ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 551.263.036
© Коллектив авторов, 2015
Особенности преобразования карбонатных коллекторов на завершающих стадиях развития нефтяных геофлюидных систем1
Э.А. Королев, к.г.м.н, В.П. Морозов, д.г.-м.н., А.Н. Кольчугин, к.г.-м.н., А.А. Ескин, Е.М. Нуриева, к.г.-м.н. (Казанский (Приволжский) федеральный университет)
Адрес для связи: Edik.Korolev@ksu.ru
Ключевые слова: турнейский ярус, нефть, коллекторы, водонефтяной контакт.
Changing of carbonate reservoir rocks on the final phase evolution petroleum geofluid systems
E.A. Korolev, V.P. Morozov, A.N. Kolchugin, A.A. Eskin, E.M. Nurieva (Kazan (Volga Region) Federal University, RF, Kazan)
E-mail: Edik.Korolev@ksu.ru
Key words: Tournaisian stage, oil, reservoir rocks, oil-water zones.
The authors studied conditions of changing carbonate reservoir rocks of Tournaisian stage in phase of water-flooding of oil reservoirs. We studied the sequence of changes in the pore volume in the limestone caused by oil oxidation products and identified three stages of change rocks: 1) increase of porosity, caused by activation of dissolution processes in mineral skeleton of rocks; 2) formation at the periphery of cavities thin crusts of calcite, which reduces of pore volume; 3) filling of open pore space large grains of calcite. These stages correspond to bitumen, water-bitumen and water subzones in structure of water-oil contact zones. Involvement in the development oxidized parts of oil reservoirs is important direct in oil exploration industry, today. Regularities identified in the work can help to choose methods of impact on the oil reservoir with heavy oil and bitumen.
Любая геофлюидная система, в том числе водонефтяная, рано или поздно может достигнуть завершающей фазы развития. Началом этой фазы фактически является момент стабилизации уровня водонефтяного контакта (ВНК). С этого времени развиваются процессы химического разложения углеводородов на более простые составляющие. Результатом реакций окисления является образование органических кислот, углекислого газа и молекул воды [1].
Новообразованные продукты химического разложения углеводородов представляют собой агрессивные агенты по отношению к вмещающим карбонатным породам. Поэтому в области их концентрации активизируются процессы растворения, переноса и переотложения минерального вещества, преобразующие ранее сформированное пустотное пространство коллекторов. При этом на ВНК создается возможность одновременной реализации разнонаправленных процессов (растворение - кристаллизация), протекающих на незначительном расстоянии друг от друга, часто в пределах одной полости-каверны. Примером являются нефтеносные карбонатные коллекторы турнейского яруса, находящиеся на различных стадиях заводнения (рис. 1).
Рис. 1. Литолого-геофизический разрез вскрытой бурением скважины:
ИБФ, ИБФЗ, ИБЗ-1 - известняки соответственно биокластово-фитогенные, биокластово-фи-тозоогенные, биокластово-зоогенные первого типа; ГИС - геофизические исследования скважин; ГК - гамма-каротаж; НГК - нейтронный гамма-каротаж; БК - боковой каротаж; ИК - индукционный каротаж
1Работа выполнена за счет средств субсидии, выделенной в рамках государственной поддержки Казанского (Приволжского) федерального университета с целью повышения его конкурентоспособности среди ведущих мировых научно-образовательных центров.
24 01'2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
В большинстве случаев обводняются и нефтяные залежи, локализованные в известняках-коллекторах упин-ского горизонта. Зоны ВНК не имеют четко выраженных границ, они «размыты» в пределах интервалов толщиной от 3 до 15 м. В верхних частях интервалов выделяются водобитуминозные подзоны, в нижних - водоносные. Переход между ними по данным ГИС отмечается резким снижением сопротивления на кривых электрокаротажа. Верхней границей битуминозных частей разрезов являются плотные известняки. На большей части поднятий ВНК приурочен к ранее существовавшим нефтяным залежам, которые в настоящее время частично или полностью разрушены в результате подъема уровня подошвенных вод.
Большой объем скважинного материала по нефтеносным структурам, залежи которых находятся на различных стадиях разрушения, позволяет рассмотреть характерные особенности вторичного изменения нефтевме-щающих известняков на завершающих стадиях развития водонефтяных систем. Однако прежде чем рассматривать вторичные изменения следует дать характеристику неизмененным необводненным породам-коллекторам продуктивных нефтяных пластов.
Согласно оптико-микроскопическим исследованиям продуктивные слои упинского горизонта сложены био-кластово-зоогенными известняками. Основными структурными компонентами пород являются органические остатки (85-90 %), представленные главным образом гранулированными раковинами фораминифер (рис. 2). В меньших количествах присутствуют створки брахио-под и членики криноидей. В результате сильной грануляции элементы фораминиферовых раковин часто практически не просматриваются, границы их контуров сливаются с цементирующей массой, под микроскопом они выглядят как сфероидальные известковистые комочки, сложенные микрозернистым (диаметром около 0,01 мм) кальцитом. Раковины сцементированы кальци-товым цементом, на долю которого приходится 10-15 % породы. Цемент контактно-порового типа, по структуре разнозернистый, не полностью заполняет пространство между гранулированными раковинами.
Пористость известняков составляет 15-25 %, поры равномерно распределены по объему пород. Они образовались за счет выщелачивания цементирующего материала агрессивными водонефтяными флюидами, сформировавшими коллекторы. Первичный цемент в основном
Рис. 2. Шлиф нефтенасыщенного биокластово-зоогенного известняка
был растворен и вынесен за пределы залежи, частично перекристаллизован с образованием относительно крупных (диаметром 0,1-0,5 мм) зерен кальцита. При значимых структурных преобразованиях кальцитового цемента органические остатки практически не изменились.
Анализ пустотно-порового пространства показывает, что вся порода пронизана сообщающимися кавернозными каналами диаметром от 0,1 до 0,5 мм, что обусловливает ее высокую проницаемость. Каналы характеризуются извилистыми очертаниями, осложнены раздувами и пережимами в зависимости от близости расположения органических остатков и наличия аутигенного кальцита. Стенки кавернозно-поровых каналов имеют сглаженные очертания без заметных шероховатостей и изъеденных краев.
Подобное строение присуще всем нефтеносным коллекторам упинского горизонта. В заводненных нефтяных залежах углеводородсодержащие известняки заметно отличаются от вышеописанных. В первую очередь это проявляется в строении пустотно-порового пространства пород, что выражается в укрупнении полостей и изменении их морфологии.
Непосредственно на границе вода - нефть в локальных областях происходит слияние близко расположенных каналов с образованием более крупных полостей (каверн) выщелачивания. Очевидно, это обусловлено растворением перемычек между пустотами в результате повышения кислотности флюида продуктами окисления углеводородов. Локальный характер укрупнения полостей свидетельствует о том, что процессы окисления в каждой полости протекают с различной интенсивностью. Вероятно, это связано с особенностями миграции флюида в пустотном пространстве породы. В одних случаях отток агрессивных агентов может быть затруднен, например, вследствие образования битумных пробок в области пережимов, в результате их накопление приведет к растворению стенок каналов с последующим их укрупнением. В других случаях в кавернозных каналах сохраняется возможность оттока агрессивных веществ в области пониженных концентраций, здесь процессы выщелачивания протекают с меньшей интенсивностью. В результате неравновесных локальных условий создается эффект избирательного выщелачивания на контакте нефть - вода в виде неравномерной кавернозности [2].
Стенки крупных каверн часто имеют изъеденные неровные края, что отличает их от пустот выщелачивания, образованных на стадиях формирования коллектора. Подобная особенность на первый взгляд мало соответствует процессам растворения, которые в конечном счете приводят к сглаживанию всех неровностей и шероховатостей в областях фильтрации. Однако, если учесть, что стенки каналов неравномерно покрыты битуминозным веществом, то их локальная коррозия становится вполне понятной. В одних местах, где отсутствовало битумное покрытие, происходило избирательное растворение, в других - углеводородные примазки изолировали поверхность каналов от воздействия агрессивных растворов. Одновременно с растворением стенок каналов происходит противоположный процесс - отложение карбонатного материала. В зависимости от гидродинамических параметров каналов фильтрации, определяю-
Рис. 3. Битуминозный биокластово-зоогенный известняк:
а - срез керна; б - фрагмент шлифа
щих интенсивность оттока вещества, синтез новообразованных зерен кальцита имеет свои особенности.
В полуизолированных системах, где затруднен диффузионный обмен с соседними каналами, формируется одно иногда два крупных (диаметром 0,25-0,5 мм) монозерна кальцита. Как правило, они зарождаются в углублениях на стыке между соприкасающимися раковинами органических остатков (рис. 3). По-видимому, здесь создаются наиболее оптимальные условия для устойчивого роста кальцитовых кристаллов. Маловероятно, что затравки возникали только на этих участках, скорее всего другие кальцитовые новообразования были растворены при последующих изменениях кислотности среды, не успев вырасти до размеров, обеспечивающих их устойчивость в этих условиях. На изменение рН растворов, в частности, указывают многочисленные зоны роста внутри зерен аутигенного кальцита.
Часто в крупных кавернах наряду с кальцитом присутствует доломит. Обычно этот минерал не удается обнаружить с помощью оптического микроскопа, он фиксируется лишь на рентгеновских дифрактограммах в виде небольшого по интенсивности рефлекса йш = (2,89-2,9)-10-7 мм. Исследование структурных особенностей доломита показало, что он характеризует
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.