|
© В.П. Морозов, Э.А. Королев, С.Н. Пикалев, 2006 |
МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННО ЗНАЧИМЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ИЗВЕСТНЯКАХ НИЖНЕГО И СРЕДНЕГО КАРБОНА ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ АНТЕКДИЗЫ
В.П. Морозов, Э.А. Королев (КГУ), С.Н. Пикалев ЗАО “ТАТЕХ”
Согласно ставшими уже классическими осадочно-миграционной теории и флюидодинамической модели нефтегазообразования (Вассоевич Н.Б., 1986; 2001; Соколов Б.А., 2001 и др.), одними из необходимых условий формирования нефтяных залежей являются:
первичная миграция водонефтяных флюидов из очага нефтегенерации в природные резервуары, сложенные породами-коллекторами;
наличие нефтегазоносных комплексов, состоящих из пород-коллекторов и пород-флюидоупоров; присутствие ловушек;
вторичная миграция флюида в резервуаре, приводящая к пространственному разделению УВ и воды.
Существенным элементом флюидодинамической модели формирования нефти и газа служит восходящий поток флюидов, что часто связывается с элизионной стадией гидрогеологического развития осадочных бассейнов [5].
Согласно существующим представлениям, в стадию элизионного развития осадочных бассейнов, испытывающих погружение либо тепловое воздействие мантии (Шахновский И.М., 1994; Япаскурт О.В, 2005), происходит мобилизация высвобождающимися при катагенезе водными растворами вещества осадочных пород, в том числе и УВ. При этом основными агентами переноса вещества из нефтематеринских пород в породы-коллекторы являются восходящие потоки, осуществляющие тепломассоперенос. Более интенсивный разогрев пород осадочного чехла приводит к более интенсивному вертикальному восходящему потоку флюидов, способных при наличии нефтегазоносных комплексов сформировать нефтяные и газовые месторождения (Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А. и др., 2004).
Немаловажную роль в генерации УВ и их способности к миграции играет температурный режим, который определяется не только общей тенденцией увеличения температуры с глубиной, но и процессами, происходящими в мантии (Трофимов В.А., 2005). Помимо этого, тектоническим фактором могут определяться пути миграции микронефти по разломам или проницаемым зонам (Гаврилов В.П., 1975; Плотникова И.Н., 2004), наличие которых как в породах кристаллического фундамента, так и в осадочном чехле рассматриваемого региона не вызывает сомнений.
Приведенные сведения о формировании месторождений нефти свидетельствуют, “что нефть и газ в осадочных бассейнах возникают в результате взаимодействия двух разнонаправленных вещественно-энергетических потоков: один из них связан с погружением и катагенетическим преобразованием пород и рассеянного в них ОВ - продуктов жизнедеятельности биосферы, другой - с подъемом конвективно-кондуктивного теплового потока, осуществляющего тепломассоперенос из недр Земли к ее поверхности” (Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А. и др., 2004).
Сформулированные необходимые условия для накопления залежей нефти в Волго-Уральской антеклизе имеются. Однако в отличие от терригенных коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства которых формируются преимущественно на стадиях седиментогенеза - катагенеза, пустотное пространство карбонатных коллекторов имеет значительно более полигенный характер (Смехов Е.М., Дорофеева Т.В., 1987; [1-3]).
Факторами, определяющими коллекторские свойства известняков, являются, с одной стороны, фациальная (литогенетическая) принадлежность известняков, с другой - вторичные процессы, способные как повысить, так и понизить коллекторские свойства пород. Причем каждый из них в отдельности не предопределяет высокие коллекторские свойства известняков.
В работах Л.А. Буриковского, В.Д. Джеваншира (1991), В. Энгельгардта (1964), где рассматривается изменение пористости известняков в зависимости от стадийности литогенеза, связанного с погружением осадочных толщ, показано, что с увеличением глубины коллекторские свойства пород снижаются. При этом фильтрационно-емкостные свойства любых литогенетических типов известняков становятся весьма близкими и не отвечают свойствам промышленно значимых коллекторов (Страхов Н.М., 1996). Исключением могут быть известняки рифовых построек, которые, даже сцементированные при седиментогенезе, могут обладать высокой пустотностью и сохранять ее в условиях диагенеза и катагенеза. Однако такие образования среди изученных объектов встречены не были.
Подтверждением служат многочисленные работы, показывающие, что фациальные (литогенетические) типы известняков не служат единственным критерием, определяющим их коллекторские свойства (Танинская Н.В., Гмид Л.П., 2004). Пустотное пространство карбонатных пород может формироваться как на стадиях литогенеза, так и в результате действия вторичных процессов. Выявление тех или иных процессов формирования коллекторских свойств карбонатов не вызывает проблем. К числу таких процессов относятся выщелачивание, кальцитизация, перекристаллизация, доломитизация, сульфатизация, окремнение и др. (Страхов П.Н., 1996; Танинская И.В., Гмид Л.П., 2004).
Таким образом, анализ литературных данных показывает, что коллекторские свойства известняков определяются как их фациальной (литогенетической) принадлежностью, так и характером вторичных процессов.
Рассмотрим три процесса - выщелачивание, кальцитизацию и перекристаллизацию, определяющие промышленную значимость коллекторов-известняков Волго-Уральской антеклизы в стратиграфическом диапазоне нижний - средний карбон.
Процесс выщелачивания заключается в растворении части кальцита известняков и его выносе за пределы промышленных нефтяных залежей, вторичная кальцитизация приводит к залечиванию пористости привнесенным извне карбонатом кальция, перекристаллизация сопровождает эти процессы и приводит к укрупнению зерен.
По мнению авторов статьи, самым сложным оказывается выяснение роли и места названных процессов в формировании структуры пустотного пространства матрицы коллектора. Последнее без выявления природы, факторов и механизмов формирования структуры пустотного пространства известняков как коллекторов следует признать невозможным.
В основу исследований положено изучение керна месторождений нефти центральной части Волго-Уральской антеклизы: Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины (рис. 1), где наблюдается максимальная плотность залежей.
Нефтеносность известняков изучалась в стратиграфическом диапазоне турнейский - башкирский ярусы нижнего - среднего карбона. Среди этих отложений наибольшей продуктивностью характеризуются известняки турнейского и башкирского ярусов, что определяется наличием над ними пород-флюидоупоров: терригенных, существенно глинистых пород бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса и верейского горизонта московского яруса соответственно (Муслимов Р.Х., Васясин Г.И., Шахиров А.Н. и др. 1999).
Наиболее полно изучен разрез в различной степени нефтенасыщенных известняков турнейского и башкирского ярусов, что определяется наличием в них основных этажей нефтеносности карбонатного палеозойского разреза Волго-Уральской антеклизы в пределах юго-востока Республики Татарстан.
Изученный керн характеризовал как региональную нефтеносность известняков (т.е. характер нефтенасыщенности в положительных структурах I-II порядков), так и относительно локальную (т.е. характер нефтенасыщенности в структурах III-IV порядка). К последним положительным структурам, площадь которых в плане составляет несколько квадратных километров, приурочены залежи нефти.
Изучение керна в объеме турнейского - башкирского ярусов показывает, что среди известняков в близком соответствии с классификацией Н.К. Фортунатовой с соавторами выявлены следующие широко распространенные литогенетические типы:
биокластовые фитоморфные (сложены детритовым материалом водорослевой природы и цементирующим его пелитоморфным кальцитом);
биокластовые зооморфные (сложены раковинами фораминифер различной степени сохранности вследствие их грануляции, что считается результатом биотурбации известкового осадка либо замещения кальцитом мягких тканей организмов [2], и цементирующим их пелитоморфным кальцитом);
биокластовые зооморфные (состоят из биоморфных остатков фораминифер, не несущих следов механического перемещения, и цементирующего пелитоморфного кальцита);
обломочные (сложены обломками органогенных известняков, которые цементируются зернистым кальцитом);
пелитоморфные (практически нацело сложены кальцитом размерностью менее 0,01 мм).
Определение фильтрационно-емкостных свойств выявленных литогенетических типов известняков показывает, что при условии неподверженности известняков вторичным процессам все они не отвечают коллекторам промышленной значимости. Их пористость в среднем составляет 4-6 %, а проницаемость не превышает (2-5)*10 3 мкм2. Нефтенасыщенность таких пород имеет пятнистый либо пятнисто-полосчатый вид, что обусловлено чередованием нефте- и водонасыщенных участков, имеющих одинаковые значения пористости и проницаемости. Даже при микроскопическом исследовании в известняках не обнаруживается пористость. Следовательно, размер пор в таких известняках не превышает размера зерен пелитоморфного кальцита, цементирующего форменные структурные элементы.
Вторичные процессы (Лебедев Б.А., 1992; Япаскурт О.В., 2005) весьма существенно меняют как пористость, так и проницаемость известняков. Однако среди выявленных литогенетических типов известняков изменению вторичными процессами существенно подвержены лишь биокластовые зооморфные известняки. Выщелачивание таких известняков приводит к формированию в них вторичной кавернозности. При этом по экспериментальным определениям пористость может достигать 15-20 % и более, а проницаемость - (100-1000)*10-3 мкм2 и более.
Процесс, обратный выщелачиванию - кальцитизация, наоборот, снижает коллекторские свойства пород, что обусловлено залечиванием (иногда практически полным) пустотного пространства известняков вторичным кальцитом вплоть до формирования сахаровидных плотных крепких пород, не обладающих пористостью и проницаемостью. Эти процессы сопровождаются перекристаллизацией пелитоморфного кальцита, цементирующего органические остатки, и практически не затрагивают форменные структурные элементы известняков.
Пространственное положение областей максимального распространения процессов выщелачивания и кальцитизации подчиняется определенной закономерности как по вертикали, так и латерали. В рассматриваемом стратиграфическом диапазоне интенсивность процессов выщелачивания максимальна среди известняков турнейского яруса, а вторичная кальцитизация - среди известняков башкирского яруса. По латерали большая интенсивность процессов выщелачивания известняков турнейского яруса наблюдается на Южно-Татарском своде, а на удалении от его купола она снижается. Среди известняков башкирского яруса интенсивность процессов кальцитизации увеличивается за пределами Южно-Татарского свода (рис. 2).
Помимо такой общей закономерности приуроченности максимумов процессов выщелачивания и кальцитизации к структурам I-II порядков Волго-Уральской антеклизы обнаружена определенная закономерность в приуроченности рассматриваемых процессов к структурам III-IV порядков (Морозов В.П., Королев Э.А. и др., 2005). В результате изучения керна соседних скважин, отстоящих друг от друга на несколько километров, выявлено, что в пределах одних структурных поднятий процессы выщелачивания развиты весьма интенсивно, тогда как в других они не проявляются.
Так, в пределах Демкинского месторождения (рис. 3) в биокластовых зооморфных известняках турнейского яруса, перекрытых терригенными и карбонатными породами визейского яруса (бобриковский, тульский и алексинский горизонты), вторичные процессы выщелачивания развиты лишь в пределах Демкинского поднятия, тогда как среди известняков других поднятий - Эреминского и Алинского - процессы выщелачивания не обнаружены.
Нередко процесс выщелачивания известняков сопровождается их частичной доломитизацией, когда в биокластовых зооморфных известняках органогенной природы вторичный доломит наблюдается в небольших масштабах: содержание доломита в известняках, как правило, невысокое и не превышает 5 %. Надежную идентификацию вторичного доломита при изучении шлифов кавернозных известняков не удается провести, это можно сделать при рентгенографических исследованиях (Данилова Т.Е., Козина Е.А. и др., 2005).
Пространственная локализация выщелачивания известняков органогенной природы наблюдается лишь в верхней части карбонатной толщи, перекрытой породами-флюидоупорами (см. рис. 3), что отмечается во многих работах (Муслимов Р.Х, Васягин Г.И., Шакиров А.Н. и др., 1999). Однако верхняя часть толщи известняков кавернозна не повсеместно. Весьма часто она наблюдается в пределах высоко- и среднеамплитудных структурных поднятий на куполе Южно-Татарского свода, а на удалении снижается и распространена преимущественно в пределах наиболее высокоамплитудных поднятий. Так, на Демкинском месторождении, расположенном на восточном борту Мелекесской впадины, кавернозность развита лишь в пределах наиболее высокоамплитудных поднятий (Морозов В.П., Королев Э.А. и др., 2005).
Еще одним фактом, на который следует обратить внимание, авторы считают различный состав смешанослойного минерала в глинистых покрышках известняков турнейского яруса. Рентгенографический анализ глинистых пород тульского горизонта визейского яруса показывает различный компонентный состав присутствующего в них смешанослойного минерала (рис. 4).
Анализ дифрактограмм свидетельствует, что все изученные образцы имеют одинаковый минеральный состав глинистой компоненты: смешанослойный минерал состава иллит - вермикулит - монтмориллонит, иллит и каолинит. Однако состав смешанослойного минерала не постоянен и зависит от структуры пустотного пространства карбонатных коллекторов: в глинистой покрышке над коллекторами с более развитой кавернозностью в смешанослойном минерале наблюдается более высокое содержание вермикулитовой компоненты. Это указывает на большую степень катагенетической преобразованности глинистых минералов в покрышках над коллекторами промышленной значимости.
Заслуживающими пристального внимания следует считать также положение и строение водонефтяных контактов в нефтяных залежах. В залежах наблюдается различное гипсометрическое положение водонефтяных контактов, что свидетельствует об отсутствии гидродинамической связи между флюидом в различных залежах. При этом отчетливо видна тенденция: с увеличением амплитуды поднятий уровень водонефтяного контакта имеет более высокое гипсометрическое положение (см. рис. 3). К тому же, максимально высокие гипсометрические уровни водонефтяных контактов имеют залежи, в которых коллекторы являются более кавернозными.
Для решения поставленной задачи важным следует считать также установленный факт наличия древних водонефтяных контактов лишь в пределах тех залежей, коллекторы которых обладают кавернозностью, а нефтяная залежь соответственно является практически нефтеносной. Наличие древнего водонефтяного контакта, гипсометрически располагающегося выше современного, явно свидетельствует о прогрессивном, по Р.С. Сахибгарееву [4], смещении во времени подошвы нефтяной залежи (см. рис. 3).
Анализ каждого из приведенных фактов позволяет сформулировать ряд положений, которые и были положены в основу создания модели формирования коллекторских свойств карбонатных пород промышленных залежей нефти.
Приуроченность нефтяных залежей, локализующихся в известняках нижнего и среднего карбона, свидетельствует, что промышленные залежи встречаются лишь среди известняков органогенной природы. Однако такие известняки, испытавшие фоновый литогенез, не обладают коллекторскими свойствами, необходимыми для промышленных залежей.
На основе анализа коллекторских свойств нефтенасыщенных известняков выделено две их группы. Отчетливо наблюдаемое бимодальное распределение частоты встречаемости пористости и проницаемости указывает на выявленные ранее среди биокластовых зооморфных известняков поровые и кавернозные типы коллекторов (рис. 5) (Морозов В.П., Королев Э.А. и др., 2004). Первые подвержены лишь фоновому литогенезу, вторые - также и вторичным процессам выщелачивания. Поэтому следует признать, что наличие в разрезе известняков органогенной природы - необходимое, но не достаточное условие для образования промышленных залежей с высокими фильтрационно-емкостными свойствами.
Формирование вторичной кавернозности в известняках органогенной природы указывает на их предрасположенность к вторичным изменениям. Причем, как отмечалось, выщелачиванию и одновременной перекристаллизации подвергается зернистый (обычно пелитоморфный) кальцит, цементирующий органические остатки и продукты их грануляции, тогда как последние остаются незатронутыми этим процессом. Различное “поведение” зернистого кальцита и кальцита органических остатков обусловлено различиями их состава, так как органические остатки являются органоминеральными образованиями (Кораго А.А., 1992).
Действительно, анализ определения элементного состава органических остатков и цементирующего их зернистого кальцита показал их отличия. По данным микрозондового определения состава названных компонент известняков следует, что в их зернистой составляющей отношение кальция, углерода и кислорода близко стехиометрическому отношению этих элементов в кальците (близко отношению 1:1:3), тогда как соотношение названных элементов в органических остатках отличается повышенным содержанием углерода и кислорода по отношению к кальцию. Последнее свидетельствует о том, что органические остатки сложены не “химически чистым” кальцитом, а являются органоминеральными образованиями.
Из этого следует, что полигенность состава известняков органогенной природы, т.е. наличие в них кальцита органических остатков и зернистого кальцита, предопределяет не только возможность перекристаллизации второго, но и, при благоприятных условиях, вынос части растворенного зернистого кальцита за пределы залежи нефти, что является еще одним условием формирования кавернозности. Растворение, вынос кальцита и образование кавернозности происходят при насыщении среды углекислотой. Последнее приводит к повышению растворимости кальцита и образованию вторичного доломита, наличие примеси которого в кавернозных известняках доказывается данными рентгенографии.
Не исключено, что дополнительным фактором формирования кавернозности в известняках органогенной природы служит высокое гидростатическое давление. Однако четких признаков реализации выщелачивания известняков в зоне аномально высоких пластовых давлений не установлено, хотя в ряде случаев в зонах древних водонефтяных контактов залежей фиксируются неконформные структуры вторичных доломитов, указывающие на высокие пластовые давления, превышающие литостатические.
Во многих работах подмечена определенная закономерность в стратиграфической или гипсометрической приуроченности залежей нефти (Бурлин Ю.К., 1995). Нефтевмещающие известняки нередко несогласно, со стратиграфическим перерывом, перекрываются терригенными глинистыми образованиями, которые играют роль покрышки. Наличие перерыва в осадконакоплении, когда нефтенасыщенные известняки несогласно перекрываются терригенными породами, многие авторы объясняют кавернозностью известняков, подверженных карстовым процессам (Cunge L., Guorong L., Yong W., 2004), другие - совместным действием гипергенного и гидротермального факторов (Шахновский И.М., 1994). Действительно, перерыв в осадконакоплении, несомненно, должен приводить к формированию карстовых полостей и каверн.
Однако реализация такого процесса в термодинамически открытой системе должна вызвать образование пустот самых различных размеров и форм, а распределение пустот в пространстве не должно быть равномерным (Ступишин А.В., 1967). Микроскопическое изучение структуры пустотного пространства коллекторов показывает, что каверны в известняках обладают весьма близкими размерами и достаточно равномерно распределены в пространстве (рис. 6). Поэтому можно утверждать, что кавернозность в известняках не является гипергенной по природе, т.е. не обусловлена карстообразующими процессами.
Однако, отвергая карстовую природу кавернообразования, следует признать, что в известняках, несогласно перекрытых терригенными породами, происходит кавернообразование. В рассматриваемом регионе этот процесс наиболее развит в известняках турнейского яруса, несогласно перекрытых терригенными породами визейского яруса. Однако кавернообразование в известняках турнейского яруса развито не повсеместно, а приурочено лишь к определенным антиклинальным поднятиям, их верхней части. В то же время кавернообразование в известняках развито и в башкирском ярусе, где также фиксируются локальные перерывы в осадконакоплении, хотя здесь нередко кавернообразование проявляется и вне связи с перерывами в осадконакоплении.
Исследование тектонической приуроченности выявленных типов коллекторов показывает, что в пределах структур I порядка Волго-Уральской антеклизы кавернозные коллекторы более развиты в пределах Южно-Татарского свода, менее - Мелекесской впадины. Анализ тектонического положения кавернозных известняков как коллекторов нефти в пределах поднятий более низкого порядка показывает на их приуроченность к более высокоамплитудным поднятиям вплоть до положительных структур III-IV порядков. Следует добавить, что при этом известняки в пределах как относительно малоамплитудных, так и высокоамплитудных поднятий нефтенасыщены. Однако кавернозность известняков более развита в пределах наиболее высокоамплитудных поднятий.
Такая закономерность выявлена среди известняков не только турнейского яруса, но и башкирского. При этом, как правило, если в пределах более высокоамплитудных поднятий кавернозность развита в известняках турнейского яруса, то она наблюдается и в известняках башкирского яруса. А если в известняках турнейских отложениях кавернозность известняков не обнаруживается, то она не наблюдается и в известняках башкирского яруса при условии их принадлежности к одному тектоническому поднятию.
Такая “этажность” проявления кавернозности в разрезе осадочной толщи палеозойских карбонатов указывает на некие зоны выщелачивания в известняках, которые контролируются двумя факторами. С одной стороны, наиболее высокоамплитудными поднятиями, а сдругой - наличием пород-флюидоупоров (визейские терригенные породы для кавернозных биокластовых зооморфных известняков турнейского яруса) или плотных пород и пород-флюидоупоров (пелитоморфные и обломочные известняки башкирского яруса и терригенные породы верейского горизонта для органогенных известняков башкирского яруса).
Наличие в разрезе зон кавернозности, приуроченных к одним и тем же высокоамплитудным поднятиям, согласно флюидодинамической модели формирования месторождений нефти (Соколов Б.А., 2001), свидетельствует о вертикальной миграции флюидов, формирующих нефтяные залежи. Каналами такой миграции служат, как правило, наиболее высокоамплитудные поднятия.
Примесь доломита, нередко обнаруживаемая в кавернозных известняках, являясь вторичным образованием, всегда обнаруживается в концентрациях, не превышающих 5 %. Такая закономерность содержания в известняках вторичного доломита указывает на формирование минерала в термодинамической системе, близкой к закрытой. В противном случае оно варьировало бы в широких пределах. Об аналогичном свидетельствует и структура пустотного пространства кавернозных пород: размер, форма и распределение кавернозности в коллекторах выдержаны в больших объемах пород.
Образование вторичного доломита в кавернозных известняках с одновременным растворением кальцита, его выносом за пределы залежей и перекристаллизацией, согласно данным В.Н. Холодова [5], обусловлены повышенным содержанием в среде углекислоты, повышенной минерализацией раствора и поступлением ионов магния с восходящими водными растворами. Процесс частичной доломитизации известняков, наблюдаемый в пределах промышленных залежей, характеризующихся кавернозным типом коллекторов, всегда сопровождается выщелачиванием зернистой составляющей блокластовых зооморфных известняков с одновременной перекристаллизацией такого кальцита.
Вынос растворенного кальцита турнейских известняков в вышележащие горизонты, согласно В.А. Чахмахчеву (1983), осуществляется через некие “литологические окна”. В пределах Южно-Татарского свода к ним относятся высоко- и среднеамплитудные поднятия, а на восточном борту Мелекесской впадины - только наиболее высокоамплитудные. Об этом свидетельствуют два факта: более высокая степень катагенетической изменчивости смешанослойных минералов и нефтеносность терригенных пород тульского горизонта визейского яруса, перекрывающих известняки турнейского яруса.
Различия состава смешанослойного минерала глинистой составляющей аргиллитов тульского горизонта, образующей вместе с другими терригенными существенно глинистыми породами визейского яруса покрышки для нефтяных залежей, свидетельствуют о высоком содержании в минерале вермикулитовой компоненты над промышленными залежами. На количественном уровне определение содержания слоев иллита, вермикулита и монтмориллонита в составе трехкомпонентного смешанослойного минерала - очень сложная задача, требующая применения математического моделирования дифракционных картин (Дриц В.А., Сахаров Б.А., 1976). Однако по смещению дифракционных максимумов при различных обработках рентгенографических препаратов удалось установить, что в ряду поровый - кавернозный коллекторы в смешанослойном минерале глинистых покрышек содержание вермикулитовой составляющей увеличивается (см. рис. 4), что косвенно свидетельствует о положительной трансформации глинистых минералов над промышленно более значимыми залежами (Б.А. Соколов, 2001). Другим фактом, указывающим на поток флюидов через более высокоамплитудные поднятия, является нефтеносность/водоносность песчаников и алевролитов тульского горизонта визейского возраста, которые располагаются стратиграфически выше нефтеносных известняков визейского яруса. Так, анализ керна Демкинского месторождения показал, что в более высокоамплитудных поднятиях песчаники и алевролиты тульского горизонта нефтеносные, тогда как в малоамплитудных поднятиях аналогичные породы водоносные (рис. 7). И это несмотря на то, что коллекторские свойства водоносных пород не уступают нефтеносным. Такой факт наравне с составом смешанослойных минералов также свидетельствует о первичной преимущественно вертикальной миграции водонефтяного флюида сквозь наиболее проницаемые структуры, к которым относятся более высокоамплитудные поднятия.
Через названные структуры осуществляется и вынос кальцита, растворенного в известняках турнейского яруса. На это указывает наличие крупнозернистых гнезд кальцита в алевролитах и песчаниках тульского горизонта. Кальцит установлен лишь в нефтеносных терригенных породах, тогда как в аналогичных по коллекторским свойствам водоносных породах его обнаружить не удалось.
Различное гипсометрическое положение уровней водонефтяных контактов (см. рис. 3) также косвенно свидетельствует о более высокой проницаемости для флюидов, формирующих нефтяную залежь, высокоамплитудных поднятий по сравнению с малоамплитудными.
Дополнительным подтверждением высказанного предположения о большей проницаемости высокоамплитудных структур является наличие в приуроченных к ним залежей двух типов водонефтяных контактов: древнего и современного (см. рис. 3). При этом следует отметить, что в пределах относительно малоамплитудных поднятий обнаруживаются лишь современные водонефтяные контакты. Наличие в пределах одной залежи древнего и расположенного гипсометрически ниже современного водонефтяного контакта, согласно Р.С. Сахибгарееву [4], явно указывает на прогрессивное смещение водонефтяного контакта и по крайней мере двукратное заполнение ловушки водонефтяным флюидом. Неоднократное заполнение ловушки, являющейся более высокоамплитудным поднятием, флюидом и свидетельствует о большей проницаемости таких структур.
Литература
1. Багринцева К.И. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. - М.: Недра, 1977.
2. Гмид Л.П. Атлас карбонатных пород-коллекторов / Л.П. Гмид, С.Ш. Леви. - Л.: Недра, 1972.
3. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. - М.: Недра, 1992.
4. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - Л.: Недра, 1989.
5. Холодов В.Н. Постседиментационные преобразования в элизионных бассейнах (на примере Восточного Предкавказья) / Тр. ГИН АН СССР. - Вып. 372. - 1983.
The authors propose the model of reservoir properties formation of cavernous reservoirs with regard to Tournaisian limestones as following.
Essential conditions for productive and non-productive pools accumulation in limestones include the presence of structural traps which can be elevations of lll-IV order and the presence of rock seals above oil-saturated limestones.
Conditions owing to which the limestones relating to porous non-commercial type of reservoirs become commercially significant reservoirs appear to be, on one side, their organogenic genesis, and on other side - realization of leaching out processes due to permeability of higher amplitude positive structures.
This position is realized as a result of favorable combination of tectonic and lithologic-stratigraphic factors for all Tournaisian-Visean rocks within the area under consideration. Porous type of limestone void space structure was formed due to sedimentary catagenesis and was not affected by secondary superimposed processes. Oil saturation character there is irregular and caused by impossibility of rather complete separation in porous space of water-oil fluid entered the trap into oil and gas. This is a principal position explaining formation of commercially significant properties of limestones. St is based on factual material obtained in the course of studies.
Mechanism of secondary cavitation formation is realized only when limestones of organogene nature are present and overlapped by rock seals serving as caps. Leaching out of such limestones having polygenic composition may result to dissolution, recrystallization and removal of some pelitomorphic calcite cementing fossils which were not subjected to changes. Essential condition of realizing processes of leaching out with increased partial pressure of carbon dioxide gas is incompletely sealed cap through which not only migration of water-oil fluid but dissolved calcite removal occur. Most high-amplitude elevations of 111 and IV order within Melekess depression and mid- and high amplitude ones - within South Tatar arch serve as “channels” of such migration.
Рис. 1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА ВОЛГО-УРАЛЬСКОИ АНТЕКЛИЗЫ (Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С., 2003)
Границы крупных тектонических структур: 1 - I порядка: своды: I - Южно-Татарский (Iа - Южный, или Ромашкинский купол), II-Северо-Татарский (IIа - Немский погребенный выступ), III - Токмовский, IV - Жигулевско-Пугачевский, V- Пермский, VI-Башкирский. VII-Восточно-Оренбургский выступ; седловины: VIII-Сокская, IX- Бирская. X-Юго-Восточный склон платформы; впадины, крупные прогибы: XI- Бузулукская (северная часть), XII-Ставропольский, XIII- Мелекесская. XIV- Казанско-Кировский, XV- Верхнекамская, XVI- Абдуллинский. XVII- Бельская (предуральский прогиб); 2- II порядка (валы, валообразные зоны, валообразные структуры)
Рис. 2. СВОДНЫЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ НИЖНЕГО И СРЕДНЕГО КАРБОНА НА ВОСТОЧНОМ БОРТУ МЕЛЕКЕССКОЙ ВПАДИНЫ (А) И ЮЖНО-ТАТАРСКОМ СВОДЕ (Б)
Рис. 3. РАЗРЕЗ НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ДЕМКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1 - известняки; аргиллиты, алевролиты; 3 - пески, песчаники; 4 - положение водонефтяного контакта (С - современный. Л - древний)
Рис. 4. ДИФРАКТОГРАММЫ ГЛИНИСТОЙ ФРАКЦИИ АРГИЛЛИТА ВОЗДУШНО-СУХОГО (А, В) И НАСЫЩЕННОГО ЭГ (Б, Г) ПРЕПАРАТОВ
А, Б- известняки турнейского яруса, скв. 1166. Лемкинское месторождение; В. Г- известняки турнейского яруса, скв. 11521, Онбийское месторождение
Рис. 5. ЧАСТОТА ВСТРЕЧАЕМОСТИ ПОРИСТОСТИ (А) И ПРОНИЦАЕМОСТИ (Б) В НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ЗООМОРФНЫХ ИЗВЕСТНЯКАХ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА (Демкинское месторождение)
Рис. 6. ВТОРИЧНАЯ КАВЕРНОЗНОСТЬ В БИОКЛАСТОВЫХ ЗООМОРФНЫХ ИЗВЕСТНЯКАХ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА (Демкинское месторождение)
А - один николь, Б - николи скрещены
Рис. 7. ПЕСЧАНИКИ ТУЛЬСКОГО ГОРИЗОНТА ВИЗЕЙСКОГО ЯРУСА (Демкинское месторождение)
А - водоносные (скв. 1166, образен 62), Б- нефтеносный с пятнами вторичного кальцита (светлое) (скв. 1182, образец 1)