К оглавлению

О формировании литологических экранов нефтяных и газовых залежей

А.И. ИВАНОВ, И.Е. ЭЙДМАН

По мере изучения газонефтеносности палеозоя на Русской платформе все чаще встречаются залежи нефти и газа, которые относятся к типу литологически экранированных. В нижнем Поволжье такие залежи установлены в терригенных отложениях девона и карбона. Несмотря на их обычно небольшие размеры и известную прихотливость строения, они приобретают существенное значение в общем балансе нефтяных и газовых ресурсов. В ряде случаев (пласт Д2-IVa Степного и др.) из таких залежей получены весьма высокие дебиты, достигающие более 100 т нефти и 1 млн. м3 газа.

По вопросам истории и механизма формирования залежей литологического типа преобладают крайне неясные представления. Предполагают обычно, что экранизация литологической залежи происходит почти одновременно с накоплением осадков, составляющих продуктивный горизонт. В связи с этим возникает вопрос, каким путем нефть и газ накапливаются в полностью экранированных резервуарах (линзах)?

Некоторые фактические данные о подобных залежах в Саратовском Поволжье, а также анализ изменений физических свойств пород с глубиной и во времени позволяют охарактеризовать отдельные стороны процесса формирования залежей нефти и газа литологического типа.

Характерным объектом в этом отношении является залежь нефти в горизонте Д3-I нижнещигровских отложений на Соколовогорском поднятии. Нефть залегает здесь в пропластках песчаника, чередующихся с прослоями глинистых алевролитов и прослоями плотных глин, алевритистых и песчанистых. Литологический состав в вертикальном и в горизонтальном направлениях меняется. На отдельных участках площади, например в южной ее части, наблюдается лучшая отсортированность песчаного материала и песчаные прослои сливаются в мощный пласт-коллектор. В западной, восточной и юго-восточной частях структуры (рис. 1), наоборот, песчаные прослои переходят в плотные алевритовые разности и частично в глины.

В процессе разработки горизонта Д3-I в результате многократных исследований большого числа скважин выявились интересные особенности в характере данной залежи. Пластовое давление за первые четыре года эксплуатации снизилось до 160-133 ат. Наблюдавшееся в этот период существенное различие в величинах текущего пластового давления при этаже нефтеносности 35 м при сравнительно небольших размерах залежи и значительном числе эксплуатируемых скважин свидетельствует о разобщенности отдельных частей залежи.

Результаты законтурного заводнения так же говорят об этом. Если в районе скв. 145 и 137 пластовое давление повысилось до 180 ат, то на участках расположения скв. 128 и 144 пластовое давление осталось на уровне 130 ат, а в скв. 139 и 132 на уровне 150 ат.

Особенно ярким подтверждением разобщенности залежи являются данные о величинах давления насыщения. Как показывают неоднократные замеры, давление насыщения варьирует в этой залежи в весьма широком диапазоне - от 107 ат в скв. 144 до 53 ат в скв. 137 (см. табл. 1).

Кроме того, в ряде скважин фиксируются промежуточные значения величин давления насыщения; в скв. 104, 128, 129 и 145 оно равно 84 ат; в скв. 146 и 37 - 94 ат и в скв. 142 и 138 - 90 ат. При оценке этих данных следует иметь в виду, что отбор глубинных проб осуществляется при забойных давлениях около 130-150 ат.

Анализ приведенного выше материала позволяет выделить в пределах данной залежи по крайней мере шесть участков, разобщенных один от другого литологическими экранами. Каждый из этих участков (линз) заметно отличается от других соседних по параметрам нефти и газа, что, по-видимому, в первую очередь связано с разновременностью изоляции этих участков.

Другим примером подобного рода залежи может служить пласт Д2-IVa в отложениях живетского яруса на Степновском поднятии, где он насыщен газом и нефтью (рис. 2). В северо-западной части структуры, в районе расположения скв. 29 и 28 нефтяная залежь пласта Д2-IVa гидродинамически не связана с газовой шапкой и в значительной мере недонасыщена газом. При пластовом давлении 225 ат давление насыщения на этом участке пласта равно 95 ат. В пределах юго-восточной периклинали нефть и газ находятся в состоянии термодинамического равновесия, давление насыщения здесь равно пластовому давлению. К юго-западу от скв. 29 и 28пласт Д2-IVa в районе скв. 20 и 30 водоносен, несмотря на более высокую гипсометрическую отметку его по сравнению с гипсометрическими отметками обеих указанных нефтеносных зон.

Наличие трех разобщенных зон в пласте Д2-IVa объясняется также литологической изменчивостью пласта, обусловившей их экранирование.

Литологически экранированные залежи встречаются в районах Нижнего Поволжья не только в живетских и нижнещигровских отложениях девона, но они широко распространены также и в терригенных отложениях нижнего и среднего карбона. Так, например, только в яснополянском подъярусе нижнего карбона такого типа залежи зафиксированы на Песчано-Уметском, Широко-Карамыщском и других месторождениях.

В большинстве случаев у подобного рода залежей наблюдаются существенные различия в величинах давления насыщения на отдельных участках залежи. Это различие может быть проинтерпретировано как индикация разновременной изоляции (разобщения) участков залежи. Кроме того, по давлению насыщения можно, по- видимому, приблизительно судить о времени, к которому были приурочены эти процессы разобщения: меньшей величине давления насыщения, как правило, соответствует более ранний экран, т. е. меньшие глубины погружения залежи.

Время изоляции (разобщения) залежи зависит от литологического состава окружающих залежь пород и характера протекавших в них процессов диагенеза. Для рассматриваемого типа залежей нефти и газа весьма характерны частая изменчивость литологического состава пропластков, слагающих горизонт, и значительный удельный вес прослоев с плохо отсортированным литологическим составом, т.е. участие в строении горизонта таких литологических разновидностей, как глинистые и алевритистые песчаники, песчаные и глинистые алевролиты, глины с большим числом тонких (в пределах долей сантиметра) прослоев песчаного и алевритового материала.

Следует отметить, что алевролиты и глинистые песчаники могут в некоторых случаях образовывать отдельные секции литологического экрана по всей мощности горизонта, что соответствует полному замещению глин этими разновидностями. В большинстве же случаев они встречаются в виде отдельных прослоев, служивших в качестве «окон» и «коридоров», по которым происходила миграция углеводородов как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях.

Таким образом, фильтрационные свойства литологического экрана, его изолирующая способность должны определяться физическими свойствами алевролитов и глинистых песчаников. Мощно полагать, что литологический экран, сложенный только глинами, образуется и оказывает полное изолирующее действие в самой начальной стадии процесса диагенеза. В таких случаях песчаные линзы, как правило, оказываются водоносными.

При существенном участии в строении литологических экранов различных алевролитов и глинистых песчаников (что наблюдается чаще всего) изоляция залежей является результатом сложного и длительного процесса. В связи с этим основное значение приобретает изменение фильтрационных свойств, которые претерпевают указанные литологические разновидности в процессе диагенеза осадков.

Как показывают массовые лабораторные исследования физических свойств образцов керна, емкостные и фильтрационные способности алевролитов и глинистых песчаников со временем существенно изменяются.

Известен факт резкого снижения пористости глин с ростом глубины их залегания. Весьма существенные изменения пористости и проницаемости в зависимости от возраста и глубины залегания пород происходят также и у алевролитов и глинистых песчаников.

Основанием для такого утверждения могут служить результаты статистической обработки экспериментальных данных по песчаникам и алевролитам карбона и девона группы площадей Саратовского Поволжья.

На рис. 3 сопоставлены графики распределения (вариационные кривые) пористости, построенные для алевролитов и песчаников верхнебашкирского и тульского горизонтов карбона и терригенной части девона.

На этих графиках можно проследить снижение у алевролитов пористости с возрастом (а, следовательно, и с глубиной). Максимумы графиков отчетливо перемещаются влево с увеличением возраста породы. Если среди алевролитов башкирского возраста превалируют значения пористости от 16 до 22%, то уже в тульском горизонте преобладающая масса образцов этих пород имеет пористость от 8 до 16%. Среди алевролитов девонского возраста основную массу составляют низкопористые разности - от 6 до 10%.

Несколько более сложная картина наблюдается у песчаников, поскольку приведенные графики распределения отражают свойства всех разновидностей исследованных песчаников, - как глинистых разностей, так и коллекторов. Однако и в данном случае весьма четко видно увеличение относительного числа низкопористых разностей песчаников с глубиной их залегания: на графике для верхнебашкирских отложений вырисовывается широкий максимум, приуроченный к высоким значениям пористости (от 14 до 26%); у песчаников тульского горизонта максимум графика распределения заметно сдвигается влево и приурочивается к интервалу значений пористости от 8 до 18%; на графике для песчаников девона отчетливо фиксируются два максимума - один в области весьма низких значений пористости (от 2 до 8%) и другой, характеризующий разности, с повышенными коллекторскими свойствами (18-22%). Таким образом, здесь наблюдается дифференциация свойств этих песчаников, т. е. разделение их на две обособленные «полярные» группы. Подобная закономерность намечается также и в тульском горизонте.

Из графиков рис. 4, характеризующих распределение проницаемости этих пород, можно сделать аналогичные выводы и об этом параметре.

Здесь также наглядно видно увеличение относительного числа непроницаемых разностей алевролитов с увеличением глубины залегания и возраста пород. Если среди верхнебашкирских и тульских алевролитов встречаются наряду с плотными разностями проницаемые (проницаемость 10 миллидарси и выше), то в девоне все исследованные образцы алевролитов оказались практически непроницаемыми (92,6% образцов имеют проницаемость ниже 1 миллидарси, а 51,9% образцов - ниже 0,1 миллидарси).

На графиках распределения проницаемости песчаников наблюдается отмеченное выше обособление плотных разностей от коллекторов, причем относительное число непроницаемых разностей (К < 0,1 миллидарси) возрастает с глубиной.

Следует иметь в виду, что указанные закономерности носят статистический характер. С одной стороны, существует общая тенденция к уплотнению, т.е. к снижению пористости и проницаемости алевролитов и глинистых песчаников по мере погружения слоев с их возрастом.

С другой стороны, темпы диагенетического процесса преобразования физических свойств указанных пород широко варьируют в зависимости от вещественного состава и условий залегания. Процессы превращения проницаемых разностей алевролитов и глинистых песчаников в практически непроницаемые породы протекают в различные, в том числе весьма длительные, интервалы геологического времени.

По этим причинам время образования литологических экранов и завершения изоляции залежей литологического типа может быть приурочено к различным этапам геологической истории, довольно широко варьируя даже в пределах одного горизонта одной площади, как это видно на примере пласта Д3-I Соколовой Горы.

Постепенное и разновременное уплотнение алевролитов и глинистых песчаников с глубиной ведет к образованию залежей литологического типа до и после формирования замкнутых структурных ловушек. Значительные уклонения от обычно наблюдаемых закономерностей формирования газонефтяных залежей обнаруживаются на ряде площадей Саратовско-Сталинградского Поволжья.

Факты наличия продуктивности в сталиногорском горизонте при обводненности тульского горизонта, и наоборот, зафиксированные на Горючкинской, Колотовской, Багаевской, Западно-Рыбушанской и других площадях могут быть объяснены именно этими причинами, а не временем формирования структурных ловушек.

Таким образом, при изучении истории формирования ловушек и залежей применяемый в большинстве случаев весьма успешно метод историко-геологического анализа должен дополняться конкретными исследованиями диагенетических процессов, протекавших у глинистых разновидностей -песчаников и алевролитов, а также изучением физических и геохимических свойств Нефтей и газов.

Нижневолжский филиал ВНИГНИ

Таблица Пластовые нефти девонских отложений пласта Д3-I Соколовогорского месторождения

№ скв.	Давление насыщения, кг/см^2	Газовый фактор, м^3/т	Объемный коэффициент	Плотность нефти, г/см^3		Вязкость пластовой нефти, сантипуазы	Плотность газа, г/л
				сепарированной	пластовой
144	107	76,1	1,193	0,834	0,761
146, 37	94	68,6	1,179	0,833	0,766	1,59	1,092
142, 138	90	61,2	1,156	0,829	0,772	1,42	1,221
104, 128, 129, 130, 145	84	57,3	1,151	0,828	0,763	1,55	1,060
135	68	45,8	1,119	0,829	0,785	1,83	1,320
137	53	33,2	1,094	0,829	0,792	-	1,382

Пластовое давление равно 187 ат; температура пласта 53° С.

Рис. 1. Залежь нефти пласта Д₃-1 Соколовогорского поднятия.

1 - изогипсы по кровле пласта D₃-I; 2 - контур нефтеносности; 3 - зоны различных величин давлений насыщения; 4 - зоны глин и алевролитов.

Рис. 2. Залежи нефти и газа пласта Д2-IV Степновского поднятия.

1 - нефть; 2 - газ; 3 - песчаник; 4 - зоны глин и алевролитов;5 - изогипсы кровли пласта D₂-V.

Рис. 3. Графики распределения пористости песчаников и алевролитов.

1 - песчаники; 2 - алевролиты: а - верхнебашкирский горизонт; в - тульский горизонт; в - девон.

Рис. 4. Графики распределения проницаемости песчаников и алевролитов.

1 - песчаники; 2 - алевролиты, а - верхнебашкирский горизонт; б - тульский горизонт; в -девон.