К оглавлению	УДК 553.98.061.4
	© Р.Л. Галин, О.Г. Зарипов, Р.С. Сахибгареев, 1995

КАТАГЕНЕЗ И СЛОИСТАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ (на примере пластов БС₁₀ и БС₁₁ Дружного месторождения нефти Западной Сибири)

Р.Л. Галин, О.Г. Зарипов (АООТ "ЛУКойл-Когалымнефтегаз"), Р.С. Сахибгареев (ВНИГРИ)

При изучении закономерностей строения пластов-резервуаров нефти, сложенных терригенными породами, основное внимание обычно уделяется седиментационным признакам. При этом влияние вторичных изменений пород на неоднородность продуктивных отложений освещается недостаточно.

Между тем, как показывают исследования [3], вторичные изменения пород, особенно связанные с процессами, происходящими в зонах стабилизации древних ВНК формирующихся и разрушающихся залежей ("наложенный" катагенез), способны заметно изменить первоначальное строение вмещающих коллекторов и обусловить возникновение вторичной слоистой неоднородности даже в изначально однородных монолитных пластах.

В слоисто-расчлененных пластах процессы аутигенеза и растворения развиваются обычно унаследованно, способствуя, с одной стороны, сохранению и даже некоторому улучшению морфологии межзерновых пор и поровых каналов проницаемых пропластков, с другой - их ухудшению путем цементации менее проницаемых участков и слоев коллекторов, являющихся преградой (экраном) на пути фильтрующихся пластовых вод [1,2]. Имеют место также случаи диаметрально противоположного развития событий, когда карбонаты цементируют в первую очередь прослои наиболее проницаемых коллекторов, что вызывает появление в разрезе пласта так называемых "плотняков", практически полностью потерявших свои фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС).

Таким образом, влияние постседиментационных процессов на ФЕС и строение пластов-коллекторов имеет сложный и противоречивый характер. Изучение и систематизация направленности развития вторичных изменений пород в тесной связи с анализом их влияния на коллекторский потенциал и строение пластов-резервуаров являются одной из актуальных проблем нефтяной геологии.

Коллекторы нефти пластов БС₁₀ и БС₁₁ Дружного месторождения нефти состоят большей частью из средне-мелкозернистых (количество среднезернистой песчаной фракции не превышает 15-20 %), иногда алевритистых песчаников семейства граувакковых аркоз (содержание кварца 33-37 %, полевых шпатов 35-40 %, обломков горных пород до 20 %, слюд 2-5 %). Количество аллотигенной глинистой примеси, представленной гидрослюдой, хлоритом и в незначительных количествах смешанослойными образованиями ряда гидрослюда - монтмориллонит, не более 3-5 %. Цемент песчаников в основном конформно-регенерационный кварцевый (реже альбитовый) и пленочно-крустификационный хлоритовый. Спорадически в порах присутствуют новообразованный каолинит и рассеянный кальцит.

Кварцево-регенерационный цемент развит в песчаниках практически повсеместно. Регенерационный кварц на кварцевых зернах образует прерывистые, реже сплошные каемки от исчезающе тонких до 0,03 мм толщиной, а также отдельные кристаллические наросты (рис. 1). Общее содержание новообразованного кварца в породе не превышает 1-2 %.

Аутигенный каолинит, сложенный крупными хорошо ограненными псевдогексагональными кристаллами, наблюдается в виде поровых выделений.

Новообразованный хлорит в исследуемы х песчаных коллекторах встречается в трех модификациях: 1) в виде пленочного хлорита, окаймляющего обломочные зерна со всех сторон тончайшей (0,001 мм) пленкой; 2) крустофикационного хлорита, состоящего из чешуйчатых наростов, расположенных перпендикулярно поверхности обломочных зерен (см. рис. 1); 3) поровых выделений, представленных каолинитоподобными кристаллами с аномально низким двупреломлением.

В карбонатном цементе преобладает кальцит с небольшой примесью сидерита и доломита. В зависимости от типа цементации и характера распределения в породе различаются три разновидности карбонатного цемента: преимущественно базальный, преимущественно поровый и "островной"; последний присутствует в песчаниках в виде разрозненных включений размером 0,5-1,0 мм.

Суммарное содержание перечисленных вторичных минералов в породах- коллекторах нередко достигает 10-15 % (а карбонатов до 20-30 %), в большинстве случаев колеблется в пределах 5-7 %, что оказывает заметное влияние на их ФЕС. Достаточно сказать, что под действием горного давления пористость терригенных коллекторов с глубиной постепенно уменьшается и по этой причине одно и то же количество цементирующего материала в зависимости от времени (глубины) возникновения по-разному влияет на ФЕС пород. При этом также необходимо понять, что ранняя цементация предохраняет породу от дальнейшего уплотнения, способствует сохранению межзерновых пор на глубине, нередко превышающей 3,0-3,5 км.

В свете сказанного для понижения общих закономерностей и направленности постседиментационного изменения ФЕС терригенных пород особое значение приобретает стадиальный анализ, позволяющий определить последовательность аутогенного минералообразования.

По результатам изучения шлифов песчаников пластов БС₁₀ и БС₁₁ Дружного месторождения к одним из самых ранних новообразованных минералов может быть отнесен пленочный хлорит, окаймляющий обломочные зерна со всех сторон, что служит свидетельством его возникновения в еще рыхлом осадке в раннюю стадию диагенеза.

Вторым по времени образования аутигенным минералом является, на наш взгляд, кальцит, формирующий базальный цемент слабоуплотненного осадка, в котором присутствуют обломочные зерна, имеющие хлоритовую пленочную каемку. Контакты между зернами в песчаниках с базальным кальцитовым цементом в основном точечные, часть зерен не соприкасается между собой вовсе. Содержание цемента в песчаниках превышает 20-25 %, распределение его в пластах прерывистое в виде пластообразных макроконкреций толщиной 1-2 м.

Следующим по времени образования аутигенным минералом можно считать регенерационный кварц первой генерации, отделенный от обломочного зерна пленкой хлорита. Затем происходило формирование крустификационного хлорита. Последний часто окаймляет зерна кварца с регенерационными наростами.

Соотношения между поровыми выделениями каолинита и хлорита не ясны. Вместе с тем нет сомнения, что оба они являются более поздними, чем описанные новообразования, так как присутствуют в межзерновых породах песчаников, содержащих пленочный и крустификационный хлорит, регенерационный кварц первой генерации.

Нередко наблюдается двойная регенерационная каемка кварца, где каемки отделены друг от друга крустификационным хлоритом (рис. 2). Из этого следует, что эта генерация кварца образовалась после крустификационного хлорита.

Самым поздним минералом, по всей вероятности, является кальцит второй генерации, образующий поровый тип цементации. Эта генерация карбонатов цементирует песчаники, содержащие все перечисленные аутигенные минералы, в том числе и зерна кварца с двойной регенерационной каемкой. О позднем происхождении порового карбонатного цемента свидетельствует то, что его содержание составляет не более 18-22 %, т.е. столько же, сколько межзерновая пористость бескарбонатных песчаников, залегающих на этой же глубине. Этот факт позволяет сделать вывод о недавнем времени его возникновения, может быть, на современном этапе существования пород-коллекторов.

В целом перечисленные вторичные минералы в порядке очередности их кристаллизации выстраиваются в следующий ряд: пленочный хлорит - кальцит (цемент базального типа) - регенерационный кварц (первая каемка) - крустификационный хлорит - каолинит и каолинитоподобный хлорит (поровые выделения) - регенерационный кварц (вторая каемка) - кальцит (поровый и "островной" цемент).

В нефтеносных пластах различают две возрастные категории новообразованных минералов, возникших: 1) до прихода нефти в пласт и 2) более поздних, связанных с процессами формирования залежи и последующей стадией существования продуктивных пластов.

К категории ранних минералов цемента, образовавшихся до прихода нефти, могут быть отнесены диагенетические хлорит и кварц первой генерации и частично крустификационный хлорит. Эти минералы присутствуют в нефтеносных песчаниках повсеместно. Более поздние минералы, такие как регенерационный кварц второй генерации, кальцит (поровый) второй генерации, поровые выделения каолинита и каолинитоподобного хлорита, ассоциируют в большинстве случаев с включениями окисленной нефти, концентрирующимися в зонах стабилизации ВНК [1,3].

Вторичные изменения, связанные с "наложенным" катагенезом, в зависимости от преобладания растворения или минералообразования оказывают двоякое влияние на коллекторские свойства пород. Активность этих процессов определяется суммарным влиянием различных факторов, главными из которых являются направление движения ВНК и интенсивность водообмена в резервуаре. Установлено, что при прогрессирующем погружении ВНК формирующейся залежи в пластах с относительно свободным водообменом преобладают процессы растворения, а в моменты регрессии ВНК, обусловленной частичным или полным разрушением залежи, - в основном аутигенной цементации [3].

Влияние этих процессов на ФЕС пород-коллекторов диаметрально противоположное. Растворение минерального скелета сопровождается вторичным увеличением фильтрационной способности (рис. 3), а аутигенная цементация заметно уплотненных пород, расположенных ниже ВНК, в среде паровой воды приводит в основном к осложнениям морфологии пор и уменьшению их объема до полного исчезновения. Таким образом, в резервуаре в зависимости от числа перерывов при формировании (и разрушении) залежей нефти может возникнуть несколько уровней (интервалов) растворения и цементации, способных обусловить развитие вторичной слоистой неоднородности даже в первоначально монолитном коллекторе массивного (однородного) строения. В пластах БС₁₀ и БС₁₁ Дружного месторождения выделены в общей сложности шесть уровней стабилизации древних ВНК, зафиксированных в разрезе как интервалы интенсивной коррозии, чередующиеся иногда с интервалами аутигенной цементации (рис. 4).

Уровни стабилизации древних ВНК установлены по присутствию пленочной (вокруг пор) и сорбированной (глинизированными компонентами обломочного скелета) битуминозности.

Аналогичным образом проявляют себя и переходные части современных ВНК для залежей пластов БС₁₁¹ и БС₁₁². В песчаниках появляются признаки выполнения межзерновых пор коричневым битумом, соответствующим по петрофизическим показателям мальте. Нередко остаточное битумное вещество ассоциирует с сульфидами железа (пирит, марказит).

В пласте БС₁₀² признаки стабилизации древних ВНК обнаруживаются и в водоносной части (интервал 2387,0-2388,7 м), что имеет принципиальное значение, так как может свидетельствовать о процессах разрушения залежи в прошлом.

Установленные уровни древних ВНК в пластах БС₁₀ и БС₁₁ контролируют зоны высокопроницаемых коллекторов с коррозионно-расширенными порами. Размеры таких пор близки к размерам обломочных зерен и достигают нередко 0,15-0,22 мм, в то время как диаметры седиментационных реликтовых межзерновых пор (сохранившихся от уплотнения) не превышают 0,03-0,05 мм. Следует отметить, что растворение обломочных зерен в зоне ВНК не оказывает существенного влияния на прочность обломочного скелета, поскольку зерна корродируются только с поверхности (рис. 5), выходящей в поровое пространство, что не вызывает нарушения целостности межзерновых контактов (особенно протяженных и выпукло-вогнутых). Этот факт имеет важное значение, так как при этом устойчивость скелета коллектора практически не изменяется и перепады пластового давления, связанные с эксплуатацией залежи, не будут сопровождаться сколько-нибудь значительными механическими деформациями пласта-резервуара.

Как уже упоминалось, наблюдается закономерное чередование интервалов преимущественного растворения (разуплотнения) и зон (подзон) интенсивной вторичной цементации. В разрезе пласта БС₁₀¹ выделяются зоны растворения (сверху вниз), приуроченные к уровням стабилизации древних ВНК на абсолютных отметках -2264,8 и -2268,0 м (см. рис. 4). В пласте БС₁₀² зоны растворения, сопровождающиеся значительным увеличением ФЕС, наблюдаются на абсолютных отметках -2283,4 и -2292,0 м. Чередуются они с подзонами кварцево-регенерационного, хлоритового и каолинитового цемента.

В пласте БС₁₁¹ признаки коррозии зерен отмечены на абсолютной отметке -2327,1 м, а в пласте БС₁₁² на -2394,4 м. Между этими уровнями залегают вторично слабоизмененные изначально слабопроницаемые алевритовые песчаники и алевролиты.

Выделенные в разрезе пластов БС₁₀ и БС₁₁ скв. 605 интервалы преимущественной коррозии (уровни древних ВНК) и цементации пород-коллекторов прослеживаются в разрезах многих других скважин Дружного месторождения, а также в скв. 120 соседнего Южно-Ягунского месторождения на тех же или близких гипсометрических уровнях. Эти уровни выделяются не только по шлифам, но могут распознаваться и по результатам определения ФЕС, а именно: по аномальной проницаемости пород, сопровождающейся резким уменьшением остаточной воды за счет частичной гидрофобизации остаточным битумом. В породах интервалов растворения может отсутствовать также связь между пористостью и проницаемостью, столь традиционная для терригенных коллекторов. Дело в том, что растворение зерен сопровождается резким увеличением диаметра пор и значительным повышением проницаемости пород, тогда как пористость не претерпевает заметных изменений.

Интервалы высокопроницаемых коллекторов, образовавшихся за счет растворения обломочных зерен в зоне древних и современных ВНК, являются наиболее вероятными путями опережающего движения пластовой жидкости и должны учитываться при проведении работ, связанных с отбором нефти и заводнением.

ВЫВОДЫ

1. Установлена последовательность возникновения аутигенных минералов цемента в продуктивных пластах БС₁₀ и БС₁₁ Дружного месторождения, среди которых различаются: диагенетические и прогрессивно-катагенетические, образовавшиеся до прихода нефти в пласт- коллектор; "наложенно"-катагенетические, возникшие при изменении химизма поровой среды под влиянием процесса окисления нефти в зонах стабилизации древних и современных ВНК.

2. На уровнях стабилизации древних ВНК (или переходных зон вода - нефть), где преобладают процессы растворения, происходит коррозионное расширение межзерновых пор и резкое увеличение проницаемости растворенных интервалов пластов. Цементация пород реализуется несколько ниже уровня ВНК, в среде поровой воды и сопровождается уменьшением их ФЕС.

3. Установленные зоны стабилизации древних ВНК говорят о прерывистом формировании залежи нефти в пластах БС₁₀ и БС₁₁ Дружного месторождения, способствовавшем появлению вторичных высокопроницаемых интервалов, чередующихся с менее проницаемыми зонами цементации или слабоизмененными изначально малопроницаемыми породами. Такая вторичная слоистая неоднородность, накладываясь на седиментационную, значительно усложняет строение резервуара, что должно учитываться при нефтедобыче.

ЛИТЕРАТУРА

1. Зарипов О.Г. Литогенетические критерии формирования терригенных коллекторов нефти и газа мезозойских отложений Западной Сибири: Автореф. дис. д-ра геол.-минер, наук. - М, 1986

2. Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных осадочных пород коры и мела центральной и юго- восточной частей Западно-Сибирской низменности. - М.: Недра. 1971.

3. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей: Автореф. дис. д-ра геол.- минер наук. - Л., 1984.

Abstract

Investigation and systematization of secondary rocks alterations in view of their effect on porosity and permeability properties and reservoir structure is considered to be one of the urgent problems in petroleum geology. The authors have recognized a succession of authigenic cement minerals originated in BSjo and BSu pay formations of the Druzhnoje field, among which are distinguished diagenetic and progressively catagenetic ones being formed prior to oil supply into the reservoir; "superpo- sed"-catagenetic ones originated in process of alteration of porous environment chemical aspect in response to oil oxidation processes in zones of stabilization of ancient and recent oil-water contacts. At the stabilization levels of oil-water contacts (or oil-water transition zones) where the dissolving processes are predominant, there occur corrosive expansion of intergranular pores and sharp increase in permeability of the discussed intervals ot the formations. Rocks cementation takes place slightly below the oil-water contact level under interstitial water environment and is accompanied by decrease of their porosity and permeability properties. The recognized zones of stabilization of ancient oil-water contacts suggest that oil pools in BSio and BSu formations of the Druzhnoje field are characterized by discontinuous formation that contributed to development of secondary highly permeable intervals alternating with less permeable cementation zones of weakly altered, initially low permeable rocks. The secondary layered heterogeneity superimposed upon the sedimentation one to a great extent complicates the reservoir structure that should be taken into consideration during oil production.

Рис.1. ЭЛЕКТРОННО-МИКРОСКОПИЧЕСКИИ СНИМОК КРИСТАЛЛОВ НОВООБРАЗОВАННОГО КВАРЦА РАННЕЙ (ПЕРВОЙ) ГЕНЕРАЦИИ И КРУСТИФИКАЦИОННОГО ХЛОРИТА. Дружное месторождение, пласт Б₁₁¹, скв. 605, глубина 2416,6 м, ув.3600

Рис.2. ЭЛЕКТРОННО-МИКРОСКОПИЧЕСКИЙ СНИМОК НАРОСТОВ РЕГЕНЕРАЦИОННОГО КВАРЦА ПОЗДНЕЙ (ВТОРОЙ) ГЕНЕРАЦИИ НА ЗЕРНЕ, ПОКРЫТОМ КРУ СТИФИКАЦИОННЫМ ХЛОРИТОМ. Дружное месторождение, пласт БС₁₀², скв. 605, глубина 2368,0 м, ув.2400

Рис. 3. КРИВЫЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЕСЧАНИКОВ ЗОН РАСТВОРЕНИЯ (1) И ЦЕМЕНТАЦИИ (2) В ПЛАСТАХ БС₁₀¹ (а) И БС₁₀² (б)

Рис.4. ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ КОЛОНКА СКВ. 605 ДРУЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Песчаники: 1 - средне-мелкозернистые, 2 - алевритистые, 3 - глинистые, 4 - карбонатные; 5 - интервал растворения; 6 - битумные включения; 7 - нефтенасыщенная зона; 8 - переходная зона; 9 - водоносная часть; 10 - ВНК древний (а) и современный (б)

Рис.5. ЭЛЕКТРОННО-МИКРОСКОПИЧЕСКИЙ СНИМОК РАСТВОРЕННОГО (КОРРОДИРОВАННОГО) ЗЕРНА. Дружное месторождение, пласт БС₁₀¹ , скв. 605, глубина 2365,4 м, ув. 1600