|
УДК 552.578.2.061.4(574.12) |
Особенности строения и формирования пустотного пространства карбонатных коллекторов месторождения Тенгиз (В порядке обсуждения.)
Ю.И. МАРЬЕНКО, Э.М. ХАЛИМОВ, А.В. ЧЕРНИЦКИЙ (ВНИИ)
Открытое несколько лет назад в Прикаспийской впадине Тенгизское нефтяное месторождение обладает рядом отличительных особенностей, которые позволяют считать его в определенной мере уникальным. Оно - одно из первых нефтяных месторождений в подсолевом комплексе обширного перспективного региона, и это повышает требования к глубине и детальности его геологического изучения.
Коллекторами на Тенгизском месторождении являются карбонатные каменноугольные отложения, характеризующиеся сложной структурой пустотного пространства, представленного первичными и вторичными порами, макропорами (кавернами) и трещинами. Трещиноватость вскрытой части продуктивного разреза развита неравномерно и играет важную роль в гидродинамической связности резервуара. В целом породы характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами. Емкость первичных пор не превышает 2-3 %, а проницаемость - n*10-5 мкм2. Вторичные поры и макропоры - основное вместилище УВ. Однако данный коллектор нельзя рассматривать как однородный, свойства которого можно охарактеризовать средними значениями параметров. При анализе последних необходимо учитывать резкую неоднородность коллектора, обусловленную разной степенью развития вторичных пустот, определяющих полезную емкость его и условия фильтрации в нем флюидов.
Сложные геолого-технические условия проводки скважин на месторождении Тенгиз не позволяют получить полную информацию о разрезе с помощью промыслово-геофизических исследований, поэтому его можно дифференцировать только по общей пустотности коллектора. Более детальная типизация последнего может быть осуществлена на основе петрофизических исследований, хотя при этом макротрещины и макропоры размером более 5 мм в керне практически не встречаются.
Однако и те, и другие в значительной степени определяют свойства коллектора в отношении его гидродинамической связности и в конечном счете достоверность подсчетных параметров, в частности пористости и нефтенасыщенности. Поэтому существующие представления о дифференциации продуктивной толщи Тенгизского месторождения основаны на выделении типов коллекторов по характеру соотношения трещин и каверн с матричной, блоковой частью породы. В то же время матричная часть продуктивной толщи характеризуется неоднородностью, которую необходимо изучать для правильного прогноза характера проявления особенностей коллектора в процессе предстоящей разработки залежи. Дифференциация матричной части коллектора, составляющей большую часть продуктивной толщи, может быть выполнена на основании петрографического изучения породы в шлифах с анализом структуры пустотного пространства и условий ее формирования.
Пустотное пространство коллекторов месторождения Тенгиз находится в генетической связи с различными типами карбонатных пород, развитых в продуктивной толще этого месторождения. Основная доля приходится на биогенные, биохемогенные и биокластические известняки, подчиненное значение имеют хемогенные разности. Среди биогенных образований наиболее широко и разнообразно представлены онколитовые известняки, в группе биохемогенных пород преобладают сгустково-водорослевые известняки, а в группе биокластогенных - различные детритовые их разности. Хемогенные породы состоят из пелитоморфных и микрозернистых известняков, часто с включениями детритового материала, а также условно относимых к этой группе полностью перекристаллизованных известняков.
Пустотное пространство коллекторов продуктивной толщи представлено различными породами, в том числе макропорами (каверны),поровыми каналами и трещинами, главным образом микротрещинами. Характерная особенность пустот заключается в том, что некоторые из них целиком, а другие частично заполнены твердым битумом, который существенно влияет на структуру пустотного пространства и, следовательно, на емкостные и фильтрационные свойства коллекторов.
По морфологии, размерам и взаимосвязанности пустот в коллекторах месторождения Тенгиз на данной стадии изученности можно выделить четыре типа структуры пустотного пространства.
Тип I представлен междетритовыми, межоолитовыми и другими межформенными порами размером от 0,05 до 0,5 мм, сообщающимися непосредственно друг с другом или через поровые каналы. Очертания пор в плане чаще всего достаточно сложные и в значительной степени определяются габитусом детритового материала и его взаиморасположением. Поры и поровые каналы пустотного пространства сформировались в основном на стадии седиментогенеза за счет неплотного прилегания компонентов осадка друг к другу.
Тип II составляют поры выщелачивания (0,05-0,5 мм), межзерновые (0,01-0,05 мм), поровые каналы и микротрещины. Поры выщелачивания ассоциируют c отрицательными реликтовыми структурами, развивающимися за счет онколитов, детрита и другого цементируемого материала соответственно в онколитовых сгустково-детритовых, водорослево-детритовых и других известняках. Поры выщелачивания довольно многочисленны, особенно в онколитовых известняках, и распространены относительно равномерно. Межзерновые поры образуют скопления, развитые неравномерно в местах перекристаллизации цемента. Вся система пор сообщается между собой непосредственно, а также с помощью поровых каналов и микротрещин шириной 0,001-0,1 мм.
Поры выщелачивания и генетически связанные с ними поровые каналы формировались, скорее всего, в диагенезе, когда относительно химически чистые включения оказывались менее стойкими к воздействию поровых растворов, чем основная минеральная масса цемента. Такой процесс был возможен при достаточной литифицированности цемента, исключавшей уничтожение пустот выщелачивания при уплотнении осадка. Межзерновые поры формировались в основном на стадии катагенеза, когда наиболее широко проявился процесс перекристаллизации пород продуктивной толщи. В завершающую фазу диагенеза образовалась характерная для данного типа структуры пустотного пространства система трещин уплотнения. Это обусловлено неодинаковой способностью к уплотнению фрагментов осадка за счет их неодинаковой литифицированности.
Тип III представлен макропорами (кавернами), порами и поровыми каналами выщелачивания, а также микротрещинами. Этот тип характерен для пород, в которых помимо таких включений, как детрит, сгустки, водоросли и т.п., значительную часть составляет тонко- или микрозернистая цементирующая масса. Макропоры и поры сходны между собой по генезису и морфологии и отличаются друг от друга лишь размерами. Размер первых 1-2 мм, вторых 0,1-0,25 мм. Процесс выщелачивания развивался как по включениям, так и по цементирующей их минеральной массе. Пустоты здесь размещаются не столь плотно, как в типе II, хотя они значительно крупнее. Макропоры и поры сообщаются друг с другом с помощью поровых каналов выщелачивания, ширина которых около 0,1 мм, а микротрещин 0,01 мм.
Растворы выщелачивания передвигались по системе сообщавшихся между собой пустот, сформировавшихся главным образом на стадиях седиментогенеза и диагенеза. В катагенезе образовались различные типы литологических и тектонических трещин.
Тип IV выражен в основном микротрещинами шириной 0,005-0,05 мм и длиной чаще 2,5-5 мм. Трещины ветвятся и взаимопересекаются. Этот тип пустотного пространства связан с пелитоморфными, микрозернистыми и неясносгустковыми известняками. В генетическом отношении трещины представлены разными типами, среди которых преобладают тектонические, образовавшиеся на стадии катагенеза. Выделение типов иногда затруднительно, так как отмечается наложение их друг на друга. Однако чаще всего они достаточно обособлены, потому что, как отмечалось выше, генетически связаны с определенными типами карбонатных пород.
Формирование структуры пустотного пространства продуктивной толщи месторождения Тенгиз происходило под влиянием многих процессов, последовательно сменявших друг друга на всех стадиях литогенеза, начиная с седиментогенеза и кончая стадией катагенеза. При этом выделяются два этапа, весьма отличающиеся многообразием проявлявшихся в них процессов и их продолжительностью, но зато сопоставимые по значимости. В каждом этапе можно выделить ряд подэтапов, сменявших друг друга в определенной последовательности.
Первый этап охватывает период с начала возникновения первых пустот и, условно, до времени полного насыщения продуктивной толщи нефтью. Формирование пустот в этот этап происходило на всех стадиях литогенеза, включая седиментогенез, диагенез и большую часть стадии катагенеза. В первый этап, в отличие от второго, образование структуры пустотного пространства карбонатных пород продуктивной толщи было теснейшим образом связано с накоплением и преобразованием в ходе литогенеза минеральной массы пород.
На первом этапе формирования структуры пустотного пространства выделяются четыре подэтапа.
Первый подэтап охватывает стадию седиментогенеза, когда за счет неплотного прилегания компонентов осадка друг к другу заложился тип I структуры пустотного пространства. Далее, на стадии диагенеза в результате уплотнения осадка происходило уничтожение пустот в участках осадка, сложенных микро- и тонкозернистой подвижной минеральной массой. Пустоты сохранялись в наиболее крупных фрагментах осадка, которые благодаря повышенной жесткости были слабо подвержены уплотнению.
Второй подэтап в значительной мере связан со стадией диагенеза, причем главным образом с ее завершением. В это время осадок отличался относительно высокой, но далеко не одинаковой степенью литифицированности. В ходе диагенеза в основной минеральной цементирующей массе за счет примеси ОВ генерировался СО2, что делало поровые растворы агрессивными по отношению к карбонатному веществу осадка. Под их влиянием происходило выщелачивание относительно химически чистых агрегатов осадков (онколиты, целые скелеты организмов, детрит и т. д.), в результате чего образовывались отрицательные реликтовые структуры и связанные с ними макро- поры, поры и поровые каналы выщелачивания. В цементирующей минеральной массе при воздействии агрессивных растворов также происходило растворение неустойчивых химически чистых минералов. Поскольку вынос растворенного карбонатного материала был затруднителен (в окружающих осадках существовали сходные физико-химические условия), одновременно происходило осаждение карбонатного вещества. Таким образом, шло укрупнение кристаллов цементирующей массы, т.е. литифицирующийся осадок испытывал прогрессивную перекристаллизацию. Поздняя стадия литогенеза вследствие неодинаковой степени литифицированности осадка, как уже отмечалось раньше, была весьма благоприятна для образования литогенетических трещин уплотнения. Во время второго подэтапа, охватившего главным образом поздний диагенез, сформировался тип II структуры пустотного пространства продуктивной толщи.
Третий подэтап начался одновременно со стадией катагенеза и закончился, по крайней мере, в мезокатагенезе, а может быть, в начале апокатагенеза. На этом подэтапе снова проявился процесс выщелачивания, который развивался как по цементируемым фрагментам породы, так и по цементирующей минеральной массе. Если на втором подэтапе выщелачивание карбонатного вещества происходило под воздействием агрессивных вод, сформировавшихся на месте, то на третьем подэтапе участвовали воды, поступавшие из отдаленных горизонтов продуктивной толщи или из областей, находящихся за ее пределами. На третьем подэтапе происходило интенсивное образование трещин различных генетических типов, среди которых, несомненно, преобладали тектонические. Процесс трещинообразования был, очевидно, многоактовым, так как в одних трещинах отмечается выщелачивание, а в других - нет. По-видимому, выщелачиванию предшествовала одна из фаз тектонического трещинообразования. По системе трещин и других пустот перемещались агрессивные растворы, под воздействием которых в основном формировалась структура пустотного пространства типа III. Затем появилась система вновь образованных тектонических трещин.
В тех случаях, когда тектонические трещины последней фазы развивались по пелитоморфным, микрозернистым и неясносгустковым породам, формировался тип IV структуры пустотного пространства.
Четвертый подэтап был не раньше мезокатагенеза и охватывал период от начала и до конца насыщения продуктивной толщи нефтью. В это время происходило доформирование структуры пустотного пространства всех типов, выразившееся прежде всего в увеличении размеров уже имевшихся пустот за счет выщелачивающего действия водных растворов, содержащих нефть, и самой нефти. Известно, что эти флюиды в момент заполнения карбонатных коллекторов могут быть достаточно агрессивными, так как в них в тех или иных количествах присутствуют различные кислоты (углекислота, нафтеновая кислота и др.). Роль четвертого подэтапа в формировании структуры пустотного пространства каждого из четырех типов, очевидно, была менее значительна, чем трех предыдущих. Однако, поскольку процессы, присущие этому подэтапу, оказывали влияние на формирование структуры пустотного пространства всех четырех типов, суммарный эффект такого воздействия для всей продуктивной толщи был достаточно заметным.
Второй этап формирования структуры пустотного пространства начался с момента полного насыщения нефтью коллекторов продуктивной толщи и проходил в два подэтапа.
Первый подэтап связан с преобразованием нефти в залежи. Результатом этого является присутствие в пустотном пространстве продуктивной толщи одновременно легкой нефти и твердого битума. Проведенные специальные исследования, направленные на выяснение природы и свойств битума, показали, что он практически нерастворим в таких широко используемых для экстракции УВ химических реагентах, как хлороформ, керосин, спиртобензол, толуол, декан и четыреххлористый углерод. Это обстоятельство позволяет заключить, что твердый битум, участвующий в строении пустотного пространства рассмотренных четырех типов вследствие своей неподвижности существенно снижает емкостные и фильтрационные характеристики коллекторов. Распределение твердого битума в пустотном пространстве неравномерно, ориентировочно он занимает 10-50 % его объема.
Наблюдения в шлифах показывают, что твердый битум содержится только в пустотах, имеющих минимальное сечение 0,001 мм. Очевидно, в пустоты меньшего размера нефть - родоначальница твердого битума вообще не поступала, так как ранее они были заполнены капиллярно удерживаемой водой.
Нефть и битум, содержащиеся в продуктивной толще месторождения Тенгиз, образовались в результате изменения исходной нефти, первоначально заполнявшей пустотное пространство продуктивных отложений. Исходная нефть подвергалась деасфальтизации или термическому преобразованию, вследствие чего и сформировались легкая нефть и твердый битум.
Процессы деасфальтизации и термического преобразования нефтей рассматривались в ряде работ [1-3], из которых ясно, что результат проявления того и другого процесса примерно одинаков, так как в обоих случаях получаем твердый битум и более легкую нефть. Однако при термическом преобразовании нефти битум обычно более углеродистый, чем при деасфальтизации. Учитывая индифферентность битума по отношению ко многим органическим растворителям, можно предполагать его сильную обуглероженность и, следовательно, образование за счет термического изменения нефти. О проявлении последнего процесса свидетельствует также значительная глубина, на которой размещается продуктивная толща месторождения Тенгиз и соответственно должна быть относительно высокая температура в пласте.
На втором подэтапе, в отличие от первого, происходило увеличение объема пустотного пространства и улучшение его структуры за счет «подновления» старых и развития новых систем тектонических трещин. Характерно, что новые трещины наиболее успешно развивались в тех породах, где уже имелись трещины. Отличительной особенностью трещин второго подэтапа является отсутствие в них битума, а также то, что они секут выделения твердого битума. Несомненно, трещины, возникшие на втором подэтапе, улучшили сообщаемость пустот.
Оценивая роль второго этапа в формировании пустотного пространства, можно заключить, что во всех его четырех типах произошли существенные изменения, обусловленные осаждением из нефти твердого битума. Следствием этого было сокращение объема пустотного пространства и ухудшение взаимосвязанности пустот. Однако последняя затем улучшилась в результате образования новых тектонических трещин.
Последний вывод дает возможность объяснить некоторые петрофизические особенности рассматриваемого коллектора, в частности низкое содержание связанной воды, нехарактерное для таких малоемких коллекторов. Проведенный анализ позволяет предположить, что связанная вода была «законсервирована» в значительно более емком коллекторе в конце первого этапа его формирования. С другой стороны, как видно из характеристики выделенных типов структуры пустотного пространства, основной его объем занят макропорами, порами выщелачивания и наиболее крупными первичными порами, образованными за счет неплотного прилегания друг к другу компонентов осадка. Эти пустоты, по всей вероятности, характеризуются относительно «гладкой» внутренней поверхностью, что также предопределяло малое количество удерживаемой ими связанной воды.
Другой важный вывод, вытекающий из проведенных исследований, состоит в том, что структура пустотного пространства коллектора в сочетании с широким развитием макротрещин создает неблагоприятные предпосылки для вытеснения нефти водой в случае реализации при разработке залежи водонапорного режима. Опережающее продвижение воды по трещинам может привести к «отсеканию» нефтесодержащей матричной части коллектора, а присутствие в макропорах и поровых каналах битумов будет препятствовать эффективной капиллярной пропитке породы, что выразится в низкой доле вытесняемой нефти. Вместе с тем необычайно большое пережатие залежи (разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом достигает 60 МПа) позволит вести эксплуатацию скважин при значительном снижении внутрипорового давления, что создает благоприятные предпосылки для эффективного использования сил упругого расширения породы и насыщающих ее флюидов. Анализ показывает, что в этом случае вся матричная часть коллектора, пустотное пространство которой характеризуется хорошей взаимосвязанностью составляющих его элементов, будет эффективно дренироваться.
Таким образом, сочетание характера строения коллектора и геологических особенностей залежи Тенгизского месторождения создает одну из уникальных его особенностей, заключающуюся в том, что разработка продуктивной толщи на упругом режиме может оказаться более эффективной, чем на водонапорном.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и газовых месторождений Среднего Поволжья. М., Недра, 1965.
2. Гольдберг И.С. Природные битумы СССР (закономерности формирования и размещения). М., Недра, 1981.
3. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М., Мир, 1981.