Строение и формирование резервуаров и ловушек в доюрском комплексе Мангышлака

В разрезе доюрского низкопроницаемого комплекса Мангышлака промышленные скопления УВ выявлены в гранитной интрузии палеозойского фундамента (Оймаша), карбонатных отложениях среднего (Оймаша, Северо-Ракушечное и др.) и терригенных отложениях верхнего и нижнего (Тасбулат, Южный Жетыбай и др.) триаса.

Залежи УВ доюрского комплекса характеризуются рядом специфических особенностей: 1) отсутствие полного контура нефтегазоносности и горизонтальных ВНК; 2) связь залежей с локальными зонами разуплотнения пород, площади (объемы) которых непостоянны; 3) резкая изменчивость коллекторских свойств пород по площади и разрезу продуктивных горизонтов; 4) большие колебания дебитов нефти и газа в контуре нефтегазоносности; 5) отсутствие законтурных напорных вод; 6) пестрота химического состава и типов пластовых вод; 7) гидрохимическая инверсия пластовых вод (20–40 г/л против 150–180 – у юрских); 8) аномально высокие температуры и пластовые давления (K_а достигает 1,3 и более); 9) резкое падение давления в процессе разработки доюрских залежей (упругий режим); 10) однофазное состояние и незавершенность гравитационной сепарации газоводоконденсатной флюидной системы.

Однако независимо от структурно-тектонической и литолого-петрографической принадлежности залежей доюрского комплекса их объединяет общее свойство – приуроченность к эпигенетическим коллекторам трещинной группы.

В предлагаемой работе развиваются идеи, опубликованные ранее [4–6] на примере того же Северо-Ракушечного месторождения.

Структурные построения по пласту Т₂-А этого месторождения свидетельствуют об отсутствии замыкания северного приразломного крыла структуры. В пределах северного опущенного ее блока изогипсы также не замыкаются и даже не примыкают к плоскости сместителя. Интерпретируемая как тектонически экранированная антиклинальная складка Северо-Ракушечная структура представляет собой по существу нормальный сброс, осложняющий моноклиналь, без структурного замка (гемиантиклиналь).

Результаты палеоструктурного анализа свидетельствуют о постседиментационном формировании структуры в позднетриасовое – раннеюрское время, затухании дифференцированных подвижек по сбросу на платформенном этапе развития и отсутствии активизации на новейшем этапе. Существующий материал не позволяет рассматривать основной сброс как канал миграции при формировании залежей УВ продуктивных пачек А и Б (Т2-А) и горизонта Ю-Х (байос) средней юры. Очевидно, если бы миграция осуществлялась по этому разлому, залежи УВ здесь не сформировались бы из-за отсутствия структурного замка. Разлом не может служить одновременно и проводником, и экраном. Помимо структуроформирующего, сброс Северо-Ракушечного месторождения может рассматриваться как миграционный экран. Однако характер строения продуктивного резервуара залежи А свидетельствует о том, что сброс не влияет на его морфологию. Изолинии эффективных газонасыщенных толщин секут плоскость сброса, как вроде бы его и не существует. Это следствие наложенного характера резервуара залежи А на структуру месторождения. Таким образом, на этапе формирования коллектора, резервуара и залежи УВ основной сброс Северо-Ракушечного месторождения как граница физических свойств горных пород, главным образом фильтрационных, не проявлялся. Будучи полностью кольматирован, он сцементировал оба блока структуры в единое целое. Отсутствие притоков в скв. 12, 13 (рисунок), пробуренных непосредственно в зоне разлома, подтверждает этот вывод.

Генетическое единство юрских, триасовых и палеозойских нефтей Мангышлака [1] с учетом прямых признаков миграции УВ на Северо-Ракушечном месторождении из подстилающих палеозойских отложений [3] требует обоснования путей миграции и резервуаров для аккумуляции УВ.

Анализ трещинно-разломной тектоники Песчаномысско-Ракушечной зоны нефтегазонакопления, а также преимущественное развитие скалывающих деформаций и сбросо-сдвиговый тип нарушений свидетельствуют о повсеместном проявлении север-северо-восточного вектора сжатия в позднетриас-раннеюрское время. Характер и тип деформаций, а также особенности структурообразования для системы северо-восточных нарушений едины в пределах всей зоны. Для нарушений этого простирания характерны следующие особенности: 1) закономерно выдержанное расстояние (~7 км) между соседними разломами (на расстоянии до 100 км); 2) одновременное проявление по плоскости нарушений вертикальных и горизонтальных смещений. Для подавляющего большинства сбросов вертикальная амплитуда оценивается в 50–100 м, редко 200–400 м, величина горизонтальных перемещений на участках максимального сдвига составляет 1–2 км для каждого нарушения, при суммарной величине сдвиговых деформаций по зоне 10 км (до 25 км); 3) все нарушения характеризуются левосторонней компонентой сдвиговых деформаций; 4) северо-восточные разломы являются структуроформирующими. Каждое нарушение осложнено локальными блоковыми структурами (приразломными гемиантиклиналями), формирующими главную складчатость.

Северо-западные крылья разломов во всех случаях опущены. Часть разломов шарнирные по простиранию.

Отмеченные особенности эшелонированных сбросов с учетом палеореконструкций отражают единовременность их формирования на завершающем этапе киммерийского тектонического этапа. В условиях северо-восточного простирания тангенциальных напряжений сжимающие (нормальные) напряжения имели поперечное северо-западное простирание и повсеместно определили режим сжатия для северо-восточных нарушений. Растягивающие напряжения, нормально ориентированные к оси максимальных сжимающих напряжений, определили формирование системы трещин и разрывов растяжения. Локализация трещин отрыва на изгибающихся участках слоев предопределила формирование зон растяжения. Будучи открытыми и проницаемыми для фильтрации, зоны отрыва контролировали посторогенную магматическую и гидротермальную деятельность, следы которой в изобилии найдены в гранитнометаморфическом комплексе на площади Оймаша.

На новейшем этапе развития Мангышлака повторяется план деформаций завершающей фазы киммерийского тектогенеза. Зоны растяжения новейшего времени, унаследованные и новообразованные, служат каналами миграции и резервуарами для аккумуляции нефти и газа.

На примере карбонатной пачки А Северо-Ракушечного месторождения рассмотрим строение и формирование резервуаров нефти и газа. Ранее нами была установлена генетическая связь формирования вторичных коллекторов, резервуаров эпигенетического выщелачивания и залежей УВ доюрского комплекса с интенсивностью проявления новейших разрывов растяжения [4, 6]. Особенности строения коллекторов карбонатной пачки А свидетельствуют о наложенном относительно структуры и фациальной зональности характере процессов, определивших ее формирование (см. рис. А, Б). Элементы пространственно-морфологического подобия карт общей мощности коллектора, эффективной и газонасыщенной мощностей отражают генетическую связь и единовременность физических процессов, определивших анизотропию пласта, последующую неоднородность метасоматической доломитизации, выщелачивания известняков, а также завершающего избирательного насыщения эффективной емкости УВ.

Метасоматическую природу формирования резервуара залежи А подтверждают следующие особенности строения.

1. Резкие переходы известняков в доломиты по простиранию и напластованию пород в пределах продуктивной площади. Если по скважинам, пробуренным в осевой части залежи (скв. 21, 119, 122, 230 и др.), отмечается практически полное замещение органогенно-детритовых известняков на оолитово-комковатые доломиты, то на периферии залежи доля известняков заметно возрастает (скв. 23, 11, 17 и др.), явно доминируя при переходе в законтурную область (скв. 13, 18, 19).

2. Локальное развитие метасоматических доломитов в пределах продуктивной площади.

3. Наложенный характер и отсутствие связи морфологии эпигенетического резервуара со структурой и изменением мощности пачки А, которая выдержана в пределах площади и составляет 25–28 м (см. рис. Б).

4. Наличие реликтов незамещенных пород-известняков среди доломитов.

5. Обнаружение следов замещения известняков, просвечивание текстуры замещенных пород, различный размер кристаллов (0,005–0,02 мм) и гранулометрический состав (0,1–3 мм) доломитов, многообразие структурно-текстурных особенностей (оолитово-комковатые, микротонкозернистые; от слоистой до массивной), примесей в доломите туфогенного материала (3–20 %), частое переслаивание доломитов с известняками, туфами и туфопесчаниками. Отсутствие признаков засолонения бассейна осадконакопления в связи с его периодическим обмелением (переслаивание с сульфатами) также исключает возможный седиментационный генезис рассматриваемых доломитов.

Следует отметить тесную связь доломитов с гидрохимическими и гидродинамическими аномалиями пластовых вод, аномалиями емкостно-фильтрационных свойств пород резервуара и, наконец, с нефтегазоносностью. Весь комплекс этих аномалий приурочен к локальной зоне растяжений новейшего времени, контролирующей восходящий поток агрессивных магнийсодержащих вод и УВ. “Раздув” суммарной мощности коллектора (доломитов) карбонатной пачки А, связанный с гипсометрически приподнятой частью структуры, указывает на “центральный тип питания” (К. А. Аникиев, 1964 г.) при формировании ореола доломитизации пород (см. рисунок).

Расчеты показывают, что при метасоматическом замещении известняков (плотность 2,66–2,7 г/см³) на доломитизированные известняки и доломиты дополнительное приращение объема пор по залежи составит 3,4 %, что в сумме с первичной пористостью матрицы пород (3 %) близко фактической средневзвешенной по мощности пористости пачки А (6,33%). Разница расчетной и фактической пористости (0,13 %) в пересчете на ошибку составляет чуть более 2 %. Расчетный объем пор, необходимый для аккумуляции УВ и пластовых вод, включая объем глубинных опресненных вод, вызвавших двухкратное снижение минерализации в контуре залежи (с 80 до 40 г/л), составляет 7 %, что в 1,1 раза превышает фактический. Величина 1,1 соответствует значению коэффициента аномальности пластовых давлений залежи А(Расчет выполнен совместно с В. Ларичевым).

Форма проявления структурного контроля ореолов метасоматической доломитизации связана с особенностями фильтрации флюидов и подчинена закону минимальной энергии (наибольшей проницаемости). Логична следующая цепь рассуждений. Проницаемость – функция раскрытия трещин: К_т=А*(b³*l)/s (Е.С. Ромм, 1962 г.). Согласно размерности К_пр (м²) в формуле закона фильтрации Дарси проницаемость характеризует величину сечения каналов фильтрации. С другой стороны, эмпирически установлена [3] четкая функциональная зависимость между коэффициентом проницаемости (К_пр) и остаточным увеличением объема (DV/V)_ост образцов горных пород, которая показывает, что с увеличением (DV/V)_Tост соответственно возрастает и К_пр. Поскольку изменение объема породы при деформации происходит за счет разрыхления пород, связанного с образованием микротрещин и их раскрытием, а объемная деформация обусловливается нормальной составляющей тензора напряжений, следует считать, что разрушение породы, приводящее к увеличению проницаемости, происходит путем отрыва по нормальным трещинам к плоскости действия максимальных растягивающих напряжений аз в условиях критического значения предела прочности породы на растяжение. Каналами вертикальной миграции флюидов при формировании ореолов метасоматической доломитизации (резервуаров) и залежей УВ в низкопроницаемых комплексах могут служить только трещины (зоны) отрыва или другие генетические типы разрывов, находящиеся в условиях действия растягивающих напряжений неотектонического этапа активизации. Таким требованиям отвечают гипсометрически приподнятые, изгибающиеся участки структур, совпадающие с простиранием локальных (региональных) осей вектора максимальных сжимающих напряжений. Теоретически формирование зон растяжения вне антиклинальных и блоковых структур можно связывать с флексурами, моноклиналями, узкими синклиналями и седловинами. Во всех случаях обязательным условием будет совпадение простирания зон растяжения с направлением оси максимальных сжимающих напряжений.

Слоистость пород осадочного чехла обеспечивает избирательное проявление метасоматоза по определенным пластам. При этом вертикальная зональность проявления метасоматической доломитизации в толще литологически однотипных пород контролируется первичной неоднородностью петрофизических свойств, структурно-текстурными особенностями, типом цементирующего материала, интенсивностью трещиноватости и другими факторами, определяющими избирательный характер горизонтального гидроразрыва пород. Важнейшее условие для проявления горизонтального гидроразрыва – превышение давления флюидов в канале внедрения вертикальной геостатической нагрузки и предела прочности пород на разрыв. Как установлено экспериментальными работами, при повышении давления пластовой жидкости до 75 % и более величины геостатического давления резко увеличивается проницаемость горных пород за счет разрыва контактов зерен и раскрытия скрытых микротрещин. В целом преимущественное развитие горизонтальных или вертикальных трещин гидроразрыва определяется соотношением геостатического и бокового давлений. Учитывая, что для условий стабилизированных платформ P_бок= (0,2– 0,5) P_гор, образование горизонтальных трещин и формирование пластовых залежей возможно только в этапы тектонической активизации, когда тангенциальное сжатие P_бок>=P_гор.

Общая схема формирования залежей УВ в низкопроницаемых отложениях доюрского комплекса сводится к следующему: 1) объемная деформация пород (увеличение градиента скорости неотектонических движений) и их разрыхление за счет раскрытия микротрещин (увеличение проницаемости); 2) проникновение глубинных высоконапорных флюидов (увеличение пластового давления во флюидопроводнике), а также послойный гидроразрыв пород (нарушение линейного закона фильтрации и резкое увеличение объема поступающей в пласт жидкости); 3) гидрохимический эпигенез и метасоматоз (увеличение пористости, формирование резервуара); 4) перераспределение жидкости в пласте, частичное замыкание трещин (консервация залежи). В зависимости от режима фильтрации и объема внедряющегося флюида процесс может повториться многократно, но при меньших депрессиях и избирательной фильтрации жидкости в первоначально освоенные пласты.

Выводы

1. Коллекторы, резервуары, ловушки и связанные с ними залежи УВ низкопроницаемого доюрского комплекса Мангышлака являются молодыми (неоген-четвертичными) образованиями.

2. Формирование их обусловлено вертикальной миграцией агрессивных УВ-содержащих флюидов.

3. Решающая роль в формировании коллекторов и резервуаров нефти и газа принадлежит процессам гидроразрыва пластов, метасоматического замещения (доломитизации) и выщелачивания пород.

4. Пространственные закономерности (плановая зональность) размещения участков улучшенных коллекторов, резервуаров и залежей УВ контролируется структурными зонами новейшего растяжения земной коры.

5. Закономерности стратиграфической (вертикальная зональность) приуроченности резервуаров нефти и газа контролируются литологическими петрофизическими и деформационными свойствами пород и, как следствие, особенностями чередования в разрезе коллектирующих и экранирующих толщ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кордус В.И. Геохимические закономерности в составе нефтей Мангышлака и Устюрта в связи с вопросами формирования их залежей. // Авто-реф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-минер. наук. Л.: 1974. (ВНИГРИ).
2. Палинологическое исследование триасовых нефтей Северо-Ракушечного месторождения Южного Мангышлака. / К.В. Виноградова, Д.М. Досмухаметов и др. // В кн.: Миграция УВ н условия формирования коллекторов нефти.– М.: Наука.– 1982.– С. 33–35.
3. Ставрогин А.Н. О влиянии деформации на проницаемость горных пород.– // В кн.: Физико-механические свойства горных пород верхней части земной коры. М.: Наука. – 1968. – С. 156–161.
4. Тимурзиев А.И. Строение коллекторов и залежей УВ в низкопроницаемых комплексах и пути совершенствования методики их прогнозирования // Геология нефти и газа.– 1984. – № 11.–С. 49–54.
5. Тимурзиев А.И. Новейшая тектоника Песчаномысско-Ракушечной зоны // Советская геология.– 1984.– № 6.– С. 64–71.
6. Тимурзиев А.И. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах // Геология нефти и газа.– 1985.– № 1.–С. 9–16.

Рисунок Северо-Ракушечное месторождение: А — карта мощности коллектора карбонатной пачки А (Т₂-А пласт), Б — продольный и поперечный профили через залежь А (а — подошва пачки А выровнена, б — залежь “осаждена”)

1 — изопахиты коллектора карбонатной пачки А, км, 2 — подсчетный контур залежи А; Скважины: 3 — с фонтанными притоками, 4 — с незначительными притоками, 5 — с признаками нефти, 6 — без признаков нефти; 7 — направление доразведки залежи, совпадающее с осью зоны новейшего растяжения; 8 — карбонатная пачка А (известняки); 9 — коллектор карбонатной пачки А (доломиты); 10 — эффективная, насыщенная часть (залежь) пачки А