Содержание к диссертации
Введение
1. Методы исследований 9
2. Геологическое строение и нефтегазоносность Крапивинского месторождения 15
2.1. Геолого-геофизическая изученность 15
2.2. Стратиграфия 21
2.3. Тектоника 28
2.3.1. Пликативная 28
2.3.2. Дизъюнктивная 33
2.4. Гидрогеология 35
2.5. Нефтегазоносность 36
2.6. Строение Крапивинского месторождения 39
3. Обстановки образования верхневасюганской подсвиты 42
3.1. Характеристика обстановок осадконакопления 43
3.2. Реконструкция условий седиментации верхневасюганской подсвиты 63
3.3. Анализ гранулометрических параметров песчаников 80
3.4. Выводы 82
4. Петрографический состав и постседиментационные преобразования песчаных коллекторов 83
4.1. Петрографический состав 83
4.1.1. Краткая гранулометрическая характеристика 83
4.1.2. Минералогический состав 83
4.2. Постседиментационные преобразования 92
4.2.1. Стадиальный катагенез 93
4.2.2. Наложенный катагенез 99
4.2.2.1. Трещины природного гидроразрыва пласта как проявление тектонического воздействия на нефтяные залежи 99
4.2.2.2. Параметр однородности упаковки как индикатор интенсивности наложенного катагенеза 102
4.3. Связь ФЕС со структурными и вещественными параметрами коллекторов на основании статистических расчётов 105
4.3. Выводы 120
5. Зональность нефтяных залежей Крапивинского месторождения 121
5.1. Факторы возникновения зональности нефтяных залежей 123
5.2. Связь ФЕС с зональностью нефтяных залежей 131
5.3. Проявление тектонических воздействий и их связь с формированием залежей 138
5.4. Выводы 144
Заключение 145
Список использованной литературы 147
- Геолого-геофизическая изученность
- Реконструкция условий седиментации верхневасюганской подсвиты
- Трещины природного гидроразрыва пласта как проявление тектонического воздействия на нефтяные залежи
- Проявление тектонических воздействий и их связь с формированием залежей
Введение к работе
Объектом исследования являются келловей-оксфордские отложения Кра-пивинского нефтяного месторождения, расположенного на юго-востоке Западно-Сибирской плиты в западной части Томской области. Крапивинское месторождение относится к многопластовым нефтяным, по соотношению контуров залежей - к многоконтурным, по запасам нефти - к категории крупных.
Актуальность работы. Уже в начале 80-х годов XX в. получаемая геолого-геофизическая информация свидетельствовала о сложном строении продуктивного горизонта Ю) Крапивинского месторождения, что и выдвинуло проблему построения его геологической модели в число первоочередных. В настоящее время существует несколько моделей геологического строения месторождения, в которых делается упор преимущественно на какой-либо один фактор: тектонический, стратиграфический, литологический. Несомненно, что месторождение представляет собой результат их сложного взаимодействия, и поэтому ни одна из моделей не позволяет надёжно прогнозировать изменение размеров и параметров многочисленных залежей в процессе эксплуатационной доразведки даже внутри контура месторождения. Это подтверждается бурением новых скважин, что и определяет актуальность настоящего исследования.
Цель работы заключалась в выявлении закономерностей формирования коллекторских свойств песчаников Крапивинского месторождения на основе детального изучения литологического состава и генезиса пород-коллекторов с привлечением данных геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторных
определений фильтрационно-ем костных свойств (ФЕС) пород.
Основные задачи исследования:
»а
Условные обозначения
««
2-'е скважина и её номер фактический материал
д ei а л ьное о п пса ние керна
{ .-'' 222 233
щ& та *
анализ шлі
-
Изучение гранулометрического и вещественного состава пород-коллекторов в шлифах;
-
Построение фациальной модели формирования келловей-оксфордских отложений по результатам литолого-фациального анализа керна;
-
Выявление вещественных и структурных индикаторов процессов, происходящих в нефтяных залежах, и установление степени влияния этих процессов на состав, строение и ФЕС песчаных пород;
-
Определение признаков тектонических воздействий на нефтяные залежи по результатам микроструктурного анализа песчаников.
Рис. 1. Карта фактического материала.
Фактический материал. При выполнении работы использовался следующий аналитический материал (рис. 1): детальное описание более 600 шлифов по
28 скважинам; результаты фациального анализа всего имеющегося в кернохрани-лище ОАО «ТомскНИПИнефть» керна (около 1000 м по 36 скважинам, в том числе - 600 м продольно распиленного по 23 скважинам); результаты детального гранулометрического анализа 107 образцов; результаты микроструктурного анализа 12 ориентированных шлифов; результаты 40 валовых химических анализов; около 2300 лабораторных определений ФЕС, данные ГИС. Были использованы данные по трешиноватости кварцевых зёрен песчаников скв. 222Р, любезно предоставленные \М.Я. Бетхер! и данные по магнитным свойствам пород из этой же скважины, предоставленные В.П. Меркуловым. Основные защищаемые положения.
-
Предложен авторский вариант седиментационной модели продуктивных пластов Крапивинского нефтяного месторождения. Формирование по-дугольной толщи верхневасюганской подсвиты происходило в обстановке обширного очень пологого морского мелководья при небольших колебаниях уровня моря и преобладании регрессивного режима осадконакопления. Основными факторами седиментации являлись волновые процессы при подчиненной роли флювиальных потоков и приливно-отливных течений.
-
Минеральные и структурные преобразования продуктивных песчаников в значительной мере обусловлены процессами наложенного катагенеза, приводящими к возникновению зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Направленность и интенсивность проявления наложенных катагенетических преобразований контролируется в первую очередь обстановкой осадконакопления.
-
Уровни стабилизации водонефтяных контактов фиксируются в специфических минеральных и структурных преобразованиях песчаников продуктивных отложений, а также в резких изменениях их петрофизических свойств. Наличие в разрезе изученных скважин следов нескольких древних водонефтяных контактов (ВНК) свидетельствует о смещении палео-ВНК в связи с многократными пульсационными поступлениями и оттоками углеводородов из залежей Крапивинского месторождения.
Научная новизна.
Впервые проведено детальное комплексное изучение васюганской свиты по разрезам большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, пройденных с отбором керна. Дано обоснование связи «параметра упаковки» обломочных зёрен с однородностью их распределения и показана высокая информативность этого параметра при изучении степени наложенных катагенетических преобразований. Выявлены минеральные и структурные критерии для оценки интенсивности катагенетических преобразований песчаников (отношение каолинита к гидрослюде в цементе пород, протяжённость зерновых контактов, трещино-ватость зёрен и т.д.). Установлена важная роль процессов наложенного катагенеза в формировании коллекторских свойств песчаников Крапивинского месторождения, которые контролируются особенностями седиментации и процессами дизъюнктивной тектоники.
На основе комплексного фациального анализа керна васюганской свиты Крапивинского месторождения предложен и обоснован авторский вариант его
фациальной модели. По данным гранулометрического анализа построены дина-могенетические диаграммы Л.Б. Рухина и Г.Ф. Рожкова, при этом изучение текстур и минералов-индикаторов геохимических обстановок подтвердило правомерность использования указанных диаграмм для палеогеографических реконструкций.
Автором впервые с помощью микроструктурного анализа обнаружены специфические неоднородности в петроструктурных узорах оптических осей кварца, свидетельствующие о наличии тектонического воздействия при формировании месторождения. Показана чёткая зависимость ориентировок удлинённых зёрен минералов (анизотропия коллекторских свойств) от обстановок осадкона-копления. Для обработки результатов микроструктурного анализа и для построения тройных диаграмм автором были составлены и использованы оригинальные компьютерные программы.
Для Крапивинского месторождения по методике Р.С. Сахибгареева (1989) впервые построены схемы зональности строения нефтяных залежей и выявлена многоэтапность их формирования. Установлено существенное влияние зональности на ФЕС песчаников, в частности, улучшение коллекторских свойств наблюдается в зонах растворения и при растворении кальцитового цемента древних зон карбонатизации.
Практическая значимость. Выявленные особенности геологического строения продуктивных пластов послужили основой для создания седиментоло-гической модели, а впоследствии - постоянно действующей гидродинамической модели Крапивинского месторождения для уточнения ресурсов и подсчёта запасов УВ в 2010 г.
Апробация работы и публикации. Результаты литолого-фациальных исследований, проведённых автором на Крапивинском месторождении, обсуждались на совещании «Седиментология в нефтяной геологии» в центре подготовки специалистов нефтегазового дела при ТПУ в 2009 г. Полученные в ходе работы выводы и обобщения представлялись на научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» (г. Томск, 1998 г.); международном семинаре и республиканской школе молодых ученых «Структурный анализ в геологических исследованиях» (г. Томск, 1999 г.); III международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 1999-2000 г.); научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области» (г. Томск, 2004), научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Трофимуковские чтения-2007» (г. Новосибирск, 2007).
Автором по теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 3 - в рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК.
Теоретические выводы, полученные автором в ходе работы, были использованы при выполнении фанта РФФИ-09-05-99036-рофи и ФЦП «Кадры» № Н-92250.
Структура и объём работы. Диссертация общим объёмом 156 страниц состоит из 5 глав, введения и заключения, содержит 14 таблиц, 96 иллюстраций. Список литературы насчитывает 145 наименований.
Диссертация выполнена в институте «ТомскНИПИнефть» и Томском государственном университете. Работа была начата на кафедре петрографии геолого-географического факультета Томского государственного университета под руководством кандидата геолого-минералогических наук доцента Ю.В. Уткина, завершена под руководством доктора геолого-минералогических наук профессора А.И. Чернышова, которым автор глубоко благодарен. Автор выражает особую благодарность Жуковской Елене Анатольевне. Также автор признателен Родыги-ну Александру Ивановичу, Девятову Владимиру Павловичу, Ненахову Юрию Яковлевичу, Недоливко Наталье Михайловне, Романову Юрию Кирилловичу, Меркулову Виталию Павловичу, Краснощековой Любови Афанасьевне, Сухановой Ольге Николаевне, Безходарнову Владимиру Владимировичу, Парначеву Сергею Валерьевичу, Предтеченской Елене Андреевне, коллективу сектора се-диментологии ДГиРМ ОАО «ТомскНИПИнефть».
Геолого-геофизическая изученность
Предшествующее тридцатилетнее изучение района работ, определяет необходимость краткого обзора результатов многочисленных прежних исследований (Анализ разработки..., 2004[ф]).
Крапивинское локальное поднятие, как наиболее крупная структура южной части Каймысовского свода, бьшо выявлено и подготовлено под глубокое бурение в 1967-68 г.г. сейсморазведочными работами МОВ, проводимыми силами Томского геофизического треста (ТГТ-с/п. 8/65-66).
Поисковое бурение на площади начато Западной нефтеразведочной экспедицией в 1969 г. Скважины-первооткрывательницы (195Р, 196Р, 198Р), согласно антиклинальной теории, были заложены в наиболее приподнятой присводо-вой части структуры. Результаты поискового бурения оказались низкоэффективными (Отчёт..., 1972[ф]). Выявленные песчаные пласты горизонта Юі дали низкодебитные, непромышленные притоки нефти с пластовой водой (пласт Юі ) и безводной нефти (пласт Юі ). Пласт, вскрытый в разрезе скв. 196Р по данным ГИС был оценен как водонасыщенный. Дальнейшее бурение на площади было приостановлено на 14 лет.
Детализационные сейсморазведочные работы 1981-1982 г. в южной части Каймысовского свода (Площадные сейсморазведочные работы.... 1987[ф]) позволили возобновить к 1984 г. в пределах Крапивинской структуры глубокое поисково-оценочное бурение. В результате дальнейшего бурения и испытания скважин было открыто Крапивинское нефтяное месторождение. В 1984 г. на месторождении была выполнена первая оперативная оценка запасов нефти по категории D. Работы проводились ПГО «Томскнефтегазгеология» с утверждением запасов в ЦКЗ Мингео СССР. Далее приросты запасов осуществлялись практически ежегодно (Годовые отчёты..., 1985-2000[ф]; Проект дораз-ведки...,1991[ф]).
Уже в начале 80-х годов получаемая геолого-геофизическая информация свидетельствовала о сложной картине строения верхнеюрского резервуара Кра пивинского месторождения, что и выдвинуло вопрос построения геологической модели месторождения в число первоочередных. Моделированием Крапивин ского месторождения занимались многие исследователи и научные коллекти вы: Р.В. Белов, В.Б. Белозёров, Г.А. Берилко, Г.И. Берлин, А.В. Гавура, А.Ф. Глебов, К.Н. Григоренко, В.П. Девятов, А.В. Ежова, И.А. Иванов, Н.В. Коптяев, О.Н. Костеша, В.П. Иванченков, В.П. Максимов; Н.Т. Мандрикова; В.П. Меркулов, Н.М. Недоливко, В.Н. Панков, Г.Н. Перозио, B.C. Славкин, Г.Ф. Степаненко, Н.Ф. Столбова, Б.А. Фёдоров, Л.С. Чернова, О.С. Чернова, Э.С. Крец, и др.
Первые литолого-фациальные исследования, направленные на выявления особенностей формирования пород коллекторов Крапивинского месторождения проводились в период 1988-1991 г. коллективом И.А. Иванова в Томском отделении СНИИГГиМС (Разработать и внедрить..., 1988[ф]; Разработка оптимальных схем..., 1991[ф]; Разработка рекомендаций..., 1992[ф]). Детальное изучение литологии продуктивных отложений месторождения и генезиса пород-коллекторов позволило авторам сделать вывод о том, что продуктивные отложения верхней юры «относятся к мелководным морским и прибрежно-морским осадкам, предполагая наиболее благоприятными для формирования улучшенных пород-коллекторов отсортированные в седиментогенезе, промытые от глины осадки, существенно кварцевого состава». Капиллярно-экранированная модель, предложенная И.А. Ивановым, диагностирует физико-литологическую природу гидродинамического экранирования Крапивинских залежей, объясняя притоки воды в скважинах на высоких гипсометрических отметках влиянием капиллярных сил в коллекторе (Капиллярно-экранированные залежи..., 1995[ф]).
В 1989г. гидродинамическая модель плавно-наклонного ВНК рассматривалась Н.В. Коптяевым, связывающим выявленную особенность нефтеносного резервуара, представленного основным продуктивным объектом (подугольная толща васюганской свиты) - «плавающее» по разрезу положение ВНК с разницей абсолютных отметок до 80 м с наклонной поверхностью ВНК (Коптяев, 1981). Однако модель не объясняла парадоксальное распределение высокопродуктивных и непродуктивных верхнеюрских коллекторов по площади Крапи-винской структуры.
На обоснование условий седиментации верхнеюрских песчаных пластов Крапивинского резервуара были направлены литолого-петрографические исследования Г.Н. Перозио (Выявление..., 1982[ф]). Анализ обстановок осадкона-копления с привлечением данных гранулометрического метода позволил выделить 4 типа фациальных обстановок, характеризующих обстановки движения активных морских течений и прибрежных волн. В результате была описана модель прибрежно-морского седиментогенеза.
В 1992-1993 г. в Томском геофизическом тресте проводились исследования по комплексному использованию геофизических и геологических параметров в целях прогнозирования зон улучшенных коллекторов. Структурная модель месторождения, предложенная Р.В. Беловым и Г.И. Берлиным, обосновывала предположение о наличии отдельных тектонических нарушений ограниченной протяженности, которые и предопределяют развитие зон с улучшенными или ухудшенными коллекторскими свойствами (Результаты..., 1993[ф]; Геологическое строение..., 1992[ф]).
В 1994 г. специалистами ОАО «ТомскНИПИнефть» составлен проект пробной эксплуатации Крапивинского месторождения. По отражающему горизонту П-а (подошва баженовской свиты) представлен подсчётный план. Составлены карты песчанистости, проницаемости, расчлененности пород, изопа-хит, как продуктивных пластов, так и разделяющих их глинистых перемычек (Проект пробной эксплуатации..., 1994[ф]).
В этом же году на территории Крапивинской структуры впервые проводилось сейсмогеологическое моделирование верхнеюрских отложений (Сейсмо-геологическое моделирование..., 1994[ф]). По мнению авторов, значительную роль в перераспределении нефти внутри резервуара играют маломощные прослои аргиллитов и карбонатизированных песчаников, выполняющих функцию своеобразных внутренних литологических барьеров. Эти прослои фиксируют границы латерального наращивания песчаного покрова и, располагаясь под углом к кровле и подошве пласта, разделяют коллектор на ряд обособленных в разрезе и плане резервуаров.
В 1995-1997 г.г. появляется первое обобщение накопившихся геолого-геофизических материалах и многочисленных данных исследований Крапивин-ского нефтяного резервуара (Опытно-методические работы..., 1997[ф]; Геологическое моделирование..., 1997[ф]; Глебов и др., 1998). В результате проведённых тематических работ были рассмотрены и проанализированы существующие модели строения месторождения, разработанные разными авторами. Предложена сейсмофациальная модель продуктивного пласта и разработана схема строения нефтяных залежей пласта Юь
В тектонически-экранированной модели B.C. Славкина основной упор делается на разломную тектонику, как движущую силу верхнеюрских седимента-ционных процессов, оживленную в неоген-палеогеновое время и оказавшую, в конечном итоге, большое влияние на распределение залежей нефти (Комплексная обработка..., 1995[ф]; Разработка..., 1995[ф]). Авторы представили геологическую модель резервуара, дополнив ее элементами тектоники, литологиче-ской интерпретации геологического материала, основываясь на седиментологи-ческой интерпретации природы его коллекторов. Улучшенные породы-коллекторы представляются ими как «новый тип», но их происхождение связывается только с седиментационным процессом. Авторы настаивают на первичности гранулометрических свойств пород, обусловленных условиями формирования пород-коллекторов и развитием тектонических процессов. Они указывают на малоамплитудные дизъюнктивные нарушения, являющиеся экранами и разделяющие месторождение на семь залежей с самостоятельными ВНК.
Исследования по расшифровке условий седиментации пород-коллекторов, их пространственной и генетической связи с крупными песчаными телами проводились коллективом специалистов СНИИГГиМСа. Комплексная седименто-логическая модель продуктивного горизонта была представлена на основе се-диментационного моделирования по комплексу литолого-фациальных, коллек-торских и промыслово-геофизических параметров с обоснованием закономерностей распространения зон с наилучшими коллекторскими свойствами (Седи-ментационное моделирование..., 1996[ф]; Прогноз..., 1997; Особенности строения..., 1997).
Далее, в 1996 г. проводился комплексный анализ петрофизических материалов Крапивинского месторождения (Оценка..., 1996[ф]). В результате тематических работ по оценке возможностей магниторазведки в целях поисков уг леводородов (УВ) была дана сравнительная характеристика магнитных свойств осадочных образований. Выполнен анализ и обобщение магнитометрических материалов, выявлены признаки проявления залежей УВ в виде микромагнитных аномалий.
По результатам исследований следующих лет была рассмотрена модель вторичных изменений Крапивинских коллекторов (Седиментационное моделирование..., 1996[ф]; Исследование влияния..., 1996[ф]; Комплексное литолого-петрографическое исследование..., 1997[ф]; Степаненко, 1998; Столбова, 1998; Литолого-стратиграфическая и минералого-геохимическая интерпретация..., 2001[ф]). Исследования базировались на керне разведочных скважин №190, 192, 199, 203, 204, 209, 213, 205, 208, 211, 212, 220. Проводилось детальное лито-лого-петрографическое изучение отложений продуктивного горизонта Юь направленное на выявление процессов наложенного эпигенеза, ухудшающих пет-рофизические параметры пластов коллекторов. Рассмотрен компонентный и минералогический состав, ряд характерных структурных признаков, изучены признаки пород, приобретенные как в процессе погружения, так и в процессе инверсионного этапа развития бассейна (хрупкие деформации и инфильтрация флюидов).
В 1997 г. проводились палинологические исследования 74 образцов керна скв.208Р, 202Р, 205Р. Изучение мацерата в полученных палинологических препаратах позволило детализировать обстановки, в которых формировался изучаемый пласт, т.е. получить биофациальную модель изучаемого резервуара. По данным микрофаунистического анализа, в пределах Крапивинской структуры установлены отложения верхнего-среднего келловея, нижнего, среднего, верхнего Оксфорда (Закономерности..., 1997[ф]).
В апреле 1998 г. на основании «Проекта пробной эксплуатации Крапивин-ского месторождения» (Проект пробной эксплуатации..., 1996[ф], 1998[ф]; Дополнительная записка..., 199б[ф]), составленного ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» скважиной №61 месторождение было введено в пробную эксплуатацию. Разведочные скважины 201, 190, 203 и 207 были переведены в эксплуатационный фонд.
Реконструкция условий седиментации верхневасюганской подсвиты
Основные закономерности строения верхневасюганской подсвиты, и, в. частности, подугольной толщи, были выявлены при1 литолого-фациальном. изучении разрезов скважин, наиболее охарактеризованных представительным керном (рис. 3.42-3.45). Изучение кернового материала остальных скважин месторождения? подтвердило полученную фациальную картину и позволило построить корреляционные схемы верхневасюганской толщи для всей площади месторождения (рис. 3.47-3.48).
Разрез подугольной толщи начинается заметным увеличением толщины прослоев тонкозернистых песчаников по сравнению с равномерным нижнева-сюганским переслаиванием песчаных алевролитов и аргиллитов, где толщина их прослоев составляет 1-2 см. В подошве подугольной толщи мощности песчаных прослоев составляют первые сантиметры, иногда десятки сантиметров. Осаждение песчаных прослоев происходило во время сильных волнений моря, например, в периоды штормов, что подтверждается наличием в них характерной бугорчатой слойчатости. Вверх по разрезу практически всех скважин наблюдается закономерное увеличение зернистости песчаников и уменьшение алевритовой примеси, сокращается толщина и частота встречаемости алеври-то-глинистых прослоев, постепенно исчезают следы ихнофоссилий Chondrites. Всё это указывает на увеличение скорости осадконакопления, улучшение аэрации воды, вероятно, за счёт плавного понижения уровня моря (регрессии). Об этом свидетельствует закономерная смена фаций дальней и переходной зон пляжа, составляющих нижневасюганскую толщу, фациями нижней части предфронтальной зоны пляжа, слагающих подошвенные части начинающих свое формирование баровых тел. Источником поступления терригенного материала являлись, вероятно, дельтовые протоки, устьевые бары которых присутствуют в низах подугольной толщи.
Практически повсеместно в нижних частях подугольной толщи встречаются глинисто-алевритые пропластки (ГАП) мощностью обычно до 1 м, реже до 2.2 м - в Тагайской-ПР, интерпретируемые как отложения дальней и/или переходной зоны пляжа. Их образование может быть связано с миграцией устьевых баров в результате меандрирования русел дельтовых проток, являющихся основными поставщиками обломочного материала. Это приводило к возникновению на территории Крапивинского месторождения участков морского дна с затишными условиями соответствующим лагунам. В центральной части района прослеживается вытянутая в северо-восточном направлении зона, где алеврито-глинистая перемычка полностью или почти полностью размыта (рис. 3.50). Следы размыва в кровле ГАП наблюдаются во всех исследованных скважинах. Возможно, размыв происходил вследствие изменения структурного плана - воздыманию центральной части Крапивинской структуры на 1.5 м.
Объединение описываемых ниже фаций в три группы и их нумерация сверху вниз произведены для соответствия предлагаемых фациальных построений гидродинамической модели месторождения, построенной в ОАО «ТомскНИПИнефть». Осадки нижней части предфронтальной зоны пляжа и устьевых баров, совместно с глинисто-алевритовыми пропластками были объединены в группу фаций Ф-3 (рис. 3.51). Распределение отложений группы фаций Ф-3 по площади характеризуется наличием локальных максимумов толщин со значениями около 10 м в районе скважин 203Р и 102 K.2-205P и общим увеличением толщин в южной части района исследования до 12 м и более.
Последующее продолжение обмеления моря нашло отражение в исчезновении выше по разрезу глинистых слойков и фаций устьевого бара, увеличении зернистости песчаников от тонкой до мелкой, смене ихнофации Cruziana на Skolithos, что характерно для перехода территории в верхнюю предфрон-тальную зону пляжа. Образование таких песчаников происходило при более высокой волновой активности, возможно, с участием донных течений, в обстановке постоянного воздействия волн. Вероятная обстановка накопления таких песчаников - боковые части баровых тел. В скважинах 206Р, 224Р, 225Р, 156 к.4, Двуреченская-521 отмечаются маломощные ГАП (рис. 3.52), свидетельствующие о повторных кратковременных увеличениях глубины моря или изоляции участков морского дна вследствие миграции баров. Они вместе с осадками верхней части предфронтальной зоны пляжа объединены в группу фаций Ф-2. В пропластках группы фаций Ф-2, в отличие от таковых из группы фаций Ф-3, почти не встречаются следы Chondrites и градационная слоистость, указывающая на значительную глубину бассейна, больше содержится углистой примеси. Эти признаки указывают на меньшие глубины формирования ГАП, по сравнению с пропластками из группы фаций Ф-3. Вероятная обстановка образования пропластков группы фаций Ф-2 — частично или полностью изолированные от волновой деятельности участки «шельфа», с затишными условиями осадконакопления типа иловых впадин. В распределении толщин отложений группы фаций Ф-2 отмечается их постепенное увеличение от 2 м в северо-восточной части района исследований до 10-11 м на западе (рис. 3.53). На фоне этой закономерности на карте толщин в местах с повышенной изученностью бурением выделяются мелкие локальные неоднородности с разницей в толщинах от 5 до 8 м в пределах участков размерами 1-3 км.
В кровле подугольной толщи находится группа фаций Ф-1, в которую входят фации нижнего и верхнего пляжа. Они обладают лучшими коллектор-скими свойствами, т. к. представлены наиболее крупнозернистыми и хорошо сортированными разностями с повышенным содержанием кварца и пониженным содержанием обломков пород. В песчаниках пляжа содержится незначительное количество глинистых и углистых намывов по сравнению с фацией предфронтальной зоны пляжа. Также в пляжевых песчаниках группы фаций Ф-1 практически отсутствует биотурбация донными организмами, а биотурба-ция корнями растений распространена ограниченно и отмечается только в прикровельной части. Мощности отложений группы фаций Ф-1 постепенно увеличиваются в западном направлении от 3 в районе скважин 212Р и 213Р до 10 м близ скважин 229Р и 208Р (рис. 3.54). В северо-западной части месторождения находится локальный минимум (2 м) толщин группы фаций Ф-1, подтвержденный керном только одной скв. 224Р. В местах более плотной сетки скважин изменчивость толщин Ф-1 заметно увеличивается, что косвенно указывает на размер баровых тел порядка 2.. .3 км.
Наличие в разрезе подугольной толщи двух ГАП (предположительно, верхняя в большинстве скважин размыта) указывает на существование как минимум двух этапов кратковременных повышений уровня моря (трансгрессий) происходивших на общем фоне постепенного уменьшения уровня моря (регрессии).
На карте толщин суммарной мощности отложений групп фаций Ф-1, Ф-2 и Ф-3 (рис. 3.55), составляющих песчаный пласт ЮД наблюдается постепенное их увеличение в западном направлении. Мощность пласта Юі3 варьирует от 13 м на северо-востоке (скв. 213Р) до 25 м на северо-западе (скв. 229Р) и 27 м на юго-западе (скв. 222Р) территории исследования. Это указывает на существование в момент начала формирования подугольной толщи слабого уклона дна морского бассейна в западном направлении. Анализ карты толщин углей (рис. 3.56), перекрывающих подугольную толщу, свидетельствует о происшедшей во время формирования пласта Юі перестройке рельефа морского дна. В результате возник протянувшийся в северо-восточном направле ний очень пологий вал, затрагивающий северо-западный край Крапивинской структуры. Анализ карты толщин ГАП-1 в составе Ф-3 и суммарных толщин-Ф-1, Ф-2 и Ф-3 указывает, что не исключается также унаследованное происхождение этого вала. На юге и юго-западе от этого вала существовало приморское болото, в котором накапливались угли мощностью до 4 м. По другую сторону вала находилась пологая приливно-отливная отмель, заливаемая морем с севера и северо-запада.
Образование отложений надугольной толщи связано с быстрой трансгрессией, возможно, приведшей к частичному размыву межугольной толщи. Накопление песчаников продуктивного пласта Юг происходило на очень пологом морском дне, обстановка на котором соответствовала барам и лагунам разной степени изолированности (рис. 3.57).
В результате исследования фациальных условий формирования подуголь-ной толщи Крапивинского месторождения установлено, что в целом по месторождению она имеет достаточно простое строение (рис. 3.58). Отмечается регрессивный комплекс мелководно-морских фаций от дальней и переходной зон пляжа до нижнего и верхнего пляжа со следами частичного осушения в верхней части толщи (рис. 3.59). Далее вверх по разрезу продолжается закономерная регрессивная последовательность от фаций пляжа к фациям ватта, марша и приморского болота, составляющих межугольную толщу. Особенности строения подугольной толщи заключаются в постепенном увеличении с востока на запад мощностей до 2...3 раз всех выделенных в ней групп фаций и наличии многих мелких максимумов и минимумов на картах толщин. Размеры этих максимумов и минимумов составляют 2 на 2 км и более, и, по-видимому, их возникновение обусловлено локальными особенностями палеорельефа морского дна. Отсутствие принципиальных различий верхневасюганских разрезов скважин всего Крапивинского месторождения указывает на существование здесь в келловей-оксфордское время очень пологого барьерного побережья с перепадами высот не более первых метров, предполагающее значительную удалённость от источников сноса, что согласуется с результатами других исследователей (Шурыгин и др., 1999).
Трещины природного гидроразрыва пласта как проявление тектонического воздействия на нефтяные залежи
Трещины природного гидроразрыва пласта зафиксированы в скв. 59 к.2, 102 к.2, 104 к.2, 203Р, 206Р, 213Р, 222Р, 223Р и др. (рис. 4.12). По разрезам скважин интервалы с трещинами гидроразрыва наблюдаются, как правило, в виде непрерывных участков, расположенных в кровельной части пласта Юі3.
Как было отмечено выше, в кровле Юі зернистость песчаников достигает максимума, а глинистость - минимума, что свидетельствует о развитии трещин гидроразрыва предпочтительно в песчаников с более высокими первичными ФЕС. Иногда трещины гидроразрыва обнаруживаются в пластах Ю]2 и Ю\М, где мощность разуплотненных интервалов незначительна и составляет первые десятки сантиметров, редко доходя до 2 м. Ширина раскрытия трещин природного гидроразрыва достигает 1 мм, при этом с противоположной стороны керна может наблюдаться совершенно монолитный песчаник. Отмечено, что развиваются трещины преимущественно по изначально ослабленным направлениям, таким как поверхности с намывами тонкодисперсного УРД.
По данным литологического изучения керна была построена карта-схема толщин интервалов песчаных пород с трещинами природного гидроразрыва пласта (рис. 4.13). На этой карте отмечается несколько локальных максимумов, расположенных в северозападной и юго-западной частях месторождения. Наибольшая толщина таких интервалов - около 17м- отмечается в СКВ.210Р, высокие мощности - более 5м- зафиксированы в скв.203Р, 207Р, 21 IP, 214Р, 220Р, 225Р, 104 к.2.
Зона отсутствия или ограниченного развития трещин гидроразрыва находится в центральной части Крапи-винской структуры, большей частью совпадающей с участками развития выделяемого ранее «водяного коридора» («капиллярного экрана» - Разработка оптимальных схем..., 1991 [ф]). Высокая расчленённость карты толщин интервалов с гидроразрывом косвенно указывает на высокую распространенность трещин на месторождении и их быстрое затухание в пластах по площади. Можно предположить существование зон разуплотнения пород размерами порядка 1-2 км. На данном этапе исследований не обнаружено чёткой связи интервалов разуплотнения с тектоническим нарушениями, выделенными как по данным ВНИГРИ (Комплексная обработка..., 1995[ф]), так по данным ОАО «ТомскНИПИнефть» (Переинтерпретация..., 2010[ф]).
Проявление тектонических воздействий и их связь с формированием залежей
Как и многие месторождения Западно-Сибирской плиты, Крапивинское месторождение несет на себе следы неотектонических процессов, проявляющиеся в образовании в породах сети малоамплитудных разрывных нарушений (Славкин и др., 1995). Важность тектонических нарушений как возможных путей привноса вещества при наложенном катагенезе, приводящем к существенному улучшению ФЕС, подчёркивались в работах многих исследователей (Пе-розио, 1970; Розин, Сердюк, 1970; Сердюк, 1972; Предтеченская, Бурлева, 2009).
Для познания истории развития тектонических процессов в практике геологических исследований уже долгое время и с успехом применяется микроструктурный анализ. Также он может использоваться для выявления анизотропии литологических свойств песчаных коллекторов месторождения (Кравченко, Анизотропия..., 1999; Чернышов, Краснощекова; 2010). Одним из наиболее хорошо изученных и широко распространённых минералов, применяемых для микроструктурного анализа, является кварц. Именно он и был выбран для проведения исследования, поскольку содержится во всех исследуемых песчаниках в достаточном количестве (40-60%) в виде зёрен мелкой и средней размерности. В основные задачи исследования входило определение ориентировок оптических осей кварца, проводившееся совместно с изучением удлинения и трещиноватости кварцевых зёрен (см. гл. 4).
Целью проведенных исследований было выявление с помощью микроструктурного анализа анизотропии песчаных коллекторов Крапивинского нефтяного месторождения, выявление особенностей фациальных обстановок осадконакопления и оценка влияния на них тектонических процессов.
Объект исследований В качестве объекта была выбрана нефтеносная скв. 203Р, расположенная в центре Крапивинского локального поднятия. Из керна скв.203Р были отобраны примерно через равные интервалы шесть образцов ориентированного керна песчаников. Три из них (№13, 37, 49) отобраны из верхневасюганской подсвиты, другие три (№72, 74, 76) - из тюменской свиты (пласт Ю3). Отбор образцов из тюменских отложений производился исходя из предположения о том, что тектонические процессы могли проявиться в них более отчётливо, поскольку они характеризуются более высокой пластовой температурой и отделены от вышележащих отложений мощной нижневасюганской глинистой толщей. Данные по глубинам отбора образцов и их стратиграфическая привязка приведены в табл. 5.1.
При сложении двух диаграмм (суммарная диаграмма) плотность максимумов не превышает 3-4 %, что свидетельствует об их случайности на исходных диаграммах; аналогичный результат получен при увеличении числа замеров до 150. По-видимому, здесь проявляется отмеченная И.С. Делициным способность закономерной ориентировки оптических осей кварцевых зерен внутри небольших групп - доменов (Делицин, 1985). Каждый домен отличается своей ориентировкой оптических осей, в связи с чем, порода в целом может не иметь их предпочтительной ориентировки. Возможной причиной этого явления могут быть как ориентировка по форме зерен, так и электрическое взаимодействие кварцевых зерен, степень которого, однако, остается невыясненной. Вместе с тем обнаруживается слабая связь между ними и удлинением кварцевых зерен, т. е. прослеживается некоторая корреляция между положением максимумов на диаграмме оптических осей и преобладающим удлинением на розе-диаграмме - обр. 13, 37, 49, 72, 74 и 76 на рис. 5.14В, шлиф №72 на рис. 5.14Г. Для обр. 76в характерно расположение оптических осей вблизи плоскости косой слоистости.
Заслуживает рассмотрения диаграмма ориентировки оптических осей шлифа №74 (рис. 5.14Г). На ней выделяется основной максимум с простиранием 350 и два второстепенных, отстоящих в обе стороны от основного на 40. Подобный узор может возникнуть при сжатии в направлении основного максимума путем скольжения по призме (Родыгин, 1994). Однако, по данным И.С. Делицина (Делицин, 1985) аналогичный узор часто присутствует не только в кварцитах, но и в нелитифицированных кварцевых песках. Поэтому полученная ориентировка на данном этапе изучения не может однозначно трактоваться ни как седиментогенная, ни как тектоническая.
Равномерность ориентировок оптических осей кварца была проверена с помощью критерия tf (Шестаков, 1988). Полученные значения % и соответствующие им вероятности равномерности распределения приведены в табл. 5.2.
При значении вероятности меньше 0.05, распределение ориентировок оптических осей кварца с большой степенью надежности можно отнести к неоднородному (Гуськов и,др., 1991). Как видно из приведенной выше таблицы, значения критерия варьируют в широких пределах, что не позволяет достоверно определить наличие предпочтительных ориентировок. Некоторое влияние оказывает ориентировка плоскости шлифа - для шлифов в плоскости напластования значения вероятности неоднородности распределения, как правило, несколько ниже критического или близки к нему, тогда как большинство шлифов, нормальных плоскости напластования, характеризуются равномерной ориентировкой. По-видимому, это объясняется некоторой субъективностью оператора при выборе оптических осей для замера. Для устранения этого несоответствия критерий был рассчитан для суммарных по каждому образцу ориентировок, однако, их однородность также не является однозначной. Вероятность же однородности сводной диаграммы, построенной по всем образцам, оказалась равна всего 0.001, следовательно, она может однозначно считаться имеющей предпочтительную ориентировку.
Для полностью однородного распределения при использовании 15-ти градусного сектора при построении симметричной розы-диаграммы в каждом секторе окажется по 8.25 % замеров. Сводная роза-диаграмма удлинений кварцевых (рис. 5.15А) зерен имеет максимум менее 10 %, т.е. предпочтительная ориентировка зерен по удлинению на ней практически не выделяется (очень слабая). Сводная диаграмма ориентировок оптических осей имеет максимум немногим более 2 % (рис. 5.15Б). Но вместе с этим она имеет две интересных особенности.
Во-первых, большинство оптических осей имеют угол наклона до 40-45; вертикально ориентированных осей (более 80) очень мало. Известно, что удлиненная форма зерен кварца, когда с удлинением совпадает оптическая ось, является унаследованной от исходных пород. При транспортировке кварца происходит его раскалывание преимущественно по призме и по ромбоэдру, причем первое несколько преобладает (Делицин, 1985). У образующихся обломков угол между удлинением и оптическими осями составляет соответственно 0 и 38. Учитывая, что подавляющее большинство удлиненных зёрен кварца в исследуемых песчаниках ориентировано горизонтально, можно считать, что наблюдаемое поясовое распределение оптических осей заложено в седиментогенезе.
Во-вторых, на диаграмме отмечается тенденция к концентрированию оптических осей внутри конуса с горизонтально простирающейся по азимуту 330 осью и с угловым радиусом -50. В первом и третьем квадрантах преобладает плотность оптических осей в среднем 0.8... 1.2 %, тогда как во втором и четвёртом она возрастает до 1.2... 1.6 %, т. е. различие в плотности оптических осей в разных квадрантах составляет около 50 %. Даже в случае полного совпадения удлинения зерен кварца с его оптическими осями, что на самом деле далеко не так, это различие составило бы приблизительно 20 % (разница между максимальным и средним значениями на розе-диаграмме удлинений кварца). Влиянием условий седиментации эту особенность распределения оптических осей кварца уже нельзя объяснить. Следует отметить, что простирание основного максимума совпадает с направлением сжатия, в обстановке которого возникли разрывные нарушения на Крапивинской и прилежащей к ней площадях (см. гл. 2). Применительно к району скв. 203Р, характеризующимся близостью двух разломов, можно установить положение петроструктурных осей а, Ъ и с. Плоскость аЪ будет нормальна максимуму на диаграмме, а петро-структурная ось с будет совпадать с ним. Подобный узор напоминает ориентировку по правилу Тренера (тип 1 по Ферберну) и может возникнуть при начальном, относительно слабом, динамометаморфизме, протекавшем в условиях низкой температуры и/или при малой скорости деформации путем скольжения по базопинакоиду (Родыгин, 1994).
