|
© Ю.В.Афанасьев, 2006 |
ФОРМА И ГЕНЕЗИС СЛОИСТОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ЛОВУШЕК
Ю.В. Афанасьев (СамГТУ)
Проблема формирования залежей УВ представляет и практический, и теоретический интерес. Анализируя условия генерации и аккумуляции УВ, М.И. Суббота и А.Ф. Романюк (1967) отмечают “каким образом эмигрировавшие в коллекторы рассеянные УВ концентрируются и образуют залежи нефти, до сих пор недостаточно известно”.
Г.В. Рудаков (1967), анализируя эту проблему с позиций равновесной термодинамики существующих представлений об образовании скоплений жидких УВ в ходе их миграции совместно с водой в растворенном и диспергированном состояниях, пришел к заключению о принципиальной его неосуществимости посредством совокупности известных физико-химических процессов (истинная и коллоидная растворимость, диспергация и сегрегация флюидов, всплывание, коалесценция, смачивание, адсорбция) и сделал вывод, что “существующие физические представления рассмотренных явлений диспергации и коалесценции в пористой среде исключают возможность селективной концентрации УВ в земной коре в процессе миграции в диспергированном состоянии” и “единственно возможной миграцией УВ в жидкой фазе на большие расстояния является струйная поперечная миграция, которая может осуществляться по проемам разломов и нарушений в условиях существующих больших градиентов давления”.
Однако пока не установлено ни одного факта такого рода миграции и разведка ориентирована на поиск перспективных ловушек, а не фонтанирующих разломов. Более того, приводятся многочисленные примеры залежей, сформировавшихся в песчаных пластах, приуроченных к сводам поднятий, замещающихся на крыльях и периклиналях глинами (Аширов К.Б., 1987). Действительно, к настоящему времени механизмы миграции и аккумуляции выяснены еще недостаточно. Но достоверно известно, что вне ловушек сегрегация отсутствует и скопления УВ не существуют, а при естественном или техногенном нарушении ограничений они разрушаются. Накопленный эмпирический материал, характеризующий особенности, отличающие продуктивные ловушки от непродуктивных, позволяет вскрыть на теоретическом уровне механизм формирования скоплений. Наибольший интерес в этом отношении представляет слоистая неоднородность, прослеженная многими исследователями и проявляющаяся в закономерных вариациях по разрезу фильтрационно-емкостных свойств, вторичной цементации новообразованными минералами и твердым битумом, содержаний микроэлементов, плотности нефти и др.
Для статистического анализа степени слоистой неоднородности терригенного пласта Д1 на крупнейших месторождениях Татарии и Башкирии был введен ряд показателей (средняя мощность эффективного песчаникового прослоя, коэффициенты расчлененности и песчанистости), в совокупности достаточно определенно характеризующих свойства эксплуатационного объекта (Семин Е.И., 1959). Были обработаны и обобщены геофизические данные, полученные более чем по 3400 скважинам, вскрывшим горизонт в пределах Ромашкинского, Бавлинского, Туймазинского, Серафимовского и Шкаповского месторождений. Установлено, что на Ромашкинском месторождении коэффициент песчанистости 0,67, на остальных - в среднем 0,84. Это означает, что мощность расчленяющих непроницаемых прослоев на Ромашкинском месторождении заметно больше, чем на других, а также то, что суммарная эффективная мощность пласта больше неэффективной. Эти результаты, по-видимому, свидетельствуют также о гидродинамической связанности пласта.
Другим важным результатом является относительная близость значений средней мощности эффективных песчаниковых прослоев: на Ромашкинском месторождении - 5,6; Туймазинском - 5,0; Бавлинском - 6,8; Серафимовском - 5,45; Шкаповском - 6,9 м. Предполагая обусловленность высокой плотности неэффективных прослоев глинистостью, можно прийти к выводу о связи слоистости с ритмичностью осадконакопления на территории Татарии и Башкирии во время формирования пашийской свиты.
Исходя из предпосылок о периодической смене условий осадконакопления и обусловленной ею периодичностью распределения пористости в осадочных отложениях, исследовано распределение пористости по разрезу (иными словами, слоистой неоднородности) в продуктивных карбонатных отложениях турнейского яруса Бавлинского (375 определений по 37 скважинам), Ромашкинского (127 определений по 37 скважинам) и Ново-Елховского (81 определение по 9 скважинам) месторождений (Алишаев М.Г., Хайрединов Н.Ш., 1965). Эти представления обосновал А.Б. Вистелиус (1963) и на основе статистического анализа распределения пористости пришел к выводу о существовании процесса, проявляющегося в формировании ее периодичности по разрезу. В зависимости от частоты в этом процессе “фазовой дифференциации” выделены макро-, мезо- и микроритмы. Анализ ритмов 1-м диапазона исследователи осуществили с помощью откорректированной к условиям задачи методики, использовавшейся ранее для изучения ритмичности терригенных отложений. Графики зависимости средней пористости, вычисленной для 0,5-м интервалов разреза, от глубины (от кровли турнейского яруса) носят подобный волнообразный характер, на котором прослеживаются три волны асимметричной формы 1-м диапазона с уменьшающейся по глубине длиной и амплитудой (длина 6; 4,5 и 4 м для Бавлинского месторождения). Более 95 % значений пористости находятся в диапазоне 10-15 %. На волны 1-м диапазона наложены волны большей частоты - дециметрового диапазона. Спектр среднеквадратичных отклонений вычисленных значений пористости имеет такую же волнообразную форму. Исходя из подобия форм кривых, упомянутые авторы делают вывод о единстве геотектонического режима осадконакопления в кондурчинское время в пределах Южного купола Татарского свода. Хорошая корреляция микроритмов пористости, по их мнению, свидетельствует о дифференциации на большой площади и пластовом характере.
Небольшие вариации длины и амплитуды волн, а также средней пористости пород в отдельных месторождениях соотносятся с палеогеографической индивидуальностью.
При изучении условий формирования месторождений УВ в продуктивных отложениях Среднего Поволжья на фоне зональной литофациальной неоднородности выявлена наложенная слоистая неоднородность в форме относительно регулярно расположенных по разрезу плотных пропластков мощностью до нескольких метров с минеральнобитумной цементацией (Аширов К.Б., 1959).
При анализе нефтеотдачи по залежи пласта Б2 Зольненского месторождения установлено, что характер обводненности и степень выработанности запасов нефти определяются преимущественно неоднородным строением продуктивного пласта (Садрисламов М.М., 1959; Колганов В.И., 1961). Неоднородность состоит в его расчлененности слабопроницаемыми пропластками. Коэффициент расчлененности равен 2,05; песчанистости - 0,9; мощность эффективного песчаникового прослоя - 8,1 м. Пласт Б2 представлен в основном в различной степени окатанными слабосцементированными кварцевыми песчаниками, в которых преобладают фракции 0,15-0,25 и 0,05-0,15 мм. Пористость эффективных прослоев 18-28 %, проницаемость 0,5-5,0 мкм2.
По материалам геофизических исследований скважин, пробуренных в обводненной части пласта Б2 Зольненского месторождения, М.М. Садрисламовым в нижней половине пласта, в его кровле, а в некоторых случаях и в средней части выделены интервалы, характеризующиеся пониженными значениями амплитуд аномалий ПС и повышенными удельного сопротивления (от 10 до 1300 Ом м). Наличие таких интервалов в обводненном пласте обнаруживается также методом радиоактивного каротажа (НГК-46). При применении стандартной методики интерпретации материалов геофизических исследований скважин такие интервалы принято относить к плотным глинистым. Однако высокое удельное сопротивление и низкая по данным гранулометрических анализов глинистость (<4 %) побудили автора искать причину значительных изменений в иных особенностях продуктивного пласта. Путем сопоставления каротажных диаграмм с керновым материалом установлено, что обводненный продуктивный пласт представляет собой переслаивающиеся водо- и нефтенасыщенные интервалы с повышенными удельными сопротивлениями против нефтенасыщенных. Выполненный анализ полученного фактического материала позволил установить, что основной причиной изменений параметров является наличие в пласте Б2 дискретно распределенного по разрезу черного плотного битуминозного песчаника. Количество битума изменяется в очень широких пределах, что и обусловливает вариации удельного сопротивления песчаника. Наличие прослоев плотного битуминозного песчаника наблюдается во всех скважинах, что зафиксировано при описании большого объема керна, выполненного промысловыми геологами. В песчанике с удельным сопротивлением 180 Ом*м битум лишь частично и неравномерно заполняет поры и трещины породы. Песчаник с удельным сопротивлением 1200 Ом м черного цвета, плотный, хрупкий (легко разрушается при сдавливании пальцами). Поры в нем полностью заполнены черным с металлическим блеском битумом. Наряду с черным битумом на зернах породы имеются примазки ярко-коричневой нефти. Зерна сцементированы битуминозным, участками пиритизированным цементом, что и обусловливает хрупкость породы. Такой песчаник на диаграмме гамма-каротажа характеризуется повышенным g-излучением. Мощность битуминозных интервалов, согласно приведенным автором данным, составляет 2-5 м. Кроме того, отмечается, что битумонасыщенные прослои обнаруживаются по керну не только в пределах продуктивного пласта, но и за контуром нефтеносности, и ниже современного водонефтяного раздела. При опробовании таких прослоев, рекомендованных на основании отобранного керна, поступает лишь минерализованная вода, что свидетельствует об отсутствии подвижных УВ-флюидов и насыщенности пород твердым битумом.
Люминисцентно-битуминологическими исследованиями керна черного песчаника, отобранного при бурении ряда скважин, показано, что содержание ОВ варьирует в интервале 1,92-4,13 % на 1 г породы. В ОВ битума 89,5-93,7 %, нерастворимого ОВ 10,5-6,3 %. В битуме содержание смол и асфальтенов превышает 70 %. Отмечается, что подобный битуминозный песчаник был отобран из продуктивных пластов угленосного горизонта и ряда других месторождений Куйбышевской области, а также пластов различных горизонтов Башкирии (Колганов В.И., 1959).
Прослои плотных битуминозных черных песчаников мощностью 2-4 м, характеризующихся повышенным электрическим сопротивлением, обнаружены в пашийском горизонте многих площадей Ромашкинского и бобриковском горизонте Новоелховского месторождений (Регуш В.А., 1967). Образцы битуминозных пород отобраны из переходной, первоначальной, а также выше и ниже современного водонефтяного контакта, т.е. в древних зонах. Кроме того, подчеркивается, что прослои битуминозных песчаников мощностью 2-4 м отмечаются во всех нефтенасыщенных пластах продуктивного разреза до кровли залежи. По гранулометрическому и минералогическому составам породы-коллекторы (пористость 15-35 %) относятся к средне- и мелкозернистым кварцевым песчаникам или крупнозернистым алевролитам. Битуминозные песчаники от темно-бурого до черного цвета хорошо отсортированы, слабо или хорошо окатаны, характеризуются рыхлой и локально плотной упаковкой, плоскими, реже выпукло-вогнутыми контактами, что свидетельствует, по Б.А. Лебедеву (1992), об их принадлежности к зоне умеренного уплотнения или близости к ней и отсутствием либо небольшим количеством регенерационного кварцевого или пойкилитового карбонатного цемента. Алевролиты имеют темно-коричневый цвет, обусловленный присутствием неподвижного битума соответствующего цвета. По морфологии выделены две формы битума: пленочный и сгустковый. Первый полностью или частично обволакивает зерна кварца, заполняет поры, скрепляет зерна, закупоривает большую часть проводящих каналов, снижая пористость более чем вдвое, а проницаемость на два порядка. Сгустковый битум не имеет определенной формы и контактирует локально с поверхностью кварцевых зерен. Битум часто разбит трещинами, что свидетельствует о его твердом состоянии и определенной кристалличности. Исследователи считают, что различия между этими двумя видами битума формальные и определяются лишь характером связи с поверхностью частиц породы. С позиций происхождения различные морфологические типы битумов едины. Это подтверждается данными битуминологического (компонентного) и элементного исследований. Во всех изученных образцах битуминозных пород битум содержит масла, смолы и асфальтены в различных отношениях. В среднем содержание масел и асфальтенов достигает 42 %, а смол - 16 %. Отношение С/Н немногим более 8. По цвету и количеству хлороформенного, петролейно-эфирного и спиртобензольного экстрактов и характеру щелочной вытяжки исследователи пришли к выводу об однотипности вещества битумов и общности механизмов их формирования. Сравнительно высокое содержание гетероатомов (О+N+S) от 7,62 до 10,47 % считают свидетельством окислительных процессов как на современном, так и древнем водонефтяных контактах. Аналогичным элементным и компонентным составом характеризуются битумы пород палеозоя (Аширов К.Б., 1965; Гольдберг И.С.,1973; Холодов В.Н. и др.,1961). Таким образом, выяснилось, что слоистая неоднородность продуктивных разрезов обусловлена наличием плотных битуминозных прослоев и не связана с осадконакоплением.
Ряд исследователей обнаруженное явление объясняют процессами на водонефтяных контактах в ходе формирования залежей. В.А. Регуш такое представление обосновывает тем, что подошва битуминозных песчаников на северо-западе и юго-востоке Ромашкинского месторождения расположена на одном уровне, т.е. выдержана по простиранию.
В наиболее детальной форме эта связь выражена Р.С. Сахибгареевым. “Приход дискретных порций УВ в ловушки знаменуется стабилизацией соответствующих им водонефтяных контактов, что сопровождается существенным растворением минералов цемента и скелетной части коллекторских пород под воздействием продуктов окисления УВ” [4]. Мощность зоны растворения в существенно кварцевых песчаниках около 5 м и выделяется по пигментации коллекторских пород битумом окислительной природы. Мобилизованные при растворении компоненты в зависимости от амплитуды ловушки либо выносятся за ее пределы, либо образуют под зоной растворения зону цементации. Формируется слоистая неоднородность.
Простейшая элементарная форма неоднородности выявлена на Гаевской площади Калининградской зоны нефтенакопления [4]. Нефтяная залежь вскрыта в сводовой части куполовидного поднятия и приурочена к среднекембрийским, сравнительно однородным мелкозернистым кварцевым песчаникам. В своде ловушки толщина нефтенасыщенного песчаника достигает 5 м, пористость варьирует от 5 до 8 %, плотность - от 2,35 до 2,45 г/см3. Ниже по разрезу наблюдается песчаник толщиной 2,5 м, пористостью 15 % и плотностью 2,18-2,20 г/см3, стенки пор которого выполнены твердым черным битумом, вследствие чего порода имеет характерную темную окраску. Еще ниже фиксируется водонасыщенный светло-серый песчаник толщиной 2 м с аналогичными параметрами. Ниже зоны разуплотнения четко выделяется зона цементации, сложенная плотным кварцитоподобным пиритизированным песчаником толщиной 0,6 м, пористостью 1 % и плотностью до 2,6 г/см3. Зона цементации через небольшую “переходную” зону с изменяющимися параметрами “плавно” переходит также в водонасыщенную “нейтральную” зону, параметры которой аналогичны параметрам нефтенасыщенной части. На наш взгляд, это явление, которое с позиций разработки залежей принято называть неоднородностью, с позиций его существа есть упорядоченность. Выступающая под “маской” неоднородности упорядоченность установлена и на месторождениях других регионов.
На основании анализа представительного как по объему, так и информативности материала, характеризующего распределение состава и свойств нефти и вторичного битуминозного карбонатного цемента по разрезу однородного мощного (более 25 м) пласта БВ8, выдержанного по всей площади Самотлорского месторождения, Ю.В. Щепеткин и другие (1974) пришли к выводу “о наличии не менее двух фаз в формировании рассматриваемой залежи”.
Газоконденсатная с нефтяной оторочкой залежь пласта А4 Лебяжинского месторождения (Самарская область) приурочена к западной части Кулешовской тектонической зоны. По кровле пласта структура выражена пологой брахиантиклиналью широтного простирания, осложненной двумя куполами. По материалам пробной эксплуатации и геофизических исследований в продуктивном разрезе, сложенном разнообразными известняками с прослоями доломитов, прослежены “два почти горизонтальных слоя высокой уплотненности” [1, 2].
Один из них (абсолютная отметка -1582...-1586 м) разобщает газо- и нефтенасыщенный разрезы, а второй (-1590...-1594 м) - нефте- и водонасыщенный. В газонасыщенном разрезе установлено остаточное нефтенасыщение. При литологопетрографических исследованиях в газонасыщенном разрезе выявлены еще два уплотненных пропластка в интервалах 1564-1568 и 1572-1576 м (Цивинская Л.В., 1984).
Пористость была определена по 372 образцам с использованием кривых распределения средневзвешенных значений по эффективной мощности и составила 17,9 для нефтяной и 20,6 % для газовой частей [1].
Пористость уплотненных пропластков снижается до 1-3 % за счет полной или частичной цементации твердым битумом и вторичным кальцитом (Цивинская Л.В., 1984). В этих пропластках отмечены микротрещиноватость, стилолитизация, а в подошве - окремнение, пиритизация и сульфатизация. Исходя из тех же представлений, что и Р.С. Сахибгареев [4], Л.В. Цивинская выделяет в формировании рассматриваемой залежи четыре этапа дискретного поступления УВ в ловушку.
Однако модели прерывистого и непрерывно-прерывистого формирования [4] не раскрывают механизм, определяющий становление регулярной слоистой неоднородности (упорядоченности) в пластах и массивах с нелинейно изменяющимся от кровли к подошве объемом.
В последние годы для объяснения процессов нафтидогенеза в нефтегазоносных бассейнах А.Э. Конторович и другие (1988, 2000, 2002) использовали принципы самоорганизации - упорядочения в открытых системах вдали от состояния равновесия. Открытой системой является всякая продуктивная ловушка, контактирующая как с источником вещества и энергии, так и со стоком [3].
С этих позиций упорядочение в продуктивной ловушке Гаевского месторождения можно представить следующим образом. В ходе аккумуляции мигрирующих продуктов катагенеза рассеянного ОВ в полостном пространстве коллектора в интервале от кровли до подошвы зоны цементации (2295,0-2305,1 м) формируется однородный флюид с ограниченной растворимостью компонентов (Крупаткин И.Л., 1958). Вследствие кинетических и диффузионных ограничений, накладываемых вмещающей средой, флюид по степени концентрации оказывается глубоко в метастабильной области. При достижении неравновесной критической точки, определяющейся при данных термобарических условиях только концентрацией, однофазный флюид теряет устойчивость и расслаивается с образованием двух жидких фаз: водной и УВ-фазы (Афанасьев Ю.В., 2003). По окончании расслоения в коллекторе формируются две зоны: продуктивная (локализация УВ-фазы - интервал 2295-2300 м) и переходная (локализация водной фазы - интервал 2300,0-2305,1 м). Полярные гетероатомные компоненты адсорбируются преимущественно на границе раздела фаз (интервал 2300,0-2302,5 м), так как их концентрация не достигает критического значения (Сазонов В.П., 1968). В пористой среде граница раздела фаз принимает не плоскую, двухмерную форму (мениск), а пространственную, трехмерную.
В переходной зоне вследствие концентрирования при расслоении, а также образования в результате биохимического окисления УВ, агрессивных по отношению к породе компонентов (кислоты, перекиси и др.), развивается выщелачивание, проявляющееся в коррозии породообразующих минералов. Мобилизованные при этом компоненты перемещаются к подошве переходной зоны и переотлагаются. Формируются подзоны разуплотнения и цементации.
В ходе дальнейшей геологической истории продуктивной ловушки УВ-фаза преобразуется в современную нефть (Брод И.О. и др., 1957; Гольдберг И.С. и др., 1981), а полярные гетероатомные высокомолекулярные соединения - в пленочный твердый битум окислительного ряда и/или ряда карбонизации (Лебедев Б.А., 1992), что было отмечено Р.С. Сахибгареевым [4].
Формирование залежи пласта А4 Лебяжинского месторождения, судя по числу характерных уплотненных прослоев с минерально-битумной цементацией, следует рассматривать как последовательную четырехкратную трансляцию совокупности процессов аккумуляции и двухфазного расслоения в интервалах 1555-1572; 1568-1582; 1576-1590; 1586-1600 м. Особенности залежи связаны, во-первых, с формированием в прослоях мощностью до 4 м не пленочного, а консолидированного твердого битума с содержанием до 5-30 % к породе, а, во-вторых, с газоконденсатным типом залежи, что обусловлено последующим расслоением УВ-фазы (Крупаткин И.Л., 1958). В ловушке реализуется трехфазное состояние, которое является предшественником будущей залежи. В результате ката- и гипергенного преобразования фаз (Гольдберг И.С., Лебедев Б.А., 1981) формируется газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой.
Таким образом, продуктивная ловушка - открытая упорядоченная система порода - флюид; расслоение флюида с ограниченной растворимостью компонентов - стартовый механизм упорядочения; залежь нефти и газа - превращенная форма обособившихся при расслоении УВ-фаз.
Литература
1. Аширов К.Б. О целесообразности раздельной разработки газовой и нефтяной частей залежи Лебяжинского месторождения / К.Б. Аширов, В.И. Кирин, О.М. Печорин и др. // Газовое дело. - 1969. - № 8.
2. Горбатова А.Н. Геологические условия и особенности разработки газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой пласта А4 башкирского яруса Лебяжинского месторождения / А.Н. Горбатова, А.А. Новиков, А.Ф. Шарапова // Тр. Гипровостокнефти. - 1973. - Вып. 17.
3. Лоскутов А.Ю. Введение в синергетику / А.Ю. Лоскутов, А.С. Михайлов. - М.: Наука, 1990.
4. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - М.: Недра, 1989.
The problem of НС pools formation represents both practical and theoretical interest. Analyzing HC accumulation and generation conditions, Subbota M.l. and Romanyuk A.F. note “a manner how dispersed HC emigrated in reservoirs are concentrated and form oil pools is still not sufficiently known”.
Actually, by the present time the mechanisms of migration and accumulation are identified still unsufficiently. But it is with assurance known that beyond traps the segregation is absent, and HC accumulations are not available, while under natural or technogenic break these are disintegrated. Accumulated material characterizing productive and nonproductive traps differences features allows to identify at theoretical level the accumulation formation mechanism. In this respect the most interest is the layered heterogeneity recorded by many researchers and manifested in regular variations along section of rock and fluid system, secondary cementation by newly formed minerals and solid bitumen, microelements content, oil densities, etc.
Based on analysis of representative and informative material characterizing distribution of oil composition and properties and secondary bituminous carbonate cement along the section of thick (more than 25m) bed of Samotlor field, Schepetkin Yu.V. and others suggested the presence of no less than two phases in considered pool formation.
However, models of discontinuous and steadily discontinuous formation do not disclose mechanism responsible for regular layered heterogeneity in beds and massifs with nonlinearly changed volume from top to bottom.
Recently for explaining naphthydogenesis processes in oil and gas basins the principles of selforganization - in open systems away from equilibrium state were used. Every productive trap having a contact with energy and substance source appears to be open system.
Thus, productive traps can be considered as an open regulated system - rock-fluid; segregation of fluids with limited components solubility - the starting mechanism of regulation; oil and gas reservoir - a conversed form of the isolated HC phases.