Содержание к диссертации
Введение
1. Методики изучения литолого-минер алогического состава и постседиментационных изменений терригенных коллекторов 9
1.1 Методики интерпретации данных гранулометрического анализа 9
1.2 Получение геологической информации на основе изучения вещественного состава пород 12
1.3 Учения о стадиальных преобразованиях пород-коллекторов
2. Краткая геологическая характеристика оморинского лицензионного участка 17
3. Характеристика гранулярных коллекторов продуктивных пластов оморинского лицензионного участка 29
3.1. Анализ гранулометрического состава пород-коллекторов 29
3.2. Определение генезиса песчаных пород-коллекторов с использованием гранулометрических данных 40
3.3. Строение порового пространства пород-коллекторов 49
4. Минералогические особенности терригенных коллекторов оморинского лицензионного участка 60
4.1. Породообразующие минералы 63
4.2. Минеральный состав цемента 73
4.3. Акцессорные минералы 80
4.4. Результаты пиролитических исследований РОВ и определения содержания органического углерода в терригенных коллекторах венда 102
5. Влияние литолого-минер алогического состава и постседиментационных изменений сложнопостроенных терригенных коллекторов венда на их фильтрационно-емкостные свойства 108
5.1. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств терригенных пластов венда на юго-западе Камовского свода 108
5.2. Анализ влияния литолого-минералогического состава на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в пластах венда Камовской площади 120
5.3. Влияние цементирующего вещества на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов 128
5.4. Механизмы формирования вторичной пористости в коллекторах венда на юго-западе Камовского свода 134
5.5. Изучение влияния разрывной тектоники на перспективы нефтегазоносности вендских отложений на юго-западе Камовского свода 149
5.6. Рекомендации к проведению поисково-разведочных работ в вендских отложениях на юго-западе Камовского свода 151
6. Особенности литолого-минералогического состава коллекторов неокомских отложений заполярного месторождения 158
6.1. Краткая геологическая характеристика района работ 158
6.2. Литолого-петрофизическая характеристика пластов группы БТ Заполярного месторождения 165
6.3. Влияние цеолитизации на петрофизические параметры коллекторов неокомских отложений заполярного месторождения 184
Заключение 199
Список литературы 201
- Получение геологической информации на основе изучения вещественного состава пород
- Определение генезиса песчаных пород-коллекторов с использованием гранулометрических данных
- Акцессорные минералы
- Анализ влияния литолого-минералогического состава на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в пластах венда Камовской площади
Введение к работе
Актуальность темы
Общеизвестно, что успешность геологоразведочных работ на нефть и газ предопределяется уровнем знаний о строении и свойствах изучаемых нефтегазоносных комплексов. При этом с увеличением степени разведанности территории открываются все новые и новые особенности пород-коллекторов, которые существенно влияют на результативность геологоразведки и могут проявиться даже на завершающих ее этапах. Так, для хорошо изученных отложений неокома Заполярного месторождения (Западная Сибирь) неучет эпигенетических изменений, проявившихся, в частности, в цеолитизации песчаников, привел к неверной оценке нефтенасыщенности коллекторов нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи горизонта БТб_8 и, как следствие, к неверной оценке запасов нефти.
В еще большей степени отсутствие знаний о влиянии постседиментационных процессов на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов сказывается на результативности поисково-разведочных работ на новых территориях, к которым относится и Восточная Сибирь. В частности, объектами поиска в этом регионе являются перспективные на нефть и газ отложения терригенного венда в пределах Байкитской нефтегазоносной области (НТО). В разные годы изучением геологии и нефтегазоносности Байкитской антеклизы и прилегающих территорий занимались коллективы ученых СНИИГГиМСа, ИГГ АН СССР (ныне ИНГГ им. Трофимука СО РАН), ПГО «Енисейгеофизика», ВНИГРИ, ВНИГНИ, ВСЕГИИ и других организаций: А.К. Битнер, В.И. Вальчак, В.Н. Воробьев, О.В. Гутина, Л.Н. Константинова, А.Э. Конторович, А.И. Ларичев, Н.В. Мельников, С.А. Скрылев, B.C. Старосельцев, А.А. Трофимук, Г.Г. Шемин, и др. Ими установлено, что отложения докембрия и нижнего палеозоя в пределах Байкитской НГО обладают высокими перспективами нефтегазоносности. Это подтверждено открытием на юго-западе Камовского свода залежей нефти и газа в пластах песчаников вендского возраста (Оморинское, Камовское месторождения). При этом в настоящее время продуктивные терригенные коллекторы венда на данной территории остаются малоизученными. В частности, недостаточно освещены вопросы влияния постседиментационных процессов на фильтрационно-емкостные свойства этих пород.
Настоящая работа посвящена вопросам изучения влияния вещественного состава и вторичных преобразований пород на их фильтрационно-емкостные свойства на примере доломитизированных, сульфатизированных, трещиноватых терригенных коллекторов венда Камовского и Оморинского месторождений и цеолитизированных песчаников неокома Заполярного месторождения.
Цель работы
Повышение эффективности геологоразведочных работ на основе учета влияния литолого-минералогического состава и постседиментационных процессов на фильтрационно-емкостные свойства терригенных коллекторов венда Восточной Сибири и неокома Западной Сибири.
Основные задачи исследований
Установить закономерности распределения породообразующих, цементирующих и акцессорных минералов, определяющие особенности порового пространства пластов Б-VII, Б-VIII, Б-VIII-1, Б-ІХ Камовского и Оморинского месторождений и горизонта БТб-8 Заполярного месторождения.
Провести анализ результатов исследований органического вещества терригенных коллекторов венда Оморинского лицензионного участка (ЛУ).
Оценить влияние постседиментационных процессов на качество коллекторов продуктивных пластов Камовского и Оморинского месторождений.
Провести анализ результатов промысловых и лабораторных исследований цеолитсодержащих коллекторов нефтяной оторочки горизонта БТб-8.
Научная новизна
-
Установлены взаимосвязи литолого-минералогического состава и вторичных изменений терригенных коллекторов с их фильтрационно-емкостными свойствами для отложений венда Камовского и Оморинского месторождений.
-
Разработана основанная на комплексировании данных пиролитических и петрографических исследований методика качественного прогноза изменения коллекторских свойств терригенных пород венда Камовского свода под воздействием постседиментационных процессов.
-
Впервые показано, что несоответствие лабораторных и промысловых исследований нефтенасыщенных коллекторов горизонта БТб_8 Заполярного месторождения связано с высоким содержанием цеолитов в цементе этих пород.
Защищаемые положения
1. Высокая степень неоднородности фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов вендского возраста на Оморинском лицензионном участке обусловлена их литолого-минералогическим составом и значительной вторичной преобразованностью. Установлено, что в коллекторах пластов Б-VII, Б-VIII, Б-VIII-l, Б-ІХ степень отсортированности и гранулометрический состав не оказывают существенного влияния на пористость. В то же время фиксируется связь
между коэффициентом пористости и содержанием цемента в коллекторах (R=0,71). При этом высокое содержание глинистого цемента в породах снижает пористость существеннее, чем карбонатный и ангидритовый цементы. Коэффициент пористости приближается к нулю при увеличении доли глинистого цемента в породе до 30 %, а доломитового - до 40 %. Относительно низкие ФЕС в терригенных коллекторах венда Оморинского месторождения (по сравнению с Камовским месторождением) обусловлены высоким содержанием в них глинистого и кварцевого цементов. По данным капилляриметрических исследований установлено, что в процессе вторичной доломитизации пород происходит существенное сокращение доли крупных (более 10 мкм) пор, приводящее к усложнению структуры порового пространства и значительному снижению проницаемости коллекторов.
-
Комплексирование данных пиролитических и петрографических исследований терригенных отложений венда позволило установить, что степень вторичной преобразованности пластов Б-VII, Б-УШ, Б-VIII-l, Б-ІХ достигает стадии глубокого катагенеза. Из этого следует, что прогноз изменения фильтрационно-емкостных свойств вендских отложений следует проводить с учетом интенсивности проявления в них вторичных процессов. С этой точки зрения можно утверждать, что различия коллекторских свойств в разных частях нефтенасыщенного пласта Б-VIII-l в скважине 1 Камовского месторождения, при неизменном гранулометрическом составе пород, связаны с различием их эпигенетической преобразованности. Низкая пористость (до 6 %) в подошвенной части этого пласта обусловлена процессами окварцевания, доломитизации, сульфатизации, в то время как в прикровельной части, характеризующейся незначительными изменениями пород (частичная доломитизация), сохраняется высокая пористость (до 21 %).
-
Структура порового пространства цеолитсодержащих коллекторов в поверхностных условиях необратимо изменяется, что приводит к снижению достоверности лабораторных исследований керна. По петрофизическим данным коллекторы горизонта БТб-8 на Заполярном месторождении с пористостью ниже 14,1 % могут иметь насыщенность, которая обеспечивала бы чисто нефтяные притоки в скважины. Однако такой прогноз вступает в противоречие с результатами испытаний скважин. А именно, из всех объектов испытания нефтяной оторочки горизонта БТб-8, коллекторы которых имеют пористость ниже 14,1 %, были получены только притоки воды (или притоки воды с пленкой нефти).
Практическая ценность работы
Литолого-петрофизические модели пород-коллекторов вендского НТК, разработанные с учетом вторичных преобразований, позволили обосновать рекомендации для повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ на юго-западе Камовского свода. Рекомендовано бурение трех поисковых скважин в пределах Оморинского лицензионного участка, обоснована необходимость применения технологии гидроразрыва пластов.
Установленные причины несоответствия результатов испытаний и данных петрофизических исследований нефтяной оторочки пласта БТб-8 Заполярного месторождения позволяют сделать вывод о том, что при оценке характера насыщенности цеолитсодержащих коллекторов неокома на этапе разведки нефтяных оторочек необходимо в первую очередь опираться на результаты испытаний скважин. Данные ГИС и лабораторные исследования керна здесь являются менее информативными, по сравнению с коллекторами, не содержащими цеолитов.
Фактический материал, методы исследований и личный вклад автора
Для решения поставленных задач проведен анализ материалов по всем пробуренным
скважинам на территории Камовского, Оморинского месторождений, Платоновской
площади, скважине 1 Верхнетохомской площади (всего 19 скважин), а также по 57
скважинам Заполярного месторождения. Использованы результаты петрофизических,
макро- и микроскопических исследований керна, полученные в лабораториях
ФГУП «ВНИГРИ», ФГУП «СНИИГГиМС», 000«Экогеос ЛТД», ООО «ЗапСибЩ»,
000 «ТюменНИИгипрогаз», 000 «ТЦЛ», ОАО «Заполярнефтегазгеология»,
ЗАО «Ямалпромгеофизика», 000 «ВНИИГАЗ».
В процессе работы использовались методики литолого-фациального анализа (Л.Б. Рухин, Р. Пассега, П. Траск), методики интерпретации данных пиролитических исследований органического вещества (Б. Тиссо, Д. Вельте и др.), методики анализа стадиальных преобразований пород-коллекторов (Ю.В. Пустовалов, Н.М. Страхов, Б.К. Прошляков, О.А. Черников, Б.А. Лебедев, Р.С. Сахибгареев и др.).
Лично автором выполнен сбор, систематизация и анализ материалов по изучению керновых данных. Построены карты распределения ФЕС терригенных пластов венда на Камовском и Оморинском месторождениях. На основе анализа минералогического состава терригенных пород катангской и оскобинской свит венда установлена их фациальная изменчивость на территории Оморинского лицензионного участка. Дана физико-литологическая характеристика коллекторов пластов Б-VII, Б-VIII, Б-VIII-1, Б-ІХ на Оморинском ЛУ и пластов группы БТ Заполярного месторождения. Разработаны рекомендации для повышения эффективности геологоразведочных работ в отложениях венда на Оморинском лицензионном участке.
Апробация работы
Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых: XVI научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири - 2010», ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень; XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири - 2012», ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень.
Публикации
Автором по теме диссертации опубликовано 12 научных статей, в том числе 3 - в журналах, рекомендуемых ВАК РФ.
Структура и объем работы
Получение геологической информации на основе изучения вещественного состава пород
Вещественный состав осадочных пород - предмет изучения сразу нескольких геологических научных дисциплин, основными из которых являются петрография, минералогия, литология, геохимия. В связи с этим довольно велико и число работ посвященных данной тематике. Принципами изучения и интерпретации данных о вещественном составе осадочных пород занимались следующие авторы: М.С. Швецов, Л.Б. Рухин, Л.В. Пустовалов, Г.Б. Мильнер, Н.В. Логвиненко, В.Н. Шванов, Ф.Ю. Левинсон-Лессинг, Г.Д. Афанасьев, Д.С. Коржинский, А.Г. Бетехтин, Е.К. Лазаренко, В.Г. Кузнецов, А.Н. Заварицкий, В.П. Батурин, Ф. Петтиджон и другие [2, 41, 44, 73, 81, 107, 108].
Петрографическое изучение садочной породы заключается в исследовании ее признаков и свойств в целом по всей породе, а также признаков и свойств составляющих ее компонентов. Наиболее важным элементом в петрографическом анализе является изучение пород в шлифах при помощи поляризационного микроскопа.
Первым этапом изучения песчаных пород в шлифах являются качественные оценки компонентов в обломочной части и цементе, за которым исследуют их визуальное определение и диагностика по оптическим свойствам. Далее устанавливаются индивидуальные особенности каждого компонента, их соотношения друг с другом и вытекающие из этого минеральная, структурная и текстурная характеристика породы.
Для определения количественного содержания глинистых компонентов в породе хорошо зарекомендовал себя метод рентгеноструктурного анализа. Он основан на дифракции рентгеновских лучей от плоскостей кристаллической решетки минералов. Достоинством метода является то, что он применим как для моно- так и для полиминеральных пород.
Для выявления особенностей минералов и изучения тонкодисперсных пород в настоящее время широко применяется растровая электронная микроскопия. Разрешающая способность метода достигает 10"10 м. На снимках, сделанных с помощью таких микроскопов, изучается размер, минеральный состав, морфология фрагментов, в результате чего появляется возможность выявлять следы переноса, аутигенность, стадийность образования породы. Достоинством этого метода является возможность широко менять масштаб изображения. Благодаря этому можно изучать не только очень тонкодисперсные глинистые минералы, но и морфологию более крупных кристаллов, остатков раковин, характер поверхности аморфных выделений, структуру порового пространства, характер его заполнения и т.п. [41].
При анализе большого количества накопленной геологической информации очень важным является представление ее в графическом виде. Графическое изображение позволяет сравнивать образцы или их совокупности друг с другом, прослеживать их изменение по разрезу и по площади и в конечном итоге оказываются более наглядными, чем цифры.
Для представления анализируемых данных графически в основном используются следующие формы: гистограммы, диаграммы, графики и карты. Гистограммы (столбчатые диаграммы) используются для представления состава либо особенностей образцов пород. Для этих же целей часто применяются круговые (рис. 1.2) и треугольные диаграммы. Графики могут быть использованы для представления зависимости каких-либо параметров, а также изменения какого либо параметра (параметров) отложений с глубиной (рис 1.3). Карты используются для изображения изменяющихся свойств определенной стратиграфической единицы по площади.
Многие авторы уделяли внимание вопросам преобразования пород-коллекторов углеводородов при их погружении. Среди них Л.Б. Рухин, Б.К. Прошляков, А.А. Ханин, Е.М. Смехов, М.Л. Сургучев, Т.В. Дорофеева, О.А. Черников, А.В. Копелиович, Н.М. Страхов, Г.И. Теодорович, Л.В. Пустовалов, А.Г. Коссовская, В.Д. Шутов, Н.В. Ло гвиненко, Е.А. Предтеченская и другие [36, 38, 39, 40, 44, 62, 69, 72, 73, 80, 81, 88, 94, 95, 97, 99, 102, 104]. Отдельно следует выделить авторов, занимавшихся вопросами изучения органического вещества осадочных горных пород и стадийности его преобразований: Н.Б. Вассоевич, С.Г. Неручев, О.В. Щербань, В.А. Успенский, Д. Вельте, B.C. Вышемирский, А.Э. Конторович, Н.В. Лопатин, В.А. Соколов, Б.А. Соколов, Б. Тиссо, А.А. Трофимук, Г.Т. Филиппи, Д.М. Хант и другие [45, 110, 63, 98].
Согласно современным представлениям сущность постседиментационных изменений горных пород сводится к следующим основным явлениям: 1 Механическое уплотнение 2 Обезвоживание 3 Растворение составных частей пород 4 Минеральные новообразования 5 Перекристаллизация При этом главными действующими факторами являются: - температура; - давление; - растворенные и газообразные компоненты; - щелочно-кислотные (рН) и окислительно-восстановительные (Eh) свойства пластовых вод; - радиоактивное излучение; - продолжительность действия этих факторов, т.е. геологическое время. Формирование осадочной породы происходит в несколько этапов, которые представляют собой лито генетический цикл. Различают: 1) седиментогенез - мобилизация веществ в областях сноса, их перемещение в водной или воздушной среде, осаждение тер-ригенных, хемогенных и органогенных компонентов; 2) диагенез - превращение осадка в осадочную породу 3) эпигенез (катагенез) - все изменения осадочных пород либо в процессе погружения до их превращения в метаморфические породы, либо в процессе подъема к земной поверхности, сменяющем погружение, до начала гипергенеза; 4) гипергенез - изменения осадочных пород при поднятии, которые начинаются с появления в водах свободного атмосферного кислорода и кончаются полной дезинтеграцией породы, т.е. переходом к литогенезу новой осадочной породы [87].
Для оценки степени преобразованности пород на стадии катагенеза часто используется шкала, основанная на изменении отражающей способности витринита Ro (%) рассеянного органического вещества (РОВ). Общепринятыми являются следующие подста 15
Определение генезиса песчаных пород-коллекторов с использованием гранулометрических данных
Оскобинская свита, согласно стратиграфической схеме, разделена на три пачки [77]. Нижняя пачка представлена чередованием пятнистых, темно-серых, доломитов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Встречаются мелкообломочные доломит-ангидриты, ангидриты, пирит и кремний. Средняя пачка представлена песчаниками и алевролитами. В слабосцементированных разностях песчаников отмечаются многочисленные включения битума. Верхняя пачка представлена тонким переслаиванием доломитов глинистых, доломитов ангидритистых, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Общая толщина свиты на Оморинской площади в среднем составляет 122,5 м. На Камовской площади мощность свиты варьируется от 46,6 (скв. Км-3) до 104,2 м (скв. Км-2). Отложения свиты несогласно залегают на доломитах рифейского возраста. На Платоновской площади мощность оско-бинской свиты изменяется от 99,6 (скв. Плт-3) до 129,0 м (скв. Плт-1), на Верхнетайгин-ской площади - от 44,0 (скв. Втг-3) до 76,6 м (скв. Втг-4), на Чегалбуканской - 58,0 м (скв. Чгб-1) и на Салаирской от 46,6 (скв. Слр-1) до 59,4 м (скв. Слр-2).
Катангская свита в результате предкатангского перерыва в осадконакоплении несогласно перекрывает различные пачки оскобинской свиты и толщи рифея и подразделяется на две подсвиты (верхнюю и нижнюю). Нижняя подсвита сложена мергелями и аргиллитами с прослоями алевролитов, мелкозернистых песчаников, ангидритовых доломитов. Верхняя - представлена чередованием доломитов глинистых с доломитами ангидри-тистыми, с прослоями мергелей, аргиллитов и ангидритов. Общая толщина катангской свиты на территории Оморинского месторождения варьируется от 67,0 (скв. Ом-12) до 78,2 м (Ом-3). На Камовской площади также присутствуют отложения катангской свиты. В верхней части свиты вскрыта интрузия долеритов мощностью 6 м. Общая толщина свиты варьируется от 79,2 (скв. Км-3) до 89,0 м (скв. Км-2). На Платоновской площади толщина катангской свиты изменяется от 87,5 (скв. Плт-3) до 95,9 м (скв. Плт-1), на Верхне-тагинской площади - от 91,2 (скв. Втг-3) до 110,0 м (скв. Втг-1), на Чегалбуканской площади в скв. Чгб-1 толщина отложений свиты составляет 68,0 м, а на Салаирской - 105,3 м в скв. Слр-1 и 103,0 м в скв. Слр-2.
Карбонатная сабинская свита согласно перекрывает катангскую свиту [77]. В основании свита представлена переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, реже глинистых доломитов. Доломит серый, темно-серый слабо-известковистый, массивный, не яснослоистый, участками водорослевый, кавернозный, битуминозный. Текстура волнисто-слоистая. Выше по разрезу свита сложена преимущественно глинистыми доломитами. Ангидрит присутствует в виде линзочек и слойков. Цвет пород темно-серый до черного, текстура волнисто-слоистая, горизонтально-слоистая. Верхняя часть свиты также представлена доломитами серыми, доломито-ангидритами, встречаются т тонкие прослои аргиллита серого, плитчатого. Толщина свиты изменяется от 52,4 до 84,9 м.
Согласно залегает на породах собинской свиты. Отложения свиты представлены сероцветными неравномерно-ангидритистыми доломитами, с прослойками глинистых доломитов, ангидритов, реже мергелей. По своим литолого-геофизическим характеристикам отложения свиты идентичны породам собинской свиты.
В подошве находится пачка глинистых доломитов, прослойки их присутствуют и в кровельной части. В породе часто встречаются разнонаправленные трещины открытые и заполненные ангидритом. Кровля свиты проводится по подошве нижнего пласта каменной соли усольской свиты нижнего кембрия. Толщина свиты в среднем составляет 55 м. По данным исследования керна в разрезах скважин Ангаро-Ленской ступени установлена нижнекембрийская фауна, что позволяет относить верхнюю часть тэтэрской свиты к основанию нижнего кембрия.
Кембрий. Территория юго-запада Камовского свода на основании фациального районирования кембрийских отложений отнесена к Байкитско-Катангскому фациальному району. Разрез кембрия представлен соленосно-карбонатными: тэтэрской (верхняя под-свита), усольской, бельской, булайской, ангарской, литвинцевской и глинисто-карбонатной эвенкийской свитами.
Ордовик. На останцовых возвышенностях современного рельефа сохранились в небольших объемах отложения пролетарской свиты ордовика. Представлены они доломитами строматолитовыми, оолитово-обломочными, комковатыми, песчанистыми и алевролитами с прослоями мелкозернистых кварцевых песчаников с трилобитами.
На рассматриваемой территории широко распространен трапповый магматизм. Морфология интрузивных тел весьма разнообразна. По форме их разделяют на две группы: послойные - силлы и секущие - дайки. Магма заполняла трещины отрыва [93]. В вендских отложениях на исследуемой территории скважинами установлено распространение силлов в катангской и собинской свитах. Наибольшее "насыщение" пластовыми интрузивными телами долеритов выявлено в кембрии в усольской, бельской и ангарской свитах.
Как отмечалось, промышленно продуктивные коллекторы на Оморинском лицензионном участке связаны с терригенными отложениями вендского возраста, которые зале гают на породах рифея с угловым и стратиграфическим несогласием. В настоящей работе объектом исследования являются отложения оскобинской и катангской свит.
Оскобинская свита ложится на ванаварские отложения со следами размыва пород и сложена доломитами, плотными иногда глинистыми, песчанистыми и алевритистыми, ангидритами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами. В составе её выделяются три пласта Б-ІХ, Б-VIII-l, Б-VIII. Коллекторы сложены терригенными породами. По керну и по данным ГИС отложения, слагающие эти пласты, представлены, в основном, переслаиванием карбонатных, сульфатных и терригенных пород.
Пласт Б-ІХ установлен в нижней пачке оскобинской свиты, по керновым данным представлен переслаиванием ангидритов, доломитов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. В нижней части этого пласта преобладают кавернозные карбонатные и сульфатные породы. Вверх по разрезу доля терригенных отложений возрастает. Цвет пород, в основном, светлый: серый и зеленовато-серый, отмечаются темно-серые породы, в верхней части пласта встречаются единичные прослои аргиллитов темно-серых до черных. Толщина пласта составляет 2-7 м. Флюидоупором является пласт (5-7 м) доломитистых, ангидрити-стых алевролито-аргиллитов.
В пределах Юрубчено-Тохомского месторождения из этого пласта получены притоки газа. В 2009 г на западном склоне Камовского свода в поисковой скважине Вайви-динская 1 из пласта Б-ІХ, получен приток нефти, открыто Борщевское нефтяное месторождение.
Пласт Б-VIII-l по керну представлен терригенными породами: песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники мелкозернистые, аркозовые, отсортированные с по-ровым и базальным доломитово-глинистым цементом. Цвет пород, в основном, темно-серый и серый, отмечаются частые прослои черных песчаников и аргиллитов. Толщина пласта достигает 4-10 м. Покрышкой является тонкий (0,6-2,0 м) слой аргиллитов и алевролитов [6].
В Оморинской скважине 10 из пласта Б-VIII-l получен приток газа с конденсатом, дебитами, соответственно, 21.5 тыс. м /сут на шб. 5 мм и 9.м /сут. на шт.6 мм. В Оморинской скважине 11 в интервале - 2542-2553 м получен приток нефти плотностью 0,778 г/см , дебитом 4,4-6,2м /сут. Дебит попутного газа 3-8 тыс.м /сут. Пласт нефтенасыщен-ный низкодебитный с незначительным газовым фактором. Продуктивность пласта установлена в скв. Ом-12.
В 2007 году на южном склоне Камовского свода, Байкитской антеклизы, на Омо-ринском лицензионном участке была пробурена поисковая скважина Камовская 1, вскрывшая залежь нефти в пласте Б-VIII-l. В результате испытания пласта получен при ток нефти 150 м /сут, открыто Камовское месторождение.
Пласт Б- VIII выделяется в верхней пачке оскобинской свиты, по керновым данным представлен переслаиванием ангидритов, доломитов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Цвет пород серый, темно-серый, отмечаются частые прослои красноватых, вишнево-бурых, коричневых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В нижней части пласта Б-VIII, в отличие от Б-ІХ, преобладают сульфатные породы. Терригенная составляющая здесь представлена песчаниками, алевролитами и редкими прослоями чёрных аргиллитов. Вверх по разрезу уменьшается доля ангидритов и чёрных аргиллитов.
Пласт Б- VIII испытан практически во всех скважинах Оморинского лицензионного участка. Пласт-коллектор Б-VIII перекрыт в большинстве скважин сульфатно-карбонатным пластом, толщиной от 7 до 10 метров. Из этого пласта получены притоки в следующих скважинах: Ом-2 (Qr=200 тыс. м /сут), Ом-8 (Qr=l 1 тыс. м3/сут), Ом-3 (QB=159 м3/сут), Пл-1 (0ж+г=0,8 м3/сут).
Пласт Б- VII залегает в основании катангской свиты. Он прослежен скважинами в виде полосы шириной от 5 до 15 км и длиной 27 км [6]. Толщина пласта меняется от 2 до 5 м. Сложен он песчаниками мелко-среднезернистыми до крупнозернистых, с прослоями гравелитов, алевролитов, с гнездами ангидритами и доломита. Песчаники олигомиктовые с поровым доломитовым цементом. Песчаный пласт перекрыт пачкой красно-бурых доломитовых аргиллитов с прослоями алевролитов, мергелей и глинистых доломитов. Полоса песчаников протягивается в юго-восточном направлении вдоль изопахит этой пачки аргиллитов катангской свиты [55]. Продуктивность пласта Б-VII установлена на Оморин-ском месторождении в скважинах 1, 2, 5, 8, 10. Максимальный дебит газа составил 470 тыс. м /сут на шайбе 19,8 мм. Газо-водяной контакт (-2114м) в пласте Б-VII расположен вблизи скв. Ом-5. Между скважинами Ом-8 и Ом-9 залежь экранируется тектонически. Пласт распространен в субширотном направлении, на площади в виде узкой полосы шириной 5-7 км. Таким образом, залежь в пласте Б-VII можно классифицировать как моноклинальную, литологически и, частично, дизъюнктивно экранированную.
Акцессорные минералы
Для всестороннего анализа литолого-минералогического состава и фильтрацион-но-емкостных свойств терригенных коллекторов венда были привлечены результаты исследований образцов керна по скважинам Оморинской, Камовской, Платоновской площадей, расположенных в пределах Оморинского лицензионного участка [111].
Для анализа информации о гранулометрическом составе гранулярных коллекторов использованы данные по керну из скважины 1 Платоновской площади, по 1 и 2 скважинам Камовской площади, пробуренных после 2005 года, а также по скважине Верхне-тохомской 1, расположенной на западе Оморинского ЛУ.
В таблицах 3.1 и 3.2 приведены результаты лабораторных исследований гранулометрии рассматриваемых образцов, а на рисунках 3.1, 3.2, и 3.3 представлены гистограммы распределения зерен по фракциям. Гистограммы объединены в 6 столбцов, в которых сосредоточены образцы, характеризующиеся близкими значениями коэффициента пористости с интервалом 2 %, что позволяет увидеть характер распределения зерен при одинаковых значениях коэффициента пористости. При рассмотрении образцов по рядам (с 1 до 16), можно проследить закономерности изменения доли каждой фракции при различных коэффициентах пористости.
На рисунках видно, что, в целом, по всей совокупности образцов можно говорить о тенденции, выражающейся в том, что с увеличением коэффициента пористости доля мелкозернистых фракций понижается, а доля грубозернистых фракций возрастает. Рассмотрим в качестве примера ряд 1 на рисунке 3.1. При коэффициенте пористости от 8 % до 10 % процентное содержание зерен размером менее 0,01 мм составляет 32 %, при коэффициенте пористости от 10 % до 12 % составляет 9 %, при коэффициенте пористости от 12 % до 14 % составляет 8 %, при коэффициенте пористости от 14 % до 16 % составляет 5,4 %, и при коэффициенте пористости от 18 % до 20 % процентное содержание составляет 4,2 %. Процентное содержание зерен размером от 0,01 до 0,05 мм при коэффициенте пористости от 8 % до 10 % составляет 42,4 %, при коэффициенте пористости от 10 % до 12 % составляет 13,8 %, при коэффициенте пористости от 12 % до 14 % составляет 16,6 %, при коэффициенте пористости от 14 % до 16 % составляет 4,9 %, при коэффициенте пористости от 16 % до 18 % составляет 5,7 % и при коэффициенте пористости от 18 % до 20 % составляет 9 %. Процентное содержание зерен размером от 0,05 до 0,1 мм при коэффици енте пористости от 8 % до 10 % составляет 16,8 %, при коэффициенте пористости от 10 % до 12 % составляет 12,6 %, при коэффициенте пористости от 12 % до 14 % составляет 28,4 %, при коэффициенте пористости от 14 % до 16 % составляет 14 %, при коэффициенте пористости от 16 % до 18 % составляет 8,3 % и при коэффициенте пористости от 18 % до 20 % составляет 11,4 %. Процентное содержание зерен размером от 0,1 до 0,25 мм при коэффициенте пористости от 8 % до 10 % составляет 8,4 %, при коэффициенте пористости от 10 % до 12 % составляет 59,2 %, при коэффициенте пористости от 12 % до 14 % составляет 45,6 %, при коэффициенте пористости от 14 % до 16 % составляет 49,2 %, при коэффициенте пористости от 16 % до 18 % составляет 48,7 % и при коэффициенте пористости от 18 % до 20 % составляет 65,3 %.
Однако такая закономерность прослеживается не всегда. Например, на гистограммах 8 ряда доля мелкозернистых фракций остается практически неизменной, так же как и доля крупнозернистых фракций. При коэффициенте пористости от 8 % до 10 % содержание зерен размером менее 0,01 мм составляет 7,5 %, при коэффициенте пористости от 12 % до 14 % составляет 8,2 %, при коэффициенте пористости от 14 % до 16 % составляет 8,8 %, при коэффициенте пористости от 16 % до 18 % составляет 6,2 %. Содержание зерен размером от 0,1 до 0,25 мм при коэффициенте пористости от 8 % до 10 % составляет 61,5 %, при коэффициенте пористости от 12 % до 14 % составляет 63 %, при коэффициенте пористости от 14 % до 16 % составляет 51,6 %, и при коэффициенте пористости от 16 % до 18 % составляет 55,7 %. Процентное содержание зерен другой размерности при разных коэффициентах пористости так же близко.
В то же время при одинаковых значениях коэффициента пористости может быть различным распределение зерен по фракциям. Например, при коэффициенте пористости от 8 % до 10 % в рядах с 1 по 7 доля мелкозернистых фракций больше, чем доля фракций повышенной зернистости. А именно, содержание зерен размером менее 0,01 мм составляет от 15 % до 40 %, содержание зерен размером от 0,01 до 0, 05 мм составляет от 35 % до 60 %, содержание зерен размером от 0,05 до 0,1 мм составляет от 18 % до 25 %, содержание зерен размером от 0,1 до 0,25 мм составляет от 5 % до 15 %, содержание зерен размером от 0,25 до 0,5 мм составляет менее 5 % и содержание зерен размером более 0,5 мм составляет менее 5 %. При этих же значениях коэффициента пористости гистограммы в рядах 8, 9, 10. 11 и 12 имеют совершенно другой вид: доля фракций с размерами зерен менее 0,1 мм значительно ниже (от 8 % до 25 %), чем доля фракций с размерами зерен от 0,1 до 0,25 мм (от 55 % до 72 %). Гистограммы распределения зерен при других значениях коэффициента пористости, например, при коэффициенте пористости от 12 % до 14 %, выглядят примерно одинаково, а именно по мере увеличения размеров зерен увеличивается их процентное содержание. 1 і I
Анализ влияния литолого-минералогического состава на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в пластах венда Камовской площади
Пиролитические исследования в комплексе с определением содержания органического углерода (Сорг) используются для оценки степени катагенетического преобразования рассеянного в породе органического вещества (РОВ) и прогноза его нефтегенераци-онных свойств. Кроме того, на качественном уровне можно сделать некоторые предположения относительно компонентного состава органического вещества и условий осадкона-копления, то есть в какой палеогеографической обстановке отлагались рассматриваемые осадки [25].
Содержание органического углерода в породах вендских отложений обычно не превышает 0,55 % (рис. 4.22). В пласте Б-VII среднее содержание Сорг составило 0,16 %, в пласте Б-VITI - 0,19 %. В пласте Б-VIII-l встретились 2 образца с содержанием Сорг 2,7 % и 2,72 %, что является высокими показателями для рассматриваемых отложений. В результате среднее содержание Сорг по 92 образцам из пласта Б-VIII-l составило 0,23 %. В целом, такие значения содержания органического углерода выше, чем для пород венда на территории всей Сибирской платформы, где содержание Сорг в среднем составляет 0,12% [11]. При пиролитических исследованиях важными являются следующие параметры: Si - содержание УВ ряда С1-С35, выделяющихся при температуре до 300 С, вес.%; S2 — содержание УВ ряда С1-С35, выделяющихся в интервале температур 300-550 С, вес. %; Ттах - температура максимального выхода УВ при крекинге керогена; HI = Бг/Сорг - водородный индекс, мг УВ/г Сорг. Величина Si представляет собой количество исходного ОВ, трансформированного в природных условиях в УВ. Величина S2- другая часть генетического потенциала, которая не была трансформирована в УВ в природных условиях, а реализовалась в пиролити-ческом опыте [25].
Сумма Si + S2 является количественной оценкой суммарного генетического потенциала нефтематеринских отложений. Б. Тиссо и Д. Вельте предложили следующую классификацию пород по величине генетического потенциала [98]: 1) менее 2 мг/г породы (менее 0,2 % вес.) - нефтематеринская порода, обладающая небольшим генетическим потенциалом; 2) от 2 до 6 мг/г (0,2 - 0,6 % вес.) - нефтематеринская порода с умеренным генетическим потенциалом; 1 3) более 6 мг/г породы (более 0,6 % вес.) - нефтематеринская порода с высоким генетическим потенциалом. Из 87 определений по различным скважинам Оморинского ЛУ лишь 2 образца из пласта Б-VIII-l скважины 1 Камовской можно отнести к породам с высоким нефтемате-ринским потенциалом. Значения Si + S2 для этих образцов составили 6,5 мг/г и 6,9 мг/г. Именно в этой скважине из интервала залегания пласта Б-VIII-l при испытании
Распределение содержания Сорг в породах катангской и оскобинской свит венда на Оморинском лицензионном участке получен приток нефти дебитом 153,6 м /сут на штуцере 14 мм. Подавляющее же большинство образцов из пластов Б-VII, Б-VIII, Б-VIII-l обладает низкими нефтегенерацион-ными свойствами. Другими словами, породы перечисленных пластов могут служить коллекторами для углеводородов, но нефтематеринскими не являются.
Температура максимальной скорости выхода УВ (Ттах) используется для оценки степени катагенетического преобразования ОВ [26, 45, 98]: в незрелых породах она составляет около 425 С, в нефтегенерирующих - от 435 до 460С, при Ттах более 460 С формируется газовая зона метаморфических пород.
Для определения генезиса исходного РОВ, а также оценки степени его катагенетического преобразования строится график зависимости температуры максимальной скорости выхода УВ (Ттах) от величины водородного индекса (HI). Из рисунка 4.23 а) видно, что совокупность образцов по пласту Б-VII лежит в иной области, чем по пласту Б-VIII. Так образцы по пласту Б-VII попадают в зону нефте- и га 1 зообразования. В то же время образцы из пласта Б-VIII отнесены к области нефтеобразо-вания и зоне незрелого ОВ. Заметно также, что образцы из пласта Б-VII по типу РОВ приурочены к морскому и террагенному (связанному с высшей наземной растительностью) типам РОВ, а образцы из пласта Б-VIII отвечают чаще аквагенному морскому и озерному (лагунному) типам. Точки, лежащие правее поля распространения водородного индекса I типа, могут соответствовать образцам, в которых кроме керогена присутствует метамор-физованный битум.
Если рассматривать подобную диаграмму, где образцы дифференцированы по скважинам (рисунок 4.23 б)), то можем видеть отличия в степени преобразованности органического вещества на Камовской и Платоновской площадях. Так в скважине 2 Платоновской есть лишь один образец, который попадает в область террагенного либо окисленного аквагенного генезиса (тип III). И, напротив, среди образцов из Камовских скважин большое количество попадает именно в эту область. Можно предполагать, что формирование продуктивных пластов в районе Платоновской площади происходило в более мористых условиях, по сравнению с Камовской. Такая идея находит подтверждение в [109], где приведена палеогеографическая карта тирского времени, когда происходило формирование рассматриваемых отложений. А именно из этой карты следует, что Платоновская площадь попадает в область более глубоководную по сравнению с Камовской площадью.
Особенности распределения Сорг по территории можно наблюдать на рисунке 4.24. Содержание органического вещества в породах венда падает с северо-востока на юго-запад, что совпадает с направлением увеличения мористости бассейна.
Основная масса точек на рассматриваемых диаграммах попадает в зону нефтеоб-разования и, примерно, соответствует значениям отражающей способности витринита, изменяющейся в пределах от 0,5 до 1,3. При этом малое содержание органического вещества в изученных образцах не позволяет отнести породы пластов Б-VII, Б-VIII, Б-VIII-1 к нефтематеринским. Таким образом, в породах катангской и оскобинской свит существовали условия для образования углеводородов из органического вещества, однако его количества не всегда было достаточно для генерации нефти и газа в промышленных объемах.
