VIP Studio ИНФО Коллекторские свойства и перспективы нефтегазоносности меловых отложений западной части Терско-Каспийского краевого прогиба
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

О.Н. Зуйкова,  (Всероссийский НИИ Океангеология им. И.С. Грамберга)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-4
 

 

Терско-Каспийский краевой прогиб является одним из старейших нефтедобывающих районов Северного Кавказа. Уже с середины XVIII в. на Старогрозненской площади осуществлялась колодезная добыча нефти, а в конце XIX в. английской нефтяной компанией “British Petroleum” началось бурение первых нефтяных скважин на нефтеносные песчаные пласты чокракского горизонта. В начале 20-х г. ХХ в. здесь начинаются планомерная разведка и эксплуатация нефтяных залежей в чокракских отложениях. Новый мощный импульс для постановки геолого-разведочных работ в пределах прогиба дало открытие в 1956 г. нефтяной залежи в отложениях верхнего мела на Карабулак-Ачалукской площади. В 1960 г. на этой площади установлена нефтеносность апт-альбских отложений, а в 1965 г. на Малгобек-Вознесеновской площади открыта газоконденсатная залежь в отложениях валанжинского яруса. С этого времени начинается комплексное изучение мезозойских отложений западной части Терско-Каспийского краевого прогиба, что позволило выявить многочисленные залежи нефти и газа в отложениях мела в пределах двух антиклинальных зон: Терской и Сунженской. К настоящему времени фонд структурных ловушек в меловых отложениях практически исчерпан, и поэтому объектами поиска должны служить ловушки неструктурного типа, которые могут формироваться как в поднадвиговой части Терской и Сунженской антиклинальных зон, так и в зоне выклинивания меловых отложений в платформенной части прогиба.

Именно теперь, когда вопрос повышения добычи УВ-сырья и открытия новых залежей в старых изученных районах стоит особенно остро, важно более детально рассмотреть перспективы основной нефтегазоносной толщи Терско-Каспийского краевого прогиба. Достоверность оценки перспектив меловой терригенно-карбонатной толщи, залегающей на глубине от 4 км до 7 км, зависит от установления характера распространения коллекторов и прогноза их литогенетических свойств. Основой такой оценки послужили литолого-фациальный анализ и изучение изменений фильтрационно-емкостных свойств пород под действием процессов эпигенеза и катагенеза.

По результатам изучения коллекторских характеристик пород – первичной и вторичной пористости, трещиноватости, результатов исследований физики пласта и промыслово-геофизических исследований – в нижнемеловом разрезе выделяются следующие коллекторские толщи.

    Известково-доломитовая пачка валанжинского яруса. Основную емкость в этих породах составляют поры первичные и диагенетической перекристаллизации, а также вторичные эпигенетической перекристаллизации и выщелачивания. Размер первичных пор 0,02-0,03 мм, вторичных – 0,05-0,50 мм. Вторичные поры выщелачивания в большинстве связаны с трещиноватостью и наблюдаются внутри минеральных или открытых микротрещин. В качестве покрышки или флюидоупора служат “сульфатные” пачки, сложенные доломитизированными известняками с прослоями ангидритов и гипсов. Мощность этих пород-флюидоупоров в среднем составляет 100 м. Тип коллекторов – порово-трещинный.

Готерив-барремский нефтеносный комплекс.

Нефтеносность комплекса в пределах прогиба была установлена только на площади Заманкул и частично на площади Датых. На площади Заманкул промышленные притоки нефти были получены из VII, VIII и IX пластов промысловой номенклатуры. Пласты сложены преимущественно песчаниками и алевролитами, реже – хлидолитами. Встречаются прослои алевритовых глин, оолитовых и органогенно-детритовых известняков. Породы характеризуются плохой отсортированностью, высокой глинистостью и карбонатностью. Для матрицы пород характерны низкие коллекторские свойства. Эффективная пористость не превышает 10,8 %, газопроницаемость – не более 0,110-3 мкм2. В породах в значительной степени развита трещиноватость, о чем свидетельствуют интенсивные поглощения глинистого раствора. Породы-коллекторы имеют пластовый характер, а в создании фильтрационно-емкостных свойств основная роль принадлежит вторичному выщелачиванию и микротрещиноватости. Роль покрышек выполняют глинистые породы, мощность которых колеблется от 15 до 23 м. Тип коллекторов – порово-трещинный.

    V1 и V2 песчаные пласты аптского яруса. Пласты выделяются в составе нижней подсвиты гумуртаирской свиты. Первичная пористость практически не развита из-за высокой глинизации пород. Вторичная пористость отсутствует. Основная роль принадлежит трещиноватости. Трещины в основном открытые, реже – минеральные. Тип коллекторов – трещинный. Покрышкой служит пачка алевритовых и алевритистых глин гидрослюдистого состава, разделяющая V1, V2 и IV песчаные пласты.

    II песчаный пласт нижнего альба выделяется в пределах верхней подсвиты гумуртаирской свиты и обладает региональной нефтеносностью. Породы-коллекторы отличаются большой неоднородностью состава, пониженными значениями межзерновой пористости и проницаемостью ниже 0,01·10-3 мкм2, а также повышенной глинистостью. Однако на Старогрозненской площади были обнаружены хорошо отсортированные песчаники, обладающие повышенными значениями пористости (20 %) и проницаемости (6,9·10-3 мкм2). Такие породы составили 15 % выноса керна. Основную емкость в них представляют первичные поры и вторичные поры выщелачивания, развивающиеся по первичным. Путями фильтрации являются в основном открытые микротрещины, а также немногочисленные межзерновые каналы. Вполне вероятно, что такие породы присутствуют и в других разрезах, но не были определены по керну. Учитывая это, можно ожидать присутствие пород с повышенной пористостью и в других скважинах, эффективная же мощность этих пород, скорее всего, будет небольшая. В отложениях II пласта широкое развитие получили вторичные процессы: регенерация, выщелачивание, кальцитизация, образование аутигенного кварца в порах пород. Анализ эпигенетических изменений пород и сложного тектонического строения региона позволяет сделать вывод, что основными факторами, определяющими условия формирования вторичной пористости, являются: сложная тектоника и глубинный эпигенез. Именно они создают благоприятные условия для развития процессов хлоритизации, кальцитизации и окремнения пород. Вторичная пористость в породах II пласта связана только с двумя процессами: хлоритизацией и кальцитизацией.

Значения вторичной пористости, связанной с хлоритовым цементом, уменьшаются с глубиной погружения пласта от 3 % на Малгобекской площади до 1 % на Ханкальской площади. Вторичные поры развиваются в результате выщелачивания хлорита в цементе породы. Их размер колеблется от 0,010х0,001 до 0,090х0,140 мм. Форма пор чаще округлая. Развиты они в основном в матрице, реже – по ходу открытых трещин, но доля последних довольно невелика.

Формирование вторичной пористости в кальцитизированном глинистом цементе не связано с глубиной погружения пород. Чем более кальцитизирована порода и чем выше степень перекристаллизации кальцита, тем выше значение вторичной пористости. Поры удлиненной, округлой и даже лапчатой формы размером от 0,01х0,02 до 0,80х1,20 мм развиты в основном в матрице породы, реже – по трещинам, выполненным кальцитом, их доля невелика и не превышает 0,5 %. На Малгобекской и Ахловской площадях вторичная пористость, связанная с кальцитизацией породы, практически отсутствует, затем резко возрастает на Эльдаровской площади до 4 % и Старогрозненской площади до 8 %, а далее на Гудермесской и Ханкальской площадях едва достигает 1 %. Такое резкое повышение вторичной пористости так же, как и повышение кальцитизации пород, по-видимому, связано с влиянием Аргун-Эльдаровского разлома. Зависимость коллекторских свойств пород от процессов эпигенеза отражена в табл. 1.

Таблица 1.

Взаимосвязь вторичных процессов и коллекторских свойств в породах II пласта альба

Разведочные
площади
(с запада
на восток)


Вторичные процессы и связанные с ними значения пористости и трещиноватости

Вторичная пористость выщелачивания,
%

Плотность открытых трещин,
м-1

Пористость насыщения (по физике пласта), %

кальцитизация

хлоритизация

окремнение

содержание кальцита, %

пористость, %

max значение плотности открытых трещин, м-1

содержание хлорита, %

пористость,
%

содержание кремнезема,
%

max значение плотности открытых трещин, м-1

I. Терская зона

1. Ахловская

<1,0

5,0

3,0

10,0

45,0

3,0

18,0

2. Малгобек-
Вознесе­новская

1,0

<1,0

5,0

3,0

15,0

56,0

3,5

23,0

8,0

3. Эльдаровская

8,0

4,0

50,0

5,0

2

5,0

6,0

28,0

6,9

4. Хаян-Кортовская

6,0

2,0

43,0

5,0-6,0

3,0

29,0

5,6

5. Ястребиная

5,0

1,5

8,0

2

3,5

18,0

6. Брагунская

3,0

1,0

10,0

1

3,0

2,0

16,0

4,5

II. Сунженская зона

1. Харбижинская

1,0

3,0-5,0

2. Заманкульская

3,0

35,0

5,0

5,0

3. Карабулак-Ачалукская

10,0

13,0

9,0

4. Старогрозненская

12,0

4,5

47,0

8,0-10,0

5,5

5,0

10,0

26,0

12,0

5. Ханкальская

3,0

1,0

15,0

0,5

1,5

 

    Окварцевание пород, с одной стороны, способствовало залечиванию открытой пористости и соответственно ее уменьшению, но, с другой стороны, окварцевание придает породе хрупкость и способствует развитию трещиноватости. Максимальные значения плотности открытых трещин отмечаются на Малгобекской площади и достигают 56 м-1 при средней плотности 23 м-1, там же наблюдается наибольшая степень окварцевания пород.

Основным флюидоупором, обеспечивающим сохранность залежей во II пласте, являются отложения среднего и верхнего альба (аккабосская свита). Эти отложения, сложенные плотными пластичными глинами, практически лишенными алевритовых примесей, имеющие кроме того достаточную мощность (свыше 100 м), могут служить надежной региональной покрышкой для всех пяти продуктивных пластов нижнего мела.

    Верхнемеловой нефтегазоносный комплекс представлен преимущественно тонкозернистыми известняками. В его составе выделяются шесть промыслово-геофизических пачек, но промышленной нефтеносностью характеризуются II-IV и VI пачки. Емкость рассматриваемых пород слагается из первичных и вторичных пор, каверн и трещин. К первичным относятся поры, образованные в процессе седиментации, вторичным – связанные с трещиноватостью и выщелачиванием. Размер вторичных пор выщелачивания в основном колеблется от 30 до 100 мкм. Размер каверн не превышает 2-3 мм. Вторичная пористость, определенная в шлифах, меняется в широких пределах от 0,5 до 8,0 %, однако ее среднее значение как для известняков различных ярусов, так и для отдельных месторождений достаточно постоянно. Оно варьирует в очень узком интервале – 1,96-2,23 %. Примерно такие же значения получены по промысловой геофизике [2].

Присутствие первичных пор в отложениях верхнего мела было установлено в результате проведения электронно-микроскопических исследований. С помощью электронного микроскопа была изучена структура пустотного пространства кокколитовых и кальцесферулидовых известняков, играющих одну из главных ролей в меловом разрезе. Известковые нанофоссилии мезозоя в подавляющем большинстве представлены кальцитовыми фрагментами – целыми панцирями кокколитов (кокколитофорид) и кальцесферулид. Размеры кокколитов обычно колеблются от 1 до 10 мкм. Встречаются и более крупные фрагменты. Размеры кальцисферулид достигают 40-50 мкм, а иногда и более. В отличие от кокколитов, отличающихся хорошей сохранностью раковин и образующих пласты с пористостью типа гранулярной пористости в терригенном коллекторе, кальцисферулиды обладают слабой сохранностью раковин и разрушаются в процессе седиментации, образуя пласты тонкозернистых известняков с низкими свойствами за счет плотной упаковки обломков. Такие породы значительно преобладают в разрезе верхнего мела, их пористость не превышает 1-3 %, а проницаемость в большинстве определений – менее 0,001x10-3 мкм2. Следует отметить, что электронно-микроскопические исследования этих пород показали, что они обладают “микропористостью”. “Микропоры” связаны между собой, но их размер редко превышает 5-6 мкм, поэтому они не являются путями фильтрации, но, возможно, служат средой для аккумуляции флюида и при снижении давления на пласт, скорее всего, способны отдавать флюид в микротрещинную среду. Учитывая, что породы верхнего мела обладают высокими значениями как трещиноватости, так и микротрещиноватости, такие процессы в пласте вполне возможны, хотя эти выводы нуждаются в дополнительных исследованиях.

Как показали исследования, кокколитовые известняки обладают повышенной открытой пористостью. Размер этих пор колеблется от 5 до 15 мкм. Можно с уверенностью сказать, что подавляющее большинство керна, пористость которого достигает 20-25 %, представлено кокколитовыми известняками. Их сравнительно высокая пористость, как уже отмечалось, объясняется формой поровой среды, напоминающей гранулярный тип коллекторов в песчанниках. Поры располагаются между округлыми фрагментами – кокколитами, которые можно идентифицировать с окатанными зернами обломочных пород.

Анализ пористости по разрезу показал, что наиболее пористыми являются породы маастрихтского яруса (табл. 2), особенно второй промыслово-геофизической пачки, представленные кокколитовыми известняками. Не случайно, как показывают промысловые данные, большинство притоков связано с верхней частью позднемелового разреза. По площади распространение кокколитовых известняков в разрезе увеличивается к западу (площадь Малгобек-Вознесеновская) и северу (Ставрополье). В Ставрополье и в северной части Дагестана в разрезе позднего мела уже присутствует типичный мел [1].

Таблица 2.

Среднеарифметические данные изменения параметров пористости и карбонатости
по разрезу позднего мела Терско-Каспийского краевого прогиба.


Возраст отложений


Пачка


Карбонатность, %


Пористость
насыщения, %


Общее число
определений

Палеоцен
Датский ярус

I

83,5

5,80

29

Поздний мел
Маастрихтский ярус

II

93,0

7,40

31

III

95,4

4,40

83

IV

94,6

4,10

40

кампанский ярус

V

89,3

2,80

25

сантонский ярус
коньякский ярустуронский ярус
сеноманский ярус

VI

94,6

3,34

29

S = 237

 

Среди микротрещин в рассматриваемых известняках выделяются минеральные, заполненные кальцитом (до 3-4 генераций), и открытые, а также разнонаправленные стилолиты. В фильтрации УВ принимают участие только открытые микротрещины шириной 5-25 мкм, на стенках которых видны следы легкого желтого битума. Открытые микротрещины часто приурочены к стилолитам и минеральным трещинам.

Как показали многолетние исследования [3], при формировании структуры наиболее трещиноватыми являются максимально напряженные участки: периклинали, перегибы слоев, крутые крылья, узкие своды, что обычно учитывается при заложении скважин. Дизъюнктивная тектоника, широко развитая в рассматриваемом регионе, формирует узкие локальные зоны повышенной трещиноватости. Ширина приразрывной зоны, где развиты оперяющие дизъюнктив трещины, зависит от особенностей формирования разрыва и механических свойств вмещающих пород – чем более хрупки породы, тем шире зона повышенной трещиноватости и выше густота оперяющих трещин. Исследования, проведенные по обнажениям, показали, что обычно приразрывные зоны в карбонатных породах имеют ширину несколько десятков метров, а густота открытых трещин в них возрастает в 1,5-2,0 раза, в то время как густота залеченных минеральным веществом трещин может быть намного выше. Речь здесь идет не о глубинных разломах, а о широко развитых дизъюнктивах, имеющих небольшую глубину проникновения и обычно осложняющих локальные структуры. Такие приразрывные зоны, представляющие линейные участки, могут сопровождаться дроблением пород. Для них характерна повышенная вторичная емкость известняков, возникшая вследствие гидрохимического эпигенеза. В случае вскрытия таких зон скважинами, последние обильно и продолжительное время фонтанируют. Известны случаи, когда скважины на ряде месторождений Терско-­Сунженской зоны поднятий безводно фонтанировали в течение многих месяцев с дебитом в 2-3 тыс. м3/сут (площади Малгобек, Эльдарово и др.). В районах с интенсивными проявлениями неотектоники, к которым относится и территория Терско-Каспийского крае­вого прогиба, влияние разрывных нарушений нельзя недооценивать, поэтому вполне закономерны рекомендации ориентировать бурение эксплуатационных скважин на участки, где по сейсмическим данным отмечаются дизъюнктивы. Здесь следует ожидать повышенный дебит скважин за счет увеличения трещинной проницаемости. Такие участки будут иметь локальный характер и не коррелироваться по разрезу.

Характеристика позднемелового коллектора выглядит следующим образом.

    VI пачка верхнего мела включает отложения гордийской свиты и нижней подсвиты икчерийской свиты. Первичная пористость в основном < 1 %. Главная роль принадлежит трещиноватости. Открытые трещины резко преобладают над минеральными. Вторичная пористость изменяется от 2 до 3 % и развита вдоль открытых трещин. Тип коллекторов – трещинный. Покрыш­ка – мергели V пачки, выделенной в пределах зонахской свиты (K2cp2.).

    II, III, IV пачки верхнего мела входят в состав нехилойской свиты. Главная роль принадлежит открытой трещиноватости пород. Пористость выщелачивания развита вдоль минеральных трещин, роль которых второстепенна. Первичная пористость в пластах кокколитовых известняков достигает 18 %, а в остальной части разреза не превышает 5 %. Тип коллекторов – порово-трещинный. Покрышкой служит толща глин майкопской серии.

На основе литолого-фациального анализа и изучения изменения емкостных свойств пород-колекторов по площади перспективы нефтегазоносности мела, связанные с неструктурными ловушками, оценены положительно. Основные перспективы следует связывать с поднадвиговыми частями Терской и Сунженской антиклинальных зон в пределах уже открытых залежей, приуроченных к структурам. В пределах синклинального прогиба, разделяющего Терскую и Сунженскую антиклинали, по результатам сейсмических, палеотектонических и тектонических исследований впервые была выделена Грозненско-Харбижинская антиклинальная зона (Кононов Н.И., Коновалов В.И., 1990). В осадочном чехле она выражена такими положительными структурами, как Харбижинская, Старогрозненская, Алханчуртовская, Межхребтовая и другие, для подтверждения некоторых из них необходима дальнейшая постановка детальных высокоточных сейсморазведочных работ. Размер зоны 165х5-8 км. Нефтегазоносность меловых отложений установлена на Харбижинской и Старогрозненской площадях. Из-за глубины залегания структур в пределах зоны (от 5 до 7 км) требуется высокая технология бурения скважин. Следует обратить внимание и на такое направление, как бортовые части впадин. Если в пределах Петропавловской и Сулакской впадин поисковые работы, хотя явно в недостаточном объеме, в свое время проводились, то перспективы Чеченской, Осетинской и Кабардинской впадин совершенно не оценены. Проведение в пределах перечисленных впадин высокоточной сейсмики, возможно, позволит выявить в бортовых частях осложняющие их тектонически экранированные ловушки. Не следует сбрасывать со счетов, может быть, и менее перспективное направление – это зоны выклинивания и фациального замещения коллекторов для отложений нижнего мела и зоны эрозионных срезов для отложений верхнего мела. Здесь перспективы нефтеносности могут быть связаны с литофациальным замещением в западном направлении I алевролитовой пачки альба. Нефтеносность пачки подтверждена на Ястребиной площади, где она сложена алевролитами, а в пределах Малгобекской и Карабулак-Ачалукской площадей пачка уже представлена алевритовыми и алевритистыми глинами. Здесь притоков нефти из нее не было получено. В северной бортовой части прогиба на Шелковской площади получен приток нефти из отложений верхнего мела, в котором фораминиферовая свита залегает на породах IV промысловой пачки. Налицо эрозионный размыв отложений дания и части маастрихтского яруса. Следует отметить, что в пределах бортовой части прогиба притоки нефти на структурах, имеющих стратиграфически полные разрезы, не получены.

Перспективы уже выявленных нефтегазоносных комплексов выглядят следующим образом.

Известково-доломитовая пачка валанжинского яруса.

Перспективы нефтегазоносности связаны с зонами выклинивания пачки в пределах Затеречной и Сулакской структурно-фациальных зон и, возможно, с бортовыми частями Петропавловской и Чеченской впадин, где могут формироваться тектонически экранированные ловушки.

  • V1 и V2 песчаные пласты аптского яруса. Перспективы нефтегазоносности довольно ограничены. Это связано с опесчаниванием покрышки в восточной части территории. Возможно формирование ловушек в бортовых частях Сулакской впадины, связанное с фациальным замещением песчаников.
  • II песчаный пласт альба. Перспективы нефтегазоносности связаны с зонами формирования тектонически экранированных ловушек в поднадвиговых зонах и бортовых частях впадин. Возможно формирование литологических ловушек, связанных с выклиниванием пласта в пределах средней части Каспия.
  • VI пачка верхнего мела. Перспективы пачки ограничены в связи с высокоразвитой трещиноватостью покрышки в западной части территории. В восточной части основные перспективы связаны с поднадвигами Терско-Сунженской антиклинальной зоны.
  • II, III, IV пачки верхнего мела. Основные перспективы связаны с поднадвигом Сунженской и Терской антиклинальных зон, тектонически экранированными ловушками в бортовых частях впадин и со стратиграфически экранированными ловушками, образованными в результате эрозионного размыва отложений II и III пачек в северной бортовой части прогиба в пределах Ногайской моноклинали.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Андрющенко А.И. Распространение Calcisphaerulidae (Problematica) в верхнемеловых отложениях северной части Горного Дагестана / А.И.Андрющенко, И.В.Долицкая // Бюллетень МОИП. Отд. геол. – 1975. – Т. 50 (5).
2. Крылова О.В. Закономерности изменения пористости матрицы верхнемеловых отложений в пределах Восточного Предкавказья / О.В.Крылова, Г.А.Шнурман // Геология и перспективы нефтегазоносности Северо-Восточного Кавказа. – Грозный: Изд-во СевКавНИПИнефть. – 1988. – Вып. 49.
3. Лысенков П.П. Зависимость трещинной пористости пород от степени их деформаций (на примере верхнемеловых складок Чечено-Ингушетии) // Новое в геологическом строении и перспективах нефтегазоносности Северо-Восточного Кавказа. – Грозный: Изд-во СевКавНИПИнефть. – 1980. – Вып. 33.


©  О.Н. Зуйкова, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-4.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru