CC BY
37
Н.З. Ахметов', А.И. Бахтин3, Т.Л. Васильева3, Э.А. Королев3, Г.А. Кринари3,,
В.П. Морозов3, С.Н. Пикалев2, А.Х. Сафин2
'ОАО «ТАТНЕФТЬ». 'ЗАО «ТАТЕХ», г. Альметьевск; 'КГУ, г. Казань
ВОЗМОЖНОСТИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ЛИТОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИМ ДАННЫМ
Введение
На заключительных стадиях разработки нефтяных месторождений Татарстана становится актуальным вопрос об освоении запасов, приуроченных к небольшим структурным и структурно-литологическим ловушкам в карбонатных толщах. Для подобных объектов данные промысловой геофизики не всегда позволяют однозначно оценить перспективность тех или иных интервалов (в продуктивной части разреза). Возникает необходимость иметь дополнительную информацию как о геологической истории формирования вмещающих пород, так и процессах, связанных с поступлением в них нефти. Возможность получения такой информации основана на том, что все преобразования осадочных толщ, включая и вызванные присутствием углеводородов, должны проявляться в изменении их минерального состава и структурных характеристик (Логвиненко, Орлова, 1987; Сахибгареев, 1989; Холодов, 1983; Япаскурт, 2000 и др.). Возможности широкого использования этой концепции ограничивались экономическими, техническими и методическими факторами. Для обоснования целесообразности проведения довольно трудоёмких исследований необходима предварительная отработка надёжных литолого-ми-нералогических критериев, позволяющих отличать вполне сформировавшиеся залежи от нефтенасыщенных зон, не способных давать промышленные притоки и оценивать степень разрушенности залежи вторичными процессами окисления и обводнения.
На основании всего накопленного нефтяной геологией опыта очевидно, что решить задачу можно только путём сопоставления промысловых данных с результатами лабораторных исследований, комплексирующих как обычные литологические методики, так и нетрадиционные методы выявления типоморфных минералов, присутствующих в породах в виде малых примесей.
Объекты и методика исследований
Объектом исследований служил керновый материал, полученный в ЗАО «ТАТЕХ» из 8 скважин северо-западной окраины Южно-Татарского свода (Онбийская площадь) и восточного борта Мелекесской впадины (Дем-кинская пл.). Вынос керна, за исключением редких случаев, составлял в среднем не менее 90 %. Опробование проводилось с интервалом от 1,5 м (вмещающие породы) до 0,25 м (зоны нефтенасыщения). Из образцов готовились прозрачные шлифы, которые изучались с помощью оптического поляризационного микроскопа. Это позволило выявлять первичную структуру пород и интенсивность её катагенетических преобразований. На потен-
циально продуктивных интервалах проводилось определение открытой пористости и проницаемости коллекторов, как с использованием стандартизированных методик, так и методом протонного магнитного резонанса.
Валовой минеральный состав проб осуществлялся методом высокочувствительной рентгеновской дифрак-тометрии (Кринари и др., 1997) на порошковых препаратах, представлявших пасту из тщательно растёртых в эти-ленгликоле обломков породы, нанесённую на плоскую поверхность матового стекла. Диагностика типоморфных аутигенных минералов, которые часто присутствуют в концентрациях, на порядок ниже чувствительности стандартного рентгенографического анализа, обеспечивалась путём многократного накопления спектра в цифровом виде с последующей обработкой компьютерной системой ХЯАУТООЬ 7.0 (СаНтоуа е1. а1„ 1994). Съёмка осуществлялась в диапазоне межплоскостных расстояний от 50 до 2,48 А - для глинистых разностей пород, от 20 до 2,36 А для относительно чистых карбонатов и от 15 до 1,60 А для песчаников и алевролитов. Определение состава глинистой компоненты проводилось на ориентированных препаратах, приготовленных из фракции < 2,5 мкм способом осаждения в центрифуге на поверхность покровного стекла. Фракция выделялась из проб после растворения карбонатов путём отмачивания в воде по общепринятой методике. Съёмка осуществлялась в воздушно-сухом состоянии препарата и при его насыщении этиленгликолем. При необходимости применялось предварительное прокаливание препарата. Все спектры регистрировались в линейной шкале модуля дифракционного вектора, имеющей размерность 1/А с шагом 0,0008 1/А. Межплоскостные расстояния на рисунках даны в А.
Генетическая природа глинистой составляющей по-
Рис. 1. Базальные рефлексы прожилка вулканического пепла в проницаемом известняке. Обр. № 6056. Скв. 1166 Дёмкинская. а) воздушно-сухой, б) этиленгликоль. 1 - слюда (иллит); С - хлорит; А -анкерит; (¡) - кварц; //5- неупорядоченно смешанослойный иллит -смек-тит и близкий к 2:1 упорядочение смешанослойный иллит - смектит.
Рис. 2. Вторичная пористость в частично доломитизированном органогенном известняке. Николи +. Увеличение 70. Светлые идиомор-фные кристаллы - доломит.
род устанавливалась путём регистрации небазальных отражений слоистых дисперсных силикатов по методу сканирования обратного пространства текстур (Звягин, Кринари, 1984; (Crinari, Halitov, 1991). Он позволяет отличать низкотемпературные политипные модификации слюд от аллотигенного высокотемпературного мусковита путём раздельной регистрации рефлексов, принадлежащих зонам 11L - 02L и 13L - 20L.
Общая литолого-фациальная характеристика продуктивной толщи
Изученные скважины вскрыли продуктивные отложения нижнего (турнейский и визейский ярусы) и среднего (башкирский и московский ярусы) карбона. Содержащие нефть участки представлены преимущественно органогенными известняками, часто доломитизированными, иногда, особенно в каширском горизонте, первичными доломитами; переслаиванием карбонатных и терригенных пород (верейский горизонт); переслаиванием карбонатных и песчано-глинистых пород (тульский и бобриковский).
Исходный литологический облик пород каширского горизонта (органогенные и хемогенные пелито-морфные известняки и хемогенные пелитоморфные доломиты) указывает на относительно мелководную обстановку бассейна седиментации и невысокую скорость осадконакопления. Чередование в разрезе указанных пород свидетельствует о ярко выраженной ритмичности процесса осадконакопления. Основной литологический облик пород сформировался на стадии седиментогенеза-диагенеза. Процессы катагенеза, в том числе связанные с нефтенакопле-нием, интенсивно влияли на ёмкостно-фильтраци-онные характеристики карбонатов, но не приводили к полной замене одних типов пород другими.
Разрез верейского горизонта в изученном керне представлен чередованием органогенных и хемоген-ных известняков, глинистыми и алевритистыми известняками, мергелями, реже аргиллитами. Генезис отложений следует рассматривать как результат седиментации глинисто-карбонатного материала в ус-
ловиях неглубокого бассейна. Распределение пород по разрезу подчиняется определенной последовательности: доля органогенных известняков сверху вниз увеличивается, а других пород уменьшается. Нефтенасыщенность присутствует только в органогенных известняках, что обусловлено их более высокой первичной пористостью.
Башкирский ярус представлен исключительно органогенными известняками. Слабая или пятнистая нефтенасыщенность в них встречается практически по всему разрезу, но промышленные залежи занимают узкие зоны.
Отложения бобриковского горизонта, представленные терригенными породами (аргиллиты, алевролиты, песчаники), формировались в условиях континентальных и субконтинентальных фаций. Они залегают либо на маломощных елховско-радаевских аргиллитах, либо на эродированной поверхности известняков турнейского яруса. Как следует из структурно-текстурных характеристик и состава вмещающих пород, бобриковские песчаники здесь соответствуют отложениям мелких изолированных водоёмов, а не аллювию крупных речных систем. Это обстоятельство, а также отсутствие надёжных флюидоупоров привело к тому, что они не содержат значимых залежей углеводородов.
В отложениях тульского горизонта нефтеносными иногда становятся вторичные доломиты и доломитизи-рованные известняки «тульского репера». На их границах, а также на границах башкирского яруса часто фик-
Рис. 3. Съёмка методом сканирования обратного пространства текстуры зон образца № 6056; а) зона //£ - 021, 6) зона 131 201.. Символы отражений: 11+20, 13 +02- полосы двумерной дифракции структурно-неупорядоченного 1М() политипа слюды; частично упорядоченного аутигенного ил-лита (I) и железистой слюды (79 политипа 1М - символы подчёркнуты; аллотигенного мусковита 2М, - символы не подчёркнуты. Штрихи указывают теоретические положения и интенсивности рефлексов названных фаз слюды. А - анкерит, Q - кварц.
Рис. 4. Стадия аутигенеза карбонатов свободного глинозёма. С- кальцит; О -доломит; Су - гипс; О« - давсонит; - скарброит; J - ярозит; Р - палыгорскит; Ап - ангидрит; Аг-артинит; Сд - кокимбит; () - кварц; Ы2 - сателлиты 020 гипса и 104 кальцита.
сируются следы размывов. Наиболее интенсивная регрессия, создававшая эрозионные врезы, произошла в пред-визейское время. Турнейский ярус представлен преимущественно органогенными известняками с разной степенью нефтенасыщения. Промысловые объекты приурочены главным образом к толще кизеловского горизонта.
В пределах всей продуктивной толщи наблюдается достаточно чёткий общий литологический контроль процесса нефтенакопления: притоки фиксируются из тех карбонатных пород, которые изначально были проницаемы. Чаще всего они соответствуют биостромам или биогермам, выраженным в палеорельефе. Наблюдается зависимость ёмкостных свойств и продуктивности карбонатных пород от палеогеографической обстановки в бассейне седиментации. При наиболее масштабных регрессиях, особенно в предвизейское время, некоторые положительные формы палеорельефа выводились на дневную поверхность, что сохраняло коллектор от площадной эрозии и повышало его фильтрационно-ёмкостные характеристики за счёт последующих гипергенных процессов. В краевых частях таких локальных поднятий обычно наблюдается смещение неконсолидированных осадков и брекчи-рование. Так, например, положительные структуры на Дём-кинском поднятии, представлявшие собой длительное
время острова и лишенные отложений бобриковского и тульского горизонтов, содержат объекты с дебитами более 60 т в сутки.
Напротив, присутствие в разрезе пе-литоморфных хемогенных известняков, формирующихся за тыловыми областями биогерм, либо диагенетических доломитов с низкой первичной пористостью, препятствует образованию и вторичной пористости. Подобные участки разреза могут содержать подвижную нефть, но не обеспечивать её промышленных притоков.
Вторым фактором литологического контроля является наличие в разрезе глинистых покрышек, обеспечивающих формирование и сохранность локализованных под ними залежей. Однако мощность глинистых пород не может служить достаточно надёжным критерием оценки их экранирующей способности, которая сильно зависит также от минерального и гранулометрического состава.
Рис. 6. Образование простых сульфатов кальция в пределах краевой области залежи. Видна первичная природа ангидрита (пёстрое) по отношению к гипсу (светлое). Николи +. Увеличение 70.
Рис. 5. Зона аутигенеза гидрооксидов свободного глинозёма в первичном доломите. О - доломит; X - сепиолит; С - глинозем гамма; А — алунит; N - нордстрандит; С - клиноптилолит; Мг — морденит; Q - кварц; 3(1 - сидерит, М - слюда; Р - палыгорскит; 1/2, 1/4 - сателлиты рефлекса 104 доломита.
Механизмы и стадийность формирования нефтяных залежей по литолого-минералоги-ческим данным
Рассмотренные литолого-фациальные критерии задают только общий фон, но не раскрывают динамику образования или разрушения конкретных нефтяных залежей. Требуется детализация механизмов этих процессов для каждого объекта. Ранее по минеральным индикаторам была установлена реализация трёх последовательных стадий нефтенакопления (Кринари, Васильева, 1998), которые в той или иной степени отражаются и во вторичных изменениях структурных характеристик пород.
Первая «стадия кислотного разложения» отражает процесс насыщения системы углекислотой, образующейся по реакции Холодова (1983), и несколько предшествует приходу в пласт нефти. Она проявляется в частичном разложении и доломитизации органогенных известняков, что сопровождается увеличением порового объёма коллектора, обеспечивая условия для заполнения его нефтью (рис. 2). На Дёмкинской площади эта стадия менее проявлена, что объясняется частичной раз-
Рис. 7. Дифракционный спектр известняка-коллектора вполне сформированной залежи, полученный на пределе чувствительности метода. Фиксируется практически полное отсутствие любых минералов примесей, кроме аутигенных силикатов, анкерита и сидерита. Отражения: С - кальцит, А -анкерит, 5</ - сидерит, 5 - сепиолит, Р - палыгорскит, М - морденит, Ь - ломон-тит. СТ - полуаморфная кристобалит-тридимитовая фаза (опал). Штрих диаграммы отвечают эталонным спектрам фаз.
герметизацией системы разрывными нарушениями вдоль восточного борта Мелекесской впадины.
Блокировать образование вторичной пористости и снизить величину первичной, т.е. стимулировать формирование вторичной покрышки за счёт синтеза аутигенных минералов, может малая примесь пеплового материала (Мухаметшин, Кринари, 1999). Поэтому небольшие залежи часто локализуются между «пепловыми» горизонтами, где рентгенографически фиксируются индикаторы камуфлированной пирокластики: дисперсные амфиболы, цеолиты (клиноптилолит, ломонтит, морденит) и частично преобразованный в слюду низкотемпературных однослойных политипов «пепловый» монтмориллонит (Дриц, Коссовская, 1990). Присутствие пирокласти-ческого материала иногда фиксируется и визуально в виде небольших слойков и свилей зелёного глинистого вещества в чистых карбонатах. Рис. 1 иллюстрирует картину базальных отражений глинистой фракции подобного объекта. Преобладающим минералом здесь является однослойная слюда при крайне незначительной примеси смешанослойных фаз и аллотигенного хлорита. Генети-
Рис. 8. Последовательность изменения структурного облика глинистых минералов в слабо проницаемой покрышке крупной нефтяной залежи. Дифракционные спектры с ориентированных препаратов глинистой фракции, насыщенных эти-ленгликолем: а) вне зоны воздействия залежи, Ь) в 8 метрах над залежью, с) в 4 метрах над залежью, d) в 1 метре над залежью. Отражения: К- каолинит, М - слюда, С - хлорит триоктаэдрический, Q - кварц, Р - пирит, Т- mocydum, M/V - смешанослойная слюда-ди / вермикулит-ди.
ческая природа этой слюды раскрывается при регистрации не базальных отражений того же образца, рис. 3. Преобладает железистый ил-лит низкотемпературного политипа 1М - 1МГ который обычно является продуктом преобразования «пеплового» монтмориллонита (Дриц, Коссовская, 1990). Возможность выявления по данным ГИС «пепловых» горизонтов подтверждена на разрезе скв. 21917 Чишминской и минералогическими данными (Мухаметшин и др., 1997).
Вторую стадию можно именовать «стадией биохимической деградации», когда в реакционной зоне подвижного ВНК реализуется биохимическое о природе разложение доломита, кварца и большинства аллотигенных силикатов. Сохраняются сидерит и фемические силикаты за счёт образования на их поверхности плёнки оксидов железа (Сахибгареев, 1989). Наименее устойчивым к биохимическому разложению слоистым силикатом является каолинит, наиболее устойчивым - мусковит (Куприянова-Ашина и др., 1994). Среди полевых шпатов ортоклаз устойчивее микроклина и альбита, поэтому в пелитовой фракции нефтесодержа-щих пород последние отсутствует. Главным биохимическим агентом разложения силикатов являются высокомолекулярные соединения (Кирпуапоуа-АвЫпа е1 а1,1998), а не простые органические кислоты, как считалось ранее. Процесс сопровождается повышением рН как за счёт появления в растворе щелочных катионов, так и возможно за счёт связывания части Н+ воды биохимическими реакциями. Состав добываемых нефтей обычно сильно обо-гащён водородом по отношению к органическому веществу, предполагаемому исходным. При таких условиях основные продукты разложении алюмосиликатов, глинозёмом и кремнезёмом, приобретают относительную подвижность. Биокосная деградация силикатов может быть настолько интенсивной, что породы, бывшие ранее глинистым алевролитом, не дают рентгеновских отражений
> T«T1BS.FB8
H[CH.6/IWer.B.5HFe.5ltt.9№eO*HnBEM4HBWT41IIP -
Рис. 9. Детализация структурного облика глинистых минералов на первой ступени метасоматической трансформации в зоне воздействия нефтяной залежи (обр. 4118). Дифракционные спектры ориентированных препаратов глинистой фракции: а) прокаливание 350 С, Ь) воздушно-сухое состояние, с) насыщение этиленгликолем. Нижний спектр - теоретическая дифракционная картина от частично упорядоченного с R=0,5 переслаивания вермикулита-ди с 60% слоев слю-ды-ди. Отражения: К - каолинит, М - слюда + неупорядоченно смешанослойные фазы, V - вермикулит-ди, M/V - смешанослойная слюда-ди / вермикулит-ди, M/S- неупорядоченно смешанослойная слюда-ди / смектит-ди.
1231ш
Рис. 10. Детализация структурного облика глинистых минералов на второй ступени метасоматической трансформации в зоне воздействия нефтяной залежи (обр. 4121). Дифракционные спектры ориентированных препаратов глинистой фракции: а) воздушно-сухое состояние, Ь) прокаливание 350С, с) прокаливание 480 С. Нижний спектр - теоретическая дифракционная картина Ыа-тосудита: упорядоченного по закону 1:1 переслаивания судоита и смектита с одной сеткой молекул воды. Отражения: К- каолинит, М - слюда + смешанослойные фазы, Т- тосудит.
глинистых минералов и содержат только корродированный кварц и аморфные органо-силикатные фазы.
Появлению вне реакционной зоны ВНК области, где наступает пересыщение системы по некоторым компонентами, соответствует третья «стадия аутигенеза». Она может быть зафиксирована по появлению в разрезе специфичных аутигенных минералов, включая акцессорные. В таблице приведён полный список минеральных фаз, установленных в изученных объектах. Среди них присутствуют соединения, совершенно несвойственные породам нормальной морской седиментации, либо породам, преобразованным без участия углеводородов. Прежде всего, это фазы с алюминием в шестерной координации, что можно объяснить только биохимическим разложением алюмосиликатов. Из них на Онбийской площади наиболее распространены основные карбонаты и сульфаты АР, устойчивые в диапазоне значений рН от 4 до 7,8. Обычно сначала формируется давсонит-скарброитовая ассоциация, за ней - алюминит-базалюминитовая. Дифракционный спектр одного из типичных образцов приведён на рис. 4. Названные минералы имеют слоистую структуру и обладают значительно большей сорбцион-ной ёмкостью, чем глинистая компонента исходных по-
род. Это может приводить к многократному завышению величины общей глинистости, определяемой по данным ГИС и к пропуску продуктивных интервалов.
Если до формирования залежи происходит частичная разгерметизация системы, то первая стадия проявляется слабо, а значения рН на последующих стадиях превосходят 7,8. Поэтому на Дёмкинской площади вторичная доломитизация и растворение кальцита, приводящия к увеличению порового объёма, представлены слабо, а на третьей стадии формируется устойчивая при более высоких рН алунит-гиббсит-бёмитовая ассоциация (рис. 5). В этих случаях средняя продуктивность нефтяных залежей существенно снижается, а «пепловые горизонты» играют меньшую роль в их пространственной локализации.
В условиях щелочной среды кремнезём становится относительно подвижным, мигрирует диффузионным путём в латеральном и вертикальном направлениях и выпадает из раствора на геохимических барьерах. На отдельных участках образуются зоны интенсивного вторичного окремнения пород мощностью до нескольких мет-
Рис. 12. Структура карбонатного коллектора в зоне вторичного природного обводнения нефтяной залежи. Видна микритизация известняка и появление изолированных пор. Николи +. Увеличение 70.
ров. Часть кремнезёма связывается аутигенными глинистыми минералами, в основном сепиолитом и палыгорс-китом, образующимися на третьей стадии.
Основным катионом, относительно обогащающим раствор на первых стадиях, является Са2+. По-
этому важными вторичными минералами -примесями «зоны аутигенеза» в пределах залежи часто становятся ангидрит и гипс. Как следует из их взаимоотношения в породе (рис. 6), первоначально идёт кристаллизация ангидрита, а не гипса, что указывает на довольно высокую во время синтеза температуру пласта, с учётом давления, более 55 С (Минералы..., 1974). Поскольку температура отложений нижнего карбона не более 35 С, это указывает на экзотермичность реакций биохимического преобразования
Рис. 11. Стадия аутигенеза при вторичном обводнении залежи. С - кальцит, О - доломит, Ап - ангидрит, Н - галлуазит, А1 - алюминит, £>.? - давсонит, 5с -скарброит, СЬ - гиббсит, О - глинозём гамма, О - ортоклаз, Сг - карналлит, Т -термонатрит, /? -родохрозит, J- ярозит. 1/2 - сателлит рефлекса 104 кальцита.
углеводородов в относительно замкнутых системах.
В краевых зонах и за контуром залежей, претерпевших небольшое абиогенное окисление, зачастую происходит формирование
значительных объёмов первичного гипса за счёт более высокого, чем у других продуктов, разложения исходных пород, подвижности Ca2t и избытка «вторичного» S042". По этому признаку, с учётом других литолого-минерало-гических критериев, удалось выявить залежь, локализованную в 150 м за пределами скв. 11499 Онбийской площади. Залежь была вскрыта другим стволом и дала приток нефти 6 т/сутки.
Литолого-минералогические критерии степени сформированное™ залежей
Из анализа голого-промыслового материала следует, что промышленные притоки нефти дают только те объекты, где процесс формирования залежей был реализован в полной мере. Кроме высокой пористости, основанием для выделения перспективных интервалов разреза может быть оценка степени выраженности трёх указанных стадий преобразований минерального скелета коллектора, сопровождающих появление углеводородов. Одним из критериев служит предельно низкая концентрация примеси в карбонатном коллекторе любых аллотигенных силикатов и кварца, рис. 7 (продуктивный интервал скв. 11507 на глубине 827,5 м). Такие объекты обычно совпадают с зонами максимального разуплотнения пород в центральной части залежей, где высокая первичная пористость способствовала образованию вторичной. С ними контактируют зоны цементации, которые могут играть роль локальных покрышек, где происходит выпадение из раствора аутигенных минералов, включая слоистые силикаты. Наиболее контрастно этот процесс проявляется в пелитоморфных карбонатах, где за счёт преобладания микропор концентрация раствора резко увеличивается, особенно при наличии пирокластического материала. При пульсационном характере формирования крупных нефтепроявлений зоны разуплотнения и цементации чередуются в разрезе и выражены менее резко, отражая динамику прогрессивного смещения временных ВНК.
Таким образом, вторым критерием выделения перспективных участков является интенсивность метасома-тических преобразований вмещающей толщи, которая коррелирует с размерами самого нефтепроявления. Она оценивается, с учётом состава и структуры пород, по мощности зон цементации, где есть минералы-индика-торы третьей стадии, содержащие свободный глинозём.
Масштабы метасоматических процессов проявляются и в изменении минерального состава аргиллитов и глинистых алевролитов, перекрывающих крупные залежи. Преобразования структуры глинистых минералов, приводящие к формированию тобелитовых и вермикулито-вых фаз, были зафиксированы в продуктивной толще Северного моря (Drits et al., 1999); но в каждом нефтегазоносном регионе такие процессы имеют свою специфику.
Глинистая компонента пород карбона, не подвергавшихся воздействию углеводородного метасоматоза, имеет в целом достаточно простой и типичный для уровня ме-зокатагенеза состав: две слюдяные фазы (1 М-ИУ^иллит и 2М, аллотигенный мусковит), хлорит и смешанослойные ил-лит-смектитовые фазы. Каолинит обычно присутствует только в виде примеси за исключением субконтинентальных отложений бобриковского горизонта, где он становится преобладающим минералом. Верхний спектр на
рис. 8 показывает типичную дифракционную картину не подвергавшегося метасоматическим воздействиям аргиллита. Ниже приведены спектры глинистой фракции трёх образцов из 8-метровой аргиллитовой пачки в основании бобриковского горизонта, перекрывающей залежь верхнетурнейского возраста в скв. 1164 Дёмкинской пл. Кровля залежи фиксируется на гл. 1235 м, а залегающие выше аргиллитов песчаники не продуктивны.
Преобразования, связанные с воздействием продуктов биохимических процессов, начинаются с частичного удаления К1+из «слюдяных» межслоевых промежутков иллит-смектитовых смешан слойных фаз и формирования в межслоях смектитовых пакетов «гидраргили-товых» сеток А1(ОН)3. В итоге образуется почти упорядоченное по закону 1:1 переслаивание ди-слюды с диок-таэдрическим вермикулитом. Примером служит образец аргиллита (№ 4118), расположенного в 4 м над залежью (рис. 8Ь). На рис. 9 приведены все полученные с него дифракционные картины и теоретический спектр. Здесь и далее расчёты проводились по методике, предложенной Рейнольдсом (1980). Помимо совпадения экспериментального и теоретического спектров структурный облик новообразованной фазы подтверждается и её неполным сжатием до 10 А при прокаливании (рис. 9а), что типично для диоктаэдрического вермикулита. Затем происходит частичное замещение «бруситовых» - 1\/^(ОН), сеток хлорита на «гидраргилитовые» и начинает формироваться упорядоченная по закону 1:1 смешанослойная фаза из судоитовых (ди-триоктаэдрических хлоритовых) и смектитовых (или разбухающих ди-вермикулитовых)
Класс, группа Минерал Формула
Карбонаты Артинит Mg|(0H)2C0,]*3H20
Моногидрокальцит Са[С0,]*Н20
Термонатрит Na2(COj)* Н20
Нахколит NaH(CO,)
Нортупит Na,Mg(C03)2Cl
Галлоиды Галит NaCI
Карналлит KMgCh * 6H20
Сильвин КС]
Сульфаты Гипс Ca(S0)4*2H20
Ангидрит Ca(SO)4
Розенит Fe(S0„)*4H20
Кокимбит Fe2-U(S04)*9H20
Сидеротил Fe S04 *5H20
Ярозит KFe,[(OH)6(SO)4],
Гексагидрит Mg(S04)*6H20
Сульфиды и Пирит FeS,
Оксиды Марказит FeS2
Железа Маггемит Y-Fe2 ,+03
Лепидокрокит y-FeO(OH)
Гетит a-FeO(OH)
Гематит a- Fe2 О ,
Акаганеит P- FeO(OH)
Минералы Давсонит NaAl[(OH)2CO,]
Свободного Апюмогидрокальцит CaAl2[(OH)4(CO_,)2] *3H20
Глинозема Скарброит A1i4(0H)36(C03)2
Апюминит A12[(0H)4S04]*7H20
Базапюминит ALt[(OH) h>S04]*5H20
Г'идробазалюминит AL)[(OH)ioS04]*36H20
Нордстрандит Al(OH)3
Глинозём - гамма y-AlfOH),
Гиббсит t-AI(OH),
Бемит AIO(OH)
Байерит б-А1(ОН)з
Алунит KAb(0H)„(S04)2
Гидрооксид Брусит Mg(OH)2
Таблица. Аутигенные минералы-примеси, установленные в разрезах скважин Онбийской и Дёмкинской площадей.
слоёв с образованием минерала тосудита (Рентгенография..., 1983). Смешанослойный слюда-вермикулит при этом сохраняется. Примером служит образец аргиллита (№ 4121), расположенного в 1м над залежью (рис. 8с). Для детализации структурного облика тосудита на рис. 10 даны полученные с него дифракционные картины в воздушно-сухом состоянии и при прокаливании в течение 8 часов. Приведён расчетный спектр от переслаивания по закону 1:1 ди-трихлоритовых и 12,4 А смектито-вых слоёв с фактором ближнего порядка Я = 1. Комбинации иных слоёв и способов переслаивания не объясняют появления сверхпериодного отражения в области 27А на спектре воздушно-сухого препарата (рис. 10а). Прокаливание при Т=350 С не приводит к полному сжатию пакетов смешанослойных фаз до 10А (рис. 10Ь). Даже при Т = 480 С, когда происходит аморфизация каолинита (рис. Юс) и дегидратация сеток А1(ОН)3, базальные отражения сохраняют асимметрию, что указывает на присутствие в системе хлоритовых, а не вермикулитовых пакетов.
Все рассмотренные преобразования глинистых минералов становятся ощутимыми только при высокой интенсивности биохимических процессов и значительных размерах залежи, когда в пределах реакционной зоны второй стадии возникает достаточно большой избыток свободного алюминия. В приведенном примере нефтенасы-щенная зона имеет мощность более 20 м. Но экранирующая способность аргиллитов в данном случае невысока, поскольку метасоматоз наблюдается и в кровле бобри-ковских аргиллитов. Таким образом, степень преобразования минерального состава глинистой компоненты покрышек позволяет, с одной стороны, оценить масштабы залежей, локализованных глинистыми породами, с другой - судить об экранирующей способности покрышек.
Следует подчеркнуть, что преобразования минерального скелета пород, сопровождающие формирование неф-тенакоплений, не могут оцениваться существующими методами интерпретации данных ГИС, не учитывающих рассмотренных явлений. Это приводит к пропуску продуктивных участков разреза. Так, для интервала 1292 — 1303 м скв. 11448 Онбийской площади определённая по ГИС пористость составляла 12 %, а глинистость - 18 %. Несмотря на отрицательный прогноз, интервал соответствовал вышеназванным критериям сформированной залежи, был перфорирован и дал дебит 2,7 т нефти в сутки. Выделенные аналогичным образом перспективные участки разреза среднего карбона в скв. 11507 и 11554 Онбийской площади были перфорированы в 4 соседних скважинах и также дали промышленные притоки.
Литолого-минералогические критерии степени сохранности нефтяных залежей
Установлено, что в пределах Онбийской и Дёмкинс-кой площадей процессы разрушения залежей реализуются по двум основным механизмам. Эти механизмы должны быть типичны и для других промысловых объектов, связанных с карбонатными толщами. Первый из них представляет собой прямое абиогенное окисление нефти содержащими свободный кислород водами из более высоких горизонтов. Он является следствием локальной разгерметизации системы на отдельных уровнях, которые могут быть связанны с поверхностями внутриформаци-
онных размывов. Залежи, расположенные вблизи них, обычно содержат сильно окисленную, мало подвижную нефть и не являются промысловыми объектами. В краевых и подошвенных зонах таких нефтепроявлений, как правило, происходит интенсивное образование гипса. Начало абиогенного окисления залежи фиксируется на начальных стадиях появлением сульфатов окисного железа (кокимбит, ярозит), а более поздние его этапы - окси-■дами и гидрооксидами железа гётит-маггемитовой или гётит-акаганеитовой (Дёмкинская пл.) ассоциации. Отметим, что синтез акаганеита обычно связывается с высокой концентрацией хлора в системе, подтверждая факт притока глубинных высоко метаморфизованных вод.
При втором механизме происходит гидродинамический прорыв в продуктивный пласт (Корнюшина и др., 1999) метаморфизованных вод из более глубоких горизонтов, что очевидно связано с наличием вертикальной фильтрации по разломным зонам. Подтверждением тому служит появление в керне соединений стронция, щелочных металлов и хлора. Разрушение залежей сопровождается регрессивным смещением зоны ВНК-снизу вверх. При этом участки естественного обводнения фиксируется по минеральным индикаторам. Появляется вторичный анкерит совместно с ассоциацией как сульфатов или карбонатов, так и гидрооксидов свободного глинозёма, одновременное образование которых невозможно (рис. 11).
Объясняется это тем, что сформировавшаяся при высоких значениях рН, до природного обводнения, гиббсит-бёмитовая ассоциация разлагается при «регрессивном» движении зоны ВНК анаэробными бактериями, но только в том объёме пор, который не заполнен нацело оставшейся нефтью. Биохимическое окисление последней снижает рН, что приводит к интенсивному разложению биогенного кальцита, но при отсутствии полной герметизации системы избыток С02 быстро сбрасывается и среда нейтрализуется, а относительный дефицит магния в глубинных водах блокирует процесс массовой доломитизации. При близких к нейтральным значениях рН начинается интенсивная кристаллизация вторичного кальцита, вместе с которым из раствора выпадают и минералы скар-броит-давсонит-алюминитовой ассоциации.
Наличие природного обводнения проявляется и в изменении структуры породы. Идёт интенсивная микри-тизация органогенных известняков, при которой заполненные нефтью поры теряют связь между собой (рис. 12). По данным ГИС природно-обводнённый участок залежи иногда интерпретируется как продуктивный, но перфорация колонны даёт не нефть, а воду. Так произошло в интервале 1262 - 1268,5 м скв. 1164 Дёмкинской площади.
Заключение
Главным итогом проведённых исследований является экспериментальное подтверждение преобразований структуры и минерального состава карбонатных пород под действием процессов, связанных с геологической историей нефтенакопления. Прослеживается определенная корреляция между масштабом нефтепроявления и мощностью зоны преобразованных её влиянием пород, а также характером структурных изменений в их глинистой компоненте. Так, залежи в кизиловском горизонте фиксируются в перекрывающей их толще, вплоть до кровли
непродуктивных бобриковских отложений. Несформиро-ванные залежи тульского горизонта проявляются только до его кровли, а при получении промышленных притоков их ореол иногда прослеживается и выше через весь алексинский горизонт. Мощности зон вторичных преобразований пород над залежами башкирского яруса часто превосходят в 3 - 5 раз мощность залежей. Отсюда следует, что задача поиска скоплений нефти методами полевой геофизики, включая переинтерпретацию данных МОГТ, становится вполне корректной с литологической и минералогической точек зрения. Примеры успешной реализации подобных подходов уже имеются (Швыдкин, 1999; Куликов, Тарасов, 1994). В отличие от нефтенасы-щенных терригенных коллекторов большой мощности геофизические и геохимические аномалии в данном случае связаны не с самой нефтью, а с появлением специфичных по физико-химическим параметрам зон вторичных изменений пород в значительных объёмах осадочной толщи. Во время формирования залежь становится своеобразным природным топливным и гальваническим элементом. Она образует вокруг себя градиенты теплового и электрического поля и создаёт инфильтрационные и диффузионные потоки вещества.
Покрышками небольших залежей в карбонатах могут служить не только пласты аргиллитов или первично-пелитоморфных известняков, - «известковых панцирей», но и зоны вторичной цементации в исходно проницаемых породах. Их пространственная локализация обычно приурочена к участкам разреза, содержащим небольшую примесь пирокластического материала. Таким образом, наличие следов вулканического пепла как бы «помогает» нефти формировать себе вторичную покрышку, а не только вторичный коллектор.
Процессы разрушения залежей, широко развитые в пределах Дёмкинской и Онбийской площадей, всегда связаны с частичной разгерметизацией системы. Во-первых, создаются условия для абиогенного окисления нефти за счёт проникновения в систему приповерхностных вод со свободным кислородом. Индикаторами такого процесса служат минералы окисного железа, сначала сульфаты, а затем и оксиды. Во-вторых, происходит вторичное природное обводнение залежи, фиксируемое совместным присутствием аутигенных минералов, синтез которых возможен только при резко различных значениях рН.
Возникающие несоответствия между реальной продуктивностью разреза и данными промысловой геофизики имеют объективные причины. Все используемые при интерпретации ГИС статистические зависимости были получены без учёта изменений минерального скелета породы на объектах, где подобными процессами можно было пренебречь. Вовлечение в эксплуатацию более мелких и нетрадиционных залежей будет требовать всё более серьёзных корректировок применяемых методик.
Существенные различия в истории формирования и разрушения залежей на Дёмкинской и Онбийской площадях - преобладание вертикальной миграции СО,, глубинных вод и лёгких фракций углеводородов по тектонически ослабленным зонам в первом случае и широкое развитие связанных с локальными размывами окислительных процессов во втором - хорошо согласуются с геологическими данными и химическим составом неф-
тей. В целом, на Дёмкинской площади нефти менее окислены, но в большей степени лишены лёгких компонент. К сожалению, в изученных скважинах, расположенных за пределами самого Дёмкинского поднятия, вторичное природное обводнение фиксируется во всех интервалах сплошного нефтенасышения, локализованных ниже отложений бобриковского горизонта и часто превышающих по мощности 20 м. Возможность получения с них промышленных притоков весьма проблематична.
Литература
Дриц В. А., Коссовская А. Г. Глинистые минералы: смектиты. сме-шанослойные образования. М. Наука, 1990. 212.
Звягин Б.Б., Кринари Г.А. Геометрические особенности и принципы регистрации дифракционных картин текстурированных объектов. Кристаллография, т. 34, в. 2, 1989. 288-291.
Карнюшина Е.Е., Левченко В.А., Серпикова В.М. Влияние стадиальных и наложенных процессов на изменение карбонатных пород нефтяного месторождения Кожасай (Прикаспий). Вестник МГУ. Сер. 4. Геология. 3, 1999. 29-35.
Кринари Г.А.. Акдасов Э.И., Семёнов А.В. Высокочувствительная рентгеновская порошковая дифрактометрия - методические основы и пути практического использования. Спектроскопия, рентгенография и кристаллохимия минералов. Казань, КГУ. 1997. 57-67.
Кринари Г.А., Васильева Т.Л. Типоморфизм биогенных акцессо-риев в карбонатных коллекторах нефти. Минералогическое общество и минералогическая наука на пороге XXI века. Тез. докладов к IX съезду Минералогического общества при РАН. 141-142.
Куликов С.А, Тарасов Е.А. Нейрокомпьютерная техника в распознавании нефтеперспективных объектов по данным сейсмических наблюдений. Ггология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 3, 1994. 19-21.
Куприянова-Ашина Ф. Г., Крннари Г. А., Колпаков А. И. Особенности разложения некоторых силикатов в процессе развития спор Bacillus mucilaginosus, обработанных микробной рибонуклеазой. Биотехнология. 6, 1994. 24-28.
Логвиненко Н.В., Орлова Л.В. Образование и изменение осадочных пород на континенте и в океане. Л. Недра. 1987. 237.
Минералы. Справочник. Диаграммы фазовых равновесий. В. 1. Фазовые равновесия, важные для природного минералообразования. М. Наука. 1974. 987.
Мухаметшин Р.З., Кожевников Д.А., Кринари Г.А. Изучение минералогической глинистости с использованием гамма спектрометрии. Мат-лы Межд. Геофиз. Конф. 1997. Москва. Совинцентр. L 2.5.
Мухаметшин Р.З., Кринари Г.А. Палеовулканизм и процессы нефтедобычи. Поиски и освоение нефтяных ресурсов республики Беларусь. Сборник научных трудов БелНИПИпефть, в. 3. 1999. 13-26.
Рентгенография основных типов породообразующих минералов (Слоистые и каркасные силикаты). Л. Недра. 1983. 356.
Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л. Недра, 1989. 260.
Холодов В.Н. Постседиментационные преобразования в элизи-онных бассейнах: на примере Восточного Предкавказья. М. 1983.150.
Швыдкин Э.К. Актуальные проблемы прямых поисков нефти и оценки перспективных структур на наличие углеводородов методами полевой геофизики. Проблемы обеспечения запасами углеводородов в республиках и областях Волго-Камского региона. Казань. 1999. 82-87.
Япаскурт О.В. Предметаморфические изменения осадочных пород в стратисфере. Процессы и факторы. М. ГЕОС, 1999. 260.
Galimova S.E., Krinari G.A., Semjenov A.V. X-Ray powder analysis system clayish rocks and soils. Proc.of 3th Int.conf. Powder diffraction and Cristal Chemistry, St.P-burg. 1994. 172-173.
Drits V.A., Lindgreen H.. Sakharov B.A., Salyn A.L. Structural mechanism of I-S transformation in the oil source rocks from Upper Jurassic shales, North Sea. Conf. of the European Clay Groups Association. 1999. 79.
Krinari G., Halitov Z. Method of scanning of reciprocal space of axial textures and its application to structural investigations. Materials Science Forum Vols. 79-82. v.l, 1991. 191-196.
Kupriyanova-Ashina F.G., Krinari G.A., Kolpakov A.L., Leschinskaya I.B. Degradation of Silicate Minerals by Bacillus mucilaginous Using Bacillus intermedius Rnase. Advances in GeoEcology. 31, 1998. 813-818.
Reynolds R.C. Interstratified Clay Minerals. Crystal structures of clay minerals and their X-ray identification. London. 1980. 249-300.
