К оглавлению

УДК 552+53:552.578.2.061.4(479.22)

Литолого-петрофизические особенности коллекторов осадочно-вулканогенной толщи среднего эоцена Притбилисского района

Л. И. ВЕРНИК, M. Э. ГРИНБЕРГ (Грузнефтегеофизика), О. Л. КУЗНЕЦОВ (ВНИИЯГГ)

Самгори-Патардзеульское и Телетское нефтяные месторождения Притбилисского района находятся в промышленной эксплуатации уже около 10 лет. Однако, несмотря на большое число пробуренных скважин, разрез нефтеносных среднеэоценовых отложений недостаточно изучен как в плане распределения в нем продуктивных интервалов, их гидродинамической сообщаемости, так и в отношении фильтрационно-емкостных свойств и типа коллекторов. Все это значительно затрудняет обоснование подсчетных параметров и решение основных технологических задач по оптимизации разработки и обеспечению наиболее полного извлечения запасов нефти из продуктивных пластов.

К настоящему времени у большинства исследователей сложилось представление о скоплениях нефти Притбилисского района как о массивных залежах, соответствующих мощности среднеэоценовых отложений [4,6]. Тип коллектора при этом определяется как трещинный по наличию субвертикальной микро- и макротрещиноватости, что отчетливо видно особенно в одновозрастных породах из обнажений Триалетского хребта в нескольких десятках километров к западу от рассматриваемых местоскоплений УВ. В качестве одного из главных доводов в пользу такой трактовки приводится явное несоответствие между усредненными фильтрационно-емкостными свойствами пород среднего эоцена (эффективная пористость <1 %, проницаемость практически отсутствует), изученными в лаборатории, с одной стороны, и интенсивными поглощениями бурового раствора до полной потери циркуляции, с другой. Надо отметить, что петрофизический анализ фильтрационно-емкостных свойств пород и качественная интерпретация результатов ГИС значительно осложнены ввиду слабой охарактеризованности среднего эоцена керном, сплошной отбор которого был осуществлен лишь в скв. 32 Телети. По данным ГИС (метод двух растворов, БК, БКЗ, термо- и дебитометрия), в разрезах скважин, как правило, отмечаются отдельные высокопроницаемые участки, а суммарная работающая мощность составляет от 8,5 до 34 % от вскрытого интервала. Обоснованной геологической интерпретации эти данные до сих пор еще не получили.

Геотектоническое положение осадочно-вулканогенной формации среднего эоцена достаточно хорошо изучено [1,3]. Она приурочена к Аджаро-Триалетской геосинклинально-складчатой зоне, протягивающейся на восток от побережья Черного моря и погружающейся в Притбилисском районе. В этом же направлении мощность формации сокращается от 3-5 км до 200-400 м, сокращается она также к северу и югу, а коэффициент эксплозивности и количество туфогенно-осадочного материала постепенно возрастают. В районе месторождения Самгори-Патардзеули мощность пород среднего эоцена около 600 м, глубина залегания 2,5-3 км. Погружение [2] сопровождается возрастанием степени постседиментационных изменений вулканокластических и осадочных пород до стадии среднего катагенеза, что выражается в цеолитизации и хлоритизации плагиоклазов и вулканического стекла и в хлоритизации, гидрослюдизации глинистых минералов.

Проведенное нами комплексное геолого-петрографическое, петрофизическое и петрохимическое с привлечением данных ГИС исследование разреза скв. 32 Телети и некоторых других в Притбилисском районе, пройденных с частичным отбором керна, позволило выделить и детально охарактеризовать главные литолого-петрофизические группы Пород среднего эоцена. Наибольшим распространением здесь пользуются псаммитовые и алевропелитовые туфы андезито-базальтового и андезитового состава, слагающие слоистые пачки мощностью до нескольких десятков метров и чередующиеся с пачками преимущественно известковистых туффитов, среди которых встречаются прослои туфомергелей и туфоаргиллитов. Характерно, что петрофизические свойства всех перечисленных разновидностей туфов и туфогенно-осадочных пород мало отличаются друг от друга. Доминирующий постседиментационный процесс, проявляющийся в туфах и отсутствующий в известковистых туффитах - цеолитизация. Примечательно, что если в разрезах рек Тедзами, Тана, с. Дзегви (к западу от Тбилиси) цеолиты в туфах представлены клиноптилолитом, образующим здесь промышленные скопления [5], то к востоку заметно возрастает роль ломонтитовой минерализации, наиболее характерной, в частности, и для изученных нами глубинных разрезов. По аналогии с разрезами на поверхности в керне скв. 32 Телети фиксируется, за небольшим исключением, стратифицированное расположение участков интенсивной цеолитизации, причем эти участки, мощностью от нескольких десятков сантиметров до 5 м, очень часто приурочены к контактам туфов с контрастными им по составу известковистыми туффитами и туфомергелями (рис. 1). Суммарная мощность этих пород составляет здесь 12 % разреза среднего эоцена.

Образцы интенсивно цеолитизированных туфов и цеолититов имеют светло-серую со слабым зеленоватым оттенком окраску. Характерно развитие хаотической сети открытых микротрещин, раскрытости которых составляет большей частью 10-50 мкм, иногда достигая 100 мкм и более. Реже встречаются частично либо полностью залеченные ломонтитом субвертикальные трещины раскрытостью до 500 мкм и жилы мощностью до нескольких миллиметров. Содержание ломонтита в интенсивно цеолитизированных туфах до 60-70 % и более, а в цеолититах - свыше 90 % объема породы. Агрегаты ломонтита (до 2-5 мм) развиваются порфиробластически и часто содержат пойкилитовые включения реликтов незамещенного субстрата. Кристаллы, слагающие агрегаты, имеют единую кристаллографическую ориентировку, в то время как сами агрегаты, примыкая друг к другу, ориентированы по- разному, что определяет мозаичную структуру и массивную текстуру цеолититов. На контактах между агрегатами ломонтита часто отмечаются микротрещины раскрытостью до 10 мкм и протяженностью 3-5 мм, которые, иногда соединяясь в единую сеть, придают породе своеобразный облик, резко отличающий ее от плотных неизмененных или слабоцеолитизированных туфов. Описанная микротрещиноватость имеет, вероятно, катагенный характер и парагенетически связана собственно с ломонтитовой минерализацией, имеющей, судя по приведенным данным, сложное гидротермальное катагенное происхождение.

Участки интенсивной цеолитизации туфов четко отражаются в геологогеофизическом и петрофизическом разрезах среднего эоцена, фрагменты которого показаны на рис. 1. Диаметр скважины в них отклоняется от номинала и зачастую возникают довольно существенные каверны. Низкочастотный акустический каротаж дает отчетливые минимумы скорости продольных волн и коэффициента Пуассона. Именно эти участки фиксируются также методом двух растворов БК и БКЗ. В то же время методами ГИС первично литологические разновидности слабо измененных туфов и туффитов практически не дифференцируются из-за их общего петрофизического сходства.

Как показал детальный петрофизический анализ, вариации физических свойств пород разреза среднего эоцена в первую очередь определяются степенью наложенной цеолитовой минерализации. Этим и объясняется, в частности, заметная правая асимметрия вариационной кривой распределения открытой пористости (рис. 2), модальное значение которой около 5 % отвечает резко преобладающим в разрезе малоизмененным туфам и туффитам, а максимальное 21 % - существенно микротрещиноватым цеолитам. Данная кривая, так же как кривые распределения других физических свойств пород среднего эоцена, при строгом подходе не позволяет выделить цеолитизированные туфы в качестве самостоятельной петрофизической группы, однако в целях их более конкретной петрофизической идентификации можно провести условные границы на уровне открытой пористости 8-10 %, где происходит перегиб вариационной кривой и отклонение ее от нормального закона.

Сравнительный анализ физических свойств малоизмененных и интенсивно цеолитизированных туфов андезитобазальтового состава можно провести, используя данные таблицы.

Надежным показателем интенсивности проявления цеолитовой минерализации может служить минералогическая плотность породы, так как плотность ломонтита 2,3*10³ кг/м³ существенно уступает плотности большинства других породообразующих минералов туфов андезито-базальтового состава. Резко повышенные фильтрационно-емкостные свойства интенсивно цеолитизированных туфов, с одной стороны, также являются функцией их минерального состава (свободный объем ломонтита по данным [5] достигает 0,13 см³/см³ и более, т.е. не менее 13%), а с другой - отражают их структурно-текстурные особенности, в частности характерную катагенетическую микротрещиноватость. Последний фактор, очевидно, обусловливает повышение Кп.эфф до 4-5 % по сравнению со значениями менее 1 %, характерными для малоизмененных туфов, а также значительное возрастание проницаемости на три-четыре порядка (см. таблицу). Примечательно, что значения Кпр, полученные для данной выборки в лаборатории, приближаются к соответствующим значениям по промыслово-геофизическим и промыслово-геологическим данным.

Одним из петрофизических следствий интенсивной цеолитизации туфов является отклонение взаимосвязи Dt=f(Кп) от близкого к линейному закону, описываемого уравнением среднего времени (рис. 3). Данное уравнение, таким образом, для разреза среднего эоцена Притбилисского района не является универсальным и может быть применено при интерпретации АК лишь в диапазоне пористости от 1 до 8-10 %, характерной для малоизмененных туфов.

Проведенное исследование достаточно однозначно свидетельствует о наличии в осадочно-туфогенном разрезе среднего эоцена Притбилисского района исключительно своеобразных, практически не описанных в геологической литературе пород-коллекторов нефти и газа гидротермально-катагенного происхождения, существенно меняющих представления как о типе залежей и условиях их рациональной разработки в конкретном районе, так и о перспективах нефтегазоносности осадочно-вулканогенных формаций в целом.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Адамия Ш.А., Закариадзе Г.С., Лордкипанидзе М.Б. Эволюция древней активной континентальной окраины на примере альпийской истории Кавказа.- Геотектоника, 1977, № 4, с. 88-103.

2. Асланикашвили Н.А. Литология и постседиментационные изменения мезо- и кайнозойских отложений Притбилисского района. Автореф. дис. на соиск. ученой степени канд. геол.-минер, наук. М„ 1980 (ИГиРГИ).

3. Дзоценидзе Г.С. Домиоценовый эффузивный вулканизм Грузии. Тбилиси, изд. АН ГССР, 1948.

4. Китовани Ш.К., Такаишвили А.С., Гудушаури С. В. О вулканогенных коллекторах Самгори-Патардзеульского нефтяного месторождения.- В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., 1983, с. 78-79.

5. Природные цеолиты. Под ред. Г.В. Цицишвили. Тбилиси, Мецниереба, 1979.

6. Режим среднеэоценовой залежи нефти на месторождении Самгори-Патардзеули / В.Б. Александров, В.И. Чернов, Г.Г. Поляков и др.- Геология нефти и газа, 1977, № 9 с. 30-34.

таблица

Минералы	Минералогическая плотность , 10^3 кг/м^3	Открытая пористость %	Эффективная пористость, Кп.эф. %	Газопроницаемость, Кпр, 10^-15 м^2	Скорость продольных волн во влагонасыщенных образцах Vh, 10^3 м/с	Электрический параметр пористости Рп	Предел прочности на сжатие , МПа	Число измерений n
Малоизмененные	2,68	5,9	0,64	0,025	4,78	159	115	165
	2,60-2,85	1,50-11,21	0,16-0,22	0-0,27	3,89-5,97	30-800	42-216
Цеолитизированные	2,58	14,15	3,82	13,4	3,32	41	34	32
	2,4-2,68	8,37-20,71	2-4,99	0,1 - 123	2,3-4,2	16-76	7-59

Рис. 1. Фрагмент геолого-петрофизического разреза среднего эоцена по скв. 32 Телети (интервал 670 - 723 м).

1 - туфы; 2 - туффиты известковистые; 3 - туфомергели

Рис. 2. Вариационная кривая распределения коэффициента открытой пористости (по воде) для пород среднего эоцена Притбилисского района

Рис. 3. Диаграмма Dt=f (Кп) для среднеэоценовых отложений Притбилисского района