Характеристика карбонатных коллекторов каменноугольных отложений Сталинградской области
А. Г. Габриэлян, В. М. Котельников,В. С. Лаврентьева
Детальное изучение керна Сталинградской области показало, что в разрезе карбонатных толщ можно выделить по характеру пористости четыре типа коллекторов: пористый, трещиноватый, кавернозный и смешанный (пористо-трещиноватый и кавернозно-трещиноватый). Установлена связь между пористостью и проницаемостью для каждого типа коллектора независимо от положения его в разрезе (табл. 1).
К пористому типу коллекторов относятся известняки оолитовой и отрицательно оолитовой структуры. В трещиноватый тип входят известняки, разбитые макро- и микротрещинами тектонического характера и связанные с напластованием. Макротрещины встречаются открытые и закрытые. Последние обычно выполнены кальцитом. Микротрещины в большинстве случаев извилисты, нередко выполнены кальцитом и глинистым материалом, иногда они соединяют микро- и макрокаверны.
В кавернозный тип входят известняки, доломитизированные известняки и доломиты, подвергшиеся выщелачиванию.
К смешанному типу относятся карбонатные породы, обладающие в одинаковой степени пористостью и трещиноватостью или кавернозностью и трещиноватостью.
В разрезе каменноугольных отложений Сталинградского Поволжья наибольшее распространение имеет трещиноватый тип, затем смешанный и в меньшей мере кавернозный и пористый. Пористый тип встречен только в нижнебашкирском горизонте, а кавернозный тип приурочен к поверхностям размыва. Последние отмечаются в мячковско-подольском горизонте, намюрском ярусе, окско-серпуховском подъярусе и в кровле турнейского яруса.
В разрезе каменноугольных отложений Сталинградского Поволжья можно выделить пять карбонатных толщ, каждая из которых представляет собой самостоятельный природный резервуар - самостоятельный гидродинамический комплекс. Комплексы отделяются друг от друга терригенными отложениями (рис. 2). Почти со всеми выделенными комплексами связаны залежи нефти и газа, приуроченные к верхней части разреза.
Первый комплекс охватывает отложения турнейского яруса мощностью от 0 до 130 м, возрастающей в восточном направлении. Колебание мощности связано с неравномерным размывом турнейских отложений в предвизейское время и первоначальными условиями накопления осадков.
Нижняя часть турнейского яруса, сложенная частым переслаиванием аргиллитоподобных глин с глинистыми известняками и мергелями, менее трещиновата, чем верхняя, представленная однородной карбонатной толщей с редкими прослоями аргиллитоподобных глин. Известняки более чистые, содержат небольшое количество глинистой примеси. Нерастворимый остаток для известняков нижней части разреза составляет 25-50%, а для верхней части 15-5%. Неоднородный состав разреза турнейского яруса хорошо отражается на каротажных диаграммах. Глинистая часть разреза характеризуется неравномерным сопротивлением от 2 до 30 ом м и положительным ПС, а более однородная - относительно высокими сопротивлениями (до 100 ом м и отрицательным ПС). Хорошими коллекторскими свойствами обладает однородная верхняя часть турнейского яруса (см. рис. 2).
Как показало петрографическое изучение керна, известняки в большинстве случаев детритусовые с редкими прослоями зернистых, в верхней части органогенные с прослоями доломитизированных.
По лабораторным данным известняки имеют низкую пористость (до 5%) и проницаемость (до 1 миллидарси). Фактически же нефтеотдача скважин высокая, что свидетельствует о хорошей проницаемости известняков, вероятно связанной со вторичной пористостью. Коллектор трещиноватого типа, а в верхней части кавернозно-трещиноватого.
Турнейский ярус опробован на всех разведывавшихся площадях. Однако промышленная нефтегазоносность установлена лишь на Бахметьевской, Жирновской, Коробковской и Арчединской площадях (рис. 1).
Результаты исследований скважин и коллекторская характеристика турнейского яруса по месторождениям приведены в табл. 2.
Из приведенной таблицы видно, что лабораторные данные определения коллекторских свойств не соответствуют промысловым. Следовательно, в разрезе турнейского яруса основную роль играют вторичная пористость и проницаемость, связанные с трещиноватостью и в меньшей мере с кавернозностью. Колебания дебитов нефти и газа объясняются расположением скважин на поднятии. В большинстве случаев сводовые скважины имеют максимальные дебиты, по мере удаления от свода дебиты уменьшаются. Аналогичная закономерность устанавливается также по интенсивности поглощения буровых растворов при проводке скважин. Изменение удельного веса нефтей и характеристика залежей свидетельствуют о том, что более погруженные структуры содержат легкие нефти и залежи с большим содержанием газа.
Второй гидродинамический комплекс охватывает отложения окского и серпуховского подъярусов, намюрского яруса и нижнебашкирского подъяруса, являющихся единым массивным природным резервуаром.
Перечисленные отложения распространены неравномерно. В западных районах на меридиане г. Усть-Бузулук они отсутствуют. Граница распространения намюрских и нижнебашкирских отложений проходит несколько западнее Абрамовской площади. Мощность карбонатной толщи колеблется от 0 на западе (Урюпинск) до 400 м на востоке (Умет). В массиве карбонатных пород имеются маломощные (до 5 м) редкие прослои глин. Глины плотные, аргиллитоподобные, микротрещиноватые и поэтому не являются изолирующими разделами. Известняки светло-серые с коричневатым оттенком, с белыми сахаровидными прослоями детритусовой, разнозернистой, органогенной (фораминиферового состава) структуры. В верхней части нижнебашкирского горизонта известняк оолитовой, отрицательно оолитовой и псевдооолитовой структуры.
В описываемом разрезе прослеживаются все четыре типа коллекторов. В окских, серпуховских и намюрских отложениях в основном отмечается трещиноватый и реже смешанный типы. В нижней части разреза нижнебашкирского горизонта распространены трещиноватые, в верхней - пористые коллекторы. Трещины в основном тектонического происхождения. Трещины напластования наблюдаются в нижней части намюрского яруса и нижнебашкирского горизонта. Встречаются закрытые и открытые трещины. Закрытые трещины выполнены минеральным и глинистым веществом. В пределах нефтегазоносных площадей характер трещиноватости меняется. В продуктивной части установлено открытых трещин больше, чем за контуром газонефтеносности. В законтурных участках часть трещин выполнена кальцитом.
Пористость трещиноватых известняков по данным лабораторных исследований очень низкая и редко превышает 3%, а проницаемость меньше 1 миллидарси. Несколько повышенная пористость (до 8%) отмечалась в неравномерно кавернозных и микротрещиноватых разностях известняков, распространенных в нижнебашкирском горизонте и намюрском ярусе.
Известняки оолитовой и отрицательно оолитовой структуры характеризуются высокой пористостью до 25%.
Сравнение данных коллекторских свойств рассматриваемых отложений показывает, что в пределах Иловлинско-Медведицкой группы поднятий их коллекторские свойства выше, чем на Арчедино-Донской группе. Это связано с тем, что на последней, наиболее приподнятой части района, в конце намюрского и нижнебашкирского времени более однородные части разреза были размыты, а более заглинизированные участки сохранились.
На Бахметьевской и Жирновской площадях имеются нефтяные залежи в намюрских и нижнебашкирских отложениях. На Коробковской площади выявлена промышленная газоносность верхней части окских, серпуховских, намюрских и нижнебашкирских отложений. В пределах Арчедино-Донской группы поднятий газонефтеносность установлена в намюрских и нижнебашкирских отложениях.
В табл. 3 приведена геолого-эксплуатационная характеристика рассматриваемых отложений.
Нефтяные и газовые залежи в пределах рассматриваемых пластов распределены равномерно. В пределах Жирновско-Бахметьевской группы поднятий установлена нефтяная залежь в верхней части намюрских и нижнебашкирских отложений с этажом продуктивности около 50 м. Южнее, на Коробковской площади, выявлена газовая залежь с этажом газоносности до 150 м. В пределах Арчедино-Донской группы поднятий высота газовых залежей достигает 50 м.
В третий гидродинамический комплекс входит верхняя карбонатная часть каширского горизонта мощностью до 120 м. Эта карбонатная толща подстилается глинами с прослоями алевролитов и песчаников верейского горизонта, а перекрывается глинами подольского горизонта.
Рассматриваемая толща представлена известняками серыми, слабо глинистыми, трещиноватыми (доломитизированные разности кавернозные), в основном микрозернистой структуры, с прослоями детритусовых и доломитизированных известняков. Трещиноватые известняки имеют открытые и закрытые трещины тектонического происхождения и трещины напластования.
По лабораторным данным пористость известняков колеблется от 3 до 21 %, проницаемость очень низкая. Опробование каширского горизонта производилось на Коробковской, Зимовской, Миронычевской и Арчединской площадях. Во всех случаях был получен газ. Дебиты газа колеблются в пределах 62-110 тыс. м8/сутки.
Четвертый комплекс включает подольско-мячковские слои и низы верхнекаменноугольных отложений. Рассматриваемая толща представлена карбонатными отложениями с редкими маломощными (до 2 м) прослоями плотных каолиновых глин. Глины микротрещиноватые с остроугольным и раковистым изломом. Известняки главным образом доломитизированные, с прослойками доломита, микрозернистые с частыми прослоями детритусовых, реже органогенные и органогенно-обломочные. Для рассматриваемой толщи характерны доломитизация и выщелачивание. Особенно сильно выщелочены известняки в районах их залегания непосредственно под мезозойскими отложениями. При бурении этой толщи поглощается буровой раствор, что отмечается на всех площадях. Наиболее интенсивное поглощение приурочено к Арчедино-Донским и Жирновско-Бахметьевским поднятиям, где известняки либо выведены на дневную поверхность в ядрах структур, либо покрыты маломощным чехлом мезо-кайнозойских отложений. Менее интенсивное поглощение или полное его отсутствие отмечено в погруженных районах, на Коробковской и Уметовской площадях. Были собраны и обобщены данные об интенсивности поглощений по отдельным площадям. На последних установлены определенные закономерности в интенсивности поглощений, заключающиеся в том, что уходы и полное поглощение бурового раствора приурочены к сводовым частям антиклинальных поднятий и крутым крыльям, а частичное поглощение или отсутствие его - к периклиналям и крыльям. Характеристика проницаемости подчиняется этим же закономерностям, т. е. наиболее проницаемые породы залегают в сводовых частях поднятий. Коэффициент проницаемости для описываемого гидродинамического комплекса не определялся. Однако, учитывая данные о поглощениях, можно полагать, что проницаемость его высокая. Пористость неравномерная, от низкой до высокой.
Газонефтеносность мячковско-подольских и верхнекаменноугольных отложений не установлена, за исключением Коробковской площади, где открыта сравнительно небольшая залежь газа в известняках под шляховскими глинами касимовского яруса. Керном эта часть разреза охарактеризована слабо. Коллекторы представлены известняками разнозернистой структуры, сильно перекристаллизованными, с редкими стилолитами, с трещинами и кавернами. По лабораторным данным пористость их на Коробковской площади колеблется от 2 до 8%, а проницаемость низкая. По данным опробования проницаемость, наоборот, высокая, на что указывает хорошая газоотдача скважин. Пластовое давление 39,2 ат.
К пятому гидродинамическому комплексу относятся верхнекаменноугольные отложения, залегающие выше шляховских глин, и нижнепермские карбонатные породы.
Наиболее детально изучены верхнекаменноугольные отложения в районах структурного бурения. Нижнепермские отложения изучены слабо. О коллекторских свойствах описываемых отложений можно судить по интенсивности поглощения бурового раствора и по единичным образцам пород.
На Красноярской площади разрез верхнекаменноугольных отложений, от псевдофузулинового горизонта до шляховских глин, сильно доломитизирован и выщелочен. В керне наблюдаются следы кавернозности. Пористость в основном высокая. Проницаемость, судя по степени поглощения бурового раствора, также высокая.
О наличии высокопористых коллекторов в рассматриваемой карбонатной толще Коробковской площади свидетельствует интенсивность поглощений бурового раствора (в пределах свода и присводовых частей полное поглощение, а на крыльях частичное).
На Уметовской площади и в районах, где верхнекаменноугольные отложения перекрыты карбонатными породами сакмарско-артинского возраста, судя по поглощению, породы менее трещиноваты и выщелочены.
Таким образом, коллекторские свойства карбонатных пород Сталинградского Поволжья связаны с вторичной пористостью, трещиноватостью, кавернозностью, и лишь в верхней части нижнебашкирского горизонта отмечаются коллекторы с первичной пористостью (оолитовые известняки).
По промысловым данным и степени поглощения бурового раствора установлено, что коллекторские свойства отдельных карбонатных пачек изменяются в пределах локальных площадей с определенной закономерностью, улучшаясь в сторону сводовых частей структур. Общее ухудшение коллекторских свойств по отдельным пачкам происходит в сторону погружения пластов в восточном направлении, к Прикаспийской солянокупольной области. Объясняется это слабым движением пластовых вод и, как следствие, меньшей выщелоченностью и большим выделением вторичного кальцита.
Отмечается ухудшение коллекторских свойств к западу от линии Кленовка - Ветютнево, связанное с размывом верхних частей карбонатных пород и большей степенью глинизации сохранившегося разреза (низы черепетских, намюрских и нижнебашкирских отложений).
Управление Сталинграднефтегаз
|
Тип пористости |
Пористость, % |
Проницаемость |
|
|
по лабораторным данным |
по промысловым данным |
||
|
Пористый |
Высокая (25-30) |
Очень высокая |
Очень высокая |
|
Трещиноватый |
Низкая (2-10) |
Очень низкая |
Очень высокая |
|
Кавернозный |
Непостоянная, от низкой до высокой (5-20) |
Непостоянная, от низкой до высокой |
Непостоянная, от низкой до высокой |
|
Смешанный |
Переменная, от низкой до высокой (2-30) |
Переменная от низкой до высокой (от 10 до 3000 миллидарси) |
Переменная, от низкой до высокой (от 10 до 5000 и больше миллидарси) |
|
Площадь |
Дебит нефти, т/сутки |
Дебит газа, м3/сутки |
Пластовое давление, ат |
Удельный вес нефти, г/см3 |
Пористость по лабораторным данным, % |
Коэффициент проницаемости, миллидарси |
|
|
по лабораторным данным |
по промысловым данным |
||||||
|
Бахметьевская |
10-50 |
|
103-107 |
0,868 |
До 5 |
<1 |
350 |
|
Жирновская |
- |
15000 |
100 |
- |
до 5 |
до 130 |
- |
|
Коробковская |
до 150 |
- |
175 |
0,814-0,832 |
до 5 |
до 5 |
- |
|
Арчединская |
до 60 |
- |
100 |
0,882-0,892 |
1-2 |
1-5 |
300 |
|
Площадь и возраст |
Суточный дебит нефти, т |
Суточный дебит газа, тыс. м3 |
Пластовое давление, ат |
Удельный вес газа или нефти, г/см3 |
Пористость |
Проницаемость, миллидарси |
||
|
по лабораторным данным |
по геофизическим данным |
по лабораторным данным |
по промысловым данным |
|||||
|
Коробковская: |
||||||||
|
окская кровля |
- |
143 |
141 |
- |
- |
7-15 |
- |
- |
|
серпуховский |
- |
237 |
141- |
0,584- |
3-11 |
6-20 |
- |
7-20 |
|
|
|
138 |
0,591 |
|
|
|
|
|
|
намюрский |
- |
13,2 |
141,5 |
0,582- |
1,5 |
4-9 |
<1-54 |
1-22 |
|
|
|
|
|
0,599 |
5-21 |
9-20 |
|
|
|
Верховская, намюрский |
- |
91,4 |
81,8 |
0,576 |
1,26-9,53 |
5-9 |
<5 |
- |
|
Бахметьевская, намюрский |
9-41 |
- |
65-69 |
0,863 |
7-15 |
4,8-15,9 |
<5 |
1950-4000 |
|
Бахметьевская, нижнебашкирский |
13,0 |
|
69,3 |
0,867 |
1 -25 |
15 |
5-58 |
300 |
|
Жирновская, нижнебашкирский |
1-15 |
- |
64-65 |
0,907 |
4-16 |
10 |
5 |
- |
|
Линевская, нижнебашкирский |
- |
5 |
131,5 |
0,589 |
4-25 |
|
|
|
|
Коробковская, нижнебашкирский |
- |
20 |
139 |
0,586-0,592 |
1-24,5 |
6-16 |
<1-5 |
2-188 |
|
Арчединская |
- |
70 |
54 |
- |
|
|
|
|
|
|
|
110 |
|
|
|
|
|
|
|
Верховская |
- |
88,8 |
- |
0,560 |
14-16 |
5-7 |
<5 |
|
|
|
|
142 |
|
|
|
|
|
|
|
Абрамовская |
- |
161 |
54,7- |
0,570- |
1,6-16 |
|
|
|
|
|
|
725 |
56,3 |
0,572 |
|
|
|
|
|
Ветютневская |
- |
18 |
|
0,585 |
|
|
|
|
|
|
|
20 |
|
0,581 |
|
|
|
|
Рис. 1. Обзорная схема района разведочных работ Сталинградской области.
1 - Бахметьевская; 2 - Жирновская; 3 - Линевская; 4 - Кленовская; 5 - Ново-Кубанская; 6 - Лемешкинская; 7 - Меловатская; 8 - Нижне-Добринская; 9 - Тарасовская; 10 - Ивановская; 11 - Уметовская; 12 - Коробковская; 13 - Северо-Дорожкинская; 14 - Петрушинская; 16 - Чухонастовская; 16 - Миронычевская; 17 - Абрамовская; 18 - Безымянская; 19 - Ветютневская; 20 - Арчединская; 21 - Орлиновская; 22 - Голубинская; 23 - Шляховская; 24 - Паникская; 25 - Зимовская; 26 - Верховская; 27 - Саушинская; 28 - Качалинская; 29 - Мариновская.
Рис. 2. Схематический разрез каменноугольных отложений Сталинградской области.
