К оглавлению журнала

УДК 553.98:551.73(571.14) © О.О.Абросимова, С.В.Рыжкова, 1997

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (НОВОСИБИРСКАЯ ОБЛАСТЬ)

О.О. Абросимова, С.В.Рыжкова (Институт геологии СО РАН)

В результате поисковых работ в Межовском нефтегазоносном районе (Новосибирская области) к настоящему времени в доюрских породах открыты залежи нефти на Малоичском, Межовском, Верх-Тарском и Восточном месторождениях. На двух последних залежи нефти локализованы и в пласте Ю1 (васюганская свита позднеюрского возраста) , а на Межовском месторождении установлена нефтегазоносность меловых отложений.

Изучаемый объект объединяет две локальные структуры: Восточную и Касманскую - эрозионно-тектонические выступы доюрских пород. По структурной карте горизонта А (подошва мезозойского осадочного чехла) Восточная структура оконтуривается изогипсой -2640 м и имеет размер 1,3х1,5 км при амплитуде 20 м. Касманское поднятие также ограничено изогипсой -2640 м и характеризуется такой же амплитудой, но при больших размерах - 3,2х5,0 км (рис. 1). На месторождении проведена двухмерная сейсморазведка, а на северной части площади - трехмерная.

Глубокие горизонты палеозоя изучались бурением только на Малоичском месторождении [2 ]. На Восточном месторождении, открытом в 1986 г., все пробуренные скважины вскрыли доюрские породы на глубину от 107 до 320 м. Кровлю разреза палеозоя даже на небольшом расстоянии между скважинами (первые километры) слагают литологически разнородные толщи: аргиллиты, известняки, туфы. Также встречены межпластовые тела диабазовых порфиритов. Единственное определение возраста по брахиоподам в скв. 2 Касманская (К-2) из интервала 2817-2823 м датирует вскрытые здесь известняки нерасчлененным лохковско-пражским веком раннего девона [5 ]. По комплексу фораминифер породы охватывают широкий возрастной диапазон.

В палеозойских отложениях различают два типа резервуаров: нефтегазоносный горизонт зоны контакта палеозоя и мезозоя, индексируемый как М, а также резервуары внутренней части палеозоя.

По данным промыслово-геофизических исследований на Малоичском месторождении среди вскрытых палеозойских отложений горизонт М разбивается на несколько продуктивных пластов (рис.2). Это объясняется тем, что в зоне дезинтеграции коры выветривания и в закарстованных известняках и доломитах формируются специфические коллекторы порово-трещинного, трещинного, кавернозно-трещинного, порово-кавернозно-трещинного типов. Емкостные характеристики контролируются гипергенными (карстовыми) и тектоническими трещинами, порами и кавернами выщелачивания. Проницаемость зависит от густоты экзогенных (вызванных тектоническим фактором) и лишь отчасти гипергенных (связанных с выветриванием) трещин (Багринцева К.И., 1982). Коллекторы распространены локально как по площади, так и по разрезу и в основном приурочены к разломам. Отмеченные особенности трещинно-кавернозных коллекторов в приповерхностной части палеозойского комплекса ставят под сомнение целесообразность его отождествления с продуктивными пластами слоистых отложений, как это принято в нефтяной геологии, так как такой объект не представляет собой единого резервуара со стратифицированными границами раздела, а состоит из разновозрастных образований гетерогенного состава.

В верхней части палеозойских отложений Восточного месторождения во многих скважинах также были встречены измененные, дезинтегрированные породы по известнякам и эффузивам. Они представлены глинисто-кремнисто-сидеритовыми, кремнистыми, кремнисто-сидеритовыми породами, кремнеаргиллитами и радиоляритами, вскрытые толщины которых изменяются в широких пределах - от 0 до 60 м и более (см. рис. 1). Так, в скв. В-1 пласт М1 был вскрыт на глубину 107 м, но скважина из этих отложений не вышла. Подобные образования были сформированы в результате воздействия гипергенных процессов на выходящие на доюрскую поверхность породы и последующей их экзогенной гидротермальной переработки.

Характер и глубина гидротермальных преобразований определяются не только физико-химическими особенностями пород, по которым была сформирована кора выветривания, и степенью их эродированности, но и историей последующего тектонического развития этого района и особенно на локальном уровне -в пределах блоков, на которые разбиты доюрские породы рассматриваемых месторождений.

Для иллюстрации разнообразия литолого-промысловых характеристик пластов группы М даже в одновозрастных отложениях приводятся разрезы близрасположенных (первые десятки километров) скважин (см. рис.2).

В скв. 3 Верх-Тарская продуктивный пласт М1 представлен пористо-кавернозными слабосцементированными разностями известняков с пористостью 21,3-25,4 %. В скв. 2 Малоичская этот же пласт состоит из трещиновато-кавернозных известняков, дезинтегрированных и измененных в верхней части, имеющих открытую пористость 12-13 % и трещинную проницаемость до 0,06 мкм2. От продуктивного пласта М2 этот пласт отделяется прослоями непроницаемых известняков с пористостью всего лишь 0,5-1,2%.

По результатам испытаний и исследования керна в скв. В-1 пласт М1 необходимо разделить на три пропластка: верхний, продуктивный - М11, сложенный кремнеаргиллитами и радиоляритами с пористостью от 9 до 15 %; средний, непродуктивный - М21 (интервал,27б4-2800 м), представленный кремнеаргиллитами с пористостью 5-8 % и проницаемостью (0,03-2,8) •10-3 мкм2 ; нижний, продуктивный - М31 , также сложенный кремнеаргиллитами и радиоляритами с пористостью 9,0-21,9 % и проницаемостью (0,1-12,7) •10-3 мкм2.

При бурении горизонта М21 происходили обвал стенок скважины и поглощение бурового раствора интенсивностью 2-3 м /ч, что свидетельствует о присутствии между продуктивными пропластками "сухих" коллекторов с непроницаемыми разностями пород (см. рис. 2).

Подобные поглощения промывочной жидкости отмечались и на других месторождениях. Они зафиксированы в скв. 2, 3, 5, 7, 17 Верх-Тарские, 1 Малоичская, К-1 и приурочены к интервалам закарстованных известняков.

Несколько отличающийся разрез вскрыла скв. В-5. Пласт М1 здесь непродуктивен (водоносный) и представлен кремнисто-глинистыми породами, переходящими вниз по разрезу в трещиноватые пористо-кавернозные доломиты с пористостью до 7,7 %. Последние перекрывают крупнозернистые известняки, очень крепкие, массивные, однородные с трещинной проницаемостью (0,085-0,14) •10-3 мкм3 и пористостью 0,05-0,09 %. По материалам ГИС и результатам испытания выделен продуктивный пласт М2 (интервал 2907-2940 м), имеющий эффективную пористость 2,0-4,2 %.

Сходный разрез был вскрыт в скв. 4 Восточная, в которой пласты m1 и m2 непродуктивны (водоносны) (см. рис. 2).

В данной статье не проводится сопоставление Восточного и Межовского месторождений ввиду того, что на последнем нефтеносность горизонта М (дезинтегрированные и измененные граниты) была установлена при его испытании вместе с отложениями ачимовской пачки берриаса.

Для нефтей коллекторов палеозойского возраста севера Новосибирской области характерны легкая и средняя плотность, малая и средняя смолистость. Нефти парафинистые и высокопарафинистые, малосернистые и сернистые (таблица). Нефти Восточного месторождения отличаются от других только по содержанию парафина. В пласте m2 Восточного и Малоичского месторождений отмечается повышенное количество неуглеводородных компонентов. Возможно, это обусловлено небольшими размерами залежи, что способствовало более глубокому изменению нефтей под влиянием подземных вод.

Гидрогеология палеозойских отложений Восточного месторождения изучена еще недостаточно полно.

Ионно-солевой состав пластовых вод изучен только по двум скважинам: В-4 (пласт m2) и В-5 (пласты m1 и m2). Воды нейтральные до слабокислых (рН = 6,4-6,8), хлоридно-кальциевого типа, элизионные, сильно метаморфизованные. Значения коэффициента метаморфизации вод (KNaCl =0,86-0,91) подтверждают их единый генезис. Существенное различие ионно-солевого состава вод пласта m2 в скв. В-4 и В-5 указывает на наличие между ними разлома, который проявляется в виде гидродинамического барьера (см. рис. 1). Практически отсутствуют сведения о корреляции ионно-солевого состава вод с литологическими особенностями пород.

Изучение газового, изотопного состава пластовых вод и водорастворенных органических веществ проводилось только по пласту m1 скв. В-5. Результаты исследований подтвердили непродуктивность данного пласта в районе заложения этой скважины.

Таким образом, во вскрытой части палеозойских отложений Восточного месторождения выделяются несколько пластов с характеристиками коллекторов. По-видимому, залежь, вскрытая скв. В-1, как и на Урманском месторождении, находится в ловушке "жильного" типа [1 ]. Контур нефтеносности пласта m2 (скв. В-5) выделен по материалам электроразведочных работ, проведенных Центральной геофизической экспедицией (Новосибирск) , однако его уточнение требует постановки трехмерной сейсморазведки на этом участке месторождения.

Различия концептуальных моделей геологического строения палеозойских залежей юга Западной Сибири [3,4 ] объясняются сложной складчато-блоковой тектоникой, разнообразием вещественного состава пород, многофазностью образования фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, отсутствием единых покрышек, причем не только региональных, но и локальных, в масштабе одного месторождения. Неопределенность положения нижней границы зоны дезинтеграции и ее некоррелируемость с поверхностью палеовыветривания обусловливают картину резкой изменчивости общего объема резервуара и различия в высоте залежей флюидов, что осложняет применение традиционных методов обоснования параметров залежей при подсчете запасов, апробированных на отложениях мезозоя [1 ].

Для дальнейшей корректировки геолого-геофизической модели Восточного месторождения требуются бурение дополнительных скважин и детальные геофизические исследования. Для уточнения параметров добычи нефти целесообразно уже сейчас начать опытно-промышленную эксплуатацию пластов М1 и М2 скв. В-1 и В-5. Подобная работа выполняется на Малоичском месторождении, где за счет продуктивных разведочных скважин с 1994 г. осуществляется пробная добыча нефти.

Выводы

1. Коллекторы зоны дезинтеграции палеозойских отложений рассматриваемых месторождений изменчивы по толщине и имеют непостоянные параметры емкости и проницаемости.

2. В результате многофазности формирования подобных коллекторов образовались участки с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, выделяемые по результатам испытаний и исследования керна. Несмотря на то, что описание этих участков проводится по аналогии со слоистыми отложениями (горизонт, пласт, пропласток), их отождествление с последними нецелесообразно.

3. Дальнейшее изучение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов палеозойских отложений Восточного месторождения возможно при их опытной эксплуатации.

Литература

1. Геологические условия нефтегазоносности верхней части палеозойского разреза Западной Сибири /А.Э.Конторович, И.А.Иванов, А.Е.Ковешников и др. // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. - Новосибирск, 1991. - С. 152-171.

2. Запивалов Н.П., Соколов Б.С. Стратиграфическое расчленение нефтеперспективного палеозойского разреза Западной Сибири // Докл. АН СССР. - 1977. - Т.237, № 1. - С. 174-176.

3. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты / В.С.Вышемирский, Н.П.Запивалов, Ж.О.Бадмаева и др. - Новосибирск: Наука, 1984.

4. Севастьянов К.М. О перспективах нефтегазоносности доюрского комплекса пород в Западно-Сибирской мегавпадине // Геология нефти и газа. - 1980. - № 11. - С. 33-39.

5. Стратиграфия палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты /

В.Н.Дубатолов, В.И.Краснов, И.О.Богуш и др. -Новосибирск: Наука, 1990.

ABSTRACT

As a result of prospecting activity in the Mezhovsky oil-and-gasbearing area within the territory of Novosibirsk area, occurrences in Pre-Jurassic rocks were discovered at Maloichskoye, Mezhovskoye, Verkh-Tarskoye and Vostochnoye oil fields.

The target under study includes two local structures — Eastern and Kasmanian representing erosion-tectonic scarps of Pre-Jurassic rocks. Pre-Jurassic rocks were drilled-in at depth from 107 up to 320m. Lithologically heterogenous series -argillites, limestones, tuffs are outcropping on the Paleozoic surface.

In the upper part of Paleozoic deposits by many wells there were drilled-in altered disintegrated rocks by limestones and effusives comprising М1 pay horizon of the Vostochnoye field. Its thickness varies in wide range — from 0 to 60 m and more. By well logging and testing data, М2 pay horizon was also distinguished.

Oils are paraffin and high paraffin, low sulfur-content and sulfurous. The Vostoehnoye and Maloichskoye fields in Мд formation are noted for increased amount of non-hydrocarbon components probably caused by small sizes of reservoir resulted in deeper oil alteration under ground water influence.

For further study and improvement of geologic-geophysical model of Vostochnoye field with the aim to work outyi strategy of oil production from М1 and М2 formations by B-1 and B-5.

Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ СХЕМА КРОВЛИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - изогипсы кровли палеозойских отложений по данным бурения, двух- и трехмерной сейсморазведки, м; 2 - тектонические нарушения; породы, подвергшиеся изменениям: 3 -известняки, доломитизированные известняки, 4 - диабазовые порфириты, 5 - туфы, б -аргиллиты, 7 - радиоляриты; 8 - результаты испытаний: а - нефть, б - вода, в - приток не получен; 9 - скважина: числитель - номер, знаменатель - абсолютная отметка кровли палеозойских отложений, м; 10 предполагаемый контур нефтеносности; цифры в кружках -мощность интенсивно дезинтегрированных пород в кровле палеозойских отложений, м

Рис. 2. ЛИТОЛОГО-ПРОЛЛЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА НОВОСИБИРСКОЙ ОБЛАСТИ

1 - песчаники; 2 - аргиллиты; 3 - известняки; 4 - трещиноватые известняки; 5 - кавернозные известняки; б доломитизированные известняки, доломиты; 7 — радиоляриты; 8 — мраморизованные известняки; 9 - диабазовые порфириты; 10-гиалобазальты; 11 -несогласное залегание; 12 - поглощающий интервал; 13 - измененные, дезинтегрированные породы; 14 - непроницаемые породы; 15 - нефтенасыщенный интервал; 16 - водонасыщенный интервал; 17 - толщина нефте- и водонасыщенного интервала; Qн, Qд, Qг -дебит нефти (м3/сут), воды (м3/сут), газа (тыс. м3/сут) соответственно, Гф - газовый фактор, м33

Сопоставление нефтей пластов М

Месторождение

Номер скважины

Интервал испытания, м

Пласт

Молекулярная масса

Плотность,

г/см3

НК, °С

Сера, %

Асфальтены, %

Смолы, %

Парафины, %

Восточное

1

2743-2797

m11

223

0,8271

97,0

0,10

1,60

5,20

15,7

2797-2808

m13

224

0,8038

64,0

0,05

0,21

3,78

8,90

Верх-Тарское

3

2692-

2704

m1

212

0,8112

69,5

0,20

0,73

5,76

6,20

Малоичское

2

2750-2851

m1

229

0,8481

69,0

0,53

2,50

5,37

4,35

Восточное

5

2907-3000

m2

224

0,8655

77,0

0,94

1,80

8,90

2,70

Малоичское

2

2857-2865

m2

250

0,8548

79,0

0,65

2,22

9,19

6,30