CC BY
92
УДК: 551.7.022 а.И. Кудаманов1, К.Г. Скачек2
'ООО «КогалымНИПИнефтъ», Когалым, 2ТПП «Когалымнефтегаз», Когалым kudamanov@nipi.ws.lukoil.com
ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ СЕДИМЕНТАЦИИ И ЛИТОГЕНЕЗА НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СУРГУТСКОГО СВОДА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ
Продуктивные пласты валанжина Сургутского свода характеризуются чешуйчатым строением по схеме кровельного прилегания отдельных линз (сиквенсов) толщиною 40-60 м с востока на запад, что отражает ритмичное выдвижение волновой дельты на фоне эвстатики уровня моря. В начальный период трансгрессии часть дельтовых образований разрушилась с образованием барьерных островов и лагун. Песчаники островов характеризуются самыми высокими коллекторскими свойствами. Эпигенез приводит к повышению проницаемости в верхней части разреза барьерных островов за счет растворения карбонатных минералов и частичного разрушения калийсодержащих хлоритов и гидрослюд.
Ключевые слова: клиноформы, лагуна, сиквенсы, барьерные острова, шельфовая зона, биотурбация.
В северной части Сургутского свода основные запасы нефти связаны с отложениями неокома, характеризующегося весьма сложным геологическим строением. Согласно данным бурения, отмечается неравномерное распределение участков с повышенной толщиной и продуктивностью. Наличие зон литологических замещений и невыдержанности пластов по толщине и коллекторским свойствам обусловлены, в первую очередь, сильной фациаль-ной изменчивостью отложений вследствие резких колебаний условий седиментации, что, безусловно, необходимо учитывать при поиске новых и разработке уже открытых месторождений.
Территория исследований расположена в 160 км севернее г. Сургут и охватывает площадь Тевлинско-Русскин-ского месторождения. Осадочный чехол (до 3500 м) представлен терригенными отложениями юрской и меловой систем и породами кайнозойской группы. В кровле сор-тымской свиты нижнего мела залегают продуктивный пласт БС102 и перекрывающая его чеускинс-кая пачка аргиллитов. На основании фораминифер, аммонитов и пелеципод возраст сортымской свиты определен как берриас-валанжинский. Согласно тектонической карте Западно-Сибирской плиты (Шпильман и др., 1998), Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в пределах Когалымс-кой вершины - структуры II порядка.
Клиноформное строение берриас-валанжин-ских отложений Сургутского свода, как и всего неокома Западно-Сибирской плиты, отвечает условиям лавинной седиментации (Лисицын, 1988). Песчаные линзы различаются по их приуроченности к трем основным зонам развития морских бассейнов: глубоководной части, склону шельфа и самому шельфу. Седиментация пласта БС102 происходила преимущественно в обстановках при-брежно-морского комплекса шельфовой зоны. В соответствии с принципиальной моделью строения неокома Северного Приобья Западной Сибири (Карогодин и др., 2000), горизонт БС10 относится
4,0
3,5
3,0
5 2,5
2,0
1,5
1,040,0
10000,00 л 1000,00
о 100,00 г
® ю,оо
к субрегиональному покачевскому (савуйскому) клиноцик-литу (КЦ). Его трансгрессивная покачевская (савуйская) пачка глин (толщиной 15 - 40 м), залегающая в основании КЦ, служит покрышкой для горизонта БС11.
Рис. 1. Схематичное строение пласта БС102:1 - регрессивная серия, 11 - трансгрессивная; а, б, в, г, д, е, ж - возможныге типыг разрезов скважин.
В пределах Тевлинско-Русскинского месторождения и смежных территорий пласт БС102 (толщиной до 60 м) пред-
2,2 2 1,8
50,0
100,0 150,0 200,0 250,0 М<1
0,10 0,01
1000,00
Ез юо.оо о £
® 10,00
100 120 1Ш
,00 .....■.....................
(,0 50,(Г ¿00,0 150,0 200,0 250,0
1,00 0,10
100,0 80,0 60,0
о
й 40,0 20,0
Мс1
Мс1
80,0 60,0
О
£ 40,0 20,0
а)
0,0^ 0,0
50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 1М
0,04— 50
б)
110 Ш
130 150 170
Рис. 2. Графики зависимости литологических и петрофизических параметров отложений пласта БС102 по скважинам 9731 (а) и 9778 (б). 1 - Регрессия; 2 - Трансгрессия.
научно-технический журнал
I еоресурсы 5 (28) 2008
ставлен песчано-алевритовыми линзами (сиквенсами) подобного строения, полого перекрывающими друг друга в западном направлении по схеме кровельного прилегания. Разделение песчаных тел-коллекторов обусловлено глинистыми пачками, залегающими в основании каждой линзы (сиквенса). В плане линзы имеют вытянутую в субмеридиональном направлении форму и отражают простирание береговой линии. Согласно размерам и контурам локализации, песчаные тела являлись частью дельты волнового типа, так как маловероятно достижение такой степени накопления без речного привноса осадка (Рединг, 1990). На картах эффективных толщин, построенных по серии песчаных пластов неокома в пределах Среднего Приобья, выделяется ряд крупных палеодельт (Плавник и др., 1988). Осевая линия одной из них проходит в центральной части Нижневартовского и Сургутского сводов в северо-западном направлении, заканчиваясь в пределах площади исследований.
По результатам исследования керна порядка 90 скважин составлено схематичное описание разреза отдельной линзы (сиквенса). В основании (толщина 20 - 30 м) разреза расположены отложения переходной зоны (ПЗ), реже -нижней части предфронтальной зоны пляжа (ПФЗ), представленные преимущественно глинистыми алевролитами и глинистыми песчаниками с редкими прослоями штормовых песчаников. Текстуры массивные, реже горизонтальные и волнистые слойчатые. Отмечаются следы био-турбации, редкий раковинный детрит. Средняя часть линзы (толщиной 20 - 25 м) сложена преимущественно осадками нижней зоны пляжа (НЗ) и представлена мелкозернистыми слабо глинистыми песчаниками. Текстура косая однонаправленная и разнонаправленная слойчатая или массивная, иногда со следами биотурбации. Невыдержанный по площади комплекс осадков (участками толщиной до 5 - 10 м) предфронтальной, нижней и верхней зоны пляжа (ВЗ), залегающий выше, представлен средне-мелкозернистыми песчаниками вдоль береговых валов, баров и барьерных островов и глинистыми алевролитами лагунных фаций. Преобладают массивные текстуры. Для всех отложений пласта (кроме верхнего комплекса) характерны повышенные содержания растительного детрита и слюд. В породах ПЗ, ПФЗ и НЗ нередко отмечаются следы пластической деформации.
В кровле пласта БС102 отмечается выдержанная пачка толщиной 0,2 - 0,6 м серых плохо сортированных глинистых, преимущественно мелкозернистых, песчаников и глинистых алевролитов, с текстурой биотурбации. Отложения накапливались в условиях ПФЗ и перекрыты глинистыми отложениями чеускинской пачки переходной и дальней зоны (ДЗ).
Согласно схеме фациального районирования по кровле пласта на начало накопления «чеускинских» глин, поверхность пляжа имела наклон порядка 0,5 - 2,5 м на 1 км, т.е. менее 0,2°, что соответствует наклону большинства сейсмических горизонтов в неокоме (Карогодин и др., 2000). При этом ширина НЗ составляла 4 - 8 км, ширина ПФЗ и ПЗ - 10 - 15 км, высота прилива принимается 2 - 4 м и глубина штормового воздействия - 35 - 36 м (Рединг, 1990).
Режим лавинной седиментации, существовавший в неокоме Западно-Сибирской плиты, приводил к накоплению осадков в мелководной зоне, глинистая часть которых вследствие быстрого захоронения находилась в состоянии
недоуплотнения. Для образования оползней (Рединг, 1990) угла наклона 0,2 - 2,0° на участках повышенного давления и недоуплотнения при усилении энергии волн достаточно. Угол наклона поверхностей, разделяющих соседние линзы (до 1,5 - 2,0°), делает маловероятным их происхождение без участия конседиментационных процессов деформации. Часто наблюдаемые текстуры пластической деформации также свидетельствуют о широком развитии оползневых процессов. Таким образом, осадконакопле-ние отложений пласта БС102 характеризуется несовпадением колебаний водной разгрузки и режима бассейна, что нашло отражение в чередовании периодов выдвижения дельты и периодов частичной переработки осадков волновыми процессами. Общие закономерности для крупных клиноформ (Карогодин и др., 2000) и для линз пласта БС102 указывают на существование в неокоме колебаний уровня моря различной амплитуды и периодичности.
Завершение «савуйской» регрессии и начало «чеускин-ской» трансгрессии знаменуется разрушением («срезанием» под углом менее 0,2°) верхней части дельты и переотложением осадков на эрозионной поверхности в виде вдоль-береговых валов, баров и барьерных островов. К востоку от барьерных островов формировались лагуны. Следовательно, в строении пласта можно выделить две серии отложений, отвечающие двум этапам развития побережья (дельты волнового типа). Нижняя большая часть пласта ритмично накапливалась в условиях лавинной седиментации с преобладанием потоковой гидродинамики относительно волновой на фоне регрессии моря. Условия осадконакопления верхней части характеризуются интенсивным развитием волновых процессов в начальную фазу трансгрессии (Рис. 1).
Для выявления характера влияния обстановок седиментации на коллекторские свойства пород рассмотрим взаимозависимости некоторых фильтрационно-емкостных и литологических параметров на примере скважин 9731 и 9778 Тевлинско-Русскинского месторождения. Выбор скважин обусловлен разнообразием фаций, представленных керном, и степенью изученности последнего. С учетом подобного строения линейных побережий и дельт волнового типа для характеристики разреза использована «Схема геоморфологических единиц береговой зоны» (Рединг, 1990).
Разрез скважины 9731 соответствует типу «ж» (Рис. 1). По керну в нижней части пласта БС102 выделяется пять ритмично построенных пачек регрессивной серии (толщиной 16,0 м), представленных фациями ПЗ, редко ПФЗ побережья. Песчано-алевритовые породы-коллекторы слагают преимущественно конусы выноса штормовых откатов, значительно реже вдольбереговые регрессивные валы. Выше залегающая трансгрессивная серия (толщиной 9,7 м) представлена четырьмя пачками осадков преимущественно ВЗ и НЗ, реже ПФЗ. Породы-коллекторы слагают невыдержанные по латерали вдольбереговые валы, бары и барьерные острова. В коллекторах трансгрессивной серии относительно регрессивной медианный диаметр (Мё) возрастает до 199,9 мкм (против 87,2 мкм), коэффициент сортировки (Б ) уменьшается до 1,72 (против 2,38), пористость увеличивается до 22,23 % (против 15,58 %), проницаемость повышается до 0,481 мкм2 (против 0,006 мкм2), коэффициент водоудерживающей способности (К ) уменьшается до 27,6 % (против 61,5 %).
Подобный контраст значений является следствием в
5 (28) 2008
^научно-техническим журнал
Георесурсы
Насыщение по ГИС Этап накопления Интервал, м Содержание глинистых минералов в пелитовой фракции, % Проницаемость, мкм2 ■ 103 Водоудерживающая способность, %
каолинит хлорит гидрослвдца
нефть Трансгрессивный 2529,50-2541,10 2529,5-2529,8 (0,3 м) зо а) 46(1) 24(1) 4,85 (1) 46,9 (1)
2529,8-2535,4 (5,6 м) 55-90/76 (6) 7-22/15 (6) 3-21/9 (6) 50,13-2091,00/655,40 (20) 12,8-30,7/19,55 (19)
нефть+вода 2535,4-2537,7 (2,3 м) 66-90/77 (3) 3-21/14 (3) 5-13/8 (3) 16,52-71,87/42,27 (7) 26,1-32,5/29,39 (7)
2537,7-2538,4 (0,7 м) 21-35/26 (3) 30-38/35 (3) 28-42/37 (3) 558,47-1464,00/1011,24(2) 14,9-28,0/21,5 (2)
вода 2538,4-2541,1 (2,7 м) 29(2) 33-38/36 (2) 33-38/35 (2) 0,11-1507,00/368,35 (7) 12,0-84,1/47,49 (7)
Регрессивный 2541,10-2555 2541,1-2555,3 (14,2 м) 6-31/20(6) 39-60/50 (6) 15-49/29 (6) 0,05-6,30/1,49 (12) 40,3-89,2/67,72 (12)
Табл. 1. Усредненные значения параметров для скв. 9731.
первую очередь резкого различия фациальных обстано-вок их накопления. В породах кровельной части разреза коллекторские свойства значительно ухудшаются в результате интенсивной биотурбации осадка.
Разрез скважины 9778 относится к типу «д» (Рис. 1). В строении нижней части пласта по керну выделяется семь ритмично построенных пачек регрессивной серии (22,7 м), представленных фациями ПФЗ побережья. Породы-коллекторы слагают конусы выноса и вдольбереговые регрессивные валы. Выше залегающая трансгрессивная серия (22,5 м) представлена 11 пачками осадков вдольбереговых валов и баров ПФЗ, ВЗ и НЗ пляжа, в том числе и барьерных островов. Различия усредненных значений параметров не столь ярко выражены как в предыдущем случае. Отложения трансгрессивной серии, при близких значениях Б (1,57 против 1,59), характеризуются слабым понижением пористости (17,84 % против 19,19 %) и Кс (37,6 % против 39,8 %), и в то же время Мё увеличивается до 138,7 мкм (против 104,8 мкм), а проницаемость до 0,075 мкм2 (против 0,027 мкм2) относительно осадков регрессивной серии. Следовательно, и в этом случае устанавливается прямая зависимость проницаемости от Мё отложений.
На рисунке 2 показаны соотношения точечных значений Б , проницаемости (мкм2 103), К и Мё для отложений регрессивной и трансгрессивной серий в скв. 9731 и 9778. Согласно этим графикам, с увеличением Мё улучшается сортировка и возрастает проницаемость, а К закономерно уменьшается. Для отложений трансгрессивных серий относительно регрессивных в целом характерно улучшение сортировки, увеличение Мё, снижение К , повышение проницаемости (особенно по скв. 9731).
Как известно (Ушатинский, Зарипов, 1978; Лебедев, 1992), степень и характер наложенных изменений в породах-коллекторах определяется соотношением основных групп глинистых минералов цемента (каолинит - хлорит -гидрослюды). При этом считается, что в неизмененных разностях пород-коллекторов соотношения глинистых минералов в целом близки соотношениям в слабо проницаемых породах и отражают региональные стадиальные (диагенез и катагенез) преобразования на определенной глубине погружения, при соответствующем воздействии температуры и давления.
Наложенные (эпигенетические) изменения возникают под действием мигрирующих глубинных флюидов, обладающих повышенной температурой (тепловой поток) и определенным химическим составом (геохимическая специализация), и связанных с локальными зонами разуплотнения и повышенной проницаемости. Разогретые флюиды в условиях повышенного давления, обладая свойствами кислот, способны растворять, переносить и, при изменении условий, отлагать в осадок определенные комплексы химических элементов в виде новообразованных (аутигенных) минералов, не характерных для данной глубины стадиального катагенеза. Подобные наложенные изменения под действием разогретых газово-жидких флюидов приводят к изменению соотношения глинистых минералов в цементе пород-коллекторов. Согласно Ушатинскому и Зарипову (1978), пропорции могут смещаться либо в сторону увеличения содержаний каолинита (слабо кислая среда), либо - в сторону увеличения содержаний хлорита (субщелочная среда).
В аргиллитах скважины 9731 ниже пласта БС102, в одном образце определено следующее соотношение (%) каолинита - хлорита - гидрослюд: 3 - 22 - 68. В нижней части пласта (ПЗ) в глинистых алевролитах крупно-мелкозернистых по трем образцам содержание каолинита варьирует от 9 до 27 (среднее 19 %); хлорита - 38 - 52 (44 %) и гидрослюд - 27 - 41 (32 %). Возможно, вследствие наличия слабой проницаемости в глинистых алевролитах, данные отклонения соотношений являются результатом катагенетических преобразований в субщелочной среде. К сожалению, в разрезе скважины 9778 определение содержаний глинистых минералов в породах-флюидоупорах не проводилось.
В таблицах 1 и 2 представлены по скважинам усредненные значения содержаний глинистых минералов в цементе пород-коллекторов и данные сопоставления их с проницаемостью и К относительно положения в разрезе: выше ВНК, в области ВНК и ниже ВНК (по заключению ГИС). Здесь же указаны граничные значения параметров, ниже дробной черты - средние, в скобках - количество образцов. В породах, насыщенных нефтью, в составе глинистых минералов преобладает каолинит. Лишь в кровельной части пласта, в породах со следами биотурбации, отмечаются высокие содержания хлорита. При близких глубинах ВНК (2538,4 и 2538,6 м) зоны смешанного насыщения (нефть+вода) отличаются по толщине почти в 1,5 раза (3,0 и 2,2 м).
Насыщение по ГИС Этап накопления Интервал, м Содержание глинистых ми в пелитовой фракции нералов % Проницаемость, мкм2 ■ 103 Водоуцерживаюгцая способность, %
каолинит хлорит гидрослюда
нефть Трансгрессивный 2520,95-2544,81 2521,0-2523,0 (2,0 м) 24-34/28 (5) 38-43/40 (5) 20-34/29 (5) 0,01-700,69/81,20 (22) 21,0-88,8/41,10 (22)
2523,0-2536,4 (13,0 м) 22-65/45 (18) 21-46/33 (18) 12-33/21 (18) 6,11-274,00/44,83 (45) 19,2-43,7/34,86 (46)
нефть+вода 2536,4-2537,9 (1,5 м) 40-48/44 (2) 35-39/37 (2) 15-19/17 (2) 3,67-19,05/8,77 (7) 41,3-46,7/43,41 (7)
2537,9-2538,6 (0,7 м) 30(1) 45 (1) 22(1) 2,15 (1) 53,40 (1)
вода 2538,6-2541,1 (2,5 м) 20-42/34 (9) 21-52/38 (9) 14-38/25 (9) 4,46-38,99/13,95 (13) 30,8-48,1/40,54 (13)
Регрессивный 2544,81-2567,62 2541,1-2567,6 (26,5 м) 19-36/25 (8) 42-48/45 (8) 17-33/27 (8) 0,25-153,01/31,62 (70) 24,6-62,9/37,19 (70)
Табл. 2. Усредненныге значения параметров для скв. 9778.
научно-технический журнал
I еоресурсы 5 (28) 2008
По составу глинистой составляющей пород-коллекторов интервалы смешанного насыщения в каждой скважине подразделяются на две части. В верхних частях, как и в нефтенасыщенных породах, наблюдается преобладание каолинита (особенно в скв. 9731). В нижней части преобладают хлорит и гидрослюды (скв. 9731) или один хлорит (скв. 9778). Ниже ВНК в скв. 9731 также преобладают хлорит, причем в приконтактовой части - с гидрослюдами; в скв. 9778 -тот же хлорит, а в приконтактовой части - с каолинитом.
Таким образом, общими закономерностями в двух скважинах обладают нефтенасыщенные породы и верхние (преобладающие) части интервалов смешанного насыщения, а в зоне ВНК (толщиной 0,7 м) и ниже - скважины характеризуются отличными друг от друга соотношениями глинистых минералов. Общие черты нефтенасыщенных отложений могут свидетельствовать о том, что «поступление нефтяных углеводородов в пласт резко замедляет или приостанавливает электролитические по своей сути процессы аутигенного минералообразования» (Ушатинский, Зарипов, 1978). В непродуктивных водона-сыщенных породах наложенные изменения, в первую очередь тонкозернистых фракций и глинистых минералов, продолжаются постоянно с различными скоростью и направленностью, в зависимости от вариаций во времени химизма пластовых вод.
В терригенных поровых коллекторах основными аути-генными минералами, ухудшающими коллекторские свойства, являются карбонаты (в основном кальцит, менее доломит, сидерит, анкерит и др.), хорошо растворимые в кислотной среде. Известно (Лебедев, 1992), что для возникновения наложенной карбонатизации (с содержанием карбонатов 25 - 30 %) в слое песчаников толщиною в 1 м, необходимо растворить и «сконцентрировать» карбонатный материал примерно из 10 м пород-коллекторов. При этом же за счет выноса карбонатных минералов происходит увеличение пористости и проницаемости. В рассматриваемых разрезах пласта БС102 карбонатные песчаники составляют от 2 до 8 %, характеризуются спорадическим распространением и наблюдаются преимущественно в зоне ВНК и ниже, в водонасыщенных коллекторах, обладающих пониженными значениями проницаемости и повышенными К относительно нефтенасыщенных даже при близких значениях Мё и Б (например, скв. 9778).
Таким образом, резюмируя изложенное, отметим, что формирование пласта БС102 в северной части Сургутского свода могло происходить по следующему сценарию. Первому этапу седиментации отвечает ритмичное выдвижение дельты волнового типа линзовидно-чешуйчатого строения в ходе регрессии моря. В начальную фазу трансгрессии верхняя часть дельты разрушалась, осадки интенсивно перерабатывались волнением и перераспределялись в виде вдольбереговых барьерных образований трансгрессивной серии (Рис. 1), перекрытых затем глинистыми отложениями субрегиональной чеускинской пачки.
По мере погружения и уплотнения происходило отжа-тие пластовых вод, насыщенных продуктами разложения органики (в том числе СО2), из иловых осадков в сторону пористых песчано-алевритовых отложений. Химически активные воды слабо кислого состава растворяли карбонаты и частично хлориты и гидрослюды с образованием вторичного каолинита в составе глинистой составляющей це-
М X
мента пород-коллекторов. УВ-флюиды, поступая в ловушку, в первую очередь в изначально наиболее проницаемые породы (трансгрессивной серии), вытесняли водные растворы в нижнюю часть пород-коллекторов и предотвращали (замедляли) реакции аутигенеза в породах неф-тенасыщенной части. Химически активные растворы, локализуясь ниже ВНК, продолжали и продолжают воздействовать на водонасыщенные породы-коллекторы. Изменение с течением времени химизма вод приводило к выпадению карбонатов на геохимических барьерах (в том числе и в зоне ВНК) и развитию аутигенных хлоритов.
Литература
Карогодин Ю.Н., Казаненков В.А. и др. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО». 2000. 252.
Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л.: Недра. 1992. 239.
Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерыгвыг в осадко-накоплении в морях и океанах. М.: Наука. 1988. 306.
Обстановки осадконакопления и фации. Под ред. X. Рединга. М.: Мир. 1990. 352.
Плавник Г.И., Судат Л.Г., Ясович Г.С. Особенности размещения ловушек в дельтовых отложениях (на примере неокома Западной Сибири). Физико-литологические особенности и коллекторские свойства продуктивныгх пород глубоких горизонтов Западной Сибири. Тюмень:. ЗапСибНИГНИ. 1988. 77-82.
Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плитыг. Свердловск: Средне-Уральское книжное издательство. 1978. 207.
A.I. Kudamanov, K.G. Skachek. The effect of sedimentation and lithogenesis environments on the reservoir properties of the neocomian sediments within the Surgut arch (Western Siberian plate). Valanginian pay zones confined to the Surgut arch are characterized by imbricated structure. This reflects a rhythmic advance of a wave-dominated delta "against the background" of eustatic sea-level changes. In the early stages of transgression delta deposits were partially destroyed and barrier islands and lagoons were formed. Sands in the barrier islands have the highest reservoir quality. Epige-netic processes such as dissolution of carbonates and partial destruction of potassium-bearing chlorites and hydromicas result in increase of permeability in the upper part of the barriers islands deposits.
Key words: clinoforms, lagoon, sedimentary sequences, barrier islands, shelf zone, bioturbation.
Константин Геннадьевич Скачек Начальник отдела лицензирования и ГРР ТПП «Кога-лымнефтегаз»
628481, Тюменская обл., ХМАО, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 6. Тел.: 8-(34667) 4-86-66.
научно-технический журнал
Георесурсы Щ$Щ
