Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. История изучения карбонатных подсолевых отложений палеозоя.
Глава 2. Геологическое строение региона
2.1. Стратиграфия 16
2.2. Особенности тектонического строения восточного борта Прикапспийской впадины
2.3. История геологического развития 44
Глава 3. Литология карбонатных отложений палеозоя 51
Глава 4. Условия формирования и преобразования карбонатных отложений палеозоя.
Глава 5. Коллекторские свойства и нефтегазоносность карбонатных подсолевых отложений
5.1. Фильтрационно-емкостные свойства карбонатных ЮО пород
5.2. Типы коллекторов
5.3. Нефтегазоносность палеозойских отложений. 113
5.4. Перспективы открытия новых скоплений УВ. 126
Заключение. 130
Список использованной литературы 134
- Стратиграфия
- Фильтрационно-емкостные свойства карбонатных ЮО пород
- Нефтегазоносность палеозойских отложений.
Введение к работе
Главным объектом поискового и разведочного бурения на нефть и газ в пределах восточной части Прикаспийской впадины являются подсолевые карбонатные отложения, имеющие большой стратиграфический диапазон - от девона до нижней перми, и в тех или иных фациях, присутствующие в пределах всей территории исследования. Ведущую роль в качестве основного резервуара углеводородов в регионе они сохранят в течение двух - трех десятков лет. Основанием для такого заключения является открытие в карбонатном подсолевом комплексе крупных газоконденсатных и нефтяных месторождений, какими являются Жанажол, Синельниковское, Урихтау, Кожасай, Алибекмола и др (рис.1).
Восточный борт Прикаспийской впадины характеризуется сложным строением. Это связано с тем, что он приурочен к зоне сочленения разнородных тектонических элементов - докембрийской Восточно-Европейской платформы и погребенных герцинских складчатых сооружений южного продолжения Урала. Тектоническая раздробленность и непостоянный темп прогибания в пределах разных структурных блоков предопределили разнообразие седиментационных процессов, а, следовательно, и большое разнообразие литологического состава и генетических типов карбонатных отложений. Это в значительной степени предопределило ход постдиагенетических изменений в породах, что нашло отражение в изменчивости их фильтрационно-емкостных свойств.
Детальные литологические исследования; проведенные в ОАО «АктюбНИГРИ», позволяют воссоздать древние обстановки осадконакопления, выявить закономерности фациальных изменений в разрезе и по площади, изучить во взаимосвязи литологические особенности, коллекторские свойства и нефтегазоносность карбонатных пород. Решение всех этих вопросов необходимо для познания истории
Обзорная карта
Тохутколь Эмба Т»Р»ЛЬ' Tepecfe.,
геологического развития территории и уточнения перспектив ее нефтегазоносности.
Целью настоящей работы является на основе детальных литологических исследований получить новые данные о генезисе пород и эволюции докунгурского карбонатонакопления на востоке Прикаспийской впадины и уточнить перспективы нефтегазоносности. Перед автором стояли следующие задачи:
Проведение детальных литолого-стратиграфических исследований карбонатных отложений палеозоя, вскрытых бурением в разных структурно-фациальных зонах на востоке Прикаспийской впадины.
Реконструкция палеогеографических обстановок накопления карбонатных осадков, существовавших в различные эпохи палеозоя, опираясь на данные литологического и фациального анализа.
Выявление закономерности изменения коллекторских свойств карбонатных пород в разрезе и на площади и определение их способности вмещать залежи УВ.
Выделение наиболее перспективных участков, в пределах которых распространены карбонатные коллекторы с повышенным потенциалом.
Научная новизна полученных результатов заключается в следующем:
автором выполнены палеогеографические реконструкции обстановок аккумуляции карбонатных палеозойских отложений в пределах различных тектонических блоков восточного борта Прикаспийской впадины;
составлены литолого-фациальные карты для отложений визейского, серпуховского, нижнебашкирского,
нижнемосковского и верхнекаменноугольного
стратиграфических интервалов, на которых показаны обстановки накопления осадков и их пространственное размещение в ответствующие интервалы времени;
выявлены закономерности изменения пористости и проницаемости различных типов карбонатных пород палеозоя и определена роль седиментационных и постседиментационных факторов в формировании их как коллекторов для залежей нефти и газа;
дан прогноз перспектив нефтегазоносности для разных структурно-тектонических зон на востоке Прикаспийской впадины, в основу которого положены данные литолого-фациального анализа и исследования коллекторских свойств.
Практическую значимость работы можно сформулировать следующим образом.
Новые данные, полученные в результате проведенных исследований, в значительной степени уточнили геологическое строение и состав карбонатной подсолевой толщи выявили закономерности изменения коллекторских свойств пород, что необходимо для постановки поисково-разведочных работ на нефть и газ, а также подсчета запасов углеводородного сырья. Результаты работ могут быть использованы организациями, осуществляющими исследовательские и поисково-разведочные работы в восточной бортовой зоне Прикаспийской впадины.
Результаты исследований автора по карбонатным породам палеозоя в регионе были использованы при написании 3-х отчетов по научно-исследовательским темам (1994-2004 г.г.).
По теме диссертации сделаны доклады на Международной научной конференции «Геология и минеральные ресурсы юго-востока Русской платформы» (НВ НИИГГ, г. Саратов, 1998 г.), на Губкинских чтениях (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 1999, 2002 г.г.). По теме диссертации опубликовано 9 статей.
В основу работы положены исследования, проведенные автором в
отделе природных резервуаров открытого акционерного общества
Актюбинского научно-исследовательского геолого-разведочного
нефтяного института в течение 1994-2004 г.г.
Основой для исследования послужил керновый материал глубоких скважин, пробуренных в пределах восточной части Прикаспийской впадины. В процессе работы были выполнены микроскопические изучения пород в петрографических шлифах. 723 образца изучены впервые, около 900 из ранее изученных образцов пересмотрены заново с целью уточнения обстановок осадконакопления. Выполнено также 448 определений коллекторских свойств пород. Кроме того, при написании диссертации были использованы результаты ранее выполненных анализов образцов керна (всего около 3000 образцов), полученного при бурении большинства скважин, которые вскрыли карбонатные отложения палеозоя в восточной части Прикаспийской впадины. Помимо этого были проанализированы промыслово-геофизические разрезы всех этих скважин.
Работа выполнена в отделе природных резервуаров ОАО «АктюбНИГРИ» и на кафедре геологии и геохимии геологического факультета Московского Государственного университета под руководством доктора геолого-минералогических наук А.И. Конюхова, которому автор выражает свою глубокую признательность. В процессе работы над диссертацией автор пользовался консультациями кандидатов геолого-минералогических наук Л.З. Ахметшиной, О.И. Валеевой, В.П.
Кана, А.В. Яковлева, сотрудников кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Геологического факультета МГУ
Всем им автор выражает искреннюю благодарность за оказанную помощь и поддержку.
Сбор материалов для диссертации и техническое ее оформление были бы не возможны без участия сотрудников ОАО «АктюбНИГРИ» А.Н. Кана, К.Т.Улукпанова, В.Ф. Коробкова, В.Ч. Ли которым автор выражает свою признательность.
Защищаемые положения:
Формирование карбонатных отложений палеозоя на востоке Прикаспийской впадины происходило в пределах береговой зоны, прибрежной и внешней части шельфа и подводного склона морского бассейна. Границы этих зон менялись во времени в зависимости от эвстатических колебаний уровня моря и активных тектонических движений.
Древние карбонатные постройки, сложенные биоморфными (фораминиферово-водорослевыми, водорослевыми и др.) и детритовыми известняками, приурочены к трансгрессивным частям крупных седиментационных циклов, тогда как регрессивные их элементы сложены преимущественно оолитовыми, сгустково-комковатыми и пеллетовыми известняками, последние в ряде случаев замещаются в сторону суши ангидритами.
В карбонатных породах палеозоя преобладает. поровый тип коллектора. Наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами характеризуются биоморфные известняки и вторичные доломиты. Другую группу коллекторов образуют детритовые и биоморфно-детритовые (биокластовые) известняки. Улучшению коллекторских
свойств карбонатных отложений палеозоя способствовали процессы выщелачивания и доломитизации, протекавшие на постседиментационных стадиях преобразования.
Стратиграфия
Особенности состава и генезиса подсолевых палеозойских отложений были установлены с помощью детального биостратиграфического анализа конкретных разрезов вскрытых поисковыми и разведочными скважинами. Расчленение этих разрезов проводилось по остаткам фораминифер, конодонт, остракод, брахиопод и миоспор. В исследование указанных микрофоссилий и уточнении стратиграфической шкалы подсолевых отложений палеозоя большая заслуга принадлежит Л.З. Ахметшиной, Л.И. Вакуле, Н.Б. Гибшман, Т.К. Замилацкой, Л. Ивановой, Е.И. Коротковой, А.Г. Калмыковой, Д.А. Кухтинову, М. Изотовой, B.C. Губаревой, Е.Т. Миняевой, Ш.Ф. Юльметову и др.
В подсолевом комплексе на востоке Прикаспийской впадины по результатам бурения глубоких скважин были выделены докунгурские отложения нижней перми, а также отложения каменноугольной, девонской систем и предположительно докембрия.
С учетом стратиграфической полноты разрезов, в пределах восточного борта Прикаспийской впадины выделяются 3 структурно-фациальные зоны (рис.2):
I. Жанажол - Торткольская, где присутствуют две карбонатные толщи карбона, разделенные 400-700 м. терригенной толщей (МКТ) раннеподольского возраста. Верхняя карбонатная толща (KT-I) - включает отложения среднего (мячковский-подольский горизонты) и верхнего карбона (С3-С2М2 pd2)- Отложения нижней карбонатной толщи (КТ- II) датируются в объеме от верхневизейских (алексинский-веневский горизонты CiV2al"vn) до московских (каширский горизонт, C2miks). Верхняя карбонатная толща перекрыта терригенными породами мощностью около 300 м. сакмарского и ассельского ярусов нижней перми. Нижняя карбонатная толща (КТ- II) подстилается терригенными породами визейского и турнейского ярусов, мощность которых достигает 2873 м.
И. Темирская зона, в пределах которой установлены карбонатные породы девонского и каменноугольного (нижнемосковского подъяруса включительно) возраста.
Данные карбонатные отложения перекрываются терригенными отложениями артинского, сакмарского и ассельского ярусов нижней перми мощностью до 800 м. Подстилающие отложения не вскрыты.
III Жаркамысская зона, в пределах которой распространены, отложения раннедевонского возраста. Толща этих пород перекрывается терригенными образованиями визейского яруса нижнего карбона (до 700 м.), а также артинского, сакмарского, ассельского ярусов (до 600 м.). Карбонатные отложения нижнего девона залегают на породах фундамента, представленных слюдисто-кремнистыми метаморфическими породами предположительно докембрийского возраста.
При биостратиграфической характеристике выше названных отложений и выделении стратиграфических подразделений нами принята за основу стратиграфическая схема Восточно-Европейской платформы (1989) (рис.3).
Ниже дается описание основных стратиграфических подразделений в составе карбонатного палеозойского комплекса, который является главным объектом при нефтепоисковых работах в регионе.
Достоверно нижнедевонские отложения установлены в разрезе скважины Г-5 Восточный Акжар, (инт. 5673-5764 м.) литологически представлены известняками светло-серыми, коричневато-серыми, органогенно-детритовыми, глинистыми плотными, с многочисленными тентакулитами. По определнию конодонт и конихонков данные отложения отнесены к нижнему девону, толщина 91 м.
Нерасчлененные нижнедевонско-среднедевонские (эйфельские) отложения выделены в разрезах скважин: Г-4 Кумсай (инт. 5876-6007 м.), Г-1 Бактыгарын (инт. 5907-6212 м.) по редкому выноса керна. Здесь они представлены известняками серыми, органогенно-детритовыми, перекристаллизованными, с редкими прослоями терригенных пород, по нечастым остаткам однокамерных фораминифер данные отложения отнесены к нижнему девону-эйфелю, толщина нерасчлененных нижнедевонско-эйфельских отложений 131-305 м.
class2 Коллекторские свойства и нефтегазоносность карбонатных подсолевых отложений
class2
Фильтрационно-емкостные свойства карбонатных ЮО пород
Статистический анализ распределения показателей фильтрационно-емкостных свойств в отдельных литогенетических типах карбонатных отложений выявил четкую связь их с морфогенетическими типами пород.
Максимально высокими коллекторскими свойствами характеризуются биоморфные известняки . Открытой пористостью более 6% обладают 79,6% образцов, проницаемостью свыше 0,Ы0",5м2 — 82,7%о. Пористость коллекторов достигает 26-28%, проницаемость — тысячи миллидарси и выше. Максимумы встречаемости приурочены на графике пористости - к значениям 10-14% (40,1%) и 0-2% (11,4%), на графике проницаемости - к значениям (1,0-100) -10" м (65,0%) и 0,Ы0 м (18,3%). Группа, отличающаяся высокими коллекторскими свойствами, объединяет известняки, которые на этапе постседиментационной трансформации подверглись растворению и выщелачиванию. В группу с коэффициентом проницаемости менее 0,1-10" попали те разности биоморфных известняков, которые испытали интенсивную кальцитизацию с залечиванием межфрагментарных и внутриформенных пустот, а также трещин. Высокими коллекторскими свойствами обладают также эпигенитические доломиты (рис.38). Пористость свыше 6% наблюдается в 67,9% образцов, проницаемость свыше 0,Ы0"15м2- в 73,8% образцов. Максимальная пористость 24-26%, максимальная газопроницаемость свыше тысячи миллидарси. Наибольшее количество образцов попадает в интервал пористости 4-16%, максимум приурочен к пористости 6-8%. На графике проницаемости максимумы наблюдаются в интервале 0,1 и 1,0-100,0- 10 15м2. В группе слабопроницаемых пород оказались те разности доломитов, в которых интенсивно проявились процессы кальцитизации и окремнения. Высокими фильтрационными и емкостными свойствами обладают доломиты, в которых растворение карбонатного вещества протекало в порах, сохранившихся от первичного известняка, а также в порах доломитизации. Немалую роль при выщелачивании пород сыграли трещины преимущественно субгоризонтальной ориентации.
На гистограмме открытой пористости перекристаллизованных известняков (рис.39) видны два четких максимума, приуроченные к интервалам пористости 0-2% (22,0% образцов) и 10-12% (23,6%). Пористостью до 6% обладают 48,8% образцов, значением проницаемости, равными - 0,1-10" м , характеризовались 37,5% образцов. В 94,2% изученных образцов проницаемость не превышала 10,0-10"15м2. Это говорит о том, что перекристаллизация не благоприятствует появлению коллекторов с высокими и средними фильтрационно-емкостными свойствами, хотя и создает небольшую пористость и в определенной мере способствует развитию процесса выщелачивания (пористость в отдельных образцах достигает 14-16%, проницаемость 50-100-10-15м2).
На гистограмме пористости комковато-органогенных и органогенно-комковатых известняков выделяются две большие группы образцов: одна с пористостью 0-6% (61,9%), другая с пористостью 8-20% (32,3%). Большая часть образцов с высокими коллекторскими свойствами здесь представлена комковато-органогенными и органогенными известняками из верхней карбонатной толщи, в которых интенсивно развивались процессы растворения и выноса карбонатного вещества. В группу пород-неколлекторов в основном попали образцы керна из нижней карбонатной толщи. Для органогенно-комковатых известняков этого типа характерно интенсивное заполнение пустот вторичным кальцитом. То же самое можно сказать и о проницаемости: проницаемость 0,1-10 м зафиксирована в 53,8%. Максимум в этом интервале объясняется широким распространением в нижней карбонатной толще известняков, испытавших интенсивную кальцитизацию. Максимальные значения пористости (24-26%) и проницаемости (300-500- 10"15м2) выявлены в органогенных известняках из разреза верхней карбонатной толщи.
Органогенно-обломочные известняки образуют на гистограммах распределения пористости и проницаемости пород два максимума: по пористости — 0-4% (53,6% образцов) и 10-14% (30% образцов), по проницаемости - 0,1-10"15м2 (51,9%) и 10-100-10"15м2 (24,7% образцов) (рис.39). Преобладание плотных разностей пород связано с большим содержанием в органогенно-обломочных известняках цемента и слабым влиянием выщелачивания. Присутствие коллекторов со средними фильтрационными и емкостными свойствами обусловлено таким характером цементации, при котором часть порового пространства оставалась незаполненной цементом (цемент пленочно-поровый, крустификационно-поровый, неполно-поровый), а в процессе последующего выщелачивания произошло расширение первичных пор.
Нефтегазоносность палеозойских отложений
В подсолевом комплексе восточного борта в карбонатных отложениях выявлены нефтяные, нефтегазоконденсатные месторождения
Кенкияк, Жанажол, Урихтау, Кожасай, Алибекмола, Жанатан, Синельниковское, Южный Мортук, Восточный Мортук. Породами, вмещающими залежи углеводородов, являются известняки и доломиты каменноугольного возраста. Как было показано в гл. 1, стратиграфический возраст карбонатных отложений охватывает диапазон от верхневизейского подъяруса нижнего карбона до ассельского яруса нижней перми. Правда, в карбонатных породах нижней перми, которые узкой полосой протягиваются вдоль восточного борта Прикаспийской впадины от площади Тохутколь до Восточного Жанажола, присутствие залежей УВ до настоящего времени не установлено. Они приурочены в основном к карбонатным породам гжельского и касимовского ярусов верхнего карбона, мячковского, подольского, каширского и верейского ярусов среднего карбона, а также горизонтам нижнебашкирского подъяруса, серпуховского яруса и верхневизейского подъяруса нижнего карбона.
Месторождение Жанажол.
Жанажольское месторождение расположено в 50 км от действующего нефтепромысла Кенкияк на территории Мугоджарского района Актюбинской области.
В тектоническом плане Жанажольское поднятие представляет собой брахиантиклиналь субмеридионального простирания, осложненную двумя сводами и изученную сейсморазведкой по горизонтам Пі (поверхность докунгурского палеозоя), Пг и Пг (соответственно поверхность и подощва карбонатных отложений московско-гжельского яруса), П2 и П2 (соответственно поверхность и подошва визейско-башкирских карбонатных отложений). Размеры по изогипсе - 3000 м составляют 17x5 км, амплитуда - 300-400 м.
В 1978 г. в скв. Г-4 с помощью пластоиспытателя КИИ-2М-146 был получен фонтанный приток газированной нефти с глубины 2767-2894 м, что послужило основанием к развороту работ на этом месторождении.
Основной объект находился в верхнем карбонатном комплексе. В 1980 г. скважиной Г-23 была открыта нефтяная залежь в нижнем карбонатном комплексе.
Верхняя карбонатная толща (KT-I) в литологическом отношении сложена известняками, доломитами и их переходными разностями. Установлено наличие трех продуктивных пачек-коллекторов (Т.И.Бадоев и др., 1982): А, Б, В. Первые две пачки приурочены к гжельскому и касимовскому ярусам верхнего карбона, а третья — к московскому ярусу среднего карбона. Мощности горизонтов, разделяющих эти пачки достигают нескольких десятков метров. Количество пластов-коллекторов колеблется от 1 до 12 м, а толщина каждого из них — от 1 м до 40 м, в среднем-5-10 м.
Средневзвешенная (?) газонасыщенная мощность пачки «А» составляет 26 м, а нефтенасыщенная - 12 м. К пачке приурочена газовая залежь с нефтяной оторочкой. Дебиты нефти составляли 1,4-64 м3/с, газа -до 175 т.м. /с, а конденсата- 146 м /сут.
ГНК принят на отметке — 2560 м, ВНК находится на отметке — 2650 м, а с учетом принятых положений ГНК и ВНК высота залежей составляет 293 м. При этом высота газовой части равна 203 м, а нефтяной - 90 м. Площади газоносности и нефтеносности соответственно равны 77475 и 70350 тыс.м2. Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная.
Общие эффективные мощности пачки «Б» меняются от 3,4 м до 64 м. В ней находится нефтегазовая залежь. Средневзвешенная нефтенасыщенная мощность составляет 12 м, а газонасыщенная - 14 м. ВНК по пачке колеблется по площади от 2631 до - 2647 м, ГНК принят на отметке - 2560 м (как по пачке «А»).
Высота нефтегазовой залежи составляет 200 м, из которых ПО м приходится на газ, 90 м - на нефть.
Площади газоносности и нефтеносности соответственно равны 39825 и 71475 тыс.м . Залежь является пластовой сводовой и литологически ограниченной на отдельных участках площади.
В составе продуктивной пачки «В» выделяются несколько пропластков, среднее число которых составляет 8. Общие эффективные мощности колеблется от 4,8 (Г-1) до 41 (Г-5), средневзвешенная газонасыщенная и нефтенасыщенная мощности равны соответственно 11 и 18 м. К пачке приурочена нефтяная залежь с незначительной по высоте газовой шапкой. Дебилы нефти достигали 174 м3/с (Г-10, при 8 мм штуцере), а конденсата - 34 м3/с. ГНК на отметке - 2560 м, ВНК - 2651 м. Залежь расположена в пределах южной и северной присводовых частей поднятия, где высота газовой шапки составляет соответственно 30 м и 50 м, а нефтяной залежи — 91 и 83 м. Площадь газоносности составляет 16775 тыс.м , а нефтеносности - 54525 тыс.м . Залежь пластовая, сводовая.
Учитывая особенности строения и характер насыщения продуктивных пачек (А, Б, В) верхней карбонатной толщи, залежи в них можно объединить по существу в массивно-пластовую залежь с едиными газонефтяным (-2560 м) и водонефтяным (-2631, -2651 м) контактами. Наиболее высокое положение ВНК отмечается на западном крыле поднятия, а наиболее низкое - на восточном крыле и в пределах северной его периклинали. Общий этаж газоносности составляет порядка 200 м, а нефтеносности в зависимости от положения ВНК колеблется от 71 до 90 м.
Под терригенными отложениями московского яруса среднего карбона, подстилающими верхнюю карбонатную толщу, залегают породы нижней карбонатной толщи башкирского яруса среднего карбона и серпуховско-визейского ярусов нижнего карбона, Их продуктивность была установлена рядом скважин (Г-23, 27, 33, 38, 40, 61, 3-С, 5-С и др.).
Продуктивность нижней окско-каширской карбонатной толщи впервые была выявлена опробованием КИИ-146 разреза скважин Г-23 в интервале 3682,6-3748 м в 1980 году. Впоследствии промышленные притоки нефти были получены в скв. Г-23, 27, 38 при опробовании в колонне и в скважинах 29, 61, 43, 5-С при опробовании пластоиспытателем в процессе бурения.
Согласно данным сейсморазведки, структура по отражающему горизонту П2 представляет собой крупное (23,9 х 15 км) валообразное поднятие, состоящее из 2-х локальных брахиантиклинальных складок. Свод северной структуры, ограниченный изогипсой - 3200 м, имеет амплитуду около 400 м и размеры 12 х 8 км по изогипсе — 3600 м. Свод южной структуры по изогипсе - 3200 м более узкий и имеет размеры 13 х 2,5 км при амплитуде 300 м.
По данным бурения поверхность рассматриваемой карбонатной толщи в своде оконтурена изогипсой - 3200 м, амплитуда порядка 250 м. Размеры поднятия по изогипсе - 3400 м составляют 15x7 км.
Максимальная мощность нижней карбонатной толщи составляет 630-654 м. В литологическом отношении продуктивный разрез представлен известняками светло-серыми, серыми, участками долом і [газированными, массивными, органогенно-комковатыми, мелко- и средне-кристаллическими, участками кавернозно-пористыми, трещиноватыми со стиллолитовыми швами. Отдельные прослои сложены доломитами и серо-зелеными пластинчатыми аргиллитами.
По результатам опробовательских работ за ВНК условно принята абсолютная отметка- 3578 м, соответствующая нижней границе интервала перфорации пласта-коллектора, давшего промышленный приток нефти в скв. Г-38. За верхнюю границу залежи условно принимается уровень абсолютной отметки - 3447 м, соответствующей середине пласта-коллектора, давшего промышленный приток нефти в скв. Г-29 при опробовании КИИ. В верхней части карбонатного разреза при испытании КИИ отмечается разгазирование раствора, в связи с чем не исключено наличие здесь газовой шапки. Открытая пористость - 0,1 %, коэффициент нефтенасыщенности 0,78, удельный вес нефти 0,824 г/см3, среднее значение пересчетного коэффициента принят 0,60, коэффициент нефтеотдачи 0,18.
Месторождение Урихтау.
