Каналы восходящей миграции флюидов в зонах заводнения

VII Всероссийское литологическое совещание 28-31 октября 2013
КАНАЛЫ ВОСХОДЯЩЕЙ МИГРАЦИИ ФЛЮИДОВ В ЗОНАХ ЗАВОДНЕНИЯ
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА
А.А. Ескин, В.П. Морозов, Э.А. Королёв, А.Н. Кольчугин
Казанский федеральный университет, Казань, [email protected]
Нефтяные залежи турнейского яруса в настоящее время являются одним из перспективных
объектов нефтедобычи на территории Республика Татарстан. Основные запасы углеводородов
локализованы в известняках кизеловского, черепетского и упинского горизонтов, слагающих
брахиантиклинальные структуры III–IV порядка (Муслимов и др., 1999). На большинстве
поднятий нижняя часть нефтяных залежей, приуроченная к карбонатным коллекторам упинского
возраста, несет следы естественного заводнения, выражающегося в регрессивном смещении
водонефтяного контакта (ВНК). Повышение уровня подошвенных вод хорошо прослеживается
в разрезах скважин по совокупности различных литолого-минералогических признаков.
Обычно ограниченный объем керна скважин позволяет оценивать лишь вертикальные
изменения пород-коллекторов в зоне ВНК и не даёт возможность делать выводы об особенностях
внедрения флюидов. Между тем проблема механизма заводнения нефтяных залежей имеет
важное научное и прикладное значение. Поэтому любые выявленные признаки, указывающие,
как протекает этот процесс в карбонатных породах, носят актуальных характер.
С учетом этого было проведено детальное изучение пород-коллекторов зон ВНК
Демкинского и Онбийского месторождений на предмет наличия в них путей внедрения флюидов,
приводящих к заводнению нефтяных залежей. Прежде чем рассмотреть каналы фильтрации,
охарактеризуем структурно-морфологические особенности битуминозных известняков
упинского горизонта. Визуально породы имеют светло-серую окраску, биокластово-зоогенную
структуру, преобладающую массивную текстуру. По данным оптико-микроскопических
исследований, известняки на 85–90 % сложены органические остатками, на 10–15 % —
цементирующим материалом. Биоморфные структурные элементы представлены сильно
гранулированными раковинами фораминифер размером 0,25–0,5 мм. Под микроскопом большая
их часть выглядит как сфероидальные комковатые агрегаты, сложенные микрозернистым
кальцитом. Органические остатки сцементированы кальцитовым цементом порового типа
(спаритом). Часть цементирующего материала выщелочена под действием агрессивных флюидов.
Сформировавшееся пустотно-поровое пространство в настоящее время выполнено
битуминозным веществом, сконцентрированным в пристеночном пространстве полостей.
Сверху вниз по разрезу содержание битумоидов убывает, что выражается в последовательном
осветлении керна. В соответствии с характером флюидонасыщенности в разрезах зон ВНК
выделяются две подзоны: битуминозная, представленная темно-коричневыми известняками, и
водоносная, представленная светло-серыми породами.
По данным прямых определений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), пористость
известняков зон ВНК варьирует от 10 до 25 %, проницаемость — от 0,002 до 0,412 мкм2. Поры
преимущественно межформенные, сообщающиеся, извилистой формы, размером 0,1–0,5 мм.
В зонах заводнения известняки содержат аутигенную минерализацию, состав которой
определяется гидрохимическим типом внедряющихся флюидов и биологической активностью
298
Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории
анаэробных микроорганизмов. При естественном заводнении, вызванным подъемом
подошвенных хлоридно-натриевых и хлоридно-натриево-кальциевых вод, новообразования
представлены преимущественно яснозернистым кальцитом с примесью пирита и доломита.
В случае проникновения в залежь внешних законтурных хлоридно-сульфатно-кальциевых
(инфильтрационных) вод, вторичная минерализация, помимо кальцита и пирита, представлена
гипсом и ангидритом с примесью халцедона. Аутигенные минералы в одних случаях развиваются
в пустотно-поровом пространстве пород, в других — метасоматически замещают структурные
компоненты известняков.
Изучение кернового материала показало, что в зонах заводнения, наряду с площадным
смещением зеркала ВНК, происходит и инъекционное внедрение флюидов. Установлено два
основных структурно-генетических типа инъекционных каналов миграции: тектонические
трещины и кондуиты (трубчатые каналы выщелачивания).
Тектонические трещины являются наиболее распространенными путями восходящей
миграции глубинных растворов. Их значительная протяженность и раскрытость позволяют
флюидам относительно свободно перемещаться на значительные расстояния (рис. 1а). Анализ
морфологических особенностей стенок трещин, секущих зоны ВНК в упинском горизонте,
указывает, что все они являются трещинами растяжения (Тагильцев, 2003), образование и
раскрытие которых происходит на протяжении достаточно короткого времени. В этот момент
полости тектонических нарушений представляют собой области пониженного давления.
Созданное вокруг них миграционное напряжение приводит к направленному перемещению
водных растворов, которые устремляются в образовавшееся свободное пространство. В результате
этого хлоридно-натриевые и хлоридно-натриево-кальциевые подошвенные воды вовлекаются в
процесс вынужденной фильтрации, вызванный градиентом гидростатического давления.
Анализ воздействия водных растворов, фильтрующихся по трещинным каналам, на
нефтеносные карбонатные породы показал, что внедрение подошвенных вод приводит к
стадийному преобразованию органо-минерального вещества в инъекционных зонах заводнения.
На первой стадии происходит утяжеление углеводородов, заполняющих полости трещин. В
результате этого канал заполняется тяжелыми нефтяными фракциями. Подтверждением
этого являются термические исследования (прибор STA 449 F3 Jupiter), с помощью которых
определялся фракционный состав нефти в полости трещин и порах нефтеносных известняков.
Согласно методике (Юсупова, 1999), по потери массы были рассчитаны доли лёгкой (∆m1/Ms)
и тяжёлой (∆m 2/Ms) фракции, а также коэффициент фракционирования (F), показывающий
степень подвижности нефти (∆m1/∆m 2). Результаты измерений и расчеты приведены в таблице.
Анализ табличных значений указывает, что нефти, содержащиеся в поровом пространстве
пород-коллекторов и полостях тектонических трещин, существенно отличаются друг от друга.
В первых преобладают легкие фракции УВ, свидетельствующие о низкой степени проявления
окислительных процессов, во вторых — тяжёлые фракции
Рис. 1. Фото поверхности спила известняка турнейского яруса, секущегося субвертикальной
тектонической трещиной (а), и поверхности стенки раскрытой трещины, по которой развивается
аутигенный кальцит (б)
299
VII Всероссийское литологическое совещание 28-31 октября 2013
Результаты термического анализа образцов нефти
Место отбора образца
Поры
породы-коллектора
Полость тектонической
трещины
∆m1
2,31
∆m2
1,68
Ms
3,99
F
1,38
∆m1/Ms
57,90
∆m2/Ms
42,11
5,11
15,06
20,17
0,34
25,34
74,67
Примечание: ∆m1 – потеря массы образца в интервале от 100 до 385оС, %; ∆m2 – потеря массы образца в
интервале от 385 до 500оС, %; Ms – суммарная потеря массы образца в интервале от 100 до 500оС, %
Вторая стадия обычно проявляется при последующих тектонических активизациях,
которые способствуют дальнейшему раскрытию трещин. В это время восходящие хлориднонатриево-кальциевые рассолы начинают промывать стенки фильтрационных каналов. В керне
это проявляется в осветлении трещинных каналов за счет частичного растворения и выноса
из них тяжелых углеводородов. Удаление смолисто-асфальтеновых пленочек со стенок трещин
приводит к возникновению на их поверхностях оголенных участков, где создается возможность
для образования аутигенных минералов. Впоследствии здесь развиваются кальцитовые
кристаллики, ромбоэдры и скаленоэдры, которые формируют друзовые агрегаты (рис. 1б).
Характерной особенностью новообразований, помимо развитых габитусных элементов, является
хорошая прозрачность, обусловленная отсутствием углеводородных включений. Постепенно
разрастаясь, кальцитовые друзы частично блокируют полости трещин.
Кондуиты являются менее распространенными проявлениями инъекционного внедрения
внешних законтурных флюидов. Их образование возможно лишь в случае проникновения в зону
ВНК рассолов с существенно отличным от пластовых вод составом, подстилающих нефтяную
залежь. В коллекторах турнейского возраста кондуиты возникают, когда в хлоридно-натриевые
или хлоридно-натриево-кальциевые подошвенные воды приходят хлоридно-сульфатнокальциевые инфильтрационные рассолы.
Типичным примером кондуита является полость, обнаруженная в зоне заводнения одной
из нефтяных залежей Онбийского месторождения. Здесь в керне был выявлен трубчатый
фильтрационный канал, секущий породы-коллекторы в субвертикальном направлении (рис. 2).
Общая видимая протяженность канала составляет около 10,0 см при диаметре от 0,5 до
2,0 см. Невыдержанность диаметра связана со сложным строением кондуита, обусловленным
чередованием вытянутых в вертикальном направлении полостей-раздувов и суженийпережимов. Стенки каналов характеризуются неровными, извилистыми очертаниями, что
связано с различной устойчивостью структурных компонентов известняков к растворению.
Рис. 2. Трубчатый канал кондуита, внутри которого развиваются ангидритовые агрегаты
300
Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории
Выпуклости и выступы на стенках представляют собой раковины и их сростки, впадинки —
области развития цементирующего материала. Вокруг полого канала в матрице известняка
существует область повышенной кавернозности, которая создает зону обрамления мощностью
0,2–2,0 см. В керне она проявляется в виде битуминозной темно-коричневой оторочки, хорошо
просматриваемой на фоне осветленной породы.
Кондуит содержит вторичную минерализацию, осложняющую геометрию канала
фильтрации агрессивных растворов. Центральную часть канала выполняют радиальнолучистые агрегаты, состоящие из крупных, шестоватых кристаллов ангидрита. Большая часть
кристаллов ориентирована вдоль условной оси удлинения кондуита, по направлению движения
флюида. В полостях-раздувах ангидритовые индивиды отклоняются от условной оси, образуя
веерообразные расширения агрегатов. Наиболее развитые грани кристаллов CaSO4 сверху
усыпаны зернами халцедона, придающими им шершавую поверхность. В пристеночной области
кондуитов отмечаются небольшие по размерам (до 0,05 мм) зерна доломита, наличие которого
подтверждается рентгенографическим анализом. Кристаллы и зерна аутигенных минералов
с поверхности покрыты темно-коричневыми нефтяными пленочками, указывающими, что
кристаллизационная среда в период формирования карбонатно-сульфатной минерализации
была насыщена углеводородами. Часть нефти в виде сгустков защемлена в полуизолированных
камерах, осложняющих рассматриваемый канал фильтрации.
Формирование подобных структурных типов инъекционных внедрений обусловлено
инфильтрацией агрессивных флюидов. Для активизации процессов растворения карбонатных
пород необходимо, чтобы внедряющейся раствор содержал в значительных концентрациях
углекислоту. Отсюда можно предположить, что флюиды были обогащены по СО2. На повышенное
содержание углекислого газа, кстати, указывает и наличие аутигенного доломита в пристеночной
области кондуита. Присутствие кристаллов ангидрита, выполняющих значительную часть
выщелоченной полости канала внедрения, свидетельствует, что флюид был также обогащен и
сульфат-ионами. Причем крупные размеры и преобладающее развитие минеральных индивидов
CaSO4 вдоль оси развития кондуита указывает на их рост в условиях постоянного направленного
подтока питательных веществ. Учитывая, что ангидрит образуется в окислительных средах, а
в зоне ВНК преобладает восстановительный потенциал, подобная минеральная ассоциация не
может развиваться без внешнего подтока поверхностных инфильтрационных вод, насыщенных
кислородом.
Таким образом, анализ особенностей литогенетических преобразований в инъекционных
каналах фильтрации глубинных флюидов позволяет рассматривать тектонические трещины как
области миграции подошвенных вод нефтяных залежей, а кондуиты — как области внедрения
пришлых инфильтрационных вод.
Литература
Муслимов Р.Х., Васясин Г.И., Шакиров А.Н., Чендарев В.В. Геология турнейского яруса Татарстана.
Казань: Мониторинг, 1999. 189 с.
Тагильцев С.Н. Основы гидрогеомеханики скальных массивов. Учебное пособие. Екатеринбург:
Изд-во УГГГА, 2003. 88 с.
Юсупова Т.Н., Петрова Л.М., Ганеева Ю.М., Лифанова Е.В., Романов А.Г. Использование
термического анализа при идентификации нефтей Татарстана // Нефтехимия. 1999. № 4. С. 254–259.
301