Глава_2_3 и 2_4 и 2_5

Мощность формации монтерей – главного резервуара – изменяется в пределах месторождения от 305 до 853 м. Возраст формации на месторождении Пойнт Аргуэлло – ранний-поздний миоцен (позднемонийский возраст).

Формация формировалась в глубоководных анаэробных условиях. Обычны богатые органикой известковые и фосфатные глины. Монтерей более доломитовый в подошве становится более кремнистым вверх по разрезу. Вскрытый на месторождении разрез показан в таблице 2.2 .

Общее среднее содержание Сорг около 3%, хотя фосфатные глины обычно содержат Сорг свыше 18 вес. %. Переход из опала-А в опал-СТ происходит между температурами 40,6-58,9°С.

Таблица 2.2

Вскрытый разрез месторождения Пойнт-Аргуэлло

Возраст		Формация	Литология	Нефтегазопроявления
плиоцен	верхний	Pico	песчаники, алевролиты	газ
	нижний
миоцен	верхний	Santa-Margarita	глинистые, неясно слоистые доломиты, глины	нефть
			тонкослоистые кремнистые аргиллиты
		Monterey	кремнистые глины, порцелланиты, кремни и доломиты
	средний
	нижний	Point Sal	известковистые глины и доломиты

Последняя ступень перехода опала-СТ в кварц – устанавливается в пределах 65,6-87,8°C. Каждая последующая фаза повышает плотность кремнистых пород. Весь монтерейский резервуар месторождения Пойнт Аргуэлло находится в кварцевой фазе.

Доломиты присутствуют в слоях, линзах и конкрециях. Тонкие образцы керна и образцы из обнажений показывают замещение доломитом и заполнение им порового пространства в кремнистых осадках. Запечатывание реликтов ламин в доломитах и уплотненный облик окружающих пород свидетельствуют, что доломит формировался и в самые ранние стадии – до уплотнения.

На суше формация Монтерей была разделена на 4 пачки по сходной схеме /50/. Подразделения представлены: нижняя часть – карбонатно-кремнистая, фосфатная; верхняя – карбонатно-кремнистая и кремнистая пачки. На месторождении Пойнт Аргуэлло монтерей подразделен на основе каротажа на базальную карбонатную, фосфатную, кремневую и силицитовую пачки. В береговых обнажениях кровля монтерея трудно устанавливается, но обычно картируется граница между ламинантными кремнистыми породами и перекрывающими их плохо слоистыми биотурбированными кремнистыми породами. Эта граница фиксирует конец миоцена, датированного по диатомовым водорослям. Маломощный конгломерат из фосфатных конкреций характеризует короткий период седиментационной паузы.

На шельфе кровля монтерея отмечена пиками ПС и сопротивления на индукционном каротаже. Этот маркер электрокаротажа регионально коррелируется на шельфе и фиксирует кровлю максимально продуктивного резервуара месторождения Пойнт-Аргуэлло.

Проницаемость резервуара была вычислена по результатам определения давления испытателем пласта. Значения проницаемости по нефти очень разнообразны, но ограничены пределами от 3,3 мД до более чем 9,8 Д. Проницаемость по воздуху, измеренная по керну, представлена проницаемостью матрицы обычно в среднем 0,1 мД или меньше. Таким образом, трещинная проницаемость, очевидно, является главным фактором, контролирующим начальный дебит.

Плотность трещин незначительна в кремнистых аргиллитах, глинах и доломитах и наиболее высока в кремнях, которые многократно брекчированы. Трещины в керне параллельны слоистости, а также под прямым углом к ней. Расстояние между трещинами в береговых обнажениях составляет 0,5 см в кремнях до 4 см в доломитах. Поглощение промывочной жидкости обычно в кремнях формации монтерей и обычно это лучшие продуктивные интервалы. Брекчии Дилатион, известные на суше, не установлены в месторождении Пойнт Аргуэлло. Выход керна, полученный из лучших испытанных интервалов, неудовлетворительный. Интерпретация лучших трещинных зон формации основана на обнажениях, данных испытания и исследования скважин.

Предварительное изучение, основанное на данных ориентированного микрозондового электрокаротажа и кавернометрии, предполагает, что трещинные системы ориентированы с северо-запада на юго-восток. Измерение в обнажениях и опубликованные данные по месторождению Южный Елдвуд в Санта Барбара Ченнэл также показывают ориентировку открытых трещин (трещин растяжения?) с северо-запада на юго-восток. Очевидно, что тектоническая трещиноватость была главной причиной повышения производительности резервуара. Сводовые скважины имеют лучшие притоки и проницаемость, чем в скважины на крыльях, испытанных в тех же продуктивных интервалах.

Общая пористость колеблется между 10 и 20% с трещинной пористостью между 1-2%. Анализ керна показал среднюю водонасыщенность матрицы около 50%. Водонасыщенность трещин составляет менее 10%.

Нефтенасыщенные брекчии изучены в разрезе пачки «Антелоп шейл» в разрезе по ручью в разрезе по ручью Чико Мартинец на северо-восточном фланге хребта Темблор в бассейне Сан Хоакин. Зоны брекчирования преимущественно параллельны слоистости в порцелланитах (4-10 см по мощности) и ограничены сверху и снизу пластами силицитовых глин (мощность 2-20 см). Рсстояние между зонами зависит от литологии и степени диагенеза. Эта часть Антелоп шейл представляет чередование диатомитовых отложений, бедных и богатых терригенным материалом, в которых вариации состава влияют на свойства постдиагенетического материала. Диатомиты, насыщенные терригенным материалом, в результате диагенеза переходят в некомпонентные кремнистые сланцы (опал-СТ), тогда как более чистые отложения переходят в хрупкие порцелланиты (опал-СТ). Вторичные трещины, или косые трещины локализуются в более хрупких порцелланитах в ответ на раскалывание вдоль границ литологических перерывов и трещин, параллельным слоистости. С увеличением трещиноватости порцелланиты в последствии превращаются в трещиноватые зоны брекчирования. В разрезе Чико Мартинец отдельные зоны объединяются и образуют сложную нефтенасыщенную брекчированную зону мощностью около 10 м, в которой первоначальные зоны частично разрушаются последующим деформациями.

Основные типы продуктивных кремнистых пород-коллекторов Охотских бассейнов

Литотипы, слагающие кайнозойские глинисто-кремнистые отложения Охотоморского региона, представлены силицитами (диатомитами, опоками, опоковидными силицитами, халцедонолитами) в разной степени обогащенными пирокластическим материалом и кремнистыми аргиллитами и туфоаргиллитами. Они различаются между собой преимущественно содержанием и модификацией породообразующего свободного кремнезема и характеризуются различными петрофизическими параметрами.

Три типа пород-коллекторов установлены среди этих литотипов: биоморфный, трещинно-поровый и трещинный.

Биоморфный тип коллектора представлен диатомитами, пористость и проницаемость которых в значительной степени зависит от количества и сохранности остатков диатомей. Они связаны, преимущественно, со скелетными пустотами в скорлупках диатомей и высокой гидрофильностью опалового кремнезема. Диатомиты характеризуются очень высокой пористостью и крайне низкой проницаемостью и отсутствием трещиноватости. Туфодиатомиты верхненеогеновой маруямской свиты на Южном Сахалине содержат мелкие газовые залежи.

Трещинно-поровый тип детально изучен только в Пограничном бассейне, где в отложениях пиленгской свиты открыто Окружное месторождение нефти.

Пиленгская свита представлена тонким переслаиванием кремнистых и глинисто-кремнистых пород (мощность прослоев 1-10 см) с единичными включениями карбонатных конкреций и карбонатизированных пород. Основными компонентами пород являются аутигенный кремнезем, глинистый и обломочный материалы, смешанные в различных пропорциях /13/.

Обломочный материал представлен зернами мелкоалевритовой размерности, имеющими пирокластический и реже терригенный характер. Пирокластический материал сложен андезитами и плагиоклазами, терригенный – преимущественно кварцем. Содержание обломочного материала незначительное и весьма редко превышает 30%. Принимая во внимание базальный тип цементации, наличие ограниченного объема обломочного материала не оказывает никакого влияния на емкостно-фильтрационные свойства пород.

Пелитовая фракция состоит из глинистых минералов и свободного кремнезема. Глинистые минералы по результатам рентгено-структурного анализа - смешанно-слойный гидрослюда-монтмориллонитовый комплекс и гидрослюда. Последняя представляет наиболее крупные частицы пелитовой фракции и пользуется подавляющим распространением. Содержание монтмориллонита не превышает 5-10% от объема глинистых минералов. Содержание глинистых минералов в целом варьирует в пределах 4-42%. Свободный кремнезем присутствует в виде опала, кристобалита, халцедона. По результатам дифрактометрии и ИК-спектроскопии наиболее распространенной модификацией кремнезема является кристобалит. Все минералы кремнезема имеют форму глобуль, что свидетельствует о его коагуляции и выпадении из растворов. Содержание свободного кремнезема изменяется от 10 до 85%.

Помимо основных породообразующих компонентов в породах присутствуют новообразования пирита, кальцита, сидерита, глауконита, ОВ, суммарное содержание которых редко достигает 10%. Содержание ОВ достигает 5% от объема пород.

По содержанию кремнистого и глинистого материала породы разделены на глинисто-кремнистые и кремнистые. Глинисто-кремнистые породы - кремнистые аргиллиты - содержат 10-59% свободного кремнезема в форме опала и кристобалита. Они обычно темно-серые. Кремнистые породы состоят на 55-85% из свободного кремнезема и разделены на опоковидные силициты светло-серого цвета и халцедонолиты, имеющие разнообразную окраску. Преобладающей минеральной формой кремнезема в опоковидных силицитах является кристобалит, в халцедонолитах – халцедон. Граничное содержание кремнезема 56-60% выбрано по изменению цвета пород и их физических свойств. Халцедонолиты, обладающие открытой пористостью менее 6-7%, имеют разнообразную окраску, но легко устанавливаются визуально по их высокой твердости, однородной текстуре, раковистому излому (рис. 2.13). Халцедониты, обладающие открытой пористостью более 7% по облику и свойствам близки к опоковидным силицитам и выявить их можно только при изучении в шлифах.

Помимо кремнистых и глинисто-кремнистых пород весьма редко встречаются карбонатные конкреции и карбонатизированные породы. Кремнистые конкреции на 80-99% состоят из кальцита и сидерита. Содержание карбонатов в карбонатизированных породах изменяется в пределах 18-50%, а остальную часть их объема представляют свободный кремнезем, обломочный материал, глинистые минералы.

На Окружном месторождении в пиленгской свите опоковидные силициты составляют 41%, кремнистые аргиллиты – 51%, халцедонолиты – 6%, карбонатные конкреции и карбонатизированные породы – 2%. Низы борской свиты, входящие в пиленгский резервуар, на 100% состоят из кремнистых аргиллитов.

Особенностью всех пород является интенсивная трещиноватость. Наблюдаются тектонические и диагенетические трещины.

Тектонические трещины образуют три системы: одна проходит по напластованию; две другие секущие под углами 60-90º в разных направлениях. Плотность трещин примерно одинаковая и составляет 12-20 трещин на метр. Раскрытость их 1-3 мм и более. Тектонические трещины изучались в районах выхода горизонта на дневную поверхность, так как в керне можно установить только их присутствие по наличию плоскостей скола и зеркал скольжения. Поскольку по тектоническим трещинам керн распадается, результаты лабораторных исследований трещинных параметров учитывают только диагенетическую трещинноватость и их следует рассматривать как несколько заниженные.

Среди открытых диагенетических трещин выделяются две группы: первая характеризуется субпараллельной ориентировкой трещин к слоистости; вторая представлена слабоизвилистыми трещинами и типа сутурных швов, развитых под углами 45-80º к слоистости (рис. 2.14). Плотность трещин этих групп 35-1050 трещин на м2, раскрытость преимущественно до 20 мкм. Степень трещиноватости пород находится в прямой зависимости от содержания кремнезема и преобладающей его минеральной формы (рис. 2.15). Трещинная пористость для пород пиленгской

Рис. 2.13

Рис. 2.14

Рис. 2.15

свиты изменяется от 0,04 до 2,96% и составляет в среднем 0,35%, трещинная проницаемость варьирует в пределах 1-945 мД, составляя в среднем 80 мД. Наиболее высокой трещиноватостью характеризуются опоковидные силициты; кремнистые аргиллиты пиленгской свиты и в особенности низов борской обладают пониженной трещиноватостью. По пиленгской свите отмечается увеличение трещинных параметров к сводовой части складки, по низам борской свиты фиксируется их уменьшение в западном направлении.

Открытая пористость матрицы, достигающая довольно значительных величин (табл.2.3), обусловлена своеобразной глобулярно-пластинчатой микроструктурой кремнистых пород (рис. 2.16). Исследования под электронным микроскопом показали, что свободный кремнезем выделяется в виде глобуль диаметром 0,3-4 мкм, беспорядочно рассеянных в породе или образующих крупные почковидные агрегаты-глобулиты (рис. 2.17). Глобули имеют правильную шарообразную форму с зачатками кристаллографической огранки. Интенсивность огранки возрастает по мере перехода опала в более устойчивые модификации и наиболее характерна для халцедона. С увеличением степени огранки глобуль возрастает плотность их упаковки. Глобули образуют жесткий каркас, полости которого рыхло заполнены пластинками глинистых минералов, ориентированных по наслоению. Описанная микроструктура характеризуется существенным незаполненным пространством, приуроченным к участкам между глобулями, т.е. природа порового пространства аналогична таковой в обычных гранулярных коллекторах, с той лишь разницей, что функцию зерен обломочного материала выполняют глобули свободного кремнезема и поры по размерам значительно мельче и более извилисты. Кроме того, свободное пространство наблюдается и по периметру отдельных беспорядочно рассеянных глобуль, появление которого объясняется уменьшением диаметра глобуль в процессе их дегидратации. Поры между глобулями имеют треугольную и четырехугольную формы, диаметр их редко достигает 4 мкм; раскрытость пор по периметру отдельных глобуль составляет доли мкм. Между пластинками глинистых минералов присутствуют редкие щелевидные поры раскрытостью до 0,5 мкм, не оказывающие заметного влияния на емкостные свойства пород. Схематическая модель порового пространства исследуемых пород-коллекторов приведена на рис. 2.18.

Наиболее крупные поры присутствуют в опоковидных силицитах (около 30% пор диаметром 1-4 мкм, остальные меньше 1 мкм); в кремнистых аргиллитах и халцедонолитах их сечение не превышает 1 мкм.

Табл 2.3

продолжение

продолжение

продолжение

продолжение

рис 2.16

рис. 2.17

рис. 2.18

Содержание кремнезема и его минеральная форма определяют как различную хрупкость пород и, как следствие, их трещиноватость, так и пористость матрицы. Наиболее высокой открытой пористостью матрицы, как и трещиноватостью, характеризуются опоковидные силициты, наиболее низкой – халцедонолиты.

Эффективная емкость пород достигает 44-78%, остальное открытое поровое пространство занято только остаточной водой, неподвижные битумы в порах описываемых пород отсутствуют.

Закономерности фильтрации в тонкопористых кремнистых породах изучены недостаточно. К настоящему времени к факторам, регламентирующим перемещение пластовых флюидов, могут быть отнесены высокая гидрофильность пород, определяющая вытеснение нефти из матрицы водой и интенсивная диагенетическая трещиноватость, обусловливающая наличие единой гидродинамической системы.

Высокая гидрофильность пород, связанная с наличием субкапиллярных и тонко капиллярных каналов, обеспечивает эффективность процесс противоточной капиллярной фильтрации, наблюдаемый как в лабораторных, так и в пластовых условиях и обусловливающий вытеснение водой свыше 70% нефти из матрицы и высокий коэффициент извлекаемости нефти. Такая механика извлечения нефти из матрицы описываемых кремнистых коллекторов, содержащей на Окружном месторождении свыше 90% геологических запасов, определяет резкие отличия этих коллекторов от гидрофобных баженитов, извлечение нефти из которых происходит, в основном, благодаря доуплотнению пород при снижении АВПД в процессе разработки.

Компетентность кремнистых пород определяет их повышенную тектоническую трещиноватость, интенсивность которой неоднородна в разрезе и по площади и, в значительной мере, отражает степень тектонического воздействия на породу в каждом конкретном районе.

Характерно отсутствие закономерного увеличения параметров трещиноватости с глубиной и присутствие в разрезе аномальной трещиноватости зон, в которых породы сильно перемяты и разрушаются до крошки по трещинам. Устанавливается, что степень трещиноватости рассматриваемых пород-коллекторов находится в прямой зависимости от содержания свободного кремнезема и его минералогической формы.

Вышеприведенные емкостные и фильтрационные свойства описываемых кремнистых пород показывают, что последние могут быть отнесены к трещинно-поровым коллекторам (рис. 2.19), но обладают некоторыми специфическими

рис. 2.19

чертами, выделяющими их на фоне других коллекторов этого класса. Главнейшие из этих особенностей:

гранулярная пористость за счет специфической глобулярной формы неделимых частиц породообразующего свободного кремнезема;

фильтрационная система за счет интенсивной трещиноватости;

способность к вытеснению нефти из матрицы водой в связи с высокой гидрофильностью пород, которая определяет отсутствие снижения нефтенасыщенности и возрастание коэффициента извлечения нефти с уменьшением открытой пористости.

Породы-коллекторы этого типа образуют тонкоритмичнослоистые толщи и установлены в Пограничном и Северо-Сахалинском прогибах и предполагаются в Охотско-Западно-Камчатском прогибе Камчатки. Они имеют олигоценовый и нижнемиоценовый возраст; их максимальная мощность, изученная бурением, не превышает 600 м. Благодаря своим специфическим петрофизическим свойствам, они имеют выразительный каротажный облик. Общий рисунок каротажных диаграмм сходен с рисунком, характерным для песчаных коллекторов и характеризуется высоким уровнем кажущихся сопротивлений, тонко дифференцированными кривыми всех методов ЭК, отчетливо выраженными аномалиями СП и низкими значениями естественного гамма-излучения. Именно к таким высококремнистым толщам формации монтерей с «песчаной» каротажной записью приурочены наиболее крупные залежи нефти в Калифорнии.

Трещинные коллекторы связаны с участками разреза в глинисто-кремнистых отложениях, подверженными значительным тектоническим деформациям, где имеет место аномальная сближенная трещиноватость. Эти участки разуплотнения глинисто-кремнистых пород могут служить вместилищами скоплений УВ, но, как правило, не образуют крупных залежей. На Сахалине мелкие залежи нефти приурочены к зонам разуплотнений кремнистых аргиллитов борской свиты (нижний миоцен), образующим II-III горизонты Окружного месторождения, к трещинным кремнистым аргиллитам и халцедонолитам даехуриинской свиты (олигоцен) приурочено месторождение Восточный Кайган, притоки нефти на Аскасайской и Притокской площадях. Проведенный анализ зависимости трещинной проницаемости от плотности пород показывает, что аномальная трещиноватость в глинисто-кремнистых толщах получает развитие лишь в породах с объемным весом, превышающем 2,0 г/см³, т.е. в кремнистых аргиллитах, опоковидных силицитах и халцедонолитах. Установлено также, что увеличение параметров трещиноватости с глубиной не наблюдается, т.е. способность к трещинообразованию под воздействием тектонических нагрузок с увеличением глубины залегания силицитов не возрастает, а определяется, в основном, минералогической формой породообразующего кремнезема.

Таким образом, наиболее качественные трещинно-поровые коллекторы, а также зоны разуплотнения с образованием трещинных коллекторов сосредоточены, преимущественно, в олигоцен-нижнемиоценовых глубоководных толщах, сложенных тонким ритмичным переслаиванием опоковидных силицитов, халцедонолитов и кремнистых аргиллитов.

2.5. Связь трещин с флюидным потоком

Для исследования взаимосвязи между ориентировкой трещин и флюидным потоком учеными Калифорнии были использованы результаты испытаний в стволах морских скважин. Исследования показали, что проницаемость пород кремнистой формации монтерей повышается в интервалах с более хрупкими породами, характеризующихся деформированными поверхностями напластования и густой сетью трещин. К таким интервалам относятся пачки кремней и базальных известковистых пород. В них проницаемость достигает 1200 мД /41/.

Исследованием связи миграции УВ и трещиноватости занимались американские ученые /58/ с помощью электронной микроскопии. Результаты исследований дополнили уже сделанные выводы. Они показали, что микроканалы в кремнистых породах формации монтерей заполнены капельками УВ четырех различных форм: сферические (рис.2.20), сочлененные (рис. 2.21), вытянутые «сосисковидные» (рис. 2.22), стержневидные (рис. 2.23).

Все четыре морфотипа были обнаружены в образцах одного обнажения, что говорит о том, что формы связаны с различной степенью агрегации капель в процессе миграции, а не с различными стадиями созревания УВ. Микроканалами миграции являются остатки фристул диатом. Смена степени агрегации капель УВ происходит в процессе миграции их из матрицы в эти открытые каналы. Вероятно, существенный градиент давления способствует вытеснению капель УВ из матрицы в микроканалы, а затем и движению по ним, где капли впоследствии смешиваются. Вытянутые капли формируются за счет слияния отдельных капелек в полостях микроканалов. Стержневидные капли интерпретируются как результат объединения вытянутых капель. Миграция продолжается за счет градиента давления по микроканалам, которые, в свою очередь, связываются и формируют сеть более крупных трещин (рис. 2.24, 2.25).

Рис. 2.20. Морфология капель УВ. Фотографии сделаны под электронным микроскопом /58/.

А – капля (на нее указывает стрелка) вытесняется из матрицы (m) в микроканал (С);

В – Вытянутый микроканал (обозначен «х»), в котором находятся три капельки;

С – капля, прикрепленная к стенке микроканала;

D – место крепления капельки УВ (обозначено «х») к стенке матрицы (m);

E, F – примеры выходов капель из матрицы;

G – момент отрыва капли от стенки и миграции ее в виде сферической капли

Рис. 2.21. Морфология сочлененных капель. Фотография сделана под электронным микроскопом /58/.

А, В – две капли соединяются в образуют сочлененную

С – несколько капель формируют сочлененную

Рис. 2.22. Вытянутые (сосисковидные) капли. Фотография сделана под электронным микроскопом /58/.

А, В – большая капля срастается с маленькими в микроканале;

С – округлая полость фристулы диатомеи (d) частично заполнена вытянутыми каплями УВ

Рис. 2.23. Примеры стержневидных капель УВ с характерной текстурой поверхности /58/.

Рис. 2.24. Маленький микроканал (показан стрелками) пересекает крупную трещину (обозначена «х»). Большая стрелка указывает на каплю, вытесненную из микроканала в трещину /58/.

Рис. 2.25. Фотография шлифа, иллюстрирующая крупную трещину, заполненную УВ /58/.