ангидритизация, перекристаллизация, растрескивание, цементация и выщелачивание), которые существенно трансформировали первичные структурно-текстурные и фильтрационно-емкостные свойства пород.

Карачаганакское месторождение имеет этаж продуктивности около 1,5 км, эффективные толщины составляют сотни метров, а коэффициенты эффективной толщины варьируют от 0,1 до 0,9. Тела коллекторов имеют сложную форму, в продуктивном комплексе занимают различные стратиграфические и гипсометрические уровни и разделены породами-неколлекторами различной толщины. В этих условиях оценка трещиноватости как фактора газодинамической связи в резервуаре имеет большое значение.

Трещиноватость изучалась при послойном описании керна (2,3 тыс. м), в образцах, предназначенных для определения пористости и проницаемости (3250 шт.), и в специально подготовленных пришлифовках (693 шт.). При изучении пришлифовок был использован новый способ экспрессного определения трещиноватости, который заключается в следующем. Для проявления рисунка микротрещин на поверхность пришлифовки наносят тонкий (0,1-0,3 мм) слой вазелина. Благодаря его капиллярному впитыванию по трещинам и околотрещинным зонам через 20-30 мин рисунок трещиноватости становится хорошо различимым невооруженным глазом. С учетом того, что метод К.И. Багринцевой [2] является более чувствительным, были сделаны определения трещиноватости на образцах, предварительно изученных во ВНИГНИ методом капиллярного насыщения пород люминофором, и рассчитан поправочный коэффициент (1,12) к плотности трещиноватости. Поверхностную плотность трещиноватости и трещинную проницаемость определяли по формулам [8].

В продуктивном комплексе развиты горизонтальные, наклонные и вертикальные макро- и микротрещины. Встречаются прямолинейные, волнистые, ветвистые, кулисные трещины, частично или полностью раскрытые, сомкнутые или заполненные карбонатом, сульфатом, тяжелым либо легким битумом. Вертикальные и наклонные трещины бывают обособленные или образуют субпараллельные и разно-ориентированные системы, горизонтальные же, как правило, взаимно параллельны. По морфологическим признакам и взаиморасположению вертикальные трещины следует относить к тектоническим. Горизонтальные и слабонаклонные, по-видимому, связаны со слоистостью органогенно-детритовых пород и скорлуповатыми текстурами водорослевых построек. Длина трещин варьирует от нескольких миллиметров до десятков сантиметров, средняя раскрытость их равна 25 мкм (от 2 до 200 мкм).

Распределение трещин в продуктивном комплексе неравномерное. В общем случае в краевых фациях - рифовом склоне и шлейфе нижнепермского комплекса и кольцевом рифе нижнего карбона чаще встречаются трещиноватые породы (см. рис. 1).

Распределение разноориентированных трещин в различных фациальных зонах показано в таблице.

Оценивая эти данные, необходимо иметь в виду, что вертикальные скважины пересекают все горизонтальные трещины и лишь очень небольшую часть вертикальных и крутонаклонных. Действительно, если в керне диаметром 8 см обнаружено весьма незначительное число вертикальных трещин, то горизонтальной скважиной в 8-метровом кубическом блоке таких трещин было бы пересечено на два порядка больше. Отсюда следует, что Карачаганакский карбонатный массив рассечен густой сетью главным образом крутых и вертикальных трещин.

Установлено, что трещиноватость пород зависит от их структуры, текстуры и вещественного состава. Наиболее трещиноваты органогенно-обломочные, в меньшей степени водорослевые и биогермные и наименее трещиноваты биохемогенные и органогенно-детритовые, обладающие наиболее однородными текстурой и структурой.

В соответствии с возможностями определения вещественного состава карбонатных пород промыслово-геофизическими методами выборка из 1718 трещиноватых образцов по данным рентгеноминералогического анализа была подразделена на три группы: преимущественно известковых (доломита до 33%), известково-доломитовых (доломита 33-66 %), преимущественно доломитовых пород (доломита более 66%). Частота встречаемости трещиноватости в каждой группе соответственно равна 25,7, 11,7 и 62,6%. Наиболее трещиноватыми оказываются доломиты, обладающие максимальной твердостью и хрупкостью.

Измеренная поверхностная плотность трещин (ПТ) варьирует от 0,1 до 4,2 см/см². Установлено, что в коллекторах средняя ПТ (0,63 см/см²)ниже, чем в плотных породах(0,83 см/см²).

Влияние трещиноватости на фильтрационные свойства пород доказывается анизотропией проницаемости. По результатам лабораторных измерений [2] проницаемость кубика плотной породы в различных направлениях может отличаться на один-два порядка. По данным Г.Е. Белозеровой, до 86 % образцов плотных пород с ПТ выше 0,6 см/см² обладает проницаемостью 0,1*10^-15 м² и более. Она считает ПТ, равную 0,6 см/см², граничным значением для отнесения плотных пород к трещинным коллекторам.

Величину трещинной проницаемости можно оценить по образцам с пористостью меньше 6 %. Их поровая проницаемость, как правило, меньше 0,1*10^-15 м². По 936 определениям в породах различного вещественного состава их проницаемость варьирует от 0,002 до 251*10^-15 м². Ее среднее логарифмическое значение составляет 0,09*10^-15 м². Распределение коэффициента проницаемости по классам показано на рис. 2. Нужно обратить внимание, что 43 % выборки пород с пористостью меньше 6 % имеет проницаемость 0,1*10^-15 м² и более и 29 % - от 0,01 до 0,1*10^-15 м^2.

В нефтегазоносных комплексах помимо коллекторов и экранов выделяются промежуточные породы - субколлекторы [8]. При пористости 2-3 % они имеют проницаемость 10^-17 м². Такие породы не дают промышленных притоков, но они не нарушают газодинамической связи между обособленными телами коллекторов при разработке месторождения, что было показано Н.Ф. Козловым и Г.В. Макаровым [5]. Для фильтрационных свойств субколлекторов большое значение имеет трещиноватость. Судя по лабораторным данным, на Карачаганакском месторождении породы-субколлекторы широко распространены. С учетом больших эффективных толщин и коэффициентов эффективных толщин, особенностей размещения коллекторов, наличия субколлекторов можно заключить, что резервуар Карачаганакского месторождения принадлежит к массивному типу.

По-иному трактуют значение трещиноватости в Карачаганакском продуктивном комплексе М.А. Политыкина и В.Е. Кан [6]. Они считают нижнепермские отложения рифогенными, а каменноугольные шельфовыми. В этом случае породы карбона должны формировать коробчатую брахиантиклиналь с крутыми крыльями и слоистой внутренней структурой. Скв. 13, 14, 16, 17, 19, 20, 24, 27, 28, 33, 35 вскрыли биогермные и водорослевые породы каменноугольного возраста, а скв. 21 - некомпенсированные депрессионные отложения. Это однозначно свидетельствует о рифогенной тектоно-седиментационной природе каменноугольного карбонатного массива.

В Карачаганакском рифогенном комплексе этими авторами выделено четыре пластовых резервуара, разобщенных непроницаемыми разделами, - артинско-сакмарский, ассельский и два в каменноугольной части разреза. Ими также отмечается наличие в карбонатном комплексе горизонтальных и вертикальных трещин. Последние пересекают плотные породы и, как правило, заполнены вторичными минералами. Горизонтальные трещины чаще развиваются в пористых и кавернозных породах. Они обычно неминерализованны и раскрыты. В плитчатых породах системы субгоризонтальных трещин обеспечивают маломощным пластам (0,2-1 м) сверхвысокую трещинную проницаемость, на несколько порядков превышающую матричную. Такие породы получили название суперколлекторов. Поскольку они широко распространены, авторы считают возможным выделить их в самостоятельный эксплуатационный объект. Ранее суперколлекторы были обнаружены на Оренбургском месторождении [3], затем на Астраханском и Тенгизском.

Попытаемся объективно оценить возникшие противоречия.

Общеизвестно, что в сложных полифациальных рифогенных комплексах тела плотных и пористых пород на большие расстояния обычно не протягиваются и залежи в таких отложениях относятся не к пластовому, а к массивному типу [4]. В значительной степени этому способствует трещиноватость. Карачаганакское месторождение подтверждает это положение.

Изучение керна всех скважин показывает, что раскрытые и минерализованные трещины имеют различную ориентировку.

В областях развития рассланцованных пород (зоны смятия, например, в Иртышской) они образуют линзовидные тела, залегающие кулисно.

Карачаганакское поднятие имеет тектоно-седиментационную природу. Рифогенные отложения не обладают повсеместно выдержанной слоистостью. Карбонатный массив не подвергался сильным складчатым дислокациям. Признаков надвигов в нем не обнаружено, и причина образования плитчатой трещиноватости, протяженной по простиранию, неясна. Нужно также иметь в виду, что горизонтальная составляющая горного давления втрое меньше вертикальной, поэтому в процессе разработки месторождения при падении пластовых давлений вертикальные трещины будут смыкаться меньше горизонтальных.

Выводы

1. В рифогенном карбонатном массиве Карачаганакского месторождения имеются минерализованные и раскрытые трещины различной ориентировки. Доминируют вертикальные и крутонаклонные, которые обеспечивают вертикальную фильтрацию флюидов.

2. Представление о пластовом строении резервуара Карачаганакского месторождения менее доказательно с позиции генетической природы карбонатного комплекса, размещения в нем пород-коллекторов и неколлекторов, развития трещиноватости. Более обоснованна модель массивной нефтегазоконденсатной залежи.

3. Пласты суперколлекторов, горизонтально-трещиноватых пород не могут быть большой протяженности по простиранию в полифациальной рифогенной, тектоно-седиментационной структуре. Поэтому они не должны рассматриваться как самостоятельный объект эксплуатации и не могут влиять на режим разработки залежи.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алексеев Г.Н., Камалов С.М. Карачаганакское поднятие - поисковый объект на севере Прикаспийской впадины.- ЭИ ВИЭМС. Геол., методы и разведка м-ний нефти и газа, 1981, вып. 5, с. 1-7.

2. Багринцева K.И. Трещиноватость осадочных пород. М., Недра, 1982.

3. Жабрев И.П., Политыкина М.А., Участкин Ю.В. Суперколлекторы Оренбургского газоконденсатного месторождения. - Геология нефти и газа, 1979, № 3, с. 20-28.

4. Залежи нефти и газа в ловушках неантиклинального типа: Альбом-справочник / В.Я. Ратнер, Н.Н. Булатов, М.А. Зубова, Л.А. Польстер. М., Недра, 1982.

5. Козлов Н.Ф., Макаров Г.Н. Особенности геологического строения нефтяных оторочек Оренбургского газоконденсатного месторождения.- Геология нефти и газа, 1984, № 2 с. 32-34.

6. Политыкина М.А., Кан В.Е. Особенности геологического строения Карачаганакского газоконденсатного месторождения в связи с проектированием разработки. Обзор. Сер. геол. и разв. газовых и газоконд. м-ний. М., 1984.

7. Эйдман И.Е., Иванкин В.П. Коллекторы нефти и газа.- Труды НВНИИГГ. Саратов, 1967, вып. 10, с. 71-102.

8. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л., Недра, 1984.

Таблица

Фациальная зона, возраст	Частота встречаемости трещин, %
	вертикальных	горизонтальных	наклонных
Рифового ядра, P1	31,7	12,8	55,5
Рифового склона, Р1	33,2	29,5	37,3
Кольцевого рифа, С1	28,6	8,0	63,4
Внутренней лагуны, С1	14,9	34,5	50,6

Рис. 1. Схемы распространения трещиноватых пород в нижнепермской (а) и каменноугольной постройках (б) Карачаганакского рифогенного комплекса.

Фациальные зоны: 1 - рифового ядра и кольцевого рифа, 2 - межрифовой лагуны, 3 - внутририфовой лагуны, 4 - рифового склона, 5 - рифового шлейфа, 6 - некомпенсированного осадконакопления; 7 - в числителе указаны трещиноватые породы, %, в знаменателе - трещины вертикальные, по напластованию, горизонтальные, %

Рис. 2. График распределения проницаемости по классам в породах с пористостью меньше 6 %:

1 - для совокупности образцов; 2 - для известняков; 3 - для известково-доломитовых пород; 4 - для доломитов