УДК 552.578.2.061.4:551.762(574.14)

Строение коллекторов юрской продуктивной толщи Мангышлака

А.И. ТИМУРЗИЕВ (ПО Мангышлакнефть)

Особенности литологического состава предопределили развитие в разрезе юрской продуктивной толщи (ЮПТ) Южного Мангышлака преимущественно гранулярных коллекторов порового типа, емкостные и фильтрационные свойства (ФЕС) которых обусловлены прежде всего первичными порами [5]. Анализ закономерностей изменения коллекторских свойств ЮПТ указывает на несоответствие существующих представлений о фактическом распределении коллекторов по площади и разрезу. Породы-коллекторы ЮПТ Южного Мангышлака характеризуются следующими особенностями: 1) выдержанностью литологического состава по площади, одинаковой слабовыраженной дифференциацией гранулометрического состава от верхне- до нижнеюрских отложений, закономерным уменьшением размеров пор на фоне увеличения среднего диаметра зерен пород с погружением ЮПТ; 2) повышенной глинистостью, ухудшением отсортированности терригенного материала нижнеюрских и ааленских отложений в направлении погружения, байосских и датских - восстания пород, преимущественно полимиктовым составом обломочного материала и почти одним и тем же типом цемента; 3) сравнительной чистотой (глинистая фракция составляет не более 20 %, в основном 10-12 %); 4) приуроченностью всех стратиграфических подразделений ЮПТ подклассов емкости к определенным классам проницаемости; 5) увеличением проницаемости и пористости пород-коллекторов от оси к бортам прогиба; 6) ухудшением пористости и проницаемости пород-коллекторов с увеличением глубины по экспоненциальному закону; 7) отсутствием связи проницаемости пород-коллекторов ЮПТ с их фракционным составом (крупно-, средне- и мелкозернистые песчаники одинаково хорошо проницаемы в гипсометрически приподнятых зонах).

В условиях регионального погружения пород-коллекторов ЮПТ к осевой зоне Южно-Мангышлакского прогиба возрастает интенсивность их вторичных преобразований, выражающаяся в постепенном уменьшении размеров пор главным образом за счет регенерации кварца и частичной хлоритизации [5]. С учетом интенсивности процессов минерального заполнения пор и уменьшения их размеров, во много раз превышающих вторичное порообразование (О.А. Черников, 1967 г.), необъяснимы аномально высокие значения коллекторских свойств ЮПТ в пределах Песчаномысского свода и западной периклинали Бекебашкудукского вала. Положительное влияние увеличения размеров зерен пород в направлении регионального погружения на сохранение в коллекторах первичной пористости [5] почти не сказывается на отмеченной особенности. Во-первых, возрастание пористости не связано с увеличением размеров зерен, во-вторых, процесс этот проявляется локально. При тех же условиях для литологических разностей, сложенных мелкими фракциями (алевролиты, мелкозернистые песчаники), сохранения коллекторских свойств при погружении пород не отмечается.

Отсутствие связи между размером песчаных фракций и ФЕС пород-коллекторов, закономерное проявление обратной зависимости в изменении по площади средних размеров зерен и пор свидетельствует о том, что пористость песчаников ЮПТ определяется не столько размерами первичных пор и интенсивностью их минерального заполнения, сколько усилением вторичного порообразования.

Изменения коллекторских свойств пород ЮПТ не могут быть объяснены только первичностью их порового пространства. В этом случае максимальные значения пористости и проницаемости должны были бы иметь породы осевой части и южного борта Южно-Мангышлакского прогиба с наибольшей крупностью зерен. Фактическое распределение классов (и подклассов) коллекторов имеет обратный характер. Влияние геостатической нагрузки на снижение пористости коллекторов значительно отклоняется от эмпирической зависимости пористость - глубина и не в состоянии объяснить существование локальных аномалий увеличения пористости на площадях Песчаномысского блока, Бекебашкудукского вала (западная периклиналь) и Аксу-Кендырлинской ступени. Эта зависимость не объясняет аномальные значения первичной [7] пористости аркозовых песчаников (15-18 %) карбонатно-терригенной толщи триаса на площади Южный Жетыбай на глубине до 4000 м.

Роль вторичных преобразований в формировании ФЕС юрских отложений Южного Мангышлака сводится к процессам уплотнения, кальцитизации пород и регенерации кварца, приводящим главным образом к ухудшению коллекторов. Вторичное порообразование практически исключается [5].

Близкие значения пористости и проницаемости в нефтегазонасыщенных и водоносных зонах ряда месторождений Южного Мангышлака подтверждают незначительное влияние процессов выщелачивания на формирование ФЕС пород-коллекторов ЮПТ. На это же указывает однотипный состав подземных вод в юрском разрезе (В.Н. Корценштейн, 1967 г.).

Согласно исследованиям К.Р. Чепикова и других [6], нефть находится в пустотах, возникших в результате растворения карбонатного и сульфатного материала на последнем этапе, после выделения комплекса аутигенных минералов, в результате всех его основных минеральных и структурных преобразований. Именно по этой причине по обе стороны от контура нефтегазоносности фиксируется однотипный комплекс вторичных минералов с близким комплексом минеральных новообразований. Учитывая, что основной причиной растворения сульфатов, кальцита, сидерита и других карбонатов и перехода монтмориллонита в гидрослюду в условиях снижающихся значений рН пластовых вод является возрастание концентрации СО₂ (С.Д. Малинин, 1965 г.), однотипность состава пластовых вод нельзя признать фактором, регулирующим интенсивность течения реакций выщелачивания.

Таким образом, для отрицания роли вторичного порообразования в формировании коллекторов ЮПТ нет веских оснований. Тем более, что в рассматриваемых породах, в состав цемента которых входят минеральные ассоциации, имеющие высокую растворимость в присутствии СО₂ (кальцит, полевые шпаты, сидерит, монтмориллонит и др.), пластовые воды обогащены углекислым газом различной концентрации (необходимо иметь в виду, что это остаточные, не прореагировавшие объемы СО₂, либо газ современной генерации). Наличие каналов миграции для привноса агрессивных растворов и выноса продуктов реакции не может вызывать сомнений. В породах ЮПТ фиксируется трещиноватость по всему разрезу с закономерным увеличением густоты в нижней части. С.Е. Чакабаевым и другими (1967 г.) отмечалось, что в юрских коллекторах Мангышлака микротрещиноватость начинает заметно сказываться с глубин более 2000 м. Изучение характера трещиноватости юрских пород в керне показало наличие трех систем трещин: двух вертикальных и одной наклонной по отношению к слоистости пород. Выделяются трещины, заполненные карбонатом, открытые трещины с примазками битума и трещины с нефтью. В шлифах микротрещины огибают или рассекают зерна терригенного материала и цементирующего вещества. Ширина их 0,02-0,03 мм. Микротрещины нередко соединяют между собой поры, улучшая фильтрационные свойства породы [3].

Формирование месторождений нефти и газа Южного Мангышлака по механизму вертикальной струйной миграции с проникновением каналов миграции в меловые отложения и на дневную поверхность невозможно представить без участия разрывной (трещинной) тектоники.

В целом этапы формирования и эволюции пустотного пространства пород-коллекторов представляются в такой последовательности [2]: 1) образование первичной пористости во время седиментогенеза и раннего диагенеза; 2) минерализация (цементация) первичного пустотного пространства по мере погружения пород; 3) растворение цементирующего материала и образование вторичного пустотного пространства, развивающегося, как правило, по первичной матрице.

В геологической истории образование вторичной емкости коллекторов необходимо рассматривать как циклический, многократно повторяющийся процесс, подчиненный режиму тектонического развития территории [1].

В соответствии с этой схемой коллекторские свойства пород должны быть поставлены в зависимость от масштабов обогащения пластовых вод углекислым газом, определяющих интенсивность процессов вторичного порообразования. Проверка этого заключения прямыми исследованиями невозможна, поскольку современное содержание СО₂, как отмечалось, нельзя связывать с объемом прореагировавшей углекислоты. Однако концентрация глубинного СО₂ находится в фунциональной зависимости от тектонической активности, определяющей «газовое дыхание» недр. В таком случае сопоставление активности новейших тектонических движений (Новейший этап не рассматривается как отличный чем-либо от предшествующих. Его особенность состоит в том, что он является последним максимумом тектонической активности в ряду циклически повторяющихся катаклизмов.) и распределения классов (подклассов) коллекторов ЮПТ должно дать хорошую корреляцию. Признание вторичности порового пространства гранулярных коллекторов объясняет основные закономерности их ФЕС. При изменении параметров ФЕС стратиграфических толщ (асимметрия бортов, увеличение от осевой зоны прогиба к бортам, наличие локальных максимумов в пределах погруженных зон и др.) отмечается сходимость контуров зон повышенных значений активности новейших тектонических движений и классов (подклассов) коллекторов. ФЕС пород ЮПТ согласуются с зональностью неотектонического развития Мангышлака и выражаются в приуроченности коллекторов высоких классов пористости и подклассов проницаемости к тектонически высокоградиентной зоне (Тюб-Караганский свод - Бекебашкудукский вал - Желтыбай-Узеньская ступень). Установленная связь демонстрируется графиками зависимости (рисунок) ФЕС пород-коллекторов продуктивных горизонтов келовея (а) и аалена (б) (аналогичная связь прослеживается также по батским, байосским и нижнеюрским отложениям) месторождений и локальных площадей Южного Мангышлака с величиной активности (градиент амплитуд) неотектонических движений. Согласно этой зависимости объясняется связь между гипсометрической глубиной залегания и открытой пористостью пород-коллекторов ЮПТ [5]. Эта связь проявляется через однонаправленное увеличение амплитуд и градиента амплитуд неотектонических движений и гипсометрии подошвы (кровли) ЮПТ. Именно по этой причине и благодаря статистическому усреднению оказалась возможной такая зависимость (пористость - глубина). Фактически отмечается следующая связь: если отдельные зоны или структуры характеризуются высокими значениями пористости и проницаемости, то они свойственны им на всю мощность ЮПТ. Так, если на Южном Жетыбае в ЮПТ значения пористости и проницаемости высокие, то и в отложениях триаса они аномальные в интервале развития песчаников и карбонатных пород. Более того, отмечается плановое соответствие участков развития коллекторов и их улучшенных свойств на всю мощность вскрытого разреза чехла Мангышлака, включая и фундамент (Оймаша). Все это свидетельствует о существовании не вертикальной, а горизонтальной (плановой) зональности в развитии коллекторов, подчиненной тектонической зональности. Причем глубинный источник тектонических движений позволяет экстраполировать закономерности изменения коллекторских свойств приповерхностного уровня (верхних частей разреза) на его глубинную часть, включая основание платформ и глубокие горизонты фундамента. Иначе установленная зависимость может быть сформулирована так: если верхняя часть разреза земной коры характеризуется высокими ФЕС, повышение их значения следует ожидать на всю мощность земной коры, доступной бурению. Этот вывод имеет большое практическое значение, поскольку современное состояние изученности проблемы происхождения нефти (ее неразрешенность) позволяет прогнозировать скопления УВ на любых технически доступных глубинах нефтегазоносных областей при наличии ловушек и коллекторов нефти и газа. Таким образом, формирование коллекторов нефти и газа, так же как и наличие в них УВ, является эпигенетическим, наложенным процессом. Основная емкость пород, содержащих залежи УВ, в большинстве вторична и образуется в результате перераспределения минерального вещества пород под воздействием агрессивных флюидов. Поступление последних происходит по тектоническим нарушениям и ослабленным проницаемым зонам [4] на новейшем этапе активизации земной коры.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дорофеева Т.В. Тектоническая трещиноватость горных пород и поисковые критерии трещинных коллекторов нефти и газа. Автореф. дис. на соиск. учен. степ, д-ра геол.-минер. наук. Л., 1982 (ВНИГРИ).

2. Минский Н.А. Закономерности формирования поясов оптимальных коллекторов. М., Недра, 1979.

3. Особенности геологического строения и оценка нефтегазоносности Мангышлака / В.С. Муромцев, В.Н. Винюков, М.К. Трифонов и др. Л., Недра, 1968.

4. Флоровская В.И., Багдасарова М.В. Роль гидротермального процесса в формировании вторичной емкости колекторов нефти и газа в связи с прогнозом залежей на больших глубинах. - Изв. вузов. Сер. Геол. и разведка, 1980, № 7, с. 42-53.

5. Чакабаев С.Е., Кононов Ю.С., Иванов В.А. Стратиграфия и коллекторские свойства юрских отложений Южного Мангышлака в связи с их нефтегазоносностью. М., Недра, 1971.

6. Чепиков K.Р., Ермолова E.П., Суркова Г.И. Особенности нахождения битумов в девонских отложениях доманикового типа и нефти в карбонатных коллекторах каменноугольного возраста.- В кн.: Условия формирования пород-коллекторов и миграция нефти. М., 1976, с. 5-13.

7. Чербянова Л.Ф., Попков В.И., Проняков В.А. Литологические особенности и коллекторские свойства триасового вулканогенно-карбонатного комплекса Южного Мангышлака.- Геология нефти и газа, 1984, № 11, с. 55-59.

Рисунок Графики изменения открытой пористости (1) и проницаемости (2) келловейских (а) и ааленских (б) отложений Мангышлака от величины активности (градиента амплитуд - G) новейших тектонических движений:

1 - пористость (%), 2 - проницаемость (n*10^-3 мкм²). Заштрихованные участки - поле значений