Влияние гипергенных факторов на формирование нефтяных залежей в органогенных известняках Демкинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Влияние гипергенных факторов на формирование нефтяных залежей в органогенных известняках Демкинского месторождения

Демкинское месторождение нефти располагается на юго-востоке Республики Татарстан в пределах восточного борта Мелекесской депрессии. В морфологическом отношении месторождение представляет собой серию малоамплитудных брахиантиклинальных поднятий, наиболее крупным из которых является Демкинское. Все положительные морфоструктуры прослеживаются на структурных картах стратиграфических подразделений нижнего и среднего карбона. В настоящее время локальные поднятия являются местом локализации многопластовых массивных залежей нефти [9].

Основные запасы нефти в пределах месторождения приурочены к карбонатным породах верхнетурнейского подъяруса, на которых с перерывом залегает терригенная толща бобриковского и тульского горизонтов, являющаяся региональной покрышкой нефтяных залежей. Большинство залежей нефти в породах верхнетурнейского возраста относятся к трудноизвлекаемым запасам, что обусловлено с одной стороны низкими емкостно-фильтрационными характеристиками известняков, с другой - высокой плотностью и вязкостью нефти. Продуктивными являются пласты-коллектора кизеловского и черепетского горизонтов [5], [7]. Первый из них сложен комковатыми известняками, второй - шламово-детритовыми [3]. Комковатые известняки представлены сильно измененными фораминиферовыми раковинами, которые в шлифах выглядят как сфероидальные комочки средним размером 0,25-0,5 мм, сложенные микрозернистым (~0,01 мм) кальцитом. Структура порового пространства напоминает структуру песчаников: межформенные крупные (0,1-0,5 мм) поры, соединенные короткими широкими каналами. По данным ГИС пористость известняков варьирует от 9,7 до 11,5%. Шламово-детритовые известняки состоят из шлама и водорослевого детрита, сцементированного микрозернистым кальцитом. Обычно это плотные породы, пористость которых не превышает 9,5%. Нефтенасыщенность пород этих горизонтов находится в соответствии с их литологическими особенностями. Известняки кизеловского возраста характеризуются сильной, равномерной нефтенасыщенностью, известняки черепетского горизонта обычно характеризуются средне-неравномерной, пятнисто-полосчатой нефтенасыщенностью. Как показывает практика, карбонатные породы черепетского возраста не являются коллекторами.

Анализ объемов добычи нефти по месторождению показывает, что, несмотря на одинаковую нефтенасыщенность известняков кизеловского горизонта, дебиты скважин, расположенных на разных поднятиях, существенно отличаются между собой. Максимальные дебиты приурочены к наиболее крупной как по площади, так и по амплитуде Демкинской структуре. Изучение кернового материала позволило установить, что дебиты скважин определяются различной степенью эпигенетического преобразования изначально одинакового по структуре порового пространства пород-коллекторов. Наиболее высокие коллекторские характеристики имеют участки пород, которые в предвизейскую регрессию либо выходили на поверхность, либо залегали вблизи поверхности в момент континентального перерыва в осадконакоплении [8], [10].

Оказавшись в зоне воздействия атмосферных или приповерхностных вод, известняки подвергались интенсивному гипергенному воздействию, которое преобразовало практически все структурные элементы породы. В первую очередь это преобразование проявилось в избирательном выщелачивании карбонатных пород, что привело к выносу пелитоморфного кальцита из межформенного пространства и образованию каверн еще задолго до появления водонефтяных флюидов. Наиболее интенсивное преобразование структуры порового пространства, очевидно, происходило в зонах латеральной миграции подземных приповерхностных вод. Следы этой миграции фиксируется по наличию небольших по мощности (до 1,0 м) зон разуплотнения в карбонатных разрезах верхнетурнейского подъяруса. Наличие зон разуплотнения, их мощность и интенсивность проработки, результатом которой является относительное увеличение пористости и проницаемости, по-видимому, было обусловлено гипсометрическими уровнями положительных морфоструктур в предвизейскую регрессию. Чем выше амплитуда поднятия, тем интенсивнее протекали карстовые процессы. В этом отношении Демкинская структура, несомненно, является наиболее проработанным участком месторождения.

Гипергенному изменению подверглись и органические остатки, слагающие известняки. Воздействие кислорода, по-видимому, привело к разрушению органического вещества, покрывающего стенки раковин, которое обычно препятствует перекристаллизации известкового скелета органических остатков. Разрушение органического вещества способствовало сильной грануляции раковин фораминифер, которая практически полностью затушевала их органогенную структуру (рис. 1). Более прямым подтверждением воздействия на карбонатную толщу кизеловского горизонта приповерхностных вод, обогащенных свободным кислородом, является часто обнаруживаемое наличие в структуре кальцита изоморфной примеси Fe³⁺, фиксируемой методом электронного парамагнитного резонанса. На промывку пород поверхностными водами так же указывает и присутствие в известняках механической примеси гидроокислов железа.

Рис. 1 - Фотографии шлифа известняка, подвергшегося процессам выщелачивания, в кровле турнейского яруса.

а - Снимок в одном николе, б - Снимок в скрещенных николях

Пришедший впоследствии водонефтяной флюид заполнил уже подготовленное порово-емкостное пространства породы, предохранив, таким образом, их от последующих преобразований. Следует сказать, что в пределах Демкинского месторождения аналогичная гипергенная проработка карбонатных пород-коллекторов фиксируется и в среднем карбоне (башкирский ярус и верейский горизонт).

Наряду с зонами разуплотнения гипергенные процессы могут формировать также и покрышки небольших нефтяных залежей. Примеры этого наблюдаются в башкирском ярусе [2]. Обычно породы этого возраста представлены светло-серыми органогенно-детритовыми известняками, которые отдельными пропластками являются нефтеносными коллекторами. Детальное изучение кернового материала показало, что над нефтенасыщенными известняками часто залегают небольшие по мощности (0,2-0,6 м) прослойки плотных, брекчированных известняков бурой (за счет примеси гидроокислов железа) окраски, которые по всем признакам соответствуют эрозионно-карстовым образованиям [1, 6]. Они представляют собой породы, сложенные различными по форме и размерам (от 0,5 до 6,0 см) известковистыми, часто бурыми обломками, по периферии некоторых из которых наблюдаются натечные образования кальцита в виде зонально-полосчатых агрегатов. Обломки сцементированы глинисто-карбонатным цементом (рис. 2). Карбонатная часть цемента представлена плотно прилегающими друг к другу зернами кальцита, среди которых присутствуют волнистые, зеленоватые прожилки и вкрапления глинистого материала. По данным рентгенографического анализа весь глинистый материал представлен каолинитом [4]. Следует добавить, что выше и ниже по разрезу глинистый материал, имеющий другой генезис и заполняющий полости трещин растворения и сутуростилолитовых швов, представлен хлоритом с небольшой примесью иллита. Отсюда наличие относительно большого количества каолинита может трактоваться как результат гипергенных процессов. Его образование могло осуществляться при выходе отдельных участков положительных морфоструктур на дневную поверхность в башкирское время. О том, что каолинит имеет аутигенное происхождение, свидетельствует и высокая степень упорядоченности его кристаллической структуры. На реализацию гипергенных процессов также указывает и присутствие в брекчированных известняках гидроокислов железа, среди которых преобладающим является гетит [4].

Являясь плотными (практически не проницаемыми) образованиями, брекчированные известняки при отсутствии в них более поздних тектонических трещин представляют собой флюидоупоры. Возможно, именно этим обстоятельством обусловлена приуроченность к их подошве зон разуплотнения, многие из которых в настоящее время заполнены углеводородами.

Рис. 2 - Фотографии образцов керна из слоев гипергенно измененных известняков (ожелезненные обломки известняков, сцементированные карбонатно-глинистым материалом)

Таким образом, изучение кернового материала показало, что гипергенные факторы оказывают большое влияние на локализацию нефтяных залежей. Причем с ними связано не только формирование порово-емкостного пространства карбонатных пород, но и образование локальных покрышек над нефтяными залежами.

Cписок литературы

нефтяной месторождение порода углеводороды

1. Максимович Г. А. Карст карбонатных нефтегазоносных толщ / Г. А. Максимович, В. Н. Быков. - Пермь: Пермский ун-т, 1978. - 96 с.

2. Кольчугин А. Н. Типовые разрезы карбонатных пород башкирского яруса юго-востока Республики Татарстан и строения залежей нефти / А. Н. Кольчугин, В. П. Морозов, Э. А. Королев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 11. - С. 84-86.

3. Королев Э.А. Особенности строения и формирования нефтеносных карбонатных пород-коллекторов турнейского яруса Республики Татарстан / Э.А. Королев, В.П. Морозов, А.Н. Кольчугин // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №3. - С.42-45.

4. Морозов В.П. Седиментогенез и постседиментационные изменения палеозойских карбонатных отложений востока Восточно-Европейской платформы : автореф. дис. … докт. геол.-мин. наук : 25.00.06 - Казань, 2009. - 48 с.

5. Морозов В.П. Карбонатные породы турнейского яруса нижнего карбона / В. П. Морозов, Е. А. Козина. - Казань: ПФ Гарт, 2007. - 201 с.

6. Морозов В.П. Карбонатные породы визейского, серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона / В. П. Морозов, Э. А. Королёв, А. Н. Кольчугин. - Казань: ПФ Гарт, 2008. - 182 с.

7. Муслимов Р.Х. Геология турнейского яруса Татарстана / Р. Х. Муслимов, Г. И. Васясин, А. Н. Шакиров, В. В. Чендарев. - Казань: Мониторинг, 1999. - 186 с.

8. Мухаметшин Р.З. Палеоврезы и их роль в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. - М.: Геоинформмарк. - 2006. - 80 с.

9. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. / Под ред. Проф. Р. Х. Муслимов. - в 2-х томах. - Т. 2. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. - 524 с.

10. Смирнов В.Г. Визейские и верейские эрозионные врезы - перспективные объекты на поиски залежей нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1994. - № 7. - С. 21-29.

Размещено на Allbest.ru