ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98+553.54
© А.Н. Кольчугин, Э.А. Королев, В.П. Морозов, 2015
Особенности строения зон водонефтяных контактов в карбонатных породах башкирского яруса1
A.Н. Кольчугин, к.г.-м.н., Э.А. Королев, к.г.-м.н.,
B.П. Морозов, д.г.-м.н. (Казанский (Приволжский) федеральный университет)
Адреса для связи: Anton.Kolchugin@kpfu.ru, Edik.Korolev@kpfu.ru, Vladimir.Morozov@kpfu.ru
Ключевые слова: карбонатные породы, вторичные изменения, водонефтяной контакт, состав нефти.
Structure of oil-water contact zones of Bashkirian carbonate reservoirs
A.N. Kolchugin, E.A. Korolev, V.P. Morozov (Kazan (Volga Region) Federal University, RF, Kazan)
E-mail: Anton.Kolchugin@kpfu.ru, Edik.Korolev@kpfu.ru, Vladimir.Morozov@kpfu.ru
Key words: carbonate rocks, diagenesis, oil-water contact, composition of hydrocarbons.
The authors have shown principle structure of oil-water contact zones in Bashkirian carbonate reservoirs of Volga-Ural region. There were established structural and mineral characteristics of oil-water contact zones and were shown main regularities of changing composition of hydrocarbons along the section. It depends from type, speed and intensity of metasomatic transformations of rocks.
Проблемой вторичных преобразований пород в зонах водонефтяных контактов (ВНК) много лет занимаются геологи, изучающие терригенные и карбонатные породы-коллекторы. Достаточно важным в изучении зон ВНК является поиск причин природного разрушения резервуаров нефти, так как формирование зон древних и современных ВНК, особенно в карбонатных резервуарах, по существу и есть разрушение залежей с присущими им определенными признаками. К таким признакам относятся специфические структурно-минеральные преобразования пород, а также изменения свойств флюидов, вмещаемых породами, прежде всего нефти. Основной целью исследования было выявление особенностей минеральных парагенезов в зоне ВНК на примере Аканского нефтяного месторождения, приуроченного к башкирскому ярусу Волго-Уральского региона. Месторождение расположено на восточном борту Мелекесской впадины Волго-Уральской антекли-зы, в административном отношении - в Нурлатском районе Республики Татарстан (рис. 1).
Изучение зон ВНК в карбонатных породах позволяет получить информацию о механизмах разрушения резервуаров нефти процессами природного обводнения пластов. Многие нефтяные компании не разбуривают подобные интервалы или разбуривают лишь их верхние части из-за отсутствия перспектив освоения этих зон и удорожания буровых работ. Поэтому наличие информации о данных интервалах является в определенном смысле редкостью, что дополнительно стимулирует исследователей к их изучению. Понимание механизмов формирования зон ВНК, закономерностей минеральных и структурных преобразований пород, а также смены состава углеводородов в зонах ВНК позволяет ближе подойти к решению проблемы разрушения место-
рождений нефти, особенно в центральной и восточной частях Волго-Уральской антеклизы, где разрабатываемые месторождения характеризуются высокой обводненностью извлекаемой продукции. В связи с этим возникает необходимость вовлечения в разработку новых объектов, главным образом карбонатных резервуаров с высоковязкими и малоподвижными нефтями. Понимание строения, истории формирования и преобразования таких резервуаров особенно актуально, так как позволит
Рис. 1. Тектоническая схема Волго-Уральской антеклизы (С.Е. Войтович, Н.С. Гатиятуллин, 2003 г.):
1 - границы крупных тектонических структур первого порядка;
2 - границы структур второго порядка (валы, валообразные зоны, валообразные структуры); 3 - Аканское месторождение
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, и средств субсидий, выделенных Казанскому (Приволжскому) федеральному университету для выполнения проектной части государственного задания в сфере научной деятельности.
подобрать рациональные технологические решения для их освоения.
Зоны ВНК изучали многие исследователи [1-5]. Однако системно изучение процессов преобразований пород в зонах ВНК в карбонатных резервуарах в связи с определением механизмов разрушения залежей нефти не проводилось до последнего времени. Важным аспектом при исследовании зон ВНК в карбонатных породах является отсутствие четкой или сколь-нибудь надежно различимой границы между нефтеносной и водоносной частями разреза. Наиболее надежным способом их разделения является резкое падение удельного электрического сопротивления по кривым электрического каротажа. При этом сама зона ВНК по структурно-минеральным признакам и составу вмещаемых породами флюидов может достигать нескольких метров. В рамках работы предпринята попытка унифицировать структурные и минеральные признаки пород, включая состав флюидов, вполне надежно характеризующих зоны ВНК.
Методики исследований
Толщина видимой зоны ВНК составила 4 м. С целью детальной характеристики ее пород были отобраны образцы керна в среднем через каждые 10 см (рис. 2). Помимо керна зоны ВНК изучался керн, характеризующий и саму нефтяную залежь в отложениях башкирского яруса толщиной около 40 м.
В ходе макроскопического описания образцов большое внимание обращалось на их структурно-текстурные характеристики, особенности взаимоотношения различных структурных типов известняков, флюидона-сыщенность и характер распределения типов пустотного пространства в породе. Кроме того, при помощи поляризационного микроскопа были изучены шлифы, которые характеризовали в различной степени преобразованные вторичными изменениями участки пород. Исследование шлифов позволило выявить закономерности соотношений количеств вторичных минералов в породах, а также степень минеральных и структурных преобразований. Помимо оптико-микроскопических исследований проводился рентгенографический анализ для выявления особенностей минерального состава пород. Так, некоторые минералы, не установленные по данным оптико-микроскопического изучения, достаточно надежно выявлялись на рентгеновских дифрак-тограммах. В рамках исследований также использовался метод термического анализа горных пород и вмещаемых породами флюидов [6, 7]. Метод хорошо зарекомендовал себя при оценке качественного состава угле-
Рис. 2. Керн из зоны ВНК
водородов. В частности, анализировались соскобы углеводородов из трещин, крупных каверн, а также материал, отобранный из образцов с матричным типом пу-стотности. Малая навеска пробы, относительная экс-прессность и высокая точность измерений позволили установить основные различия в составе углеводородов из различных типов пустотного пространства. Помимо традиционных методов изучения кернового материала был использован метод рентгеновской томографии, что позволило охарактеризовать размер, форму и протяженность пустотно-порового пространства породы - от мелких тонких изолированных пор до протяженных ка-верновых каналов.
Результаты
Изучение разреза нефтяной залежи дало возможность выделить в ее строении три основных зоны:
- нефтяную залежь;
- частично разрушенную нефтяную залежь;
- ВНК.
Следует отметить, что все указанные зоны выделяются на основе различия компонентного состава нефти и специфических структурных и минеральных признаков пород, к которым относятся:
- селективное выщелачивание;
- неселективное выщелачивание;
- перекристаллизация;
- кальцитизация;
- окремнение.
Так, в пределах нефтяной залежи главным и в наибольшей степени явным признаком следует считать лишь селективное выщелачивание, формирующее в породе равномерно развитую пористость [8, 9]. Другие типы вторичных преобразований скорее имеют спорадический характер. Чаще всего они напрямую не связаны с процессами изменений пород при участии мигрирующих через толщи пород флюидов, а являются лишь следствием классических диагенетических изменений пород в условиях фонового литогенеза.
Частично разрушенная нефтяная залежь представляет собой сочетание пород-коллекторов и плотных пород, в которых отмечаются структурно-минеральные изменения и утяжеление состава углеводородов, а также снижение их подвижности по сравнению с зоной нефтяной залежи. Это отчетливо видно на кривых термического анализа. В зонах частично разрушенной залежи установлены такие вторичные преобразования, как вторичное окремнение, кальцитизация и перекристаллизация. Нередко отмечаются вторичные каверны неселективного выщелачивания. Окремнение как вторичный процесс проявляется не столько в замещении органических остатков, сколько в виде заполнения по-рового пространства агрегатами вторичного кварца и халцедона. Кальцитизация и часто сопутствующая ей перекристаллизация выражены довольно интенсивно. Так, в зоне частично разрушенной залежи под оптическим микроскопом довольно надежно прослеживаются агрегаты новообразованного кальцита в виде изомет-ричных, иногда прожилковых, форм и относительно надежно фиксируется неселективная кавернозность.
Первичное макроскопическое описание пород зоны ВНК показало, что они существенно отличаются по
структурно-текстурным характеристикам, флюидонасы-щенности и минеральному составу от пород нефтяной залежи, несколько в меньшей степени от пород частично разрушенной залежи. Необходимо также отметить, что наиболее интенсивно вторичные процессы проявляются на участках разреза с заведомо более высокими фильт-рационно-емкостными свойствами, тогда как относительно плотные участки пород вторичными процессами изменены слабо либо вовсе не изменены. Макроскопически надежно фиксируются крупные каверны и каналы выщелачивания нередко протяженностью до 10-15 см, диаметром до 2-3 см (рис. 3).
Рис. 3. Данные рентгеновской томографии образца керна диаметром 10 см:
а - исходный образец; б - канал выщелачивания; в - распределение пор и поровых каналов в образце
Часто такие каверны выполнены агрегатами крупнокристаллического кальцита, образующими щетки и друзы (рис. 4). Нередко зерна кальцита содержат включения битумоидов,
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.