ОБРАЗОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ВЕРХНЕТЕЛЕКАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Д.И. АГАПИТОВ (Чукотская НРЭ), Ю.К. БУРЛИМ, В.Ф. ИВАНОВ, Т.М. ШЛЫКОВА (МГУ)

Анадырская впадина площадью свыше 20 тыс. км² расположена на побережье юго-восточной части Чукотки и раскрывается в акваторию Берингова моря. Впадина ограничена крупными линейными сооружениями Корякского нагорья, сложенными преимущественно мезозойскими образованиями (рис. 1). Она выполнена мощными вулканогенными и осадочными толщами, а изученный бурением разрез сложен терригенными и вулканогенными отложениями кайнозойского возраста общей мощностью более 6 км в наиболее глубоких частях[3].

В южной части впадины расположен Майницкий прогиб, для которого на протяжении миоценового времени характерны устойчивые нисходящие движения. Вдоль осевой, наиболее прогнутой, части прогиба расположен ряд антиклинальных структур (Поворотно-Телекайская зона поднятий), образование которых, вероятно, явилось отражением интенсивных процессов регионального сжатия, происходивших практически одновременно по всему Корякскому нагорью в конце миоцена – плиоцена. В пределах Верхнеэчинской и Верхнетелекайской структур обнаружены промышленные залежи нефти, газа и газоконденсата в нижне-среднемиоценовых отложениях.

Верхнетелекайское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к двум поднятиям, одно из которых (Верхнетелекайское) северо-восточного простирания, другое (Восточно-Телекайское) – широтного простирания (рис. 2). Размер Верхнетелекайского поднятия 7,6x2,7 км по изогипсе –1800 м кровли собольковской свиты, амплитуда по северо-западному крылу около 1 км. Глубинное строение точно не определено: возможно, что по горизонтам, расположенным ниже собольковской свиты, происходит некоторое смещение свода в северном направлении. Складка нарушена разрывами, один из которых протягивается вдоль северо-западного крыла в присводовой части, другой намечается на юго-восточном крыле. В южной части проходит субширотный разлом, по которому на 15–20 м опущена юго-западная периклиналь складки. Северная периклиналь также осложнена небольшим разрывным нарушением. Восточно-Телекайское поднятие отделено от Верхнетелекайского неглубокой седловиной и вытянуто в широтном направлении. Длина его в пределах контура изогипсы – 1800 м достигает 8,2 км, ширина 1,2 км. Поднятие ограничено разрывами как с севера, так и с юга, по которым сводовая часть складки поднята. Амплитуда смещения по разрывам на южном крыле от 100 до 200 м, на северном смещение несколько больше.

Все выявленные газоконденсатные и нефтяные залежи приурочены к образованиям собольковской свиты нижнемиоценового возраста, представленной песчаниковой толщей мощностью более 900 м. Предполагается, что эта толща образовалась в прибрежно-морских условиях, возможно, в составе авандельты или подводных валов. Отличительная черта строения собольковской свиты – отсутствие четких литологических реперов, поэтому сопоставление разрезов свиты в скважинах очень затруднено. Единственным исключением служит хорошо выдержанный пласт ритмично построенного туфа-туффита в кровле свиты, выделяемый как репер по каротажу, мощностью от 2,4 до 7 м. Породы свиты относятся к семейству полевошпатовых граувакк и туфо-граувакк, в составе которых (до 65 %) преобладают обломки кислых и средних эффузивов, в подчиненном количестве гранитоидов, кремнистых сланцев. Доля полевого шпата, представленного андезином, не превышает 30 %, кварца 5-10 %.

Другая особенность песчаного массива – невысокие емкостные и низкие фильтрационные свойства пород. Расчленение плохо стратифицированного массива с низкими ФЕС пород на продуктивные и непродуктивные пласты, горизонты, слои – трудная задача. Также характерно влияние наложенных процессов гидротермальной деятельности на толщу песчаников на этапе катагенеза. Это создает определенную неравномерность характера вторичных преобразований пород одного и того же возраста и глубины залегания. Выбор объектов для испытаний и получение результатов в таких условиях очень сложно. Обнаруженные залежи, так же как и участки в толще песчаников, к которым они приурочены, носят, с нашей точки зрения, линзовидный характер и не всегда есть доказательства того, что отдельные нефтенасыщенные участки, расположенные на близких гипсометрических уровнях, имеют гидродинамическую связь и являются частями одной залежи. Анализ испытаний в скважинах и распределения залежей позволяет все скопления в разрезе собольковской свиты объединить в две группы: газоконденсатные и нефтяные. Самую верхнюю залежь можно рассматривать как газовую.

Первая группа приурочена к верхней части разреза собольковской свиты мощностью около 120 м (рис. 3). Породы, вмещающие залежи, сложены массивными светло-зеленовато-серыми мелко-среднезернистыми песчаниками и характеризуются крайне малой эффективной емкостью и очень низкой проницаемостью. За исключением верхней газовой все залежи расположены ниже реперного горизонта. Газовая залежь заключена в песчаном низкопроницаемом пласте, который прослеживается между пластом-репером и вышележащими породами гагаринской свиты по всей площади. Она вскрыта скв. 1 в интервале 1679–1692 м и является низкопродуктивной. Дебит газа 7,4 тыс. м³/сут на 8-мм штуцере. Залежь приурочена, по-видимому, к зоне повышенной трещиноватости пород в самом своде поднятия. Толщина интервала, давшего газ, 13 м, а мощность всего пласта 26 м.

Определить закономерности в расположении залежей ниже реперного горизонта сложно. По данным электрокаротажа, величина кажущихся удельных сопротивлений колеблется от 30 до 70 и лишь в скв. 4 возрастает до 100–150 Ом·м. Отрицательные аномалии на кривых ПС практически отсутствуют. Малоамплитудные аномалии (5– 15 мВ) были зафиксированы в скв. 1. Выявленные в результате испытания продуктивные объекты нельзя считать горизонтами, так как по данным ГИС они характеризуются неоднородностью как по латерали, так и по вертикали. На участках приблизительно одного и того же гипсометрического уровня присутствуют флюиды разного фазового состояния (см. рис. 3). Это свидетельствует, что залежи имеют невыдержанный, линзовидный характер и чаще, по-видимому, связаны с зонами повышенной трещиноватости.

Высота залежей определена условно согласно результатам испытания: в газоконденсатных она изменяется от 13 до 20 м, однако не исключено, что истинная высота значительно меньше. Залежи среднедебитные, притоки газа в них имеют близкие значения 120–155 тыс. м³/сут, конденсата 5,3–8 м³/сут на 8-мм (скв. 1 и 4) и на 12-мм штуцере (скв. 7). ГВК в залежах не установлен. При испытании в скв. 7 дебиты УВ-флюидов составляли: газа 51–85 тыс. м³/сут, нефти с конденсатом 8–13 м³/сут при штуцере 13 мм.

Группа нефтяных залежей включает в себя несколько самостоятельных, изолированных друг от друга скоплений УВ. Залежи встречены на крыльях структуры как в верхней, так и средней части разреза, где согласно результатам испытания при помощи КИИ-146 в скв. 4 в интервале глубин 1975,2–2152,4 м были опробованы четыре пласта соответственно толщиной 28,1; 50,2; 37,4; 39,6 м (в скв. 1 и 8 эти нефтенасыщенные зоны не прослеживаются). Таким образом, Верхнетелекайское месторождение характеризуется сложным строением и плохо прогнозируемым неравномерным распространением, развитием горизонтов-коллекторов.

Нефти Верхнетелекайского месторождения по 48 анализам имеют среднюю плотность 0,859 г/см³, их кинематическая вязкость при температуре 50 °С колеблется от 1,73 до 7,98 мм²/с. Нефти высокопарафинистые (7–25 %), с содержанием смол от 9 до 23,6 %, асфальтенов от 1,3 до 11 %, серы не более 0,13 %. Нефти обеднены бензиновыми фракциями: содержание фракции н. к. 150 °С колеблется от 4 до 11 %, содержание фракции н. к. 300 °С – 40–49 %, кубовой фракции – 45– 62 %. Плотность конденсата изменяется от 0,738 до 0,769 г/см³, вязкость 0,52–0,67 мм²/с, содержание парафина не превышает 0,25 % (н. к. 46 °С, к 220 °С он практически весь выкипает). В газовых залежах газ сухой, метановый. Относительная плотность колеблется от 0,588 до 0,623 г/см³. Содержание тяжелых гомологов С₂ Н₆ – С₄Н₁₀ не превышает 7,1 %, азота 3,2 %.

В пределах восточной части месторождения (на Восточно-Телекайском поднятии) установлено несколько, по-видимому, также линзовидных залежей. Газоконденсатные залежи, вскрытые скв. 3, залегают в интервалах глубин 1720–1825 м. Толщина пласта изменяется от 10 до 50 м. Нефтяные залежи залегают несколько ниже, толщина нефтенасыщенных зон 7–12 м. По составу нефти идентичны охарактеризованным выше.

Формирование залежей находится в тесной связи с этапами формирования коллекторских свойств песчаников собольковской свиты. Высокоэнергетическая гидродинамическая обстановка обусловила в седиментогенезе ряд специфических признаков, таких как формирование в песчаниках пленочного глинистого цемента крустификационного строения, обогащение их минералами тяжелой фракции и плохая сохранность встреченных экземпляров макро- и микрофауны. Песчаники “промытые”, малоглинистые, содержание глинистой фракции колеблется от 5 до 13 % (медиана до 10 %). Глинистая пленка сложена смешанослойным минералом (хлорит-монтмориллонит), близким к упорядоченному, типа корренсита. По степени сортированности песчаники собольковской свиты можно отнести к среднеотсортированным. Медианные значения коэффициента сортированности S, рассчитанные поинтервально, составляют 2,4–2,75, а в наиболее отсортированных разностях 1,4–1,8.

Обычно образования такого генетического типа служат наилучшими потенциальными коллекторами УВ в кайнозойских бассейнах, однако на постмиоценовом этапе развития территории Поворотно-Телекайской антиклинальной зоны осадочный комплекс подвергся воздействию долгоживущей гидротермальной системы, проявившейся на больших площадях [2]. Восхождение нагретых до 100– 300 °С гидротерм (по данным С.И. Набоко для современных вулканических областей) происходило по многочисленным разломам и зонам дробления. Достигнув более высоких горизонтов и проницаемых пластов (песчаные породы миоцена), минерализованные хлоридно-щелочные растворы распространялись по площади и включались в общую циркуляцию пластовых вод. В результате неоднократного внедрения гидротерм с меняющейся температурой, различными содержанием и составом растворенных компонентов в породах развились наложенные процессы: цеолитизация и образование сопутствующих минералов. Сформированный минеральный парагенез характерен для пропилитовой фации гидротермального метаморфизма. Наиболее сильно подверглась переработке толща песчаников собольковской свиты, в которой установлена ассоциация аутигенных минералов, включающая цеолит, хлорит-монтмориллонит, минералы группы эпидота, пирит, иногда карбонат. Цеолиты запечатывают свободные участки межзернового пространства, трещины (рис. 4), а в зонах, где химизм взаимодействия термальных растворов с минералами проявляется наиболее активно, развивается метасоматоз, выраженный замещением цеолитами зерен полевых шпатов, обломков эффузивов. Глинистый материал, по существу, ассимилируется цеолитовым цементом. На периферии пятен цеолитового метасоматоза наблюдаются агрегаты кристалликов титанистых минералов, особенно в участках, близких к ВНК. Этот аутигенез связан с влиянием залежи. Минералогическая форма цеолитизации представлена ломонтитом и небольшой примесью клиноптилолита. Диагностирование их проводилось комплексно по определению минеральной плотности, а также иммерсионным и рентгено-структурным анализами.

Результаты цеолитизации заметны и макроскопически в виде сетки линейных и концентрических зон, по которым происходило изменение. Вследствие таких процессов матрица в цеолитизированных зонах песчаника представляет собой малоемкий и слабопроницаемый коллектор. Наличие цеолитов сказывается на высоком остаточном водонасыщении пород-коллекторов. Эта вода во многих случаях поступает вместе с УВ.

По лабораторным исследованиям керна, проведенным в КТЭ ПГО Сахалингеология (здесь и далее данные КТЭ), песчаники пласта, вмещающего верхнюю газовую залежь в своде структуры, характеризуются следующими параметрами (медианные величины): пористость насыщения m₀= 10,8%, абсолютная газопроницаемость К_пр.аб = 0,02·10^-3 мкм² (перпендикулярно напластованию) и 0,01·10^-3 мкм² (параллельно напластованию), коэффициент остаточной водонасыщенности К_ов= 83,5 %. В фильтрации флюидов, по-видимому, значительную роль играют трещины, так как в керне следующих за объектами испытания интервалов отмечены участки интенсивной трещиноватости, чередующиеся с массивными. Трещины ориентированы преимущественно под углом 65–90 ° к оси керна, реже под углом 5–10 °, частично минерализованы. Сильнотрещиноватые участки люминесцируют сплошным полем. Отдельные пропластки представляют собой коллектор перового типа с проницаемостью от 4 до 25,9 • 10^-3 мкм² и содержанием остаточной воды в пределах 52– 70 %. Люминесценция на сколе в таких пропластках точечная и небольшими пятнами.

Наиболее характерен для цеолитизированных песчаников сложный трещинно-поровый тип коллектора. Наилучшие параметры ФЕС таких участков достигают следующих величин: m₀ - 14 %, К_пр.аб - 2–3·10^-3 мкм², Ков 70–75%. Отмечаются трещиноватость керна, люминесценция на сколах и по трещинам сплошным полем. Трещины являются теми основными дренажными каналами, которые обеспечивают промышленные притоки пластовой жидкости в скважину. Об этом свидетельствуют значительные расхождения величин абсолютной газопроницаемости, определенной по керну в лаборатории, и фазовой проницаемости, установленной в пластовых условиях по динамике притоков (последние выше на 1–2 порядка).

Внутрипоровая цеолитизация монокристаллами или их агрегатами усложняет внутреннее пространство пор, дробя их на множество обособлений, тем самым увеличивает удельную поверхность. На образцах цеолитизированных песчаников, исследованных методом центрифугирования, получено распределение поровых каналов в породе по их размерам. Установлено, что крупные поры радиусом 10–30 мкм, на участие которых в фильтрации приходится основная доля, составляют 1–2 %, средние (3–10 мкм) – 5–10 %, остальные – мелкие поры, роль их в проницаемости ничтожна. Нефильтрующие поровые каналы занимают по объему 62–71 %. Высокая остаточная водонасыщенность песчаников связана не только с тем, что в них преобладают очень мелкие поры, но и со специфическими особенностями структуры кристаллической решетки цеолитов. Они представляют собой каркасные алюмосиликаты с каналами, “окнами”, где находятся катионы и молекулы воды. Свойство удерживать на себе многослой воды связано со способностью цеолитов адсорбировать внутри алюмосиликатного каркаса воду, а также со степенью жесткости связи молекул воды с катионами и каркасом [1, 4].

Цеолитизированные песчаники – специфический тип коллектора. Для них характерна слабая корреляционная связь между параметрами ФЕС. Так, в порово-трещинном цеолитизированном коллекторе полностью отсутствует корреляция между k_OB и m₀ (коэффициент корреляции r =0,1), слабая теснота связи между величинами k_OB и K_пр.аб (r = –0,32).

Пути, по которым восходили гидротермальные растворы, были одновременно и путями миграции УВ-флюидов. В этом убеждают находки нафтида типа твердого битума или остаточной вязкой нефти в трещинах и его существование с цеолитом в порах. Заполнение ловушек было многоэтапным процессом. В некоторых случаях можно установить, что нефть вошла в пласт после цеолитизации, заполняя трещины и участки пор, оставшиеся свободными к этому моменту. Индивидуальные характеристики УВ (нефти и конденсата), их генетические геохимические коэффициенты указывают на вертикальную миграцию из более глубокозалегающих отложений.

Таким образом, крупный песчаниковый массив собольковской свиты характеризуется малоемкими коллекторами порового типа, трещинными и главным образом сложными (порово-трещинными и трещинно-поровыми), которые не образуют выдержанных по мощности прослоев. Залежи УВ-флюидов, содержащиеся в них, можно интерпретировать как катагенетические (свойства участков, содержащих УВ и сформированных в катагенезе), минералогически ограниченные, как правило, связанные с зонами повышенной трещиноватости.

Достоверные сведения о характере продуктивности можно получить только поинтервальным вскрытием небольших по мощности участков разреза с относительно одинаковой характеристикой.

Для установления флюидодинамической связи между отдельными изолированными участками в песчаниках и с целью воздействия на пласт для интенсификации притока можно использовать солянокислотлую обработку призабойной части. Установлено, что ломонтит, закрывающий поровые каналы, способен к растворению в соляной кислоте малой концентрации. Обработка призабойной зоны на ряде объектов в песчаниках собольковской свиты 1 н. раствором HCl дала увеличение дебитов (в 75 % случаев) в 2–2,5 раза.

Верхнетелекайское месторождение – первое месторождение подобного типа, но, очевидно, не единственное в многочисленных открытых и возможных нефтегазоносных бассейнах Дальнего Востока и Северо-Востока СССР. В этих бассейнах выделяются несколько типов нефтегазоносных комплексов. Формирование скоплений УВ в каждом из них происходит по-особому на разных этапах катагенеза. Особенности каждого типа полезно учитывать в практических целях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов морских терригенных и осадочно-эффузивных формаций Камчатки и Чукотки / Т.М. Шлыкова, Е.П. Свистунов, О.В. Крылов, В.Ф. Иванов // Тез. докл. совещ. “Осадочные и осадочно-вулканогенные формации и их полезные ископаемые”.– Баку.– 1990.
2. Карнюшина Е.Е Вулканогенно-осадочные породы нефтегазоносных бассейнов Северо-Востока СССР.– М.: МГУ.– 1988.
3. Новые данные о перспективах нефтегазоносности Северо-Востока СССР / Д.И. Агапитов, Ю.А. Косыгин, Ю.В. Мотовилов и др. // Геология нефти и газа.– 1983.– № 7.
4. Сендеров Э.Э., Хитаров Н.И. Цеолиты, их синтез и условия образования в природе.– М.: Наука.– 1970.

ABSTRACT

The Verkhne-Telekaiskoye oil-gascondensate field has been discovered in the southern part of the Anadyr basin on Chyukotka. It contains different types of hydrocarbon accumulations. All the pools are confined to the sobolkov Suite of Lower Miocene age and exhibit a lense-shaped pattern. The formation of such pools results from the intrusion of high-temperature fluids, containing chloride-alkaline solutions, into beds. As a consequence, secondary zeolitization occurs as one of the aspects of hydrothermal metamorphism. The formation and preservation of the pools is closely associated with certain stages of the formation of reservoir characteristics. The migration pathways of hydrothermal solutions are the same as for hydrocarbons. Filling of traps has been multiphased. This paper emphasizes the role of hydrotherms in the generation of hydrocarbons.

РИС. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА АНАДЫРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА.

Границы: 1 – бассейна, 2 – структурно-фациальных зон; прогибы: М – Майницкий, Ц – Центральный, П – Предрарыткинский; 3 – разломы; 4 – локальные поднятия: а – Ольховое, б – Восточно-Телекайское, в – Мейнинукское, г – Поворотное, д – Изменное; 5 – месторождения: а – нефти (1 – Верхнетелекайское, 2 – Верхнеэчинское), б – газа (3 – Западно-Озерное)

РИС. 2. СТРУКТУРНАЯ КАРТА КРОВЛИ СОБОЛЬКОВСКОЙ СВИТЫ ВЕРХНЕТЕЛЕКАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПО Т.Г. ДРОКОВОЙ, Ж.И. РОМАНЕНКО):

1 – изогипсы кровли собольковской свиты, км, 2 – разрывные нарушения, 3 – скважины, контур 4 – газоносности, 5 – нефтеносности, 6 – линия разреза

Рис. 3. Геологический разрез по линии I-I продуктивной части Верхнетелекайского месторождения:

1 – скважины, 2 – интервалы испытания, 5 – газ, 4 – газоконденсат, 5 – нефть, 6 – реперный пласт, 7 – трещиноватость, 8 – разломы

РИС. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ЦЕОЛИТИЗИРОВАННОМ ПЕСЧАНИКЕ (РИСУНОК ШЛИФА, СКВ. 4, ГЛУБИНА 2174 М).

Гл – глинистый пленочный цемент; Ц – цеолит; Ф – остаточный нефтяной флюид