К оглавлению журнала

  

УДК 552.578.2.061.4(475.24 15)

© А.Ш. Шихлинский, М.Б. Хеиров, Ш.А. Мустафаев, 1990

О новом типе коллектора в верхнемеловых отложениях площади Тарсдалляр

А.Ш. ШИХЛИНСКИЙ (Азнефть), М Б. ХЕИРОВ, Ш.А. МУСТАФАЕВ (АзНИПИнефть)

Тарсдалляр – нефтеносная площадь в междуречье Куры и Иори с продуктивными отложениями среднего эоцена. Наряду с разработкой месторождения здесь продолжаются поисково-разведочные работы с целью уточнения размещения залежей нефти и газа в пределах нефтегазоносного района.

Скважиной-первооткрывательницей явилась скв. 9 (рис. 1) с промышленным притоком нефти 14–20 т/сут, полученным из интервала 2966–3018 м, где коллекторами служат породы вулканогенно-осадочного состава (туфоалевролиты и туфопесчаники), являющиеся сложными коллекторами порово-трещинного типа.

В интервале 4007–4020 м разреза этой скважины обнаружен новый тип коллектора, представленный горной породой, состоящей из политизированного пирокластического материала. Первичная туфогенная порода практически полностью замещена кальциевой разностью монтмориллонита, которым выражены как цемент, так и крупные обломки исходных вулканитов. Встречаются лишь единичные зерна и обломки кварца, карбонатных, кремнистых, аргиллитоподобных пород.

Дифрактометрические кривые и электронные микрофотографии монтмориллонита приведены на рис. 2 А и рис. 3 А, Б.

При замещении пирокластического материала сохранилась первичная брекчиевидная текстура исходных вулканитов. Эта рыхлая и очень пластичная порода пропитана легкой, почти прозрачной нефтью и водой. Определены некоторые параметры двух образцов из интервала 4007–4012 и одного – 4012–4020 м. Карбонатность, пористость, проницаемость, нефте- и водонасыщенность первого образца из интервала 4007–4017 м оказались равными 2 %, 30 %, 385·10-15 м2, 33,2 % и 66,8 %, второго – 1,3 %, 29,1 %, 234·10-15 м2, 35,1 % и 27,2 %. Параметры образца, взятого из интервала 4012–4020, соответственно составили 1,2 %, 26,1 %, 192·10-15 м2, 11,3 % и 10,1.

Высокая пористость и проницаемость породы объясняются тем, что основная ее масса состоит из крупных обломков, сохранивших в основном первичную форму, и обломков туфогенного материала, которые создают высокую текстурную неоднородность. Емкость составлена объемом пор и межагрегатного пространства крупных обломков (см. рис. 3 А, Б).

Отдельные обломки, несмотря на высокую пластичность, не объединены в единую тестообразную глинистую массу, что, по-видимому, связано с полным насыщением порового пространства флюидами (нефтью и водой), препятствующими уплотнению породы (при отсутствии возможности для их оттока).

Сохранению указанных пластичных глин в виде первичных обломков туфогенного материала, вероятно, способствуют также перекрывающие их карбонатные породы, не отличающиеся пластичностью и способностью передавать нагрузку вышележащим отложениям по всем направлениям.

При опробовании указанного интервала не были получены промышленные притоки нефти, что, по нашему мнению, связано с применением традиционных методов вскрытия и освоения продуктивного горизонта, при которых высокопластичная масса может почти мгновенно закупорить пути фильтрации и прекратить поступление нефти из продуктивного пласта. По-видимому, следовало разработать новый способ вскрытия, учитывающий специфический характер (прежде всего высокую пластичность) и способствующий сохранению скелета породы.

В связи с тем, что основная масса коллектора представлена глинистым материалом, отличным от ранее известных, приводим краткое описание его литологических особенностей, а также пород разрезов соседних площадей НГР междуречья Куры и Иори и характер изменения в них состава глин и глинистых минералов. Пробуренные скважины вскрыли в основном верхнемеловые и палеоген-неогеновые отложения (см. рис. 1, б). По данным детального литостратиграфического исследования, в первых из них по всему региону прослеживается постепенная смена По разрезу снизу вверх трех комплексов фаций вулканогенного, вулканогенно-осадочного и осадочного.

Палеогеновые отложения в нижней и верхней частях разреза представлены карбонатными и терригенными глинистыми породами, в средней – вулканогенно-осадочными образованиями. В связи с этим уместно отметить, что Г.И. Санадзе [4], исследовавший глубинное геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Восточной Грузии, отмечает наличие цикличности в домолассовых отложениях в разрезе осадочного чехла. По его заключению, каждая система (юрская, меловая, палеогеновая), соответствующая крупному циклу осадконакопления, свидетельствует о трех основных стадиях аккумуляции отложений [4]. При этом начальная и конечная стадии каждого крупного цикла (системы) характеризуется относительно спокойным режимом седиментации и отложением терригенных и карбонатных пород, а вторая (средняя) стадия – бурным проявлением вулканической деятельности, накоплением вулканогенных и вулканогенно-осадочных образований большой мощности.

В характере изменения состава глин и глинистых минералов, а также генетических особенностей последних по разрезу скв. 9 наблюдается следующая картина.

Прослой темно-серой аргиллитоподобной глины из интервала 2905–2915 м в тонкопелитовой фракции представлен хлоритом (5), каолинитом (15), гидрослюдисто (35)-монтмориллонитовым (45 %) составом.

В туфоалевролитах, туфопесчаниках и терригенных песчано-алевритовых образованиях среднего эоцена из интервала 2930–3028 м наблюдается развитие наложенных процессов, сильно влияющих на коллекторские свойства пород. При этом в интервале 2930–2957 м отмечается развитие вторичного каолинита (рис. 2 Б), оказывающего положительное влияние на ФЕС породы. Он, как известно [5], возникает в кислой среде, которая здесь создается, по-видимому, или под влиянием кислых гидротермальных растворов, или же в результате проникновения в пласт углекислого газа, сероводорода, метана и других природных флюидов, которые, вероятно, когда-то заполняли коллектор и не сохранились до настоящего времени из-за невысокого качества пород-покрышек.

В интервале нефтеносных туфопесчаников и туфоалевролитов (2967–3028 м) в одних образцах отмечается аутигенный монтмориллонит (2967– 2973 м), в других – смешанослойные глинистые образования хлорит-монтмориллонитового ряда с неупорядоченным чередованием слоев последнего и гидрослюды (см. рис. 2 В, Г).

В тонкопелитовой фракции карбонатных пород (мергели и известняки) верхнего мела попеременно преобладают монтмориллонит и гидрослюда. Сопутствующими минералами являются хлорит и каолинит.

В пелитовой массе туфогенных пород верхнего мела (3357–3769 м) наблюдается цикличность в изменении содержания преобладающих глинистых минералов (монтмориллонита и гидрослюды).

В интервале глубин 3374–3486 м встречаются плотные, подверженные сильному катагенезу аргиллиты, туфоаргиллиты и туфомергели, в которых наблюдается развитие окремнения (содержание силицита составляет 25–35 %). Эти породы благодаря высокой плотности и хрупкости подвергаются трещинообразованию, что в конечном итоге приводит к увеличению их проницаемости.

В нижезалегающих туфогенных породах отмечается развитие цеолитов (до 20–45 %) и аутигенного монтмориллонита.

В интервале 4007–4020 м, как было отмечено выше, наблюдается почти полное замещение туфогенного материала аутигенным монтмориллонитом (см. рис. 2 А и рис.3 А, Б). Ниже этого интервала содержание монтмориллонита и пластичность пород постепенно уменьшаются, а содержание других аутигенных минералов убывает с параллельным увеличением вулканогенного материала. Так, порода из интервала 4054–4057 м выражена некарбонатной плотной (пористость 2,4 %) непроницаемой, неоднородной по составу и цвету разностью. Зеленые, слабо измененные обломки округлой формы с включениями стекловатой массы представлены в основном Лабрадором (60) и небольшими примесями монтмориллонита (15), гидрослюды (10), кварца (10) и цеолита (5 %). Зеленая пластичная с блестящей поверхностью часть рассматриваемой породы представлена хлорит- (20) цеолит- (25) монтмориллонитовым (55 %) составом. Оранжевого цвета масса этой же породы выражена в основном цеолитом и монтмориллонитом с незначительными примесями хлорита (5), Лабрадора (5) и полевых шпатов (10 %).

Из этого следует вывод о том, что глинистый коллектор из интервала 4007–4020 м формировался в результате преобразования туфогенного материала в глинистые породы монтмориллонитового состава, которое происходило, по-видимому, после перекрытия их мощной толщей жестких карбонатных пород и под влиянием флюидов, возможно, высоконапорных, с рН более 7, что благоприятно для образования монтмориллонита. Это предположение обосновывается на следующих фактах.

1. Если бы преобразование туфогенного материала в пластичные глины монтмориллонитового состава происходило в бассейне седиментации, то по мере постепенного увеличения мощности залегающих на них пород, произошло бы их уплотнение и они не сохранили бы в такой степени исходную брекчиевидную морфологию туфогенного материала, а также текстурные особенности последнего.

2. Морфология пластичных обломков глин и скелет коллектора могут сохраниться, если коллектор заполнен флюидами и давление всестороннего сжатия уравновешено противодавлением жидкостей, заполняющих поровое пространство породы.

Эти обстоятельства свидетельствуют также о вероятной нефтегазоносности верхнемеловых отложений в междуречье Куры и Иори, что подтверждают и притоки нефти, полученные из кампан-маастрихтских карбонатных отложений ряда площадей Кировабадского и Мурадханлинского НГР, а также из вулканогенных пород верхнего мела Мурадханлинского НГР.

В связи с этим следует отметить, что верхнемеловой бассейн в рассматриваемом регионе характеризуется высокими потенциальными возможностями (геохимическими, термобарическими и др.) для нефтегазообразования. Небезынтересно также, что на высокие перспективы нефтегазоносности верхнемеловых – палеоценовых и палеогеновых отложений Аджаро-Триалетской зоны и Приорского поднятия и других имеются указания в работе [4].

Таким образом, можно считать перспективно нефтегазоносными верхнемеловые отложения НГР междуречья Куры и Иори.

Что касается верхнемеловых отложений, вскрытых скв. 9 на площади Тарсдалляр, то есть определенное основание считать новый тип коллектора из интервала 4007–4020 м нефтегазоносным, несмотря на то, что некоторые исследователи связывают отмеченное явление с зоной нарушения, а другие – с несогласным залеганием отложений в результате их перевернутости под влиянием вулканических извержений.

Однако возникают вопросы: из каких отложений и по какому разлому поступает пластичная глина туфогенного происхождения, насыщенная нефтью и водой и каким образом она сохраняет структурные и текстурные особенности исходных вулканитов; где и в каких масштабах и какие именно отложения и под влиянием какого вулкана перевернуты?

Для окончательного ответа, а также оценки перспектив нефтегазоносности верхнемеловых отложений НГР междуречья Куры и Иори следует на своде структурного выступа Тарсдалляр заложить новую скважину с проектной глубиной 4800 м для вскрытия полного разреза верхнемеловых отложений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Справочник по геологии нефти и газа.– М.: Недра, 1984.
  2. Прошляков Б.К., Гальянова Т.И., Пименов Ю.Г. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах.– М.: Недра.– 1987.
  3. Коллекторские свойства пород на больших глубинах – М.: Наука.– 1985.
  4. Санадзе Г.И. Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности Восточной Грузии // Автореф. на соиск. учен, степени докт. геол.-минер, наук / Баку.– ИГАНА.– 1988.
  5. Хеиров М.Б., Даидбекова Э.А. Роль нефти и газа в формировании перового пространства пород-коллекторов / Труды МИНХ и ГП.– 1977.– Вып. 123.– С. 98–101.

Abstract

This study presents the results of detailed lithologic and petro-graphic studies of new type of reservoir consisting of clay of montmorillonite composition derived from tuffaceous rocks.

Рис. 1. Структурная карта по кровле среднего эоцена (а) и геологический профиль (б) площади Тарсдалляр:

1 – линия выклинивания нефтеносной части среднего эоцена, 2 – тектонические нарушения, 3 – скважины

Рис. 2. Дифрактометрические кривые тонкопелитовой фракции пород разреза скв. 9 площади Тарсдалляр в интервалах глубин 4007– 4012 м (А), 2947–2957 м (Б), 2998–3008 м (В), 3008–3058 м (Г).

Дифрактограммы а – воздушно-сухого образца, б – насыщенного глицерином, в – нагретого до 580 °С, г – обработанного раствором соляной кислоты

Рис. 3. Растровые электронные микрофотографии образцов из разреза скв. 9:

А (Х270), Б (Х5000) –интервал глубин 4007–4012, В (Х1200), Г (Х5100) – интервал 4054–4057 м