Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа - 2007

К оглавлению

ГЕНЕЗИС ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА И ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПАЛЕОЗОЙСКИХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

А.В. Ежова (Томский политехнический университет)

Формирование пород-коллекторов, приуроченных к верхней части палеозойской толщи юго-востока Западно-Сибирской плиты, обусловлено многообразием физикохимических процессов, которые, в свою очередь, определяются условиями седиментации и последующими преобразованиями, магматической деятельностью и тектонической активностью региона. Проявление совокупности перечисленных факторов на ряде нефтяных месторождений Томской области (Чкаловском, Мыльджинском, Северо- Останинском, Урманском, Арчинском, Южно-Табаганском, Герасимовском, Северо-Калиновом и др.) обусловило весьма сложный характер распространения типов пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Основными породами, слагающими палеозойские коллекторские толщи, являются карбонатные и кремнистые отложения, а также образования кор выветривания.

При исследовании коллекторов большое значение имеют условия формирования вторичных пустот: по заложенным в период седиментогенеза пространствам или в плотной массе пород. В первом случае вторичная пористость унаследована, пустоты развиваются за счет растворения и выноса растворимого материала. Фильтрация флюидов в таких коллекторах осуществляется по крупным, хорошо сообщающимся поровым каналам и кавернам.

Иное значение для коллекторов имеет пористость, возникающая в плотных, малопористых породах, поровое пространство которых представлено первичными микропорами и мелкими порами. Пустоты в этих породах характеризуются сильной изменчивостью размеров, формы. Они распределены в породе неравномерно и не повсеместно. В основном они являются единичными полостями выщелачивания либо расширениями по ходу трещин, либо первично-пористыми фаунистическими остатками. Подобные монолитные разности являются коллекторами только в случае, когда в толще пород развита повсеместная трещиноватость. Соединение этих изолированных пор и каверн различного размера осуществляется через сеть микротрещин.

К.И. Багринцева [1] считает, что условия формирования пустотного пространства обусловливают различие фильтрационно-емкостных свойств нефтегазоносных пород, и предлагает использовать термин “унаследованная вторичная пористость и кавернозность” для определения пустот, возникающих в породах, отличающихся благоприятной структурой порового пространства и высокой пористостью, и термин “вновь образованная вторичная пористость и кавернозность” для плотных, зернистых и пелитоморфных разностей.

Подобное разделение пор и каверн дает возможность, подчеркнув их генетическое различие, отметить неодинаковую роль пустот в формировании коллекторов и заполнении ловушек.

Коллекторы месторождений УВ Нюрольского и Усть-Тымского осадочных бассейнов обладают большим разнообразием фильтрационно-емкостных параметров. Приведем результаты изучения автором статьи палеозойской толщи (более 600 шлифов), а также данные А.Е. Ковешникова (450 шлифов, 170 определений проницаемости) [2] и лаборатории физики пласта ОАО “Томскнефтегазгеология” (230 определений пористости и 55 проницаемости).

К наиболее распространенным коллекторам относятся следующие (Ежова А.В., 2000, 2001; Ковешников А.Е., Ежова А.В., 1983, 1985).

1. Органогенно-обломочные известняки образуют коллекторы порового и трещинно-порового типов с унаследованной вторичной пористостью. В них пустотное пространство представлено порами (0,2x0,5-0,5x1,8 мм²), образующимися при выщелачивании кальцита цемента и крупных органических остатков (рис. 1), а также сообщающимися полостями (0,3x1,5-0,5x2,0 мм²) в скелетах колониальных организмов (кораллов, амфипор, мшанок, водорослей). Кроме того, отмечаются полости выщелачивания (0,2x0,8-0,4x1,4 мм²) в кальцитовых и свободных трещинах с раскрытостью от 0,005 до 0,200 мм.

Открытая пористость в этих породах (по шлифам) достигает 23 %, аналитические значения составляют 15,0-30,4 %, а общий объем пустот может достигать 40-50 %.

Эти коллекторы установлены в продуктивной толще Солоновского, Мыльджинского, Лугинецкого месторождений, Новоникольской параметрической скв. 1, а также они слагают отдельные пачки в разрезах Калинового, Северо-Калинового, Нижнетабаганского и Арчинского месторождений.

2. Брекчированные (трещиноватые) известняки образуют коллекторы порово-трещинного типа с вновь образованной вторичной пористостью. Пустотное пространство формируются за счет многочисленных трещин (рис. 2), которые являются эффективными, определяющими фильтрацию флюидов в толще карбонатных пород.

Раскрытость трещин составляет 0,1-0,2 мм, в участках раздувов достигает 1 мм. Размеры вторичных пустот выщелачивания, которые различаются внутри минерализованных трещин и стилолитов, изменяются от 0,50 до 0,15 мм. Неоднократно проявляющиеся процессы трещинообразования и нового минералообразования привели к формированию брекчированных известняков (рис. 3).

Эти коллекторы слагают продуктивную толщу на Арчинском, Останинском и Чкаловском нефтяных месторождениях, а также отмечаются в верхах палеозоя на Трассовой площади и в Новоникольской параметрической скв. 1.

3. Известняки с пустотами растворения. Образование пустот носит унаследованный характер. Пустоты имеют самые разнообразные размеры: от мелких пор (до 1 мм) и каверн (> 1 мм) до крупных карстовых полостей, измеряемых метрами. Форма пор и каверн неправильная, округло-изометричная, удлиненная, щелевидная, заливообразная и т.д. (рис. 4). Распределение пустот выщелачивания весьма неравномерное, рассеянное, пятнистое, полосчатое, линейное. Иногда они размещаются внутри минеральных трещин и стилолитов, часто размещаются по ходу открытых микротрещин. Вторичная пористость карбонатных коллекторов нередко превышает межзерновую пористость и служит основным видом емкости. Эти коллекторы широко развиты в верхней части палеозойской толщи Северо-Калинового, Калинового, Герасимовского и Нижнетабаганского месторождений.

4. Доломиты замещения - коллекторы трещинно-кавернозного типа с унаследованной и вновь образованной вторичной пористостью и кавернозностью. В доломитах отмечается наличие пор и каверн размером 0,05-10,00 мм (рис. 5), часто в них присутствуют трещины с раскрытостью до 0,3 мм. Аналитические значения открытой пористости составляют 4,5-10,7 %, а подсчитанные в шлифах - до 14,3 %, проницаемость в шлифах - 1,20 и 6,33 10^-3 мкм². Доломитами замещения сложены продуктивные толщи Северо-Останинского и Урманского нефтяных месторождений, газоконденсатная залежь на Чкаловском месторождении.

5. Органогенные силициты представлены радиоляритами и спонголитами. Это трещинно-поровый тип коллекторов с унаследованной вторичной пористостью. Пустотное пространство в этих породах представлено порами, размеры которых соответствуют размерам кремнеаккумулирующих организмов - 0,5-4,0 мм (рис. 6). Поры сообщаются между собой трещинами, раскрытость которых составляет 0,003-0,050 мм. Открытая пористость, замеренная в шлифах, изменяется от 5,3 до 19,2 %, а проницаемость в отдельных случаях достигает 12,8*10^-3 км². Эти породы установлены в верхней части палеозойского разреза Герасимовского и Северо-Останинского месторождений.

6. Переслаивание органогенных силицитов, аргиллитов и известняков. Породы представляют собой порово-трещинный тип коллекторов с унаследованной и вновь образованной вторичной пористостью (рис. 7). Поры в породах обусловлены выносом кремнезема из остатков радиолярий и спикул губок в силицитах, а также выщелачиванием кальцита из органических остатков в известняках в период регионального регрессивного катагенеза и последующих гипергенных процессов. Размеры пор в радиоляритах составляют 0,05-0,50 мм, в известняках - 0,1-2,0 мм. Трещиноватость наиболее интенсивно проявилась в аргиллитах. Раскрытость трещин - 0,02-0,10 мм. Часто в минерализованных трещинах наблюдаются микросдвиги и многочисленные полости выщелачивания. Открытая пористость в породах (по шлифам) составляет 7,1-18,3 %, вниз по разрезу она уменьшается до 1,8-3,5%. Замеры проницаемости показали значительную анизотропию этого параметра: параллельно слоистости она достигает 52*10^-3 мкм², а перпендикулярно ей - 8,4*10³ мкм². Эти карбонатно-кремнисто-терригенные породы распространены в зоне контакта палеозойских и мезозойских отложений на Северо-Калиновом и Герасимовском месторождениях.

Таким образом, отложения верхней части палеозойской толщи обладают высокими фильтрационно-емкостными свойствами при неоднородности распространения пустотного пространства. Для прогноза карбонатных и кремнистых коллекторов важное значение имеют: установление зон развития органогенных, органогенно-обломочных известняков и биогенных силицитов; расчлененность рельефа дна седиментационного бассейна; его тектоническая жизнь, с которой связаны трещиноватость и региональный регрессивный катагенез, обусловливающий проявление растворения и новообразования.

Литература

1. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. - М: Недра, 1977.

2. Ковешников А.Е. Литология и закономерности размещения пород-коллекторов в палеозойских отложениях Томской области: дис. ... канд. геол.-минер, наук. - Новосибирск, 1990.

Abstract

The article deals with reservoir properties analysis of Paleozoic formations of the south-east of West Siberia. Presently several tens of commercial HC pools associated with oil and gas-bearing horizon of Paleozoic and Mesozoic contact zone have been discovered within Tomsk area territory. In region under consideration, exploration for HC pools associated with this complex was localized within in Chuzik-Chizhapsky zone confined to Pudinsky and Nurol oil and gas areas where carbonate and siliceous rocks are widely developed and present the greatest interest in respect of oil and gas potential of contact zone. These investigations resulted in discovery of Archinskoye, Urmanskoye, Gerasimovskoye, Ostaninskoye, Kalinovoye oil and gas fields.

The main problem of revealing oil and gas promising objects in the upper part of Paleozoic formations is related with recognition of reservoir development zones. In this connection, the problems considered in the article are very important not only for Tomsk area but for Wets Siberian oil and gas province as a whole.

From analysis of huge material (nearly 1300 thin sections) it was concluded that within the territory under consideration the reservoirs are characterized by large variety of rock and fluid parameters and are related to two mam types: 1) with inherited secondary porosity and cavernosity and 2) newly formed secondary porosity.

Рис. 1. ОРГАНОГЕННО-ОБЛОМОЧНЫЙ МШАНКОВЫЙ ИЗВЕСТНЯК С ОТКРЫТЫМИ ПОРАМИ