Содержание к диссертации
Введение
1. История изученности доманиковых фаций девона 7
2. Геологическая характеристика
2.1. Структурно-тектонические условия залегания доманикоидной формации 15
2.2. Стратиграфия и типы разрезов доманикитов 22
2.3. Вещественный состав доманикитов 32
2.4. Палеогеографические условия осадконакопления 46
3. Геохимическая характеристика органического вещества доманикитов 51
3.1. Общая геохимическая характеристика органического вещества доманикитов 51
3.1.1. Геохимическая характеристика органического вещества пород доманикового горизонта 51
3.1.2. Геохимическая характеристика органического вещества пород верхнефранского подьяруса и фаменского яруса
3.2. Пиролитический анализ керогена 71
3.3. Хроматографический анализ битумоидов и нефтей 83
4. Условия преобразования органического вещества и образования нефти 107
4.1. Сопоставление доманикитов Башкортостана с другими нефтепроизводящими толщами 107
4.2. Характеристика керогена 111
4.3. Нефтегенерационный потенциал доманикитов 115
4.4. Механизм миграции углеводородов из доманикитов 118
4.5. Роль тектонического фактора в процессах нефтеобразования 123
4.6. Оценка времени генерации нефти по палеогеотермическим 127
данным
5. Нефтегазоносность пород доманикоидной формации верхнего девона 135
5.1. Строение пород-коллекторов 135
5.2. Выделение трещинных коллекторов в доманикитах 144
5.3. Характеристика нефтепроявлений и залежей в отложениях доманикоидной формации 149
5.4. Физико-химические свойства нефтей .; 159
5.5. Перспективы нефтегазоносности доманикоидной формации 161
Заключение 169
Список использованных источников
- Вещественный состав доманикитов
- Геохимическая характеристика органического вещества пород доманикового горизонта
- Нефтегенерационный потенциал доманикитов
- Характеристика нефтепроявлений и залежей в отложениях доманикоидной формации
Вещественный состав доманикитов
В геологической литературе название «доманик» появилось в 1846 году в отчете Р.Мурчисона, Э. Вернейля и А.Кейзерлинга о результатах их геологической экспедиции в Россию.
Доманиковыми фациями называют пачки и свиты битуминозных, тонкослоистых пород с весьма своеобразной псевдопелагической фауной, характеризующейся большим количеством птеропод, псевдопелагических беззамковых пелеципод, прираставших к водорослям, и почти гладких брахиопод. Для пород, слагающих эти фации, характерно повышенное содержание битумов, вплоть до образования горючих сланцев; чаще всего это битуминозные известняки и сланцы, нередки кремнистые сланцы и известняки, также битуминозные. Часты прослои и линзы окремнелых пород. Доманиковые фации рассматриваются как нефтепроизводящие толщи, и с ними связывают нефтеносность Волго-Уральской области и западного склона Урала. Толщина доманиковых фаций сравнительно небольшая, от нескольких метров до 30-40, реже до 60-90м. Протяженность их значительна, иногда измеряется сотнями километров.
Согласно Д.В.Наливкину (1956г.), отложения доманикового горизонта являются типовыми для выделения доманиковых фаций.
По возрасту доманиковые фации различны. Типичный доманик относится к среднефранским слоям. Свое название он получил от реки Доманик, притока Ухты на Тимане, где достигает 90м толщины. Развит доманик начиная от Тимана, Новой Земли, Пай-Хоя, по всему западному Уралу. На восточном склоне Урала он неизвестен.
До того момента, как в Приуралье была открыта нефть, доманиковые фации привлекали к себе не больше внимания, чем любые другие девонские фации. С открытием нефти в Приуралье отношение исследователей к дома-нику резко изменилось, и особенно возрос интерес после работы А.Д. Архан гельского (1929г.), в которой на основании общих теоретических соображений было определенно указано на доманик, как на вероятную нефтепроизво-дящую свиту Урала. С этого времени начинается литологическое и стратиграфическое изучение доманиковых фаций. Целью изучения доманиковых фаций в большинстве работ было установление их роли в формировании месторождений нефти и газа в Урало-Поволжье.
Все наиболее заметные исследования последующего периода, касающиеся доманиковых фаций девона, были ориентированы на изучение их неф-тепроизводящей роли. Изучение велось в Нефтяном институте (Москва) в 1931 году В.Н.Крестовниковым, Г.И.Теодоровичем и А.А. Варовым.
В результате исследований в Башкирском геологическом тресте в Уфе (А.И.Олли, А.П.Блудоров и Т.Н.Гуляева) был накоплен большой фактический материал, на основании которого был сделан вывод об отсутствии практического значения доманиковых горючих сланцев.
Наиболее крупные работы последующего периода, затрагивающие вопросы литологии и геохимии доманиковых отложений, были направлены, по своей сути, на оценку их нефтепроизводящей роли.
Большой вклад в изучение доманиковых фаций внес Н.М.Страхов. В своей работе [86] он дал всестороннее описание доманиковой фации Южного Урала, рассмотрел палеогеографию времени образования доманика и вопрос о его нефтепроизводящих возможностях. В результате произведенного изучения Н.М.Страхов приходит к выводу, что доманиковый горизонт был неф-тепроизводящим горизонтом Урала, хотя возможно и не единственным. По его мнению, на это указывает наличие многочисленных асфальтитовых прожилков в доманике и соприкасающихся частях кровли и подошвы, доказывающих, что породы доманикового горизонта некогда явно содержали в своем составе фазу жидких битумов, а также присутствие следов их миграции в трещинах. И.М.Губкин, изучая проблему происхождения нефти, в своей работе «Учение о нефти» [22] рассматривал доманиковые фации как нефтематерин-ские.
В.П.Батурин [12] также рассматривал доманиковые фации Южного Урала как нефтепроизводящие.
Второй этап в изучении доманиковых фаций начался после открытия в 1944г. в Башкирии девонской нефти. Появился ряд работ, посвященных литологии, фациям и нефтеносности верхнедевонских карбонатных отложений Западной Башкирии. Среди них следует отметить работы по литологии и геохимии карбонатной толщи франского яруса Западной Башкирии К.Р.Тимергазина (1950), по фациям девона и карбона - Д.Ф.Шамова (1947, 1948гг.). Кроме того, верхнедевонские карбонатные отложения, включая и доманик, Западной Башкирии рассматривались в той или иной мере в работах А.А.Трофимука (1950), В.А.Балаева (1946), А.Я.Виссарионовой (1945), Л.Н.Розанова (1952), Г.И. Теодоровича (1965), М.А.Юнусова (1966, 1971), Т.Т.Середы (1967, 1972), С.В.Максимовой (1975), А.З.Сюндюкова (1961, 1975гг.), Ф.Г.Гурари (1981г.) и др.
А.З.Сюндюковым большой фактический материал по карбонатным отложениям Западной Башкирии был обобщен на основании специальных ли-толого-фациальных исследований. Им были построены литолого-фациальные карты, отображающие геологическую историю этого нефтегазоносного района, дано описание типов пород, распределение нефтегазоносности по разрезу [88, 89].
Геохимические исследования доманиковых фаций в Башкирии проводились Н.П.Егоровой . В ее работах были выделены геохимические фации в карбонатных отложениях верхнего девона, проведены анализы нефтей, битумов и пород, приуроченных к этим толщам, и дана первая оценка перспективности доманиковых отложений на нефть [27, 28, 29, 32]. Под руководством Н.П.Егоровой диссертант в течение многих лет принимала участие в исследованиях доманикитов. Изучением нефтепроизводящих свойств карбонатных пород верхнего девона Башкирского Приуралья занималась Н.Г.Жузе [30] . На основании исследований химико-битуминологической характеристики доманикитов, в том числе изучения хлороформенного битумоида методом ИКС, был сделан вывод о нефтепроизводящей роли отложений доманиковой фации саргаев-ского и семилукского горизонтов.
Н.М.Страхов и К.Ф.Родионова [87] на основе всестороннего литолого-петрографического и химико-битуминологического изучения керна из дома-ника Вол го-Уральской области делают заключение, что доманиковый горизонт, содержащий большое количество битумов нефтяного ряда, мог бы выделять большое количество легких фракций в коллекторы, если бы они находились рядом с ним. Они вводят понятие "битумовмещающей толщи". Это отложения, обогащенные органическим веществом планктонного генезиса, которые характеризуются резко восстановительной средой и поэтому генерируют в ходе диагенеза значительные массы битумов нефтяного типа, но не способны, вследствие подстилания и перекрытия битумо-непроницаемыми породами, отдать нефтяную фракцию в коллекторы. Типичной битумовмещающей свитой, по их мнению, является доманик.
Геохимическим исследованиям органического вещества (ОВ) доманикитов посвящены также исследования С.Г.Неручева (1969,1986), Е.А.Рогозиной, И.А.Зеличенко (1986), Т.Т.Клубовой (1975), Т.В.Белоконь (1990) и др., они были направлены на изучение состава органического вещества пород, оценку нефтеобразующей роли доманиковых отложений. Целью исследований И.И.Аммосова и Н.П.Гречишникова (1975,1977,1991гг.) было выявление палеогеотермических критериев размещения залежей нефти и газа. В работе Н.В.Лопатина, Т.П.Емец (1987) рассматривалась связь между пиролитическими и другими геохимическими параметрами. В работах В.В.Ильинской (1985) и В.А.Белеровой (1986) разрабатываются принципы генетической связи углеводородов органического вещества пород и нефтей. З.Л.Маймин в результате исследования пород доманика [53, 54, 55] делает вывод, что доманиковые фации палеозоя Волго-Уральской области не могли служить нефтепроизводящими свитами, вследствие их значительного окремнения, так как заключенный в них битум, не имея возможности мигрировать, остался запечатанным в породе.
Обстоятельные геохимические исследования доманиковых отложений Волго-Уральской области были выполнены Л.А.Гуляевой и сотрудниками [23]. Ими рассматривалась степень битуминизации органического вещества доманиковых отложений, связь ее с литологическим типом породы и с общим содержанием органического вещества в породе. Доманиковые отложения рассматриваются Л.А.Гуляевой как «запечатанные» между подстилающими и покрывающими их плотными толщами саргаевских и мендымских слоев. Внутри самого доманика отсутствуют пористые коллекторы. Поэтому она приходит к выводу, что главная масса битумов оставалась в породах доманика.
Геохимическая характеристика органического вещества пород доманикового горизонта
Это указывает, что в составе нерастворимого остатка имеют место глинистые вещества и свободный, не связанный в алюмосиликаты, кремнезем, в основном, в виде халцедона, опала и кварца, это подтверждается и данными наших литолого-петрографических исследований. Глинистые минералы в карбонатных породах верхнего девона, по данным термического и дифракционного анализов и электронно-микроскопических наблюдений (А..А.Трохова,1968;С.В.Максимова,1970), представлены, главным образом, гидрослюдами. При пересчете кремнекислоти и оксида алюминия на свободную кремнекислоту и глинистые минералы Л.А.Гуляевой (1961г.) (табл.2.3) установлено, что содержание свободного кремнезема в известня-ках-доманикитах изменяется от 4 до 30%. Полученные в результате проведенного нами спектрального анализа пород молярные величины отношения S1O2/AI2O3 изменяются от 4 до 24 и даже достигают 100-150. По соотношению глинистых минералов и свободной кремнекислоты (SiCVAlaCb) среди известняков с высоким содержанием нерастворимого остатка нами выделены не только глинистые разности, но и кремнисто-глинистые, глинисто-кремнистые и кремнистые известняки.
В составе пород депрессионной зоны выделяются кроме известняков мергели и аргиллиты с высокой степенью окремнения. Проведенные нами исследования химического состава породы показали, что нерастворимый остаток в мергелях рассматриваемой зоны составляет от 40 до 58%, в аргиллитах - более 70%). В составе нерастворимого остатка, по данным силикатного анализа, содержание кремнекислоты колеблется от 38 до 92%, а содержание оксида алюминия от 8 до 20%. Содержание свободного кремнезема, в пересчете на породу, в мергелях составляет от 7,2 до 22,5%, а в аргиллитах 27-83%, а содержание глинистых минералов в мергелях колеблется от 10 до 45%, в аргиллитах - примерно такое же. Таким образом, аргиллиты часто представляют собой, по определению Л.А.Гуляевой, глинистые силициты или кремнеаргиллиты [23
Породы другого литолого-фациального типа доманикового горизонта, развитого на территориях Башкирского и Южно-Татарского сводов, представлены известняками и доломитами с относительно пониженными значениями нерастворимого остатка (6-16%). В области Башкирского свода преимущественно распространены доломиты с НО от 12,1 до 16,4%, а на Южно-Татарском своде нерастворимый остаток в карбонатных породах составляет от 6 до 14%. Ниже и степень окремнения карбонатов этой зоны. Молярные величины отношения SiCVA Cb, по результатам проведенного нами спектрального анализа пород, обычно не превышают 6, но имеют место на Башкирском своде кремнистые мергели с содержанием НО от 43 до 53%, а на Южно-Татарском своде кремнеаргиллиты с НО от 68 до 75% и повышенным отношением Si02/Al203.
Содержание оксида кальция в составе пород доманикового горизонта минимально (3-5%) в аргиллитах, в мергелях составляет 10-26%, в глинистых и кремнистых известняках 32-45%, а максимальные значения в слабоглинистых известняках - 48 до 51%.
Распределение оксида магния в породах доманикового горизонта указывает на различную степень их доломитизации. В известняках с высокой степенью глинистости и кремнистости в зоне более глубоководных отложений содержание оксида магния (MgO) составляет 0,1-0,9% и 4-5% в области палеосводов. В мергелях и аргиллитах в депрессионной зоне доля MgO составляет от 0,6 до 2,6%, а в области сводов повышается до 3,0-4,5%). В доломитах содержание MgO составляет 19,1-20,8%.
Сульфатность в породах Башкирского и Южно-Татарского свода не отмечена, а в глинистых и кремнистых породах депрессионной зоны содержание сульфат-иона составляет от 0,03 до 0,29%.
В породах доманикового горизонта нами отмечено относительно низкое содержание аутигенных форм железа (0,12-5,1%), представленного в основном его пиритной формой. Самые низкие значения аутигенного железа содержатся в чистых известняках, а более высокие - в глинистых известняках и мергелях.
Присутствие преимущественно пиритной формы железа указывает на резко восстановительную обстановку седиментации, соответствующую сульфидной фации (по Г.И. Теодоровичу, 1947,1962гг.). Но судя по присутствию в породах доманика донной фауны (одиночные брахиоподы, пелеципо-ды), что указывает на отсутствие сероводородного заражения бассейна седиментации, окислительно-восстановительная обстановка в стадию седиментации приближается к сидеритовой геохимической фации. В целом тип геохимических фаций в отложениях доманикового горизонта, по мнению Н.П.Егоровой [28, 32], соответствовал сидеритово-сульфидной геохимической фации в депрессионных типах разреза, а в сводовых разрезах тип геохимических фаций изменялся до сульфидно-сидеритовой и лептохлоритово-сульфидной фаций.
Доманиковые фации мендымского и всех вышележащих горизонтов верхнедевонского комплекса, как отмечалось выше, развиты лишь в пределах Актаныш-Чишминской и Инзеро-Усольской палеодепрессий.
Для мендымского горизонта доля доманиковых фаций в общей мощности депрессионной фации составляет от 10% в юго-восточной части Актаныш-Чишминской палеодепрессий до 35% в ее северо-западной части (3-8,5м). Приурочены они, в основном, к нижней части горизонта.
Породы доманиковой фации мендьша сложены преимущественно глинистыми известняками и мергелями с нерастворимым остатком от 19 до 38%. По результатам наших исследований, нерастворимый остаток значительно окремнен, величина отношения Si02/Al203 достигает 10-33. Доля оксида кальция составляет 30-40% в глинистых известняках и 17,6% в мергелях. Содержание оксида магния в основном в породах составляет 2-3%, лишь в доломитах на Тавтимановской площади возрастает до 8-15%. Породы слабо сульфатизированы. Содержание сульфатов варьирует от сотых долей процента до 0,5%, несколько повышаясь до 2,5% в сульфатизированных доломитах на Тавтимановской площади. Содержание аутигенного железа (0,1-1,7%), представленного преимущественно пиритной формой, указывает на то, что обстановка осадконакопления депрессионных фаций соответствовала сиде-ритово-сульфидной геохимической фации (Н.П. Егорова, 1975).
В вышележащих отложениях верхнефранского подъяруса (воронежского, евлановского и ливенского горизонтов) в пределах депрессионной зоны Актаныш-Чишминского прогиба доманиковые фации имеют место только в осевой части прогиба и составляют от 6 до 20% мощности верхнефранского подъяруса в южной части и до 50% в северной части прогиба (3-25м). Сложены они кремнисто-глинистыми известняками с НО от 18 до 31,2% и кремнистыми мергелями с НО от 48,2 до 52,7%. В составе НО кремнистый материал преобладает над глинистым. Величина БЮг/АЬОз изменяется в известняках от 8 до 140, а в мергелях от 43 до 170. А в породах осевой части прогиба содержание MgO составляет только 0,5-1,2%.
Нефтегенерационный потенциал доманикитов
Фаменские породы сравнительно слабо преобразованы. Невысокие значения пиролитического параметра - индекса продуктивности PI (0,04-0,08) свидетельствуют о том, что анализируемые образцы пород фамена не достигли главной фазы нефтеобразования. На это указывает величина отражательной способности витринита, определенная методами углепетрографии и микроспектрофотометрии и составляющая в фаменских образцах 0,52 и 0,55% R, что соответствует стадиям катагенеза ПКз-МК].
Образцы пород франского яруса (в основном доманикового горизонта) характеризуются колебанием величины параметра ТОС от 0,89 до 21,6% масс. Выход миграционных битумоидов (Si) варьирует от 0,86 до 12,79мг УВ/г породы, величина остаточного нефтегенерационного потенциала (S2) также имеет сильные колебания от 1,72 до 90мг УВ/г породы. Все эти три параметра достигают самых высоких значений в образцах доманикового горизонта скв.43- Калинники.
О степени катагенетической преобразованности пород франского яруса можно судить по значениям показателя отражательной способности витринита, значения которого варьируют от 0,39 до 0,71% R, и указывают на то, что франские породы в своем катагенетическом преобразовании достигли стадий от ПК3 до МК2. Продуктивный индекс PI, изменяющийся в породах франского яруса от 0,09 до 0,21, позволяет предположить, что исследуемые франские доманикиты вступили в главную фазу нефтеобразования.
Среди франских пород выделяются по пиролитическим параметрам образцы доманикового горизонта скв.43 Калинниковской площади. Они характеризуются высоким нефтегенерационным потенциалом, о чем свидетельствуют высокие значения параметров S2 (до 90мг УВ/г породы), водородного показателя Ш (до 619) и ТОС (до 11,5% масс). Образование микронефти (Si) здесь превышает порог первичной миграции и достигает 11 мг УВ/г породы. По-видимому, высокий нефтематеринский потенциал в этих породах не был реализован, вследствие низкой степени катагенетической преобразованное (до ПКз).
Особое место занимает образец 22 из скв.106 Тавтимановской площади. Он характеризуется низкими значениями содержания органического углерода, миграционной нефти (Si) и остаточного нефтегенерационного потенциала (S2).
Исследуемая порода метаморфизована до стадии среднего мезокатаге-неза, на это указывает высокая величина отражательной способности витри-нита, равная 0,73% R. Вероятно, эта порода наиболее полно реализовала свой нефтематеринский потенциал.
Сравнивая пиролитические характеристики фаменских и франских пород, с использованием данных (D.Wavrek, J.Quick, 1993) [119], можно отметить, что средние значения Ттах для них почти одинаковы (430С). Ттах отвечает максимуму пика S2 и отражает уровень «прогретости» исследуемых пород. Индексы продуктивности (PI) фаменских пород (в среднем 0,06) значительно ниже, чем PI франских пород (0,13), что свидетельствует о более высокой «зрелости» пород доманикового горизонта. Средние значения величины остаточного нефтегенерационного потенциала (S2) во франских образцах (29,1мг УВ/г породы) выше, чем в фаменских (15,46мг УВ/ г породы).
С целью оценки качества и зрелости исследованных нефтематеринских пород, используя соотношения между параметрами [119], нами был проведен анализ и интерпретация сопоставления пиролитических параметров (О.Д.Илеменова, Е.В.Лозин, Р.Х.Масагутов, 1999, 2001).
Соотношение параметра ТОС (суммарного органического углерода) и TGP (суммарного генерационного потенциала, равного сумме Si и S2) (рис.3.8) показывает, что как фаменские, так и франские доманикиты имеют высокие значения этих параметров и относятся к разрядам хороших и исключительно хороших нефтематеринских пород, причем оба параметра имеют более высокие значения для образцов пород доманикового горизонта фран-ского яруса. а с
С Wavrek, Quick, 1993; Между параметрами ТОС и Si (рис.3.9) отмечается хорошая корреляционная связь. В целом франские образцы характеризуются более высокой степенью битуминозности по сравнению с фаменскими. Соотношение, имеющее место между параметрами ТОС и Si фаменских пород, характерно для сингенетичной битуминозности.
Как видно на графике (рис.3.10) зависимость между параметрами ТОС и S2 близка к линейной. Все точки для изученных образцов попадают между линиями значений Ш (HI=S2/TOCxl00), равных 200 и 700, что характерно для керогенатипа II (по классификации Эглинтона, 1990) [ПО].
Интересное соотношение наблюдается между параметрами Ттах и RCI (рис.3.11). Параметр RCI = S1+S2/TOC. При незначительных колебаниях значений Ттах от 421 до 436С значения RCI варьируют в широких пределах от 22 до 72. Параметр RCI отражает степень реализации нефтегенерационного потенциала и уровень зрелости породы. Судя по довольно высоким значениям этого параметра для фаменских и франских образцов можно сказать, что ОВ изученных пород не достигло высокой степени зрелости, и нефтегенера-ционный потенциал не реализован полностью.
Интерпретируя соотношение между индексом нефтяной продуктивности (PI) и Ттах (рис.3.12), можно отметить, что изученные образцы фаменских отложений относятся к недостаточно «зрелым», в своей эволюции не достигшим главной стадии нефтеобразования, а франские породы вступили в главную стадию нефтеобразования.
На диаграмме (рис.3.13) зависимости Ттах и HI (водородного индекса) при незначительном интервале изменения максимальной температуры от 421 до 440С водородный индекс (Ш) меняется в широких пределах от 193 до 597. "Прогретость" пород не превышала 440С, показатель отражательной способности витринита редко выше 0,55% R0, что указывает на незначительную степень катагенеза
Характеристика нефтепроявлений и залежей в отложениях доманикоидной формации
Характеристика распределения и свойств пород-коллекторов дается на основании изучения диссертантом керна скважин и геофизических исследований, с использованием результатов, полученных С.В.Максимовой, Л.П.Гмид, А.М.Тюрихиным [57, 18, 19, 103, 104]. В целях классификации, то есть выделения типов коллекторов и сравнительной оценки их емкостно-фильтрационных свойств, проводилось литолого-петрографическое исследование пород параллельно с изучением их коллекторской характеристики, главным образом, емкостно-фильтрационных свойств. Использовались результаты определений пористости и проницаемости, выполненные в лаборатории изучения коллекторских свойств пласта Башнипинсфти (К.Я.Коробов, В.И.Шутихин, В.А.Проняков, Р.С.Зайнутдинов),определения коллекторских свойств по большим шлифам, выполненные во ВНИГРИ Гмид Л.П.
В составе доманикового горизонта по результатам проведенных нами литолого-петрографических исследований выделяется четыре структурно-литологических типа пород-коллекторов.
К первому типу относятся органогенные известняки, преимущественно тентакулитового состава, с редкими обломками раковин остракод, брахиопод и криноидей. Породы в слабой степени доломитизированные (5-7%), слабоглинистые (3-5%). Сложены органические остатки мелко и среднезернистым кальцитом, в основном перекристаллизованным. В породе отмечаются проявления микростилолитизации. Окремнение в органогенных известняках достигает 10%, оно выражается в виде метасоматического замещения кальцита в составе органических остатков и цементирующей массы мелкозернистым кварцем и опалом. В породе присутствует пирит в виде скоплений неправильной формы.
Структура порового пространства складывается из пор, обусловленных процессами выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации, приуроченных как к раковинам органических остатков, так и к цементирующему их мелко и среднезернистому кальциту, а также из трещин, часто развитых по стилолитам, и пор, осложняющих эти трещины. Открытая пористость по шлифам составляет 2,0-3,0%. Поры в основном выполнены битумом. По лабораторным определениям коллекторских свойств по керну в скважине 43 Калинники и 56 Подымалово пористость пород составляет 0,1-0,6%, проницаемость 0,008-0,03мкм2. Порода по своей емкостно-фильтрационной характеристике относится к коллектору порово-трещинного типа. Породы подобного типа отмечены в скв.208 Ахмерово, скв.З Алкино и 43 Калинники (рис. 5.1).
Во второй структурно-литологический тип выделяются кристаллически-зернистые известняки, сложенные мелкокристаллически-зернистым (0,05-0,1мм) и среднекристаллически-зернистым (0,1-0,5мм) кальцитом. Встречаются реликты органических остатков, преимущественно тентакули-тов. В породе отмечается доломитизация, микростилолитизация. Структура порового пространства складывается из пор, развитых в основной кальцито-вой массе и обязанных своим происхождением процессам диагенетической и эпигенетической перекристаллизации, а также доломитизации, размером 0,1-0,3мм, и пор выщелачивания, приуроченных к отдельным органическим остаткам, размером от 0,015 до 0,25мм, открытых трещин шириной 15-20мк, плотностью 15-45 1/м, часто осложненных порами выщелачивания. До 10-15% пор заполнено битумом. Пористость пород этого типа, определенная при изучении больших шлифов, составляет 2-5%, проницаемость 0,001-0,004мкм . По лабораторным определениям коллекторских свойств по керну в скв.21 Табынской площади, пористость пород равна 0,61%, проницаемость [звестияк органоГС1и1о-дстрнтовын,тинистый,би МИ1ГОЗНЫЙ,окремнелый, Трещина выполнена битум инозио-гпюгастым материалом. Ахметовская пл,, жв.208,глуб.21523-2155,5м,Обр.58,домаииковый горизоитУвеличение 63 . Іиколн II.
Мергели составляют третий структурно-литологический тип. В составе карбонатной части - кальцит тонко-мелкозернистый (0,01-0,1мм), в различной мере замещенный мелкозернистым доломитом, с редкими органическими остатками. Глинистое вещество, представленное гидрослюдами, имеет тонкочешуйчатую структуру. Имеет место окремнение в виде замещения кальцита кварцем и опалом. Поровое пространство состоит из субкапиллярных пор, размером 1 микрона, редких пор выщелачивания, приуроченных к трещинам и редким органическим остаткам, размером 0,012-0,04мм, из открытых трещин шириной 10-15 микрон и плотностью 20-40 1/м. По данным изучения больших шлифов[19] трещинная проницаемость составляет 0,001-0,004мкм2. Пористость по шлифам составляет 1,5-2%, трещинная пористость имеет низкие значения (0,012-0,04%). При определении коллекторских свойств лабораторным способом пористость мергелей составляет 0,2%, проницаемость 0,03мкм2. Породы этого типа отмечаются в разрезах скв.43 Калинники, скв. 11 Канаш. Тип коллектора порово-трещинный.
К четвертому структурно-литологическому типу относятся карбонатно-кремнистые и кремнисто-карбонатные породы. Породы этого типа часто переслаиваются с мергелями и органогенными известняками. В составе породы наряду с преобладанием карбонатного и кремнистого материала отмечается глинистость (до 10%), пиритизация, доломитизация(5-8%), микростилолити-зация. Карбонатная часть составляет до 50-60%, представлена тонко и мелкозернистым кальцитом, редко рассеянными органическими остатками, сложенными среднезернистым и монокристаллическим кальцитом. Кремнистая часть состоит из опала, окремненных, сложенных опалом, органических остатков. В силицитах (кремнистых породах, состоящих на 90% из кремнезема) основная составляющая часть породы сложена опалом, отмечаются радиолярии и другие органические остатки, выполненные опалом и халцедо 138 ном. В рассматриваемых в различной степени кремнистых породах опал пигментирован битумом.
Фильтрационные свойства породы, по данным определения шлифов, определяются развитием в породе открытых разноориентированных трещин, шириной 15-20 микрон, плотностью 40-45 1/м. Трещинная проницаемость составляет 0,003-0,004мкм2, трещинная пористость 0,04%. Поровое пространство складывается из пор выщелачивания, приуроченных к органическим остаткам, к кальцитовой цементирующей массе и развитых по трещинам. Размер пор 0,1-0,3мм. Пористость по шлифам составляет 1,5-3%. Породы по своим емкостно-фильтрационным свойствам относятся к коллекторам порово-трещинного типа.
Породы-коллекторы доманикоидной формации мендымского горизонта характеризуются по сравнению с породами доманикового горизонта меньшей степенью битуминозности, глинистости и кремнистости. В составе мендымского горизонта выделяются следующие структурно-литологические типы пород-коллекторов.
Это органогенные известняки, содержащие органические остатки тен-такулитов, гастропод, криноидей, остракод, брахиопод и др. В породах отмечается интенсивная стилолитизация.
Емкостно-фильтрационные свойства органогенных известняков связаны с наличием открытых трещин плотностью 20-35 1/м, и приуроченных к трещинам и органическим остаткам вторичных пор и каверн выщелачивания размером 0,1-0,7мм. Трещинная пористость составляет менее 0,03%, проницаемость 0,002-0,003 мкм2. Емкость вторичных пустот составляет по данным изучения больших шлифов 2-2,5% [19]. По типу коллектора органогенные известняки относятся к порово-каверново-трещинному типу.
В структурно-литологический тип пород-коллекторов можно выделить органогенно-детритовые известняки, сложенные на 70-80% органическими остатками различной степени сохранности, состоящие из пелитомофного и перекристаллизованного мелко и среднезернистого кальцита. Органогенный детрит сцементирован тонкозернистым кальцитом. В породе отмечаются проявления процессов доломитизации, микростилолитизации, трещиновато-сти. Открытые трещины развиты с плотностью до 100 единиц на метр. Проницаемость, обусловленная развитием трещин, достигает 0,011-0,016 мкм2. Пористость, определенная по шлифам, составляет 1-2%, структура порового пространства включает емкость трещин, а также пор, развитых по трещинам, органическим остаткам и в цементирующей кальцитовой массе. По лабораторным определениям коллекторских свойств керна в скв. 11 Канаш пористость составляет 2,1-2,7%, проницаемость 0,001-0,03мкм2, а в скв. 188 Бузовь-язы пористость составляет 8,6%, проницаемость - 0,002 мкм2. Коллекторы этого типа относятся к порово-трещинному и трещинному типу и развиты в местах развития грабенообразных прогибов (Бекетовское, Сергеевское и другие месторождения) и сбросово-надвиговой тектоники (Табынское месторождение).
Другой структурно-литологический тип представлен известняками раз-нозернистыми, сложенными преимущественно мелкозернистым (0,05-0,1мм), реже тонко (0,01-0,03мм) и среднезернистым (0,1-0,5мм) кальцитом, с рассеянными в нем редкими органическими остатками. В формировании структуры порового пространства участвуют как субкапиллярные поры, заполненные битумом, так и трещины с развитыми по ним пустотами, а также поры в кальцитовой массе, обусловленные проявлением процессов перекристаллизации, доломитизации и выщелачивания. Пористость, определенная по шлифам, составляет 1-1,5%. Тип коллектора порово-трещинный. Породы этого типа встречены на Сергеевском и Блохинском месторождениях.
