Не были включены в подсчет запасов и не опробовались в процессе бурения скважин

Судя по многим опубликованным работам [98, 121 и др.], в северной части ТПП продуктивные горизонты песчаников и песчаные тела линзовидной формы связаны с речными палеодолинами позднепермского времени. Площадь распространения линзовидных песчаных тел в вехнепермских отложениях ограничивалась речными флюидальными потоками. Известно, что основным контролирующим фактором речных систем являются тектонически ослабленные зоны (разрывные нарушения, зоны трещиноватости, разуплотнения и пр.) [36, 220]. Именно в таких зонах могли закладываться палеореки, а в эрозионных впадинах образовываться палеоозера, что способствовало накоплению аллювиальных песчано-гравелитовых образований. В пользу такого предположения, в частности, может свидетельствовать тот факт, что многие современные мелкие реки и ручьи (левые притоки р. Колвы) в районе Усинской структуры протекают именно в выделенных зонах трещиноватости и разуплотнения (рис. 3.16).

Рис. 3.16. Соотношение выявленных в пределах Усинской структуры зон тектонической трещиноватости и современной речной сети: 1 – разведочные скважины; 2 – контур нефтеносности С₂-Р₁ залежи тяжелой нефти; 3 – зоны тектонической трещиноватости

Проведенное разведочное бурение на отложения верхней перми в пределах Усинской площади подтверждает сказанное. Так, разведочными скважинами №№ 42, 43 и 44 на северной периклинали Усинской складки выявлено полосовидное тело верхнепермских песчаников субширотного простирания мощностью 15-18 м, из которых были получены промышленные притоки нефти. В скважине № 42 дебит нефти составил 25 м³/сут, в скв.№ 44 при испытании получен приток нефти дебитом 49,7 м³/сут, а в скв. № 43 – приток минерализованной воды с пленкой нефти. Нефть – тяжелая высоковязкая и по своим свойствам близка к пермо-карбоновой, плотность нефти 0,923 г/см³, что позволяет предполагать поступление ее в верхнепермские песчаники их нижележащего карбонатного С₂-Р₁ резервуара. Довольно проблематично обосновать вертикальную миграцию тяжелой высоковязкой нефти, учитывая ее реологические свойства и подвижность. Вероятнее всего, как в пермо-карбоновый резервуар, так и в верхне-пермские песчаники мигрировала из нижележащих горизонтов и заполняла коллекторы легкая газонасыщенная нефть, по свойствам близкая к среднедевонской. Однако в дальнейшем, вследствие ее дегазации, улетучивания легких фракций из-за плохих экранирующих свойств перекрывающих пород, а также гипергенных изменений, нефть стала тяжелой высоковязкой. Разведанная в пермских песчаниках залежь расположена в пределах выделенной зоны субвертикальной трещиноватости, имеющей субширотную ориетировку. С одной стороны, эта тектонически ослабленная зона контролировала формирование палеоруслового песчаного тела, с другой – она способствовала перетоку нефти из нижележащих горизонтов в периоды тектонической активизации структуры, что привело к образованию залежи.

Исследования, проведенные на Усинской площади с обработкой скважинного каротажного материала на ЭВМ, показали, что аналогичное линзовидное тело вехнепермских песчаников мощностью от 6 до 23 м расположено в присводовой части структуры в районе опытно-промышленных участков Е₁ и Е₂. Линейно вытянутое песчаное тело имеет ограниченное распространение и приурочено к выделенной зоне разуплотнения северо-западной ориентировки, что также подтверждает его палеорусловый (возможно палеоозерный) генезис. Благоприятная геофизическая характеристика выделенных и прослеженных песчаников, их сходство с пластами, из которых были получены промышленные притоки нефти на северной переклинали складки, а также приуроченность к зонам трещиноватости, благоприятным для вертикальных перетоков нефти, позволяют предполагать продуктивность этих объектов.

Оценка запасов нефти категории С₂ предполагаемой залежи, выявленной в верхнепермских песчаниках, была произведена объемным методом. При этом средняя мощность песчаников по каротажу составила 10 м, коэффициент пористости – 0,2, площадь нефтеносности – 1180000 м², плотность нефти - 0,923 г/см³ (по аналогии с северной залежью), коэффициент нефтенасыщения – 0,7. Предварительно оцененные геологические запасы нефти составили более 2 млн. т. Таким образом, запасы нефти категории С₂ лишь по одному из выявленных пластов песчаников в пределах обустроенного месторождения представляют промышленный интерес.

Проведенные исследования позволяют заключить, что зоны тектонической трещиноватости играли значительную роль в формировании месторождений нефти и газа. Они способствовали межрезервуарным перетокам УВ в периоды тектонической активизации структур и увеличению этажа нефтегазоносности. Разведанные и прогнозируемые залежи в таких зонах, в том числе нетрадиционных источников УВ, могут представлять существенный резерв прироста запасов нефти и газа в районах разрабатываемых месторождений, что в полной мере следует учитывать при обосновании и постановке ГРР.

 

3.3. Морфологические особенности распространения высокопроницаемых трещинных зон и эффективность поисков и разведки залежей нефти и газа

В общем объеме разведанных запасов УВ Тимано-Печорской провинции доля нефтяных и газовых залежей, приуроченных к сложным трещинным коллекторам, в последние десятилетия значительно возросла (Харьягинское, Восточно-Харьягинское, Сандивейское, Верхневозейское и др. месторождения). Это свидетельствует о высоких перспективах открытия новых месторождений нефти и газа в карбонатных резервуарах. В последнее время, наряду с верхневизейско-нижнепермским и доманиково-турнейским нефтегазоносными комплексами, залегающими на глубине 1,5-3км, в число одного из основных объектов прироста запасов выдвинулся ордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК с глубиной залегания, превышающей 3 км [42].

Несмотря на многочисленные промышленные притоки нефти и газа, а также открытие ряда крупных месторождений УВ в карбонатных резервуарах, эффективность поисково-разведочных работ в них остается низкой из-за значительного количества "сухих" и малодебитных скважин. Практика разведочных работ показывает, что традиционная методика ГРР, базирующаяся на представлениях о ведущей роли антиклинальных ловушек в локализации залежей, в этих условиях далеко не всегда оправдывает себя, поскольку большое значение в аккумуляции УВ имеют зоны развития вто­ричных коллекторов. Поэтому особенности формирования и прост­ранственного размещения зон повышенной трещиноватости в карбо­натных резервуарах, контролирующие процессы образования кар­бонатных коллекторов с вторичной емкостью, должны в полной мере учитываться при выборе точек заложения поисковых и разведочных скважин.

Зоны разуплотнения не только оказывают значительное вли­яние на процессы образования и переформирования залежей УВ в карбонатных резервуарах. В низкопроницаемых породах (размеры пор матрицы менее 0,1мкм) особенности распространения зон интенсивной трещиноватости в пределах локальной структуры могут предопределять морфологические особенности залежи, образованной в пределах участков развития вторичных коллекторов трещинного типа.

Известно [191, 207], что в низкопроницаемых породах УВ обычно локализуются во вторичных коллекторах, относящихся к трещинному, каверновому или смешанному типам. Вторичные коллекторы наиболее интенсивно формируются при трещинообразовании и выщелачивании минералов пород агрессивными растворами. Масштабы выщелачивания карбонатов во многом зависят от степени трещиноватости пород и величины раскрытости трещин, обеспечивающей активную циркуляцию агрессивных растворов, привнос и вынос различных компонентов. Из этого следует, что значительную роль в формировании вторичных коллекторов играет трещиноватость.

Фильтрация растворов в объемах, достаточных для образования каверновых коллекторов, может происходить лишь на участ­ках максимальной вертикальной трещиноватости, связанной, как пра­вило, с тектоническими нарушениями или тектонически напряженными зонами. Агрессивные флюиды, мигрирующие по вертикальным трещинам под давлениями, превышающими пластовые, могут проникать в пласты с низким сопротивлением гидроразрыву и при благоприятном ве­щественном составе образовывать "карнизы" трещинных и трещинно-каверновых коллекторов, примыкающие к зонам разрывных нарушений. Соответственно и формирующаяся таким образом залежь УВ может иметь весьма слoжнyю морфологию с элементами как пластового, так и "жильного" залегания [120]. Такие залежи обычно контролируются не структурным факто­ром, а зонами повышенной трещиноватости и участками развития вторичных коллекторов.

В Тимано-Печорской провинции примерами газовых скоплений, контролируемых зонами субвертикальной трещиноватости, образованными в пределах брахиантиклинальных складок, могут служить Рассохинское, Курьинское и Пачгинское газовые месторождения в юго-восточной части Верхнепечорской впадины, а также месторождение «Водный промысел» в пределах Ухтинской складки. Так, из 9 поисковых и разведочных скважин, пробуренных в пределах Рассохинской структуры, лишь в пяти были получены притоки газа из карбонатных отложений карбона-нижней перми и терригенных песчано-алевролитовых пород артинского яруса. При этом продуктивность скважин определялась не гипсометрическим положением вскрытых продуктивных горизонтов, а приурочен­ностью скважин к зоне трещиноватости, простирающейся вдоль разрывного нарушения, осложняющего восточное крыло складки. Все 5 скважин, из которых были получены промышленные притоки газа, расположены в пределах субвертикальной зоны повышенной трещиноватости, также имеющей север-северо-восточное простирание (рис. 3.17). В этих же скважинах наблюдались провалы инструмента и поглощения промывочной жидкости при вскрытии карбонатных отложений нижней перми и карбона, что свидетельствует о развитии здесь карста. Например, при, бурении скв. № 57 на глубине 2073,8 м в карбонатных породах произошел провал инструмента на 0,6 м и полное поглощение глинистого раствора. При испытании этой скважины из карбонатных отложений нижней перми - карбона был получен приток газа дебитом 210 тыс. м³/сут через штуцер диаметром 10 мм. Скважины, удаленные от зоны интенсивной трещиноватости, сформировавшейся вдоль разрывного нарушения, оказа­лись непродуктивными.

 

 

Рис. 3.17. Карта распространения зоны разуплотнения в отложениях карбона-перми Рассохинского газового месторождения: 1 – непродуктивные скважины; 2 – скважины, давшие промышленные притоки газа; 3 – изогипсы кровли карбонатов нижней перми; 4 – разрывное нарушение; 5 – трещинно-карстовые зоны

Четкой связи продуктивности с гипсометрией антиклинальной складки не установлено также при разведке залежи нефти в нижнесилурийских карбонатных отложениях на Сандивейской площади в южной части Хорейверской впадины. Здесь в поисковой скважине № 3 из интервала 3428-3448 м был получен фонтанный приток нефти дебитом более 200 т/сут. Залежь контролируется зоной развития вторичных закарстованных доломитов. Более того, в скважинах, вскрывших в гипсометрически приподнятые части складки карбонатные отложе­ния силура (скв. №№ 6, 7, 41), коллекторов не установлено и прито­ков пластового флюида не получено [212].

Taким образом, при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ, недооценка особенностей распространения зон повы­шенной трещиноватости, контролирующих участки развития вторичных коллекторов как в карбонатных, так и в других плотных породах, может значительно повлиять на их эффективность. Это может привести к большому числу непродуктивных скважин и значительным дополнительным затратам| средств и времени. Кроме отмеченных выше месторождений, где залежи УВ не контролируются структурным фактором, в качестве примера можно привести также Мусюршорское нефтяное месторождение, расположенное в пределах Хорейверской впадины. При разведке последнего традиционная методика ГРР, базирующа­яся на представлении о главной роли антиклинальных ловушек в локализации залежей УВ, способствовала бурению большого числа непродуктивных скважин. Так, из восьми скважин, пробуренных в пределах Мусюршорского поднятия на верхнедевонские карбонатные отложения, лишь в двух (скв. №№ 30 и 60) был получен фонтанный при­ток нефти при опробовании верхней части карбонатов фаменского яруса. Остальные скважины оказались непродуктивными, несмотря на то, чтo были заложены в благоприятных структурных условиях(рис. 3.18).

Проведенные нами исследования показали, что отмеченная залежь нефти связана с вторичными закарстованными карбонатными коллекторами, развитие которых в верхнедевонских отложениях контролировалось зоной трещиноватости, сформированной вдоль разрывного нарушения северо-западного направления и имеющей ширину 1-1,2км. Северо-западная ориентировка зоны разуплотнения предопределила морфологические особенности залежи нефти в карбонатных отложениях фамена на Мусюршорской структуре, имеющей северо-восточное прстирание. Несоответствие простираний структуры и зоны развития вторичных трещинно-карстовых коллекторов сказалось на эффективности ГРР. Размещение скважин на основе структурных построений показало низкую результативность проведенного здесь поисково-разведочного бурения. После получения промышленного притока нефти из фаменских карбонатов в поисковой скв. № 30, последующие разведочные скважины необходимо былo закладывать вдоль простирания зоны разуплотнения, что позволило бы более достоверно оконтурить границы нефтяной залежи и провести ее разведку с меньшим количеством непродуктивных скважин.

Рис. 3.18. Карта распространения высокопроницаемой трещинно-карстовой зоны в карбонатных отложениях верхнего девона Мусюршорского нефтяного месторождения:

скважины: 1 – поисковые, 2 – разведочные, 3 – давшие промышленные притоки нефти из карбонатных пород верхнего девона; 4 – изогипсы кровли карбонатных пород верхнего довона; 5 – зона распространения отражающего горизонта IIIfmi; 6-линия литологического замещения пород коллекторов; 7 – линия сейсмического профиля МОГТ; 8 – точки КМТЗ; 9 – контур нефтеносности залежи в карбонатных отложениях верхнего девона; 10 – высокопроницаемая трещинно-карстовая зона

Рассмотренные особенности формирования залежей УВ, морфологические черты которых контролируются линейно-очаговыми зонами тектонической трещиноватости в пределах антиклинальных структур, позволяют сделать заключение о реальной возможности открытия в Тимано-Печорской провинции не только единичных неструктурных трещинных залежей, но и крупных зон нефтeгaзонакопления, связанных с участками повышенной трещинной проницаемости в глубокопогруженных осадочных породах и породах фундамента. Наглядным примером образования скопления УВ такого типа может являться зона нефтeгaзонакопления Альбион – Сипио (Мичиганский НГБ), представляющая серию нефтегазовых залежей в зоне развития трещиноватых доломитизированных известняков длиной 50 и шириной 1,6км свит Трентон и Блэк Ривер ордовикского возраста (рис. 3.19). Зона осложнена системой небольших разры­вов, обусловивших формирование трещиноватого резервуара для УВ, поступающих из карбонатно-терригенных нефтематеринских пород нижнего ордовика (рис. 3.20).

 

Рис. 3.19. Структурная карта кровли карбонатов Трентон месторождений зоны Альбион-Сипио (по К.Р. Хендриксону). Темными точками показаны скважины, в которых наблюдались поглощения промывочной жидкости

Месторождение Альбион-Сипио – это крупное по Северо-Американским стандартам нефтегазовое скопление. Геологические запасы нефти и газа сос-тавляют 46 млн. м³ в нефтяном эквиваленте. Суммарная добыча УВ на 01.01.1987г. составила 20 млн.м³. Месторождение расположено на южном склоне внутрикратонного Мичиганского бассейна и является классическим примером нефтегазоносного доломитового резервуара, контролируемого трещиноватостью. Регионально свиты Трентон и Блэк Ривер представлены плотными известняками, но в пределах Альбион-Сипио известняки переходят в трещиноватые и закарстованные доломиты. В структурном плане это синклинальный прогиб с амплитудой 18 м на фоне региональной гомоклинали. Продуктивные резервуары типа Альбион-Сипио чрезвычайно сложны для обнаружения традиционной методикой ГРР. Первая поисковая скважина на площади Альбион-Сипио, это задокументированный факт [264], была пробурена в 1957 году по рекомендации практикующего телепата.

 

 

Рис. 3.20. Фрагмент структурной карты кровли карбонатов Трентон северной части месторождения Альбион. Темными кружками показаны продуктивные скважины, светлыми – сухие. Примечательная особенность месторождения в том, что продуктивные скважины тяготеют к синклинальным врезам (жирные линии) [264]

 

Коллекторы месторождения Альбион – Сипио представлены доломитами с поровой, трещинной, каверновой и пещеристой пустотностью. Гистограммы распределения пористости показывают, что подавляющее большинство образцов имеет пористость от 2 до 5%, а матричная проницаемость чрезвычайно изменчива и составляет от 0,01 до 8000 мД (рис. 3.21). Примечательная особенность месторождения Альбион-Сипио – это наличие зон поглощений промывочной жидкости, связываемых с пещеристыми полостями, кавернами и трещинова-тостью.

Рис. 3.21. Гистограммы распределения пористости и проницаемости в образцах нефтегазоносных доломитов Трентон и Блэк Ривер (по Н.Ф. Харлей и Р. Бадрос)

 

Около 30% продуктивных скважин в пределах Альбион-Сипио были про-бурены с поглощением промывочной жидкости. Открытые, частично залеченные и залеченные трещины были обнаружены в керне из доломитизированных интервалов (рис. 3.22). Материал, которым заполнены и залечены трещины, представлен, в основном, вкраплениями доломита, а также, на локальных участ-ках, – гнездами кальцита и ангидрита. В скважине Rowe № 8, пробуренной нефтяной компанией Марафон в 1987 г., для изучения строения трещиноватого резервуара был проведен каротаж с помощью скважинного прибора фирмы Шлюмберже Formation MicroScanner ^TM (FMS ^TM).

 

Рис. 3.22. Срезы керна, отобранного из отложений Трентон и Блек Ривер. Открытые и залеченные трещины (А), каверны и брекчия (В). Темный материал – матричный замещенный доломит, светлый материал – вкрапления вторичного доломита. (С) – заполняющие крупную каверну вторичный доломит (светлая окраска-S) и флюорит (темная окраска-F). (D) – брекчия, представленная матричным замещенным доломитом, обломки которого сцементированы светлым вторичным доломитом (по Н.Ф. Харлей и Р. Бадрос)

 

FMS ^TM – это прибор позволяющий изучать неоднородности разреза на микролатеральном уровне. Он воспроизводит на основе электрического зондирования внутреннюю стенку скважины. Открытые трещины, которые отличаются более высокой электропроводностью от плотных пород, проявляются в виде темных очертаний на диаграммах FMS ^TМ. Крупные каверны и пещеристые полости выглядят, как маленькие темные пятнышки и большие неровные пятна. На рис. 3.23 приведена диаграмма FMS ^TМ, на которой видны трещины и отдельные пещеристые полости, зафиксированные в скважине. Результаты измерений были обработаны на рабочей станции “Bormap ^TM”, что позволило определить ориентировку выявленных трещин. Построенная роз диаграмма трещин показала, что в разрезе доминируют трещины северо-западного простирания, которые пространственно совпадают с простиранием локальной структуры (рис. 3.24).

 

 

Рис. 3.23. Трещины и пустоты (крупные каверны), зафиксированные на диаграммах каротажа FMS^ТМ фирмы Шлюмберже в скважине № 8 компании Марафон (по Н.Ф. Харлей)

 

 

Рис. 3.24. Азимуты трещин (направления простираний), замеренные для 25 трещин, установленных по FMS TM каротажу в скважине № 8 Rowe компании Марафон [265]

 

Ориентация трещин, определенная с помощью FMS ^TМ, а также непосредственными замерами в ориентированном керне в других скважинах, пробуренных в пределах Альбион-Сипио, показала СЗ-ЮВ или З-В тренды трещиноватости. Большинство выявленных трещин крутопадающие, они имеют близкую к вертикальной плоскость падения (от 60° до 90°).

Трещинные резервуары в свитах Трентон и Блэк Ривер были открыты на протяжении последнего столетия на юге штата Мичиган, на севере штата Огайо и юго-западе провинции Онтарио.

Нефтегазоносные резервуары, контролируемые зонами вторичной доломитизации, известны и в других стратиграфических горизонтах Мичиганского бассейна. Например, месторождения Дип Ривер, Ред Сити и Вест Бранч, связанные с карбонатной формацией Данди (девон), а также ряд месторождений в штатах Кентуки, Огайо и провинции Альберта (месторождения Вуд-Хенкок и Довер) [ 323]. Кроме того, возможными аналогами месторождения Альбион-Сипио являются свинцово-цинковые месторождения, обнаруженные в долине Миссисипи, на юге штата Иллинойс и в штате Огайо [264]. В нефтегазовых месторождених Альбион-Сипио, Вуд-Хенкок и Довер, связанных с доломитизированными известняками, и в свинцово-цинковых месторождениях долины Миссисипи установлены некоторые особенности, позволяющие говорить о генетическом родстве этих объектов. Во всех этих месторождениях обнаружена определенная парагенетическая ассоциация минералов (доломит, сфалерит, барит, флюорит, пирит, кальцит и ангидрит), в качестве структурного фактора выступает образованный нарушениями синклинальный прогиб (грабен) с провальной обломочной брекчией, во вмещающих карбонатных породах отмечается высокая вторичная пористость и проявление относительно высокотемпературной (телегидротермальной) рудной минерализации.

Месторождения типа Альбион-Сипио чрезвычайно сложно выявить, использую традиционную технологию поисков и разведки залежей УВ. Так, месторождение Стоней Поинт (рис. 3.19), связанное с более мелким, но анологичным трещинным резервуаром, расположенным всего лишь в 8 км восточнее Альбион – Сипио, было открыто только в 1982 году после 25-летних неудачных поисков. Для того, чтобы определить стратегию поиска и разведки залежей УВ типа Альбион-Сипио, необходимо учитывать несколько ключевых особенностей формирования доломитизированных трещиноватых резервуаров. Во-первых, необходимо наличие в разрезе регионально распространенных карбонатных толщ, подобных известнякам свит Трентон и Блэк Ривер. Во-вторых, эти известняки и перекрывающие их отложения должны быть разбиты трещинами и тектоническими нарушениями, а также подстилаться слоями эвапоритов. И, наконец, после образования вторичной пористости в плотных известняках необходимо наличие очага генерации УВ, где они должны образоваться, а затем мигрировать в резервуар. Предполагается, что на месторождении Альбион-Сипио источником образования УВ послужило сингенетичное ораганическое вещество свит Трентон и Блэк Ривер, которое начало реализовать свой потенциал уже в каменноугольное время [264].

В ТПП скоплений УВ, подобных Альбион-Сипио пока не обнаружено, так как основными объектами поисково-разведочного бурения явля­ются антиклинальные ловушки, дефицит которых в последнее время все бoлee ощутим. Однако наличие мощных карбонатных толщ, составляющих 60% осадочного чехла, перекрытых надежными флюидоупорами и нередко подстилаемых эвапоритовыми (сульфатными) слоями, благоприятная геодинамическая обстановка формирования тектонически напряженных и дизъюнктивных зон позволяют предполагать существование в ТПП всех необходимых условий для образования залежей УВ типа Альбион-Сипио, контролируемых вторичными доломитами, в зо­нах трещиноватости позднепалеозойско-раннемезозойского и кайнозойского возраста. Для целенаправленного эффективного поиска залежей в отмеченных зонах рекомендуется использование разработанной методики прогноза высокопроницаемых зон трещиноватости. Наибольшая вероятность обнаружения залежей УВ подобного типа связывается в ТПП с глубокопогруженными карбонатными образованиями ордовикско-нижнедевонского и доманиково-турнейского НГК, низкопроницаемыми пермско-каменноугольными породами Предуральского краевого прогиба, а также верхнепротерозойскими метаморфизованными породами фундамента.

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: