Почти 20 лет назад на территории ЧИАССР впервые была открыта залежь нефти в аптских отложениях месторождения Карабулак-Ачалуки. Затем были обнаружены залежи на месторождениях Малгобек-Вознесенское, Хаян-Корт, Старогрозненское, Эльдарово, Горячеисточненское. При подсчете запасов нефти в первые годы разведки (месторождения Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенское) исходили из тех же положений, что и ранее при оценке запасов в карагано-чокракских отложениях, представленных высокопористыми и хорошо проницаемыми породами, в первичных пустотах которых содержалась нефть. При подъеме керна (вынос 25-40 %) из аптских образований практически ни в одном из образцов не было обнаружено явных признаков нефти. В те годы предполагалось, что высокопористые и проницаемые разности пород на поверхность не выносятся. Было отобрано много кернов, которые подвергались широким комплексным исследованиям. Установлено, что породы представлены песчаниками мелко-тонкозернистыми, алевролитами в разной степени глинистыми и карбонатными и глинами.

Песчаники и алевролиты относятся главным образом к полевошпатово-кварцевому типу. Цементом служит глинистый, частично глинисто-карбонатный материал. Тип цемента главным образом поровый. Седиментационные поры заполнены цементом. Отмечаются прерывистые открытые микротрещины, с которыми связаны пустоты выщелачивания (0,01 - 0,012 мм), иногда изолированные (0,06-0,03 мм). В общей массе цемента часто наблюдается примесь битуминозного вещества.

Для высокопористых пород характерно (особенно на Старогрозненском месторождении) наличие межзерновых пустот размером 0,06- 0,09 мм². Они имеют пористость 16-22 % и проницаемость 0,005- 0,029 мкм².

В таких породах развиты седиментационные первичные поры (0,006- 0,01 мм) и вторичные пустоты выщелачивания, имеющие причудливую форму макрокаверн (0,3-0,8 мм). Для них характерно наличие большого числа микротрещин.

Сравнение пород месторождений Малгобек-Вознесенское, Карабулак-Ачалуки и Хаян-Корт показывает, что они весьма сходны по своему вещественному составу, но значительно различаются по развитию вторичных процессов.

Средняя глубина залегания (в м) пород-коллекторов на месторождениях Карабулак-Ачалуки 2350- 2500, Малгобек-Вознесенском 3200- 3500, Хаян-Кортовском 3900-4300, Старогрозненском 4500-4800.

Плохая сортировка обломочного материала, преобладание алевритовых фракций при значительной глинистости пород в условиях быстрого осадконакопления и погружения их на большие глубины привели к тому, что породы фактически утратили свойства обычных гранулярных коллекторов. Близкие по литологическому составу отложения, находясь на разных глубинах, попадают в неодинаковые термобарические условия, характеризующиеся высокими температурами (от 90 до 160 °С) и пластовыми давлениями (от 30 до 80 МПа); а это существенно влияет на развитие вторичных процессов и следовательно, на коллекторские свойства пород.

На месторождении Карабулак-Ачалуки пористость пород благодаря наличию седиментационных и раннедиагенетических пор составляет в среднем 1,5-2 %, открытых седиментационных - не более 0,5 %. Вторичные пустоты выщелачивания чаще всего размером 0,4-0,5 мм имеют округлую, угловатую или щелевидную форму. Нередко наблюдаются изолированные пустоты. В отложениях апт-альба на этом месторождении встречаются все указанные виды пустот.

Пористость насыщения, определенная лабораторными методами, включает все виды пустотности. Основной процент из этой пористости падает на вторичные пустоты. При сравнении значений вторичной пустотности с пористостью насыщения намечается прямая связь между ними: вторичная пустотность увеличивается с ростом пористости насыщения. Эта связь прослеживается во всех изученных типах пород.

Вторичные процессы на рассматриваемой площади проявляются только в развитии вторичной пустотности выщелачивания и трещиноватости пород.

На месторождении Малгобек-Вознесенское отложения представлены теми же разностями, но менее песчанистыми, чем в Карабулаке. Наблюдаются поровый, контактовый, пленочный, регенерационный типы цементов. В большом количестве присутствует глауконит, который на отдельных участках выполняет роль цемента. Распространены пустоты выщелачивания размером 0,3- 0,4 мм и редко седиментационные поры (0,02-0,04 мм). Широко развиты вторичные процессы, которые проявляются в регенерации кварцевых зерен, кальцитизации. Эти процессы снижают общую пористость, но способствуют развитию трещиноватости. Средняя раскрытость микротрещин 0,018 мм, плотность открытых трещин по разрезу 23-38 1/м.

На месторождении Хаян-Корт седиментационных пор почти не обнаружено. Значения открытой пористости гораздо ниже, чем на вышеописанных месторождениях, но отдельные породы имеют пористость 13%,. что свидетельствует о развитии в них вторичной пустотности. Здесь более, чем в других районах, развиты процессы регенерации кварцевых зерен. Регенерация - следствие растворения кремнекислоты в наиболее напряженных гранях зерен и накопления ее в свободных пространствах, т.е. в первичных седиментационных порах. Отложение кремнекислоты наблюдается также в трещинах, секущих породы на больших глубинах. Регенерация кварцевых зерен усиливает монолитность породы, а повышенная плотность способствует развитию в них открытой трещиноватости. Интенсивность этих явлений изменяется уже в зависимости от фациальной обстановки осадконакопления и возрастает по мере погружения осадков и усиления тектонической напряженности, что приводит к формированию трещинных коллекторов.

На месторождении Старогрозненское наибольший интерес представляют породы, встреченные в скв. 708. Здесь, на глубине 4513-4521 м в разнозернистом песчанике обнаружены пористость насыщения до 22 % и проницаемость до 0,029 мкм². Установлено, что в песчаниках присутствуют как первичные поры, так и вторичные пустоты выщелачивания ( рис. 1 ).

Первичные поры весьма малы и заполнены аутигенными минералами. Очевидна низкая роль первичной пористости как емкости. Основную емкость в этих породах составляют вторичные пустоты выщелачивания, в которых видны следы битума. Последние обнаруживаются также на аутигенных зернах кварца. Вторичные пустоты выщелачивания имеют причудливую форму “микрокарстовой” конфигурации размером 0,3-0,9 мм.

Из 22 % пористости насыщения на микрокарст приходится 16 % (подсчет под микроскопом). Некоторые из этих пустот сообщаются. Они представляют собой эффективную пористость, равную 1,7 %.

Из всего вышеописанного можно сделать вывод, что в апт-альбских отложениях развиты микрокаверново-трещинные коллекторы, у которых основную емкость образуют вторичные пустоты выщелачивания, а проницаемость обусловлена микротрещинами и в отдельных случаях межпустотными каналами.

Для решения вопроса о характере насыщения порового пространства пород керн на месторождениях Карабулак-Ачалуки и Малгобек-Вознесенское отбирался с парафинированием его на забое скважины. Однако прямых признаков наличия нефти в образцах обнаружено не было. На месторождении Старогрозненское при отборе керна в скв. 707 и 708 для изоляции его от воздействия фильтрата бурового раствора керновая труба заполнялась солидолом. При экстрагировании образцов в толуоле в течение 20-30 сут заметного окрашивания его не происходило. И даже экстрагирование в бензоле не давало практически никакого окрашивания. Из всех 547 анализов только шесть образцов из скв. 708 дали окрашивание. Эти образцы имеют пористость 18-22 % и проницаемость 0,005-0,029 мкм². Интересные исследования проведены в лаборатории физики нефтяного пласта М.С. Баговым и Д.Н. Кузьмичевым. На основании исследования капиллярного вытеснения нефти водой из образцов пород Старогрозненского месторождения авторы пришли к выводу, что значения коэффициентов вытеснения нефти водой по неэкстрагированным и экстрагированным образцам из скв. 707 (интервал отбора керна 4612-4620 м) практически совпадали (в среднем соответственно 34 и 35 %), что служит признаком отсутствия нефти в породе в пластовых условиях.

Иначе ведут себя образцы пород, отобранные из скв. 708 (интервал отбора керна 4513-4521 м). Так, по неэкстрагированным образцам коэффициент капиллярного вытеснения нефти водой практически равен нулю, что, по-видимому, объясняется наличием нефти в этих породах в пластовых условиях. Образцы пород, в которых авторы предполагают присутствие нефти в породах, имеют повышенную пористость и проницаемость.

Таким образом, изучение кернов по всем месторождениям (всего около 2000 анализов) указало на отсутствие нефти в седиментационных порах. Нефть установлена только в образцах с пористостью более 12-15%. При этом следует отметить, что связь между проницаемостью и пористостью начинает проявляться при пористости более 12-14 % ( рис. 2 ). Поэтому нижний предел при подсчете запасов нефти был поднят до указанных величин и делались попытки оценить предполагаемые запасы нефти, приуроченные к первичным порам, если бы они были нефтенасыщенными. Следует отметить также, что границы распространения высокопористых линз по площади установить практически невозможно. Местоположение их в разрезе настолько неустойчиво, что оценить их истинный объем практически нельзя.

Высокопористые пропластки в разрезах скважин располагаются друг от друга на расстоянии десятков и сотен метров. Мощность их незначительна.

Оценка запасов нефти в высокопористых разностях пород показывает, что доля их от общего количества на месторождениях Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенское и Старогрозненское составляет всего 1,9- 7,2%.

В заключение следует отметить, что накопленный материал в настоящее время дает возможность сделать определенный вывод о типе коллектора аптского возраста. По характеру распространения в нем емкости он весьма сложен. Совокупность всех данных свидетельствует о том, что он относится к микрокаверново-трещинному типу с неравномерным (гнездным) развитием микрокавернозности.

Рис. 1. Песчаник разнозернистый с хорошо развитой микрокавернозностью (заштриховано).

Месторождение Старогрозненское, скв. 708, интервал 4513-4521 м. Шлиф. x50

Рис. 2. График зависимости проницаемости от пористости насыщения по всем кернам (А) и по кернам высокопористых разностей (Б) аптских отложений Старогрозненского месторождения