Подавляющее большинство выявленных нефтяных месторождений в рифогенных отложениях верхнего девона Волгоградской области в силу специфики вещественного состава и физико-химических свойств слагающих и перекрывающих их пород требует специального подхода к изучению внутреннего строения, оценке подсчетных параметров, методологии поисков, разведки и моделированию месторождений. Характерной особенностью поисковых объектов в верхнедевонском разрезе являются малая высота залежей при значительной высоте органогенной постройки и наличие проницаемости в перекрывающих риф низкопроницаемых породах.

Известно, что природные резервуары и связанные с ними ловушки, образованные сочетанием пород-коллекторов и пород-флюидоупоров, в определенных условиях могут представлять собой сложные трехчленные системы: коллектор - ложная покрышка - флюидоупор [1,2].

Для системы коллектор - покрышка истинная покрышка принимается без анализа особенностей ее внутреннего строения и привлечения широкого набора показателей для аргументации ее надежности. Ложная покрышка, напротив, нуждается в более тщательном рассмотрении и требует обоснования ее экранирующих свойств, поскольку ее наличие меняет представление о геологическом строении залежи и может внести поправки в структуру запасов месторождений нефти и газа.

Текстурные особенности пород, слагающих ложную покрышку (наличие сообщающихся трещин, плитчатой отдельности, сланцеватости), делают ее флюидопроводящей, неспособной экранировать залежи нефти и газа. В силу данных обстоятельств ложную покрышку можно рассматривать как квазиколлектор и часть залежи. При этом ничтожная емкость таких пород, обусловленная чаще всего трещиноватостью, вмещает незначительный (непромышленный) объем УВ. В отдельных случаях в теле ложной покрышки встречаются пласты с высокими коллекторскими свойствами, представляющие интерес для нефтедобычи.

Наличие флюидопроводящей ложной покрышки между кровлей коллектора и истинной покрышкой существенно меняет представление о строении ловушки, ее объеме и контролирующих их факторах (рис. 1).

С генетических позиций рассматриваемые ловушки в карбонатных отложениях рифовых массивов относятся к седиментационному классу, литологической группе, сводовому (рифовому) типу. Под сводовой ловушкой принято понимать весь объем коллекторов - пространственно изолированное и морфологически выраженное пористо-проницаемое тело, заключенное в замкнутом контуре локального поднятия и ограниченное сверху и по склонам поверхностью кровли коллектора. Высотой ловушки считается расстояние от глубины залегания уровня структурного замка (критической седловины) до наивысшей отметки кровли коллектора. С появлением ложной покрышки, которая не обладает надежными экранирующими способностями, кровля коллектора перемещается к подошве истинной покрышки, а часть объема палеоловушки оказывается за пределами новой ловушки (см. рис. 1).

В этих условиях залежь УВ сохраняется выше уровня отметки кровли ложной покрышки (подошвы истинной покрышки) на участке критической седловины (КС2). В трехчленных резервуарах только эта часть локального поднятия любого генезиса, в том числе и рифового, является ловушкой для нефти и газа. Именно структурный план кровли ложной покрышки определяет размеры и объем истинной ловушки (В+ С), а в конечном итоге и запасы УВ-коллектора и квазиколлектора (С) (см. рис. 1).

В рассматриваемой модели наличие ложной покрышки препятствует формированию залежи УВ в объеме А и объясняет низкую степень ее заполнения в верхней части рифа (объем В). Положение водонефтяного (ВНК) и газоводяного (ГВК) контактов определяется предполагаемой точкой перетока УВ на участке КС2, например, в следующую ловушку. Изменение толщин ложных покрышек от свода к критической седловине весьма значительно и достигает 5-10-кратных величин, что отражается как на высоте ловушки, так и высоте залежи УВ.

Ложная покрышка может расформировать залежь частично (см. объем В на рис. 1, А, Б) или полностью (см. рис. 1, В, Г), если уровень КС2 находится выше поверхности кровли хороших коллекторов.

Важным условием и следствием установленного совпадения абсолютных отметок ВНК(ГВК) залежей УВ с отметками подошвы истинной покрышки на участке КС2 локального поднятия является полное заполнение УВ истинной ловушки (В + С). Высота залежи в данном случае может быть выражена в виде Нз = Нл - Нлп, где Нз - высота залежи; Нл - высота ловушки; Нлп - высота ложной покрышки.

В правобережной части Волгоградской области рифовые биогермные массивы евлановско-ливенского возраста сложены сгустково-комковатыми, органогенно-обломочными, водорослевыми, интенсивно перекристаллизованными, пятнисто-доломитизированными известняками, выщелоченными, каверново-поровыми, биогермными, реликтово-органогенно-детритовыми вторичными доломитами и доломитами, лишенными первичных структурных особенностей. Породы отличаются неравномерной пористостью (от менее 1 до 20 % и более), кавернозностью.

На карбонатных рифогенных отложениях евлановско-ливенского возраста залегает уметовско-линевская толща, представленная преимущественно карбонатно-глинистыми породами: глинистыми, микрозернистыми, трещиноватыми известняками, доломитизированными аргиллитами и мергелями. Толщина отложений варьирует от 0 до 100 м.

При общем, закономерном с запада на восток, увеличении толщины данных отложений наиболее резкие локальные ее изменения наблюдаются в зонах развития рифогенных построек. Над рифами толщина уметовско-линевских отложений сокращается от 0-2 м до первых десятков метров, тогда как в зарифовых и межрифовых зонах их толщина увеличивается до 100 м и более.

Задонские отложения (максимальная толщина до 150 м, над рифами до 50 м), перекрывающие уметовско-линевскую толщу, в нижней части сложены глинистыми известняками, мергелями, в верхней - известняками, мергелями, аргиллитами. Данный комплекс отложений неоднороден по фильтрационно-емкостным свойствам: от удовлетворительных коллекторов до полностью непроницаемых пачек. За редким исключением последние залегают непосредственно на уметовско-линевских отложениях. По отношению к рифам задонские отложения вместе с подстилающей уметовско-линевской толщей являются компенсирующим комплексом пород, формируя над органогенными постройками структуры облекания. Отсюда выполаживание структурного плана от кровли евлановско-ливенских до кровли уметовско-линевских отложений.

На продольных разрезах в уметовско-линевской толще над склонами рифовых массивов выделяются клинья, обусловленные сближением поверхностей пачек и сужающиеся в сторону сводов. На склоне рифового массива линевские отложения могут полностью выклиниваться и свод рифа в таком случае перекрывают только маломощные уметовские отложения. Таким образом, поверхность рифа на его своде и склонах перекрывают породы различного литологического типа и возраста. Эту поверхность принято считать разделом между коллектором и покрышкой в рифовых массивах. При этом объем ловушки определялся как объем выступа карбонатных органогенных отложений, ограниченного сверху их кровлей, а снизу горизонтальной плоскостью на уровне КС1.

Рифовые массивы в верхней части содержат залежи различной высоты: от 3 м (Западно-Ломовское месторождение) до 300 м (Памятно-Сасовское месторождение), что значительно меньше высоты рифовых построек и палеоловушек. Имеются и пустые ловушки. Различная заполненность ловушек УВ связана с отрицательным влиянием уметовско-линевской толщи, выполняющей роль ложной покрышки (см. II на рис. 1).

Породы истинных и ложных покрышек имеют большое внешнее сходство и разделение их по степени экранирующих способностей представляет собой довольно сложную задачу, решаемую комплексом специальных исследований на керне. Универсальной методики их расчленения по данным ГИС не существует. В настоящей статье предлагаются принципиально отличающиеся подходы к расчленению покрышки на истинную и ложную по материалам радонового индикаторного метода (ИМР), который широко используется при исследовании скважин Волгоградского Поволжья. Этот метод позволяет выделить проницаемые пласты, оценить характер их насыщения и величину динамической емкости [3].

Методика разделения покрышки на ложную и истинную основана на том, что ИМР позволяет фиксировать приращения гамма-аномалий от проникновения индикаторной жидкости (ИЖ) против ложной покрышки и отсутствие этого эффекта в интервалах развития истинной покрышки.

В ложной покрышке терригенно-карбонатного комплекса нередко присутствуют линзовидные образования: глинистые известняки трещинно-кавернового типа и песчанистые разности с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Ухудшение коллекторских свойств обусловлено наличием тонкодисперсного и глинистого материала, динамическая емкость таких пород незначительна. Фильтрационные свойства зависят от раскрытости, протяженности и густоты трещин и изменяются в широких пределах [3]. Примером такой ложной покрышки могут служить отложения петинского горизонта Кудиновско-Романовской зоны (см. рис. 1, Г).

Для евлановско-ливенских рифов флюидоупором являются глинистые известняки и аргиллиты подошвы задонского возраста. Залегающая между ними уметовско-линевская толща с низкими коллекторскими свойствами проницаема и дифференцирована по фильтрационным свойствам (рис. 2).

В скв. 7 Памятная по ИМР нижняя (подошва) часть задонского горизонта толщиной 20 м непроницаема (истинная покрышка) и представлена по керну глинистыми известняками (см. рис. 2).

Уметовско-линевская толща, залегающая с перерывом на рифогенных евлановско-ливенских отложениях, весьма неоднородна по величине гамма-эффекта от проникновения радонсодержащей ИЖ. Проницаемость слагающих ее пород по ИМР изменяется от 0,5 до 93*10^-15 м², что указывает на их удовлетворительные фильтрационные свойства (ложная покрышка). Высокие значения гамма-аномалий отдельных пропластков уметовско-линевской толщи могут свидетельствовать об их возможном коллекторском потенциале. Толщина таких пропластков достигает 25 м.

В скв. 11 Памятная уметовско-линевская толща по данным ИМР практически вся проницаема. В этой скважине неоднородны по проницаемости и задонские отложения: от непроницаемых (в нижней части) до проницаемых (в средней и верхней частях горизонта). Ложная покрышка подтверждается рядом других признаков, таких как наличие в керне трещин различной раскрытости, протяженности и пустот с признаками УВ, повышенные газопоказания на диаграммах газового каротажа.

На Памятно-Сасовском месторождении на раннем этапе истории формирования нефтяной залежи в рифовом массиве ложная покрышка, сложенная менее преобразованными и поэтому более пластичными породами уметовско-линевской толщи с низкими пористостью и проницаемостью, входила в состав истинной покрышки.

Водонефтяной контакт залежи определялся КС1 (см. рис. 1, А, Б), что почти на 100 м ниже его современного положения (-2578 м). В потерянном объеме залежи (см. объем А на рис. 1, А, Б) по данным ГИС, пластоиспытания и анализа керна фиксируется остаточная нефтенасыщенность в рифогенных образованиях ниже современного ВНК. По мере усиления литогенетических и периодически проявляющихся тектонических процессов функция уметовско-линевской толщи как истинной покрышки за счет появления трещиноватости была утрачена. Часть объема залежи (А) частично рассеялась в ложной покрышке (С), другая, большая, ее часть мигрировала через структурный замок ловушки (КС2) за ее пределы (см. рис. 1).

При проведении индикаторных исследований на месторождениях Кудиновско-Романовской зоны поднятий изучаемый интервал включал отложения от петинского до семилукско-рудкинского горизонта. Каждый из них по составу, петрофизическим параметрам и условиям формирования залежей нефти имеет свои особенности, выявление которых по стандартной методике ГИС затруднено.

В скв. 29 Чернушинская (Ново-Чернушинское месторождение) (рис. 3) пластоиспытателем опробованы петинские глинистые известняки, или породы истинной покрышки, и терригенно-карбонатные отложения, из которых получен приток нефти дебитом 501 м3/сут. Впоследствии продуктивность пласта резко снизилась и при гидродинамических исследованиях в эксплуатационной колонне дебит составил только 20,7 м³/сут нефти.

По данным ИМР в отложениях петинского горизонта сверху вниз выделяется непроницаемый интервал, представленный глинистыми известняками мощностью около 8 м (2980-2988 м), который является экраном (истинной покрышкой) для скоплений УВ в подстилающих отложениях. Непосредственно на эрозионной поверхности рифа залегает терригенная пачка толщиной 15 м в интервале 2988-3003 м, представленная заглинизированными, трещиноватыми органогенными известняками, а также песчанистыми разностями как с примесью глинистого материала, так и без него. Вся пачка петинских отложений нефтенасыщена, характеризуется невысокой динамической емкостью и резко дифференцирована по проницаемости. Высокая, до 252*10^-15 м², проницаемость отдельных пропластков предопределила изначально высокий дебит, который впоследствии резко снизился.

Семилукско-рудкинский риф сложен проницаемыми известняками и по результатам пластоиспытания содержит пластовую воду (дебит от 0,9 до 5,0 м³/сут). Отсутствие нефтяной залежи в этих отложениях объясняется тем, что уровень КС в кровле петинской ложной покрышки проходит над рифом (см. рис. 1, В, Г).

Аналогичный характер сочленения коллекторов и неколлекторов наблюдается в скв. 8 Чернушинская. Семилукский риф перекрывают глинисто-алевритовая и глинисто-известковистая пачки алатырского и петинского горизонтов. Проницаемость этих пород варьирует от 10*10^-15 до 33*10^-15 м². При опробовании пластоиспытателем на трубах получен приток нефти дебитом 69 м³/сут.

Присутствие в кровле семилукско-рудкинского рифа непроницаемых разностей пород (истинная покрышка) меняет характер формирования залежей нефти. В скв. 17 Чернушинская верхняя пачка этих отложений по ИМР представлена чередующимися хорошо- и слабопроницаемыми разностями, средняя - практически непроницаема, нижняя характеризуется хорошими коллекторскими свойствами. Таким образом, верхняя и средняя пачки семилукско-рудкинских известняков в этой скважине являются флюидоупорами для УВ в нижней нефтенасыщенной пачке (приток нефти дебитом до 238 м³/сут). Наличие флюидонепроницаемых пород между нефтяной залежью в рифе и петинскими песчаниками препятствовало перетоку в последние УВ из нижезалегающих пород. В результате петинские песчаники не содержат промышленно значимых скоплений нефти (максимальный дебит при испытании пластов на трубах (ИПТ) составил 2 м³/сут).

Наличие ложной уметовско-линевской покрышки определяет подход к выделению контура истинных ловушек. В силу упомянутого выполаживания структурного плана вы-сокое положение КС2 в кровле уметовско-линевской толщи предопределило сравнительно небольшую высоту залежей в верхнефранских рифах. При этом чем больше толщина ложной покрышки между KC1 и КС2, тем меньше высота ловушки и залежи и тем вероятнее отсутствие залежи УВ. По этой же причине структурные планы подошвы истинной покрышки и кровли евлановско-ливенских отложений существенно отличаются.

При оконтуривании залежи необходимо исходить из высотного положения не одной, а как минимум двух структурных поверхностей: кровли уметовско-линевской толщи и евлановско-ливенских отложений. К ним можно добавить поверхность геологического и сейсмического репера Rzd в задонских отложениях, близкую к поверхности подошвы истинной покрышки. Кроме того, строится карта толщин ложной покрышки, по которой с учетом структурной поверхности евлановско-ливенского горизонта определяются рифовые тренды и одиночные биогермные постройки. В пределах установленной таким образом органогенной постройки определяются структурный замок (КС2), глубинный уровень ВНК и предполагаемый контур залежи УВ. Предлагаемый методический прием позволяет уточнить местоположение рифовой постройки и вести поиск непосредственно залежи нефти с ее определенными подсчетными параметрами по площади и высоте. Таким образом, установление ложной покрышки и трехчленного строения ловушки позволяет уточнить внутреннее строение залежи, условия ее формирования и расформирования, объем, запасы нефти, скорректировать методические приемы поисково-разведочных работ и оптимизировать рациональное размещение скважин различной категории.

1. Ильин В.Д., Фортунатова Н.К. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов. - М.: Недра, 1988.

2. Методика локального прогноза нефтегазоносности юрских карбонатных отложений Узбекистана / В.Д. Ильин, В.П. Строганов, Л.Н. Смирнов и др. // Сов. геология. - 1981. - № 4.

3. Пат. 2069263 Россия, МКИЕ 21В47/00. Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов / В.П. Филиппов, И.В. Воронцова, В.М. Котельников и др. - № 4925863; Заявлено 04.04.91; Опубл. 20.11.96, Бюл. № 32.

Natural reservoirs within the studied reef massifs of Volgograd area appear to be the complex three-membered systems: reservoir-pseudocaprock-fluid barrier. Pseudocaprock can be considered as quasireservoir and a part of pool. In this case, negligible capacity of such rocks caused by fracturing includes insignificant amount of hydrocarbons. With appearance of pseudocap which is not a screen, the reservoir top moves toward the true cap bottom. Under such conditions, hydrocarbon pool is well preserved above the point of pseudocap top (true cap bottom) within the critical saddle area. As a result, a structural plan of the pseudocap top is responsible for size and volume of a true trap in underlying reef. The presence of pseudocap may explain their insignificant filling in the upper reef part. Position of water-oil contact is defined by assumed point of hydrocarbon flowing within critical saddle area to the next trap. Thickness change of pseudocaps from arch to critical saddle is very significant and attains 5-10 multiple values as reflected at trap height and hydrocarbon pool height. Pseudocap might destroy a trap partly or completely if a level of critical saddle lies above the reef top surface. Rocks of true and pseudocaps have a significant similarity and their distinction by screening ability rate is solved by radon indicator method.

Thus, the detection of pseudocap and three-membered structure of trap allows to clarify the inner trap structure, its formation conditions, destroying, volume, oil reserves, methodical procedures of prospecting operations and rational well spacing.

1 - доломиты; 2 - аргиллиты; 3 - мергели; 4 - глинистые известняки; 5 - известняки; r^ГГК - плотность по ГГК; ГКф - фоновая гамма-активность (естественная); ГК^'_Rn - индикаторный замер после первой промывки; N₁ - масштаб записи; коэффициент: Кд - динамический пористости, Кп - пористости общей, Кпр - проницаемости

1 - песчаники; интервалы: 2 - проницаемые, 3 - непроницаемые; ГК ^''_Rn - индикаторный замер после второй промывки. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2