Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Геологическое строение восточной части прикаспийской впадины .
1.1..Литолого-стратиграфический очерк б
1.2. Тектоника 31
1.3. . Нефтегазоностность .47
ГЛАВА ІІ.Литологйческая характеристика пород-коллекторов. 54
ГЛАВА III. Коллекторские свойства пород 77
3.1..Морфо-структурная особенность пустотного пространства .79
3.2. Петрофизические свойства пород 91
3.3.Типы пород-коллекторов. 127
3.4. Распределение пород-колллекторов по разрезу 157
3.5.Распределение терригенных пород-коллекторов по площади 172
Заключение 185
Список литературы 186
- Тектоника
- Нефтегазоностность
- Петрофизические свойства пород
- Распределение пород-колллекторов по разрезу
Введение к работе
Нефть, газ, конденсат в настоящее время являются одним из основных источников энергии и важнейшим химическим сырьем. Углеводороды относятся к невозобновляемым полезным ископаемым. Их месторождения на небольших и умеренных глубинах в значительной части открыты, разведаны, и,нередко, уже разработаны. В связи с этим остро стоит вопрос о дальнейших путях пополнения промышленных запасов нефти, газа и конденсата. Одним из них является повышение нефте- и газоотдачи, который пока не нашел эффективного решения. Другими путями являются поиски углеводородов на шельфе, а на суше - в ловушках неантиклинального типа или в отложениях, залегающих на больших глубинах - свыше 4 км. В настоящее время поисковые работы на этих глубинах ведутся более, чем в 70 странах мира.
Проблема поисков скопления нефти и газа на больших глубинах связана с решением ряда задач, среди которых одной из основных является эффективное прогнозирование коллекторских свойств пород. Известно, что даже при самых благоприятных геологических условиях, но при отсутствии пород-коллекторов и пород-экранов промышленные скопления углеводородов сформироваться не могут. Известно, что в процессе погружения на большие глубины осадочные породы претерпевают существенные преобразования. Всестороннее познание пород-коллекторов на больших глубинах имеет большие теоретическое и практическое значение.
В ближайшие годы реальные геологические предпосылки для подъема добычи нефти и газа в СССР могут быть связаны с открытием новых зон нефтегазонакопления в нижнем структурн этаже мезозойских отложений северных областей Западной Сибири и в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины. В последних открыты несколько месторождений газа, газоконденсата и нефти, таких как Кенкиякское, Жанажольское,Тенгизское и другие, которые подтвердили высокую оценку перспектив нефтегазоносности.
Проблема поисков нефти в породах нижних структурных этажей и в особенности в Прикаспийской впадине связана с решением целого ряда задач и одна из главных, в их числе, правильное прогнозирование коллекторских свойств пород, определение местоположения и размеров коллекторских толщ.
Данная диссертационная работа посвящена вопросам изучения литологии и коллекторских свойств подсолевых терригенных пород.
Терригенные породы подсолевого комплекса характеризуются появлением на больших глубинах новых типов коллекторов. Поэтому немаловажное значение приобретают исследование и изучение катагенеза терригенных пород, как одной из основ для выявления закономерностей пространственного размещения различных типов коллекторов.
Данная диссертационная работа выполняется в соответствии с тематикой задания ГКНТ,АН СССР и Госплана СССР. 05.03.Н9 "Выявить условия и закономерности размещения пород-коллекторов нефтеносных районов СССР". В работе была применена комплексная методика изучения закономерностей развития терригенных пород-коллекторов, базирующаяся на литологических, петрофизических и промыслово-геофизических материалах.
Диссертационная работа базируется на значительном фактическом материале. Автором были изучены свыше 1000 образцов пород, в том числе 500 в шлифах под микроскопом. Исследовано около 500 образцов с определением упруго-деформационных свойств (включающих скорость прохождения ультразвуковых волн, предел упругости, твердость пород и коэффициент пластичности плотность, пористость и проницаемость). Выполнено и использовано свыше 500 гранулометрических анализов. В работе использовано около 250 рентгено-структурных анализов глинистой фракции, более 100 образцов изучено с использованием растровой электронной микроскопии. Аналитический материал обработан с применением ЭВМ. Результаты промыслово-геофизических исследований использованы по 42 скважинам.
Основой для исследования послужил керновый материал по 20 площадям (около 100 сквашш). Автор пользовался литературным, фондовым и аналитическим материалом производственных геологических объединений "Актюбинскнефтегазгеология","Гурьев-нефтегазгеология", "Эмбанефть", КазНИГРЙ,ВНЙ1Нй,йГиРГИ, и других организаций.
Искреннюю благодарность автор выражает своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Б.К.Прошлякову за консультацию и ценные советы, кандидатам геолого-минералогических наук, с.н.с.Т.И.Гальяновой, Ю.Г.Пи-менову за постоянную помощь в работе.
Автор также благодарит коллектив кафедры петрографии и геохимии осадочных пород за практическую помощь, советы и консультации.
Тектоника
Стратиграфическая принадлежность поверхности кристаллического фундамента из-за отсутствия бурения, достоверно не установлена. Поэтому о его возрасте высказываются предположения на основании сравнительного анализа различных геофизических и геологических материалов. О возрасте Фундамента восточной части Прикаспийской впадины существует несколько точек зрения (Шатский,1946, Соколов 1962, Чево-лин 1965. Журавлев и др.1965, Жолтаев и др.1975 и др.). Р Формировании структуры фундамента важную роль играют разломы докембрийского возраста . выделенные разломы по своей протяженности, продолжительности развития и глубины проникновения относятся к категории глубинных (Хаин 1963), а типы сбросов и взбросов позволяют говорить о наличии дислокации надвигового характера.
Разломы, как правило, сложные, секут земную кору и проникают в верхнюю мантию. Многие разломы прослеживаются в подсолевом комплексе пород в виде флексур. В целом сеть региональных разломов состоит из двух систем с различной пространственной ориентировкой. Разломы меридианалъного простирания параллельны друг другу и разломы широтной ориентировки.
Фундамент имеет глыбовое строение и состоит из систем приподнятых и опущенных блоков, разделенных региональными разломами меридианалъного и широтного простирания (рис.5). Блоки фундамента, различные по своим размерам, имеют пре ми исследованиями, проведёнными методом отражённых волн/МОВ/ в подсолевом разрезе осадочного чехла Прикаспийской впадины обычно отмечается до трёх отражающих горизонтов: Пт - вблизи поверхности подсолевых отложений с граничной скоростью 5000-5400м/с; П - приуроченный к кровле известняков среднего карбона и имеет граничные скорости 5800-6200 м/с; Пд- к терригенным образованиям девона и нинрего карбона с граничной скоростью 6200-6500 м/с.
Преломляющий горизонт - Ф - соответствует поверхности кристаллического фундамента и имеет граничные скорости 6200-7200 м/с.
Кроме основных отражающих и преломляющих горизонтов на территории восточной части Прикаспийской впадины в разрезе палеозойских отложений сейсмическими исследованиями выделен ряд дополнительных отражающих и преломляющих горизонтов, имеющих локальное распространение /Арабаджи и др.1969, Мильничук-и др.1980, Дальян 1972/.
Сейсмическими работами в пределах Прикаспийской впадины в гипсометрическом интервале 4,5-21 км поверхность кристаллического фундамента надёжно протрассирована.
Знание строения поверхности фундамента имеет важное практическое значение, так как именно его строение контролировало осадконакопления подсолевых палеозойских отложений и образование по ним седиментационных и тектонических структур. Глубина залегания поверхности фундамента определяет также мощность подсолевого палеозойского комплекса пород.
Наиболее глубоко погруженная часть Прикаспийской впадины смещена несколько к северной и западной бортовим зонам, где поверхность фундамента залегает на глубине 20 - 23 км. имущественно вытянутую форму.
По данным И.Б.Дальяна (1978), разломы меридионального и широтного направления делят поверхность докембрийского фундамента восточной части Прикаспийской впадины на своды, приподнятые и опущенные блоки различных размеров, такие как своды Іаркамнсский, Кандыкольский, Туресайский, Утыбейский, Енбек-ский, Караулвендинский, Биикжальский, Терескенский и др. Каркамысский свод среди них является самым приподнятым. Поверхность его фундамента залегает на глубине 7-7,5 км. В юго-восточной части Прикаспийской впадины принципиальное значение имеет Утыбайский приподнятый блок, который отделен от южных, резко погруженных и субширотно вытянутых структур 1(кно-Эмбен-ского блока ( Волож и др., 1977). Утыбайский блок характеризуется региональным воздыманием поверхности фундамента с запада на восток. В пределах блока поверхность кристаллического фундамента залегает на глубине 6-8 км.
Строение поверхности кристаллического фундамента восточной части Прикаспийской впадины отражаются в структурном плане палеозойских отложений. Выступы и блоки фундамента определяют важные черты строения осадочного чехла и отражаются в виде тектонических элементов - зон, ступеней, валов, прогибов и локальных поднятий. Это показывает, что кристаллический фундамент играет определяющую роль в процессе формирования структур платформенного палеозойского чехла.
Нефтегазоностность
В Прикаспийской впадине издавна известны нефте-и газопроявления. Распределены они неравномерно, как по стратиграфическому разрезу, так и по площади. За последние годы в пределах района открыт целый ряд нефтяных и газоконденсатних месторождений в подсолевом комплексе пород таких как Жанажол, Карачаганак,Кен-кияе, Тенгиз, Тортай. В пределах юго-востока Прикаспийской впадины в подсолевых отложениях выделяется три нефтегазоносных комплекса: терригенныи - верхнего девона- нижнего карбона, карбонатный - нижнего и среднего карбона, терригенныи - верхнего карбона и нижней перми.
Сведения о нефтегазоносности верхнедевонских отложений установлены в юго-восточной части бортовой зоны на площади Жа-насу (скв. Г-ІІ), где из интервала 2184-2185 м был получен приток тяжелой нефти. В восточной бортовой зоне из верхнедевонских терригенных отложений признаки нефти в виде битума были отмечены на площади Изембет (скв.Г-6) на глубинах 1306-1428м, а из интервала 1770-1776 м при опробовании скважины получен слабый приток воды с горючим газом, в котором количество метана достигало 81,7%. Из нижнєкаменноугольных отложений промышленные притоки нефти и газоконденсата были получены на площадях Тенгиз, Тортай, Жанажол, а на площадях Биикжал,Изембет,Кокпектинская, Кенкияк, Кожасай,Синельниковская были отмечены нефтепроявления. На площади Тенгиз из нижнєкаменноугольных карбонатных отложений были получены притоки нефти дебитом 400 м3/сут. Нефть бензино-керосиновая с плотностью 0.817г/см3, сернистая(16-18%). На площади Тортай из песчано-алевритовых образований в скважинах П-1,П-2,П-4,Г-14 были получены фонтанные притоки нефти с газом при плотности нефти 0.840-0.846г/см3. На площади Жанажол
дебиты нефти и газа из известняков нижнего карбона достигали ЮОт/сут. На площади Ю.-З. Улькентюбе (скв.П-2) при забое 5140м из терригенных отложений нижнего карбона был получен пульсирующий фонтан нефти дебитом 70 м3/сут. На площади Кен-кияк (скв.11-89) из известняков нижнего карбона при испытании был получен незначительный приток нефти, а также наблюдалась пропитанность и примазки нефти в керне.
Среднекаменноугольные отложения в пределах востока Прикаспийской впадины являются регионально-нефтеносными. В юго-восточной бортовой зоне в отложениях среднего карбона нефте-газопроявления установлены на площадях Тортай, Биикжал и др.
В восточной бортовой зоне нефтеносными являются карбонатные отложения среднего карбона на площади Арансай, Алибек-мола, Бозоба, Жанажол, Кенкияк, Кожасай, Синельниковекая и Вост.Тортколь.
Промышленная нефтегазоносность известняков башкирского яруса среднего карбона (П карбонатная толща) установлена на площади Кенкияк (скв.П-89,Г-І06, Г-Ю7,Г-Ю2 и др.),Бозоба (скв.Г-3,Г-4, Г-5). При испытании скважин Г-106,Г-107 и других были получены фонтанные притоки нефти дебитом 70м3/сут.,плотностью 0.817-0.862г/см3 с малым содержанием серы.
На площади Жанажол в карбонатных породах московского яруса карбона (I карбонатная толща) было открыто газоконденсат-ное месторождение. Газ по составу метановый следующего состава: СН4 - 65.2$, OgHg - 1,4$, C3Hg - 0.8$, C4HQ - 0.2$ , С02 - 0.4$, 02 - 0.7$ , s - 3$
Фонтанные притоки газоконденсата были также получены на площади Урихтау (скв.Г_4), которая расположена в непосредственной близости от Зйанажольского месторождения.
На площади Арансай (скв.П-1) (интервалы 4737-4755м, 4812-4840м) из известняков московского яруса был получен приток нефти дебитом 0,2 м3/сут, плотностью до 0.9082 г/см3, с содержанием серы - 1.7$. Признаки нефти также отмечались в среднека-менноугольных отложениях на площадях Кожасай (скв. П-І.П-2), Алибеммола (скв.П-ІЗ).
По данным И.Б.Дальяна (1982г.) эти залежи нефти и газа в карбонатном комплексе среднего карбона вторичны и образовались за счёт миграции углеводородов из тарригенных продуцирующих толщ.
В верхнєкаменноугольных отложениях восточной бортовой зоны нефтегазопроявления зафиксированы на площади Жанажол, где к ним приурочена верхняя часть массивной залежи, связанной с карбонатными породами-коллекторами (I карбонатной толщи). В Актюбинском Приуралье признаки нефти и газа в терригенных верхнєкаменноугольных отложениях наблюдались наблюдались на Александровской, Петропавловской и Белогорской площадях (П.Я.Авров, Л.Г.Космаче-ва, 1963, А.К.Замаренов,І970). В восточной бортовой зоне впадины из верхнекамзнноугольных отложений на площади Остансук (скв. П-38) наблюдались кратковременные притоки нефти дебитом 20 м3/сут (инт.3469-3512м), разгазирование раствора и пленки нефти в интервалах 3567-3588м и 3862-3998м.
В пределах юго-восточной бортовой зоны нефтегазопроявлений из отложений верхнего карбона не обнаружено, что объясняется их полным отсутствием здесь или незначительной мощностью.
Петрофизические свойства пород
Подсолевые терригенные отлодения юго-восточной части Прикаспийской впадины, залегающие в интервале глубин 1680 (пл. Терескен) - 6028 м (пл. Биикяал) отхватывают возрастной диапазон от верзне-го девона до артинского яруса нижней перми.
По керновому и промыслово-геофизическому материалу основным вместилещем углеводородов в подсолевом терригенном комплексе являются обломочные. и глинистые образования нижнего карбона и нижней перми.
Песчаники и алевролиты, как уке отмечалось, сероцветные, обычно разнозернистые; обломочные зерна, слагающие их, представлены кварцем, полевыми шпатами, обломками кремнистых, эффузивных и других пород. Цемент пород карбонатный, глинистый, чаще смешанный.
По степени уплотнения песчаники и алевролиты относятся к группам от уплотненных до очень сильно уплотненных пород (по классификации Б.К.Проідлякова, 1974). Коэффициент их уплотнения варьирует от 0,75 до 0,95, составляя в среднем 0,85-0,89 - для алевролитов и 0,91 - для песчаников (табл.1 ). Плотность обломочных пород варьирует в значительных пределах ( 2,08 г/см3 до 2,72 г/см3), составляя в среднем: для песчаников - 2,42-2,58 г/см3, а для алевролитов - 2,40-2,55 г/см3.
Как показали исследования, коллекторские свойства обломочных пород весьма изменчивы (табл. 1 , рис. 34 ). Их пористость варьирует в значительных пределах: песчаники К2Т = ITI8,4g при Кпп і до 20,5$; алевролиты - кт = 1,4-21,8$ при Кпп до 33$.
Основная масса подсолевых песчано-алевритовых образований юго-восточной части впадины по своим ёмкостным и фильтрацион-ным свойствам относится к колекторам ІУ-УІ классов по А.А.Ханшу (1969). Породы высоких (І-Ш) классов встречаются довольно редко, например,? ІУ продуктивном пластеместорождения Кенкияк.
Исследование упруго-деформационных свойств обломочных пород и сравнение их с пористостью позволяет сделать заключение о том, что в пределах рассматриваемых площадей юго-восточной части Прикаспийской впадины (Арансай,Бозоба,Кенкияк, Ю..43. Улькентюбе, Шолькара и др.) особенно в нижне-пермских отложениях (рис. 35 ), широко развиты сложные породы-коллекторы тре-щинно-порового, порово-трещинного типов. Анализ распространения скоростей УЗВ в песчано-алевритовых породах, а также характер насыщения их люминофором показывают, что в обломочных образованиях наибольшим развитием пользуются трещины, параллельные наслоению,протяженностью до 30 мм со средней раскры-тостью до 50 мкм (табл. 2 ). Трещины обычно заполнены углеводородами. Так, например, из скв. Г-ІІ0 Кенкияк с глубины 4158,1-4165,3 м был поднят песчаник с трещинами параллельными наслоению, из которых в атмосферных условиях проходило высачи-вание темно-коричневой нефти (рис. 31 ).
В подсолевом комплексе юго-восточной части Прикаспийской впадины широко развиты глинистые породы. Представлены они глинами и аргиллитами, причем на долю аргиллитов приходится 80% и более от общего количества глинистых образований.
Глинистые породы, в зависимости от литологического состава, обладают различными литолого-петрофизическими свойствами. Анализ их ёмкостных, фильтрационных, физико-механических и скоростных свойств позволяет выделить среди них породы-кол лекторы и породы-флюидоупоры (табл. 3 ). Как уже отмеча лось, подсолевом комплексе преобладают глинистые образова ния хлорит-гидрослюдистого состава с различным-жшинеством набухающих пакетов от следов до 50% и более.. В зависимости от их количества».при прочих равных условиях, глинистые образования можно подразделить на две группы: глины с количеством набухающих компонентов более 20% и аргиллиты - набухающих компонентов до 20%. Глинистые породы-коллекторы представлены аргиллитами в различной степени известковистыми и аргиллитами с тонкшли прослоями и линзами алевролитов. Причем, последние образуют в подсолевых разрезах так называемые толщи тонкого переслаивания, хорошо выделяющиеся по материалам геофизических исследований скважин (ГИС).
Емкостные свойства глинистых пород-коллекторов,учитывая значительную глубину залегания, удовлетворительные. Открытая пористость составляет 6-16% (табл. I ,рис. 34 ). Объемная плотность их варьирует от 2.08 г/см3 до 2.72 г/см3. Пустотное пространство аргиллитов представлено трещинами. В тех случаях, когда имеются микро-линзы и прослои обломочного материала, пустотное пространство в аргиллитах, в основном, смешанного, трещинно-порового типа. Трещины,преимущественно параллельны наслоению, прямолинейные или слабо волнистые, часто кули-сообразные, иногда группируются в зонах шириной до 5-6 мм (рис. 35 ).
Распределение пород-колллекторов по разрезу
Обломочные породы-коллекторы трещинного и смешанного типов характеризуются соответственно высокой и повышенной акустической анизотропностью и пониженной величиной коэффициента дефектности. Коэффициент анизотропности этих пород в зависшлости от ориентировки трещин варьирует в широких пределах: 1,2-2 для пород с вертикальными трещинами и 0,25-08 - с горизонтальными. Коэффициент дефектности - ниже 0,7.
На рис.49,52видно, что среди обломочных пород выделяется группа, обладающая высокими величинами скорости 73В (более 4000 м/сек) и низкой открытой пористостью. Комплексное исследование упруго-деформационных свойств и люминесцентная пропитка позволяет отнести их к группе пород-экранов. Среди глинистых образований также выделяется подобная группа, но в отличие от обломочных пород-экранов глинистые образования характеризуются более низкими скоростями УЗВ. Породы-экраны независимо от их генетического типа так же как и породы-коллекторы порового типа, при прочих равных условиях, характеризуются акустической изотропностью (К„ близок к I) и низкой дефектностью (К близок к I).
Таким образом, сопоставление открытой пористости и скорости распространения УЗВ позволяет дифференцировать пустотное пространство по их типу, а оценку степени плотности и ориентировку трещин можно получить из соотношения скоростей распространения-УЗБ в различных направлениях, т.е. через коэффициенты дефектности (Кд) и анизотропии (К&\. Изменение этих параметров не случайно, а зависит от степени трещиноватости пород. Последнее наиболее наглядно выражено для глинистых пород (рис. 53 ), для которых характерна прямая зависимость между коэффициентами пластичности и дефектности. Увеличение пластических свойств пород ведет к росту величины коэффициента дефектности, отсутствию нарушения их сплошности.
Для сравнения физико-механических свойств было проведено сопоставление (рис. 53 ) пластических свойств (Кцд) и степени нару-шенности (Кд) глинистых пород-коллекторов юго-восточной части Прикаспийской впадины и нефтеносных глинистых пород-коллекторов баженовской свиты месторождения Салым (скв. 118, инт.2780-2908), для сравнения подобное сопоставление, по-видимому, правомочно, т.к. обе разновидности глинистых образований в целом имеют сходный минералогический состав - хлорит-гидрослюдистый.
При визуальном осмотре баженитов было отмечено их сходство с подсолевыми глинистыми породами Прикаспийской впадины. Они также темноцветные, слоистые. Скорость распространения УЗВ для баженитов по направлениим составила: I-770-I750 м/сек, П-І730-4ІІ0 м/сек, Ш-І800-42І0 м/сек; а величина их коэффициента дефектности не превысила 0,40. Соотношение скоростей УЗВ по направлениям, величина Кд и также физико-механические свойства (К -2,1-2,9; Рш=43-77 10 н/м ) показывают, что сплошность баженитов нарушена микротрещинами. Это же подтверждается насыщением образцов люминофором. Сравнение приведенных параметров упруго-деформационных свойств батсенитов с подобными же параметрами подсолевых глинистых пород-коллекторов показывает, что они имеют одинаковую нарушен-ность трещинами, сходную ориентировку, плотности и раскрытости, что при несколько различной склонности к трещинообразованию - Кдд подсолевых глинистых коллекторов составляет 1,2-2,5, а бакенитов - 2,2-2,9. Это объясняется большим содержанием в глинистых породах Заненовской свиты органического вещества.
В целом молено отметить, что обе разновидности глинистых коллекторов (подсолевые и бакениты) по своим упругоде$ормационным свойствам, т.е. их склонности к трещинообразованию и степени трещиной нарушенийсти, имеют большое сходство.
В заключение следует отметить, что применение стандартного комплекса литолого-петрофизических исследований совместно с физико-механическим методом и методами ультразвуковой, люминесцентной дефектоскопии позволяет получить дополнительные данные об особенностях строения и структуре порового пространства пород. Применение упомянутых методов дало возможность подразделить осадочные эбразования на флюидоупоры и коллекторы, разделить последние по типу пустотного пространства; во-вшррых, произвести прогноз, выявить ориентировку и дать количественную оценку трещин; в-третьих, произвести расчленение разреза скважин по типу пустотного пространства и выделить наиболее трещиноватые интервалы, а затем оценить особенности развития трещиноватости в разрезе и по площади.
В связи с вопросами прогноза, оценки запасов нефти и газа, а шакже разработки месторождений этих полезных ископаемых на больших глубинах, важное значение имеет выявление закономерностей изменения коллекторских свойств пород с глубиной. Этому вопросу посвящены многие работы советских и зарубежных исследователей (Б.К.Прошляков, I960, 1974; К.Р.Чепиков, 1982; Д, Марсвел, 1964; В.М.Добрынин, 1965; А.Н.Дмитриевский, 1984; О.А.Черников, 1983 и др.).
Многочисленные исследования, выполненные советскими и зарубежными специалистами позволили установить общую закономерность заключающуюся в том, что по мере увеличения глубины залегания пород их пористость (полная и открытая) и проницаемость постепенно понижаются, а плотность пород возрастает. Изменение этих свойств у каждой литологической разности пород происходит неодинаково.
