|
УДК 552.578.2.061.4:553.55(574.13) |
Формирование карбонатных резервуаров в зонах перехода сероводородсодержащих сульфатно-карбонатных толщ в известково-доломитовые
На примере пермо-карбонового резервуара Усинского нефтяного месторождения.
А.В. ПЕТУХОВ (УхтИИ), Д.В. КОНОВАЛОВ (Коминефть)
Проблема формирования карбонатных резервуаров, играющих значительную роль в нефтегазонакоплении, в условиях различных агрессивных сред приобретает особую актуальность. Наименее изучены условия образования высокоемких коллекторов в зонах перехода сульфатно-карбонатных толщ в известково-доломитовые в агрессивной сероводородной обстановке. Как показывают исследования, проведенные на Усинской пермо-карбоновой залежи, эти условия способствуют формированию карбонатных резервуаров с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.
На Усинском месторождении залежь высоковязкой нефти находится в карбонатных породах раннепермско-среднекаменноугольного возраста, залегающих на глубине 1100-1450 м и характеризующихся сложным строением пустотного пространства. Месторождение приурочено к крупной брахиантиклинали северо-западного простирания. Коллекторами являются органогенно-обломочные и детритовые известняки и доломиты, участками сильно выщелоченные и разрушенные до состояния известково-доломитовой «муки». Проницаемость коллекторов по керну (30-40)*10-3 мкм2, по гидродинамическим исследованиям - 10 мкм2, что свидетельствует о преобладающей роли в фильтрации трещинных, карстовых и других аномально проницаемых зон. Широко развитые в коллекторах карст и трещиноватость привели к образованию массива с единой гидродинамической системой; залежь сводовая, массивная с активным водонапорным режимом. Покрышкой служит мощная толща верхнепермских глин и глинистых алевролитов. Водонефтяной контакт имеет сложную поверхность, абсолютные отметки которой изменяются от -1288 до -1342 м. Среднее положение ВНК условно принято на отметке -1310 м. Нефть залежи тяжелая (0,943 г/см3), вязкость в пластовых условиях 700 мПа-с, высокосмолистая (14,8-20,5%), сернистая (1,7-2,1 %), малопарафинистая (0,08-0,64 %), с низким содержанием фракций, выкипающих до 300 °С (22,5-26,5%).
Залежь разрабатывается с 1977 г. на естественном режиме. В феврале 1982 г. на участке, расположенном в присводовой части структуры, начаты опытно-промышленные работы по паротепловому воздействию (ПТВ) на пласт. Эти работы показали, что ПТВ, достаточно эффективное при разработке относительно однородных пластов, в условиях пермо-карбоновой залежи малорезультативно. Активная фильтрация закачиваемого агента по трещинно-кавернозно-карстовым зонам аномально высокой проницаемости снижает эффективность ПТВ и делает его практически не регулируемым. Отмечаются линейные прорывы теплоносителя на значительное расстояние, на закачку реагируют скважины не только участка ПТВ, но и удаленные от него на 2-2,5 км в северо-восточном направлении.
Проблема формирования высокоемких коллекторов в карбонатном разрезе пермо-карбоновой залежи неоднократно привлекала внимание исследователей [1, 4, 5]. В последнее время в связи с применением на залежи паротепловых методов эта проблема приобрела особую актуальность. Решение ее представляет наибольший интерес для прогноза коллекторов на стадии поиска и разведки залежей в нижнепермско-каменноугольном нефтегазоносном комплексе, так как он является высокоперспективным и принадлежит к первоочередным поисковым объектам в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Особенности освоения и разработки залежи, в частности, плотная сетка разбуривания (350x350 м), широкий комплекс геологических, промыслово-геофизических, гидродинамических и других исследований, выполненных в процессе ее разведки, позволяют высказать наиболее обоснованную точку зрения по этому вопросу.
Как было показано ранее [2], резкая анизотропия коллекторских свойств пород пермо-карбоновой залежи связана с наличием в карбонатном массиве линейно-очаговых зон тектонического разуплотнения. При этом установлена приуроченность к таким зонам участков высокой проницаемости. Выявляется, что зоны тектонического разуплотнения оказывают значительное, а в ряде случаев доминирующее влияние на процесс разработки. По этим зонам происходят как прорывы теплоносителя, так и преждевременное обводнение скважин пластовыми подошвенными водами. В процессе исследований во многих скважинах зафиксирован в значительных количествах сероводород (до 2,5 г/м3). Присутствие H2S отмечается в нефтяном газе и воде скважин участка ПТВ и E1, а также в пластовых водах скважин в зонах тектонического разуплотнения (рис. 1).
Появление H2S на участке ПТВ вполне закономерно, так как «порог» термической стабильности сероорганических соединений пермо-карбоновой нефти (около 40 °С) значительно ниже температуры закачиваемого в пласт теплоносителя (250-270 °С на устье нагнетательных скважин). Наличие H2S в продукции скважин, удаленных на значительное расстояние от участка ПТВ и расположенных в зонах тектонического разуплотнения, объясняется прорывом по этим зонам пластовых подошвенных вод, содержащих H2S, появление которого связано с проникновением его из отложений нижнего карбона (в водах сульфатно-карбонатной толщи серпуховского надгоризонта содержится до 800 мг/л H2S.) Это вполне вероятно, если учесть, что в пластовых водах других частей залежи H2S не обнаружен. О проникновении его из нижележащих сульфатно-карбонатных отложений свидетельствует также повышенное содержание сульфат-иона в водах скважин, расположенных в зонах разуплотнения. Характеристика этих вод, а также средние значения физико-химических показателей вод нижнепермско-среднекаменноугольных и нижнекаменноугольных отложении приведены в таблице.
Изучением кернового материала и шлифов Усинского месторождения установлено присутствие дисперсно-рассеянного и микрокристаллического пирита по всему разрезу пермо-карбоновой залежи и ее терригенной покрышки. Приурочен пирит к трещинам, микротрещинам, стилолитовым швам и кавернам, а также находится в дисперсно-рассеянной форме вдоль микротрещин, что свидетельствует о его эпигенетичности. Участки интенсивной пиритизации в основном совпадают с выделенными ранее зонами тектонического разуплотнения. Источником образования пирита здесь мог быть лишь сероводород, растворенный в пластовых водах залегающей ниже сульфатно-карбонатной толщи серпуховского надгоризонта (рис. 2). H2S в процессе миграции по трещинам связывался окислами железа, образуя микрокристаллический пирит. Отмечается несколько генераций пирита: в более ранних из них кристаллы пирита, как и сама порода, пронизаны микротрещинами, новообразованный пирит не подвержен трещиноватости. Вертикально-зональное распространение пирита, наличие нескольких его генераций и установленная связь между зонами тектонического разуплотнения, сероводородной средой и участками интенсивной пиритизации позволяют заключить, что внедрение сероводородных вод из подстилающей сульфатно-карбонатной толщи в вышележащий карбонатный резервуар происходило неоднократно.
Зоны тектонического разуплотнения в карбонатах характеризуются высокой закарстованностью известняков, о чем свидетельствуют многочисленные провалы инструмента и интенсивные поглощения промывочной жидкости в процессе бурения скважин. За пределами этих зон наличие карста не отмечается (см. рис. 1), что указывает на связь между закарстованностью и участками внедрения агрессивных сероводородсодержащих вод.
Теоретически доказано и подтверждено экспериментами, что в присутствии H2S способность водных растворов транспортировать кальцит сильно возрастает, в местах возникновения сероводорода растворы становятся крайне агрессивными по отношению к карбонату кальция и способствуют интенсивному карстообразованию [7]. Этот процесс сопровождается переносом и вторичным переотложением комплекса минералов. В керне из карбонатного разреза залежи в кавернах, развитых по трещинам, и трещинах присутствует вторичный кальцит, также отмечается вторичная ангидритизация и пиритизация трещин и пустот, что свидетельствует о растворении карбонатов агрессивными сероводородными водами подстилающих отложений нижнего карбона.
Для реализации процесса выщелачивания карбонатов наиболее благоприятно эпизодическое проникновение и окисление сероводорода. Необходимым условием его реализации является трещиноватость, поскольку она обусловливает фильтрацию растворов с выносом продуктов выщелачивания карбонатных пород. Наиболее интенсивно этот процесс проходит при выводе карбонатов на поверхность в момент регрессий морского бассейна и наступления перерывов в осадконакоплении. При этом по мере денудации породы, интенсифицированной тектоническими дислокациями (зоны тектонического разуплотнения), увеличивается приток инфильтрационных кислородсодержащих вод. Избыток кислорода приводит к окислению поступающего из подстилающих отложений H2S не только до элементной серы, но и далее до серной кислоты. Кислые растворы способствуют интенсивному выщелачиванию карбонатов с образованием каверн и карстовых полостей. Возникшие таким путем пустоты выщелачивания могут сохраняться. Например, в Прикаспийской впадине на месторождениях сероводородсодержащих газов в подсолевых карбонатных отложениях на глубинах до 5 км наблюдались провалы бурового инструмента (до 9 м) и потери циркуляции глинистого раствора (площади Западно-Тепловская, Карачаганак, Кенкияк и др.) [6]. Аналогичные явления описывает П.М. Ломако [4] на Оренбургском, Астраханском и Уртабулакском месторождениях высокосернистых газов.
На Усинском месторождении происходили периодические «инъекции» агрессивных сероводородных вод в нижнепермско-среднекаменноугольные отложения из подстилающих сульфатно-карбонатных пород нижнего карбона. Отсутствие H2S на начальном этапе разработки пермо-карбоновой залежи и появление его в процессе эксплуатации объясняется снижением пластового давления и прорывом пластовых вод из подстилающих отложений по зонам тектонического разуплотнения.
Отмеченные условия могут возникать в процессе формирования и последующего роста структуры за счет образования зон повышенной трещиноватости в практически непроницаемых ангидритах, что способствует проникновению сероводородных агрессивных вод в вышележащие карбонаты. При этом часть H2S связывается окислами железа с образованием микрокристаллического и дисперсно-рассеянного пирита на путях его миграции, часть его окисляется до элементной серы, а другая - непосредственно участвует в растворении и транспортировке карбоната кальция. Процесс интенсивного растворения агрессивными сероводородными водами способствует значительному улучшению фильтрационно-емкостных свойств карбонатного первично-трещинного или трещинно-порового коллектора. Он приводит, с одной стороны, к увеличению уже имевшихся пустот, а с другой - к возникновению новых, обычно по трещинам. Форма пустот выщелачивания самая разнообразная и определяется формой того объекта, который подвергается растворению. Размер пустот варьирует в широких пределах - от сотых долей до 2 см (по керну). Встречаются и карстовые полости, о чем свидетельствуют провалы бурового инструмента (до 8 м). Этот процесс происходит неравномерно по площади и разрезу, так как сероводородные воды, внедряясь в карбонатную толщу по зонам трещиноватости, способствуют интенсивному растворению «чистых» известняков с незначительным содержанием терригенных примесей и в меньшей степени заглинизированных. В результате формируется неоднородный карбонатный резервуар с высокоемким трещинно-порово-кавернозным коллектором, подтверждением чему являются карбонатные отложения пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
Выводы
1. Формирование высокоемких карбонатных резервуаров, сохраняющихся в глубокопогруженных зонах с повышенной пластовой температурой и давлением, происходит наиболее активно в условиях периодического внедрения в карбонатные отложения агрессивных сероводородсодержащих пластовых вод.
2. Наиболее благоприятные условия для проникновения сероводородных вод из сульфатно-карбонатных отложений в вышележащие карбонатные резервуары создаются в периоды интенсивного роста локальных поднятий. В частности, для Усинской структуры это отмечалось в пермское и более позднее время в процессе формирования здесь линейно-очаговых субвертикальных зон повышенной трещиноватости и разуплотнения.
3. Сероводородные воды подстилающих отложений, внедряясь по образованным трещинным зонам в вышележащую толщу, способствуют интенсивному растворению карбонатов кальция, что приводит к формированию неоднородного карбонатного резервуара значительной емкости с зональным распространением высокоемких коллекторов трещинно-кавернозно-карстового типа.
4. Генетическая связь линейно-очаговых зон тектонического разуплотнения и высокоемких трещинно-кавернозно-карстовых коллекторов пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения предопределяет использование первых для диагностики и прогнозирования высокоемких карбонатных резервуаров при оценке ресурсов и обосновании поисково-разведочных работ. В качестве определяющего фактора при образовании высокоемких коллекторов следует рассматривать наличие зон перехода сероводородсодержащих сульфатно-карбонатных толщ в известково-доломитовые.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Журавлев А.И. Некоторые особенности геологического строения нижнепермско-каменноугольной продуктивной толщи Усинского нефтяного месторождения.- В кн.: Геология и нефтегазоносность Северо-Востока европейской части СССР. Сыктывкар, 1977, вып. 4, с. 62-65.
2. Коновалов Д.В., Петухов А.В. Установление высокопроницаемых зон в карбонатных коллекторах на месторождениях высоковязких нефтей - важнейший резерв повышения эффективности их разработки. - Геология нефти и газа, 1986, № 7, с. 15-19.
3. Ломако П.М. Масштабность генерации углеводородов сложного состава в нефтегазоносных бассейнах.- Обзор. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1985, вып. 13 (86), с. 1 - 34.
4. Особенности геологического строения Усинского многопластового нефтяного месторождения / Б.Я. Вассерман, П.Т. Савинкин, А.И. Сало и др. В кн.: Геология и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции. Сыктывкар, 1975, с. 28-41.
5. Персова Н.Я. Палеокарст в разрезе Усинского месторождения.- Труды ПечораНИПИнефть, М., 1978, вып. 6, с. 16-21.
6. Подсолевые отложения Прикаспийской впадины - уникальный комплекс природных резервуаров нефти и газа / Б.К. Прошляков, Ю.Г. Пименов, С.Н. Гальянов, С.М. Рахман.- В кн.: Коллекторские свойства пород на больших глубинах. М., 1985, с. 36-48.
7. Стащук М.Ф. Перенос и переотложение серы в пределах серных месторождений.- В кн.:Геохимия и минералогия серы. М., 1972, с. 55-65.
Физико-химическая характеристика пластовых вод карбонатных отложений нижней перми-карбона Усинского месторождения
|
Возраст отложений |
Плотность, г/см3 |
Минерализация, г/л |
рН |
Содержание ионов, мг/л |
Содержание H2S |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
P1-С2 (средние значения по 21 анализу) |
1,049 |
69,258 |
7,2 |
43578,73 |
262,88 |
119,2 |
6766,84 |
2500,96 |
15922,49 |
Отсутствует |
|
P1-С2 (скважины в зонах разуплотнения) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скв. 3195 |
1,061 |
75,073 |
6,75 |
46452,6 |
650 |
366,0 |
7815,60 |
2760,0 |
17028,72 |
Присутствует |
|
» 3251 |
1,056 |
79,430 |
7,0 |
44998,6 |
850 |
158,6 |
8016,00 |
4320,0 |
16086,96 |
» |
|
» 3252 |
1,057 |
80,710 |
7,0 |
50353,2 |
530 |
183,0 |
8617,20 |
3120,0 |
17906,88 |
» |
|
» 3253 |
1,062 |
88,319 |
6,45 |
54253,8 |
650 |
170,8 |
8012,00 |
1583,23 |
19860,68 |
» |
|
» 3305 |
1,057 |
108,812 |
7,7 |
53461,62 |
725 |
219,6 |
7815,00 |
2040,0 |
44550,62 |
» |
|
C1s (средние значения по 10 анализам) |
1,057 |
73,923 |
7,4 |
44105,29 |
2009,4 |
368,66 |
5996,31 |
1683,23 |
19860,68 |
До 800 мг/л |
Рис. 1. Схема распространения сероводорода по площади пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения:
1 - контур нефтеносности; 2 - зоны тектонического разуплотнения; скважины: 3 - с сероводородом в нефтяном газе (в числителе - номер скважины, в знаменателе - содержание H2S в мг/м3), 4-с сероводородом в попутных водах, 5-с интенсивной пиритизацией известняков (по керну), 6-пробуренные с провалами бурового инструмента в карбонатной толще нижней перми - карбона, 7 - в которых H2S не обнаружен; 8 - опытно-промышленный участок ПТВ; 9 - участки, на которых планируется провести опытные работы по влажному внутрипластовому горению
Рис. 2. Схематический геологический профиль Усинского месторождения:
1 - залежь легкой нефти в песчаниках среднего девона; 2 - залежь тяжелой высоковязкой нефти в нижнепермско-среднекаменноугольных карбонатных отложениях; 3 - сульфатно-карбонатная сероводородсодержащая толща серпуховского надгоризонта нижнего карбона