Наука и технологии // Общие вопросы

Преобразование коллекторов в нефтяных залежах

Было предложено несколько различных схем, объясняющих это явление. Большинство геологов считает, что нефть консервирует ловушку, препятствуя тем самым последующим изменениям химического состава пластовых вод, ведущим к цементированию и уплотнению коллектора за пределами залежи. Эта весьма привлекательная схема имеет один существенный недостаток — она не объясняет ухудшение коллекторских свойств на ВНК. В подавляющем большинстве случаев уплотнение пород коллектора, наблюдаемое лишь на ВНК и вблизи него, не распространяется на законтурные зоны. В связи с этим в публикациях в основном рассматриваются изменения коллекторских свойств и минерального состава пород внутри залежи и на ее ВНК.

На ВНК по сравнению с залежью фиксируются значительные изменения состава компонентов, некоторых физических полей, например температурного (Щепеткин Ю.В., 1981), содержания радия в подошвенных водах (Алексеев Ф.А. и др., 1968), рН и Eh [4]. На ВНК нередко отмечается активное формирование карбонатного или силикатного цемента, резко уменьшающего пористость и проницаемость коллектора [1]. Кроме того, на ВНК местами наблюдаются повышение плотности нефти и рост содержания в ней смолисто-асфальтеновых компонентов вплоть до образования высоковязкого битумного слоя в подошве залежи. Битумное или минеральное цементирование коллектора в некоторых случаях приводит к запечатыванию залежей, их изоляции от гидродинамической системы природного резервуара. В случае изменения регионального наклона пластов изолированные («запечатанные») залежи оказываются на крыльях или периклиналях поднятий (Виноградов Л.Д., 1979).

По данным геофизических исследований скважин (ГИС) и анализов керна отчетливо выявляются неоднородности строения терригенных и карбонатных природных резервуаров, выраженные как по площади, так и по разрезу. Например, если в своде Кулешовского поднятия (Куйбышевское Поволжье) пористость составляет 20–30%, то на ВНК — до 1%, а ниже него — 10–20% (Аширов К.Б. и др., 1984). На Алакаевском месторождении (тот же регион) наблюдается аналогичная картина: пористость в своде составляет 10–33%, а на ВНК — не более 8%. Резкое различие фильтрационно-емкостных свойств карбонатных природных резервуаров выше и ниже ВНК отмечается на некоторых площадях Волго-Уральского региона: на Кукуйском месторождении средняя пористость в залежи равна 10,7% (максимальная — 23,0%), в законтурной части — 7,4% (максимальная — 20,8%), соответственно проницаемость в залежи составила в среднем 22 фм 2 (максимальная — 108 фм 2 ), в законтурной части в среднем — 3,8 фм 2 (максимальная — 55 фм 2 ) [3]. В залежи более активно проходили процессы выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации, в подошве — сульфатизации, окремнения, пиритизации.

Аналогичные сведения приводятся в работе [2]. В палеозойских карбонатных природных резервуарах Куйбышевской области в залежах отмечаются активные процессы выщелачивания карбонатных коллекторов и формирования системы сообщающихся пор и микрокаверн. Породы обычно имеют пористость 20–30%, а иногда и выше. Результаты анализа керна подтверждаются данными ГИС: на кривых микрокаротажа залежь проявляется в виде положительных приращений КС свойственных гранулярным коллекторам, на кривых СП наблюдаются аномалии отрицательного знака, на диаграммах НГК залежь характеризуется как пористая, разуплотненная среда.

В подошве залежи породы не были подвергнуты растворению, а, наоборот, в значительной степени сцементированы. Пористость здесь снижается до 1–5%. Цементом этого слоя служат вторичный кальцит, кремнезем, сульфаты, твердые нафтиды. Зона запечатывания четко прослеживается на кривых микрозондов и НГК, по данным АК скорость звука здесь увеличена (до 6200 м/с) по сравнению с нефтенасыщенной частью. Наличие плотного слоя в подошве залежи нашло многочисленные подтверждения в сейсморазведке. На сейсмогеологических разрезах ВНК нередко проявляются в виде горизонтальных отражающих границ, секущих наклонные стратиграфические разделы.

Интересная информация была получена при изучении песчаного продуктивного горизонта Д1 Туймазинского месторождения, где резко проявились различия в строении коллектора выше и ниже ВНК (Черников О.А., Куренков А.И., 1977). В частности, в нефтенасыщенной части пласта на контакты растворения зерен кварца приходится 20%, тогда как в водоносной части — 32,5%, соответственно число регенерированных зерен составляет 6,7 и 25,1%, аутигенного кварца — 1,21 и 6,15%, содержание ангидрита — 2,2 и 8,6%, проницаемость — 178,0 и 7,4 фм 2 . В объеме залежи число регенерированных зерен кварца постоянно от приконтурной зоны до замка, что свидетельствует о быстром заполнении ловушки и стабилизации ВНК (Черников О.А., Куренков А.И., 1977). Кроме того, встречаются и более сложные, аномально построенные зоны ВНК. Один такой пример взят из работы [1].

В среднекембрийских кварцевых песчаниках Гаевского нефтяного месторождения (Калининградская область) наблюдается обратная зональность преобразования коллектора. Зерна кварца в залежи характеризуются высокой степенью развития регенерационного цемента, вследствие чего открытая пористость коллектора не превышает 10%. Поверхность зерен лишена признаков корродирования.

На ВНК песчаники несут следы интенсивной коррозии регенерационных каемок и первичных зерен кварца, приведшей к увеличению коэффициента пористости до 15%. Ниже ВНК залегают светло-серые водоносные песчаники с многочисленными признаками интенсивного растворения обломочного и аутигенного кварца. В этом отношении водоносные песчаники весьма напоминают песчаники зоны ВНК. Пористость разуплотненной водоносной части пласта также достигает 15%. По существу, эта часть разреза является не чем иным, как продолжением зоны растворения пород на ВНК. Суммарная толщина обеих зон составляет 4,5 м.

Еще ниже выделяется пласт очень плотных кварцитовидных песчаников толщиной около 0,6 м, в которых содержание регенерационного кварца резко увеличивается, а пористость снижается до 3% и менее. Характерной особенностью кварцитовидных песчаников является интенсивная пиритизация, не встречающаяся выше и ниже этого пласта.

Под пластом кварцитовидных песчаников располагается толща водоносных песчаников, которые по строению минерального скелета и коллекторским характеристикам почти не отличаются от нефтеносных песчаников. Отмечается лишь слабо выраженная тенденция уменьшения их открытой пористости (в среднем на 2%) относительно нефтеносных пород за счет некоторого увеличения числа регенерированных зерен кварца.

Таким образом, петрофизические свойства кварцевых песчаников Гаевского месторождения в объеме залежи и на некотором удалении от ВНК существенно не различаются. Резкие изменения коллектора, выразившиеся в интенсивной коррозии зерен кварца, вследствие чего пористость увеличилась в 1,5 раза, отмечаются в зоне выше и ниже ВНК соответственно на 2,0 и 0,6 м.

Аналогичная картина наблюдается в песчаниках парфеновского горизонта (венд) на Братской площади Иркутского амфитеатра: здесь ВНК представлен зоной разуплотненных пород, которая ниже переходит в зону цементации. На уровнях стабилизации ВНК происходят интенсивное растворение и переотложение многих минералов (Сахибгареев Р.С, Виноградов Л.Д., 1981).

Особый интерес представляет изучение коллекторов, сложенных полимиктовыми песчаниками, поскольку входящие в них полевые шпаты чутко реагируют на изменения состава поровых вод. Напомним, что фельдшпатиды относятся к сложным каркасным алюмосиликатам и в определенных геохимических ситуациях способны выщелачиваться и преобразовываться в слоистые и цепочечные алюмосиликаты (глины). Это свойство фельдшпатидов делает их показательными индикаторами геохимической эволюции горных пород.

Микроскопический анализ нижнемеловых песчаников на ряде нефтеносных площадей Западной Сибири позволил Р.С. Сахибгарееву прийти к выводу о том, что в залежах полевые шпаты изменяются сильнее, чем в законтурной части, причем наиболее сильная пелитизация фельдшпатидов приурочена к зоне ВНК. Так, в литологически экранированной залежи пласта БП14 на Восточно-Тарасовской площади содержание сильно измененных зерен полевых шпатов в нефтенасыщенной части не превышает 20% всех подсчитанных минеральных зерен, на ВНК — около 38%, в законтурной части — 15%.

Несколько сложнее обстоит дело на Федоровском (пласт БВ8) и Покачевском (пласт БВ8) месторождениях, где сильно измененные полевые шпаты прослеживаются в водоносном коллекторе соответственно на расстоянии 2,7 и 1,3 км от внешнего контура нефтеносности. На периферии содержание пелитизированных полевых шпатов уменьшается почти в 1,5 раза. Создается впечатление, что для этих залежей зона преобразования коллекторов «размазана» по площади.

В зонах ВНК обнаружено присутствие слабораскристаллизованных сульфидов железа (пирита, марказита). Выше, при описании среднекембрийских кварцевых коллекторов в Прибалтике, также отмечалась преимущественная приуроченность пирита к зоне ВНК.

В пласте БС10 Федоровского месторождения наиболее высокие содержания аутигенного кварца встречаются в водоносной части ловушки, тогда как в нефтеносной части аутигенный кварц практически отсутствует. Здесь крайне редки проявления регенерации кварца, зато повсеместно видна сильная корродированность его зерен.

В пласте БП10–11 Тарасовского месторождения отчетливо наблюдается увеличение содержания аутигенного кварца в зоне современного ВНК до 5% при содержаниях в законтурной части около 0,1%.

Установлено также, что на периферии пласта БС10 на Федоровском месторождении отмечаются наивысшие содержания карбонатного цемента. Его концентрация резко уменьшается в нефтенасыщенной части коллектора, причем практически на всей площади залежи. Низкие содержания карбонатного цемента в залежи характерны как для песчаников, так и для алевролитов. Аномально низкие содержания кальцита наблюдаются в песчаниках приконтурной зоны, причем как в нефтеносной, так и в водоносной ее частях.

В целом, как отмечает Р.С. Сахибгареев, распределение кальцита обнаруживает большое сходство с распределением аутигенного кварца: в обоих случаях вещество выносится из залежи и высаживается в ее законтурной части. Такое сходство процессов представляется весьма спорным, поскольку мобилизация кремнезема и кальцита происходит при разных значениях рН.

Перераспределение минерального вещества в залежи определено также различиями содержаний в породе аутигенного каолинита. Во многих случаях концентрация вторичного каолинита увеличивается от сводовых частей залежей к склоновым с максимумом в зоне ВНК. В нефтенасыщенных песчаниках вторичный каолинит имеет менее совершенную кристаллическую структуру, чем в водонасыщенных разностях. Кроме того, замечено, что каолинит, образующийся в более пористых и проницаемых коллекторах, независимо от того, насыщены они водой или нефтью, характеризуется более четкой огранкой, чем каолинит из низкопористых пород.

Дополнительная информация была получена нами при изучении терригенных коллекторов юрского возраста на различных нефтяных месторождениях Восточного Ставрополья. Исследование пород с помощью сканирующего электронного микроскопа показало, что в нефтеносных песчаниках стенки пор интенсивно инкрустированы мелкими чешуйками хлорита и щетками хорошо ограненных кристаллов кварца. Кристаллы кварца и чешуйки диккита свободно заполняют поровое пространство, ассоциируя с полуразрушенными зернами и комковидными агрегатами кальцита. Совершенство кристаллов, как и в случае с каолинитом, подчеркивает эффект «свободного пространства».

Таким образом, на примере нескольких породообразующих минералов четко проявляется процесс перераспределения вещества в объеме нефтяной залежи. Практически ни у кого не вызывает возражения факт существенного преобразования коллекторов в зоне ВНК, свидетельствующий о мощных химических процессах, сопутствующих формированию залежей нефти.

Материалы по проблеме преобразования коллекторов в залежах и особенно на ВНК приведены в многочисленных публикациях, однако, на наш взгляд, ни в одной из них нет достаточно убедительного изложения причин, особенностей и деталей механизма этого преобразования.

Основной вывод из обзора публикаций заключается в том, что в ловушке на этапе заполнения ее нефтью формируется особая геохимическая обстановка, выражающаяся главным образом в быстрой изменчивости рН. При этом в коллекторе происходят растворение одних минералов и новообразование других. По мере заполнения ловушки нефтью растворы оттесняются к ВНК, где происходит увеличение их концентраций до критических. При изменении физических или химических факторов из растворов начинается кристаллизация минералов, цементирующих коллектор в зоне ВНК.

Однако в действительности гидрохимические процессы имеют более сложный характер, вследствие чего в ряде случаев формируется полизональное распределение аутигенных минералов в объеме залежи и подошвенных водах.

Анализ публикаций позволяет однозначно утверждать, что преобразование коллекторов в залежах происходило либо в кислой, либо в щелочной среде. Кроме того, данные Р.С. Сахибгареева указывают на возможность преобразования ВНК под воздействием сразу обеих сред. При всей парадоксальности этого тезиса можно утверждать, что это явление не противоречит законам природы. Для объяснения наблюдаемого феномена Р.С. Сахибгареев использует биохимический фактор, полагая, что бактерии, заселяющие зону ВНК, в ходе своей жизнедеятельности выделяют ферменты, активно изменяющие рН в обоих направлениях, обусловливая растворение и карбонатов, и силикатов.

Эта модель имеет много уязвимых сторон. Прежде всего ферменты — это белки, обладающие амфотерными свойствами и поэтому неспособные изменять рН среды. Все ферменты строго специализированы на переработку определенных органических соединений и поэтому не могут напрямую реагировать с минералами. В лучшем случае следует учитывать возможность растворения карбонатов низкомолекулярными органическими кислотами, образующимися при биохимическом окислении нефти на ВНК. Но тогда не получает объяснения механизм растворения силикатов. Эти соображения не позволяют нам согласиться с моделью Р.С. Сахибгареева.

Нами разработана модель формирования геохимической обстановки в залежи, основанная на процессах диссоциации водонефтяных растворов в конце первично-миграционного потока. Как и большинство геологов-нефтяников, мы полагаем, что миграция нефти от генерационного очага до первичной залежи происходит в виде раствора микронефти в воде. Раствор может быть истинным (молекулярным) или ультраколлоидным, однако в обоих случаях растворенные частицы микронефти должны быть окружены гидратными оболочками со структурой, сформированной структурно-энергетическим полем частицы. Только гидратированная частица может существовать во «взвешенном» состоянии весьма длительное время, пассивно перемещаясь вместе с потоком воды, выжимаемой из глинистых пород. Отделение микронефти от керогена и ее растворение в «возрожденной» (по А.А. Карцеву), т.е. десорбированной из глин, воде определяют сущность первого фазового перехода: твердая фаза керогена сменилась жидкой фазой раствора. Выжимание из глин воды вместе с микронефтью ведет к формированию первично-миграционного потока, который продолжается в коллекторе. При этом весьма важно, чтобы коллекторский пласт входил в открытую гидравлическую систему, так как в противном случае никакого движения воды и эвакуации микронефти не будет.

Первичная миграция водонефтяного раствора завершается в области распада раствора под влиянием снижения давления и температуры или, что бывает реже, при увеличении минерализации пластовой воды. Этот процесс выделяется нами в качестве второго фазового перехода. Физически распад раствора означает деструкцию гидратной оболочки и выделение микронефти в собственную фазу. Молекулы и коллоидные частицы микронефти гравитационно всплывают к кровле пласта, коалесцируют (слипаются), образуя капли собственно нефти, а затем и первичные залежи.

Для понимания предлагаемой модели необходимо иметь в виду, что распад гидратных оболочек и переход молекул воды из структурно-энергетического состояния гидратной оболочки в структурно-энергетическое состояние свободной воды неминуемо ведут к формированию фазы мономерной (молекулярно диспергированной) воды и сопровождаются временной диссоциацией воды на протоны и гидроксилы. В этот момент образуется химически весьма агрессивная среда, способная существенно воздействовать на минеральный скелет коллектора. В одних случаях образуется избыток протонов и формируется кислая среда, в других, наоборот, — избыток гидроксилов с формированием щелочной среды. Очевидно, что главная трудность объяснения причин возникновения той или иной среды заключается в определении причин ликвидации части протонов или гидроксилов, поскольку при диссоциации молекул воды они должны были бы образовываться в равных количествах.

В качестве примера возникновения такой ситуации рассмотрим преобразование юрских песчаников Восточного Ставрополья, о которых говорилось выше. Главное, на чем задерживается внимание при анализе снимков сканирующей электронной микроскопии, это мощное новообразование хлорита, которое происходит на фоне растворения кальцита и формирования аутигенного кварца в виде свежих кристаллов и цемента регенерации. Хлорит — это слоистый алюмосиликат с необыкновенно большим содержанием ионов гидроксила. Химическая формула хлорита — (Mg, AI, Fe)12 [(Si, Al)8 O20] (OН)16, причем из 16 ионов гидроксила 12 расположены в бруситовом слое. Не вдаваясь в анализ источников металлов, отметим, что для образования хлорита в поровой воде должно было быть много свободного гидроксила. Связав гидроксил, хлорит создал кислую среду, в которой начал активно растворяться кальцит и высаживаться кремнезем.

Еще один пример, правда, рассматриваемый в гипотетическом плане, объясняет возникновение щелочной среды. По нашему мнению, связывание протонов может происходить в результате насыщения ими углерод-углеродных связей микронефти, разорванных при распаде ее гидратированных молекул. Наличие в подошвенных водах многих нефтяных залежей низкомолекулярных карбоновых кислот определенно указывает на то, что при распаде аквакомплекса вода отрывает периферийные кислотные группировки у микронефти, разрывая углерод-углеродные связи. Возникшие активные центры нейтрализуются имеющимися поблизости протонами, которые насыщают связи, гидрогенизируя осколки Естественно что при этом в поровой воде образуется избыток гидроксилов и начинается растворение кремнезема и алюмосиликатов

По видимому, существуют и другие химические реакции, способствующие поляризации продуктов диссоциации воды, но главное, на что хотелось бы обратить внимание, это принципиальная возможность возникновения в залежи кислой или щелочной обстановки в ходе второго фазового перехода. Таким образом, находит логическое объяснение факт разуплотнения коллекторов в залежах и формирования минеральных аномалий на ВНК. Совершенно очевидно, что тезис «нефть формирует коллектор» следует исправить на тезис «вода создает коллектор в первичной залежи».

Все описанное разнообразие минерального состава и коллекторских свойств пород в залежах и на ВНК, на наш взгляд, определяется положением зоны распада первично-миграционного потока относительно ловушки. Как видно из приведенных примеров, замыкание этого потока может происходить или в самой ловушке, и тогда наблюдается преобразование коллектора от наиболее приподнятой части залежи до ВНК, или только в зоне ВНК. Кроме того, первично-миграционный поток может распадаться на не котором удалении от ловушки, и тогда зона преобразования коллектора может быть «размазана» на несколько километров.

Еще одним доводом в пользу реализации фазового перехода в первичной залежи служат многочисленные находки под ВНК горизонтов опресненных вод. Формирование глубинных слабоминерализованных вод до сих пор не находит удовлетворительного объяснения. На наш взгляд, эти воды представляют собой остатки бывших гидратных оболочек микронефти, выделившихся при распаде аквакомплексов вблизи первичной залежи. К подошвенным водам нефтяных залежей приурочены также аномально высокие концентрации низкомолекулярных органических веществ и микроэлементов (Матусевич В.М., 1976), которые находились в составе микронефти и накопление которых произошло при замыкании первично-миграционного потока.

Следует также отметить, что на ВНК первичных залежей часто возникают и тепловые аномалии в виде зоны повышенных на 10–20 °С температур по сравнению с фоновыми значениями. Объясняется это генерацией тепла при восстановлении разорванных межатомных связей воды и микронефти. Выделение тепла при конденсировании вещества относится к числу абсолютных законов. Изложенные выше материалы позволяют сделать два вывода, имеющих принципиальный характер:
Принятие модели диссоциации воды и микронефти на завершающем этапе эволюции первично-миграционного потока, а ходе второго фазового перехода, с одной стороны, не противоречит теории растворов, а с другой — хорошо объясняет причины преобразования коллекторов в первичных залежах, а также формирования аномалий различных физических и химических полей, приуроченных к этим залежам.
Если руководствоваться наиболее простой формулировкой, что «нефть — это минеральная горючая жидкость» (других минеральных горючих жидкостей попросту нет), то рождение нефти происходит именно в ловушке с первичной залежью. Нефть как гомогенная горючая жидкость берет свое начало после конденсирования микронефти, и с этой точки зрения термин «месторождение » представляется этимологически правильным.

Литература
Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. — Л., Недра, 1989.
Хлуднев В.Ф. Отражение нефтяных залежей в сейсмическом волновом поле. // Нефтегазовая геология и геофизика. — 1981, — № 9, — С. 52 56.
Шаронова В.Н., Шаронов Л.В. Особенности карбонатных пород Волго-Уральской провинции // Нефтегазовая геология и геофизика. — 1981, -№ 9, — С. 7–9.
Щепеткин Ю.В. Вторичные изменения осадочных пород в процессе формирования углеводородных скоплении // Геохимия процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Западной Сибири. — Тюмень, 1986, — С. 58–72.

neftegaz.ru

Трещинный коллектор рифея зоны Ангарских складок Текст научной статьи по специальности «Геология»

Аннотация научной статьи по геологии, автор научной работы — Екатерина Валерьевна Анохина, Елена Вячеславовна Демидова, Леонид Евгеньевич Стариков, Антон Владимирович Киричек, Марина Николаевна Назарова, Лилия Феодосиевна Жегалина, Иван Владимирович Горлов, Павел Николаевич Кокарев

Дан обзор нижнеангарского нефтегазоносного района. Приведены характерные особенности верхнерифейских отложений зоны Ангарских складок. Показана перспективность нефтегазоности рифейских отложений. Приведены результаты прогноза зон распространения коллекторов трещинного типа в верхней части рифейских отложений на примере Ильбокичского лицензионного участка. Выполнен анализ поля рассеянных волн ; выделены перспективные объекты, которые интерпретируются как зоны распространения коллекторов трещинного типа.

Похожие темы научных работ по геологии , автор научной работы — Екатерина Валерьевна Анохина, Елена Вячеславовна Демидова, Леонид Евгеньевич Стариков, Антон Владимирович Киричек, Марина Николаевна Назарова, Лилия Феодосиевна Жегалина, Иван Владимирович Горлов, Павел Николаевич Кокарев,

This article gives an overview of the Low Angara oil-and-gas basin. The prospectively of the upper Riphean sediments of Angara folds is shown. The authors present the results of a forecast of fractured reservoir propagation in the top layer of Riphean sediments in the case of the Ilbokich license area. The article analyses scattered waves and identifies the objects interpreted as fractured reservoir propagation areas.

Текст научной работы на тему «Трещинный коллектор рифея зоны Ангарских складок»

Е. В. Анохина, Е. В. Демидова, Л. Е. Стариков, А. В. Киричек М. Н. Назарова, Л. Ф. Жегалина, И. В. Горлов, П. Н. Кокарев

ТРЕЩИННЫЙ КОЛЛЕКТОР РИФЕЯ ЗОНЫ АНГАРСКИХ СКЛАДОК

Дан обзор нижнеангарского нефтегазоносного района. Приведены ха-

—рактерные особенности верхнерифейских отложений зоны Ангарских

148 складок. Показана перспективность нефтегазоности рифейских отло-

жений. Приведены результаты прогноза зон распространения коллекторов трещинного типа в верхней части рифейских отложений на примере Ильбокичского лицензионного участка. Выполнен анализ поля рассеянных волн; выделены перспективные объекты, которые интерпретируются как зоны распространения коллекторов трещинного типа.

Ключевые слова: сейсморазведка, отраженные волны, рассеянные волны, нефтегазоносность, трещинно-кавернозный коллектор.

Key words: seismic exploration, reflected wave, scattered wave, oil-and-gas occurrence, fracture cavernous reservoir.

В данной статье рассматриваются перспективы нефтегазоносности верхнерифейских отложений, относящихся к орогенному тектоническому комплексу байкалид зоны Ангарских складок. Разрез рифейских отложений в указанном регионе изучен слабо.

Работы выполнены на Ильбокичском участке, расположенном в Ангарской складчатой зоне Нижне-Ангарского нефтегазоносного района.

Специализированная обработка сейсморазведочных материалов по технологии СБР (авторы А. Н. Кремлев, Г. Н. Ерохин) Ильбокичского ЛУ выполнена А. Н. Кремлевым и С. Н. Сергеевым. Результаты позволили сделать прогноз коллекторов рифейских отложений.

Ближайшие зоны выхода на дневную поверхность отложений ри-фея находятся в 50 км на восток от Ильбокичского лицензионного участка на Чадобецком выступе и в 150 км на запад в пределах Енисейского кряжа (рис. 1). Наиболее полно глубоким бурением отложения ри-фея изучены на Камовском своде. На Ильбокичском участке четыре из шести глубоких скважин вскрыли рифейские отложения различной литологии на глубинах ниже 2600 м.

© Анохина Е. В., Демидова Е. В., Стариков Л. Е., Киричек А. В., Назарова М. Н., Жегалина Л. Ф., Горлов И. В., Кокарев П. Н., 2015

Вестник Балтийского федерального университета им. И. Канта. 2015. Вып. 4. С. 148 — 155.

Рис. 1. Нижне-Ангарский нефтегазоносный район: 1 — границы нефтегазоносных областей; 2 — месторождения; 3 — скважина и ее номер;

4 — выходы пород рифея на дневную поверхность

Скважина Ильб-2 вскрыла около 160 м пород верхнего рифея, представленных аргиллитами (в том числе битуминозными), доломитами, известняками и прослоями алевролита.

Скважина Ильб-3 вскрыла 35 м пород верхнего рифея, представленного преимущественно брекчией, состоящей из слабоокатанных обломков доломита известковистого.

Скважина Ильб-5 вскрыла 80 м верхнего рифея, представленного в кровельной части переслаиванием доломита и аргиллита, а в нижней части — преимущественно аргиллитом.

Скважина Ильб-6 вскрыла около 50 м пород верхнего рифея, представленного переслаиванием аргиллита и алевролита.

По данным сейсморазведки, в разрезе рифейских отложений выделяется несколько отражающих горизонтов, приуроченных к различным седиментационным комплексам: отражение И2 приурочено к границе среднего и верхнего рифея (подошва шунтарской свиты); отражения группы приурочены к границам комплексов внутри верхнего рифея (шунтарской, киргитейской, нижнеангарской и дашкинской свитам).

В пределах Ильбокичского лицензионного участка отражения группы выклиниваются на предвендскую эрозионную поверхность Ио. В волновом поле МОГТ отражение Ио распознается по угловому несогласию между отложениями ванаварской свиты и эрозионной поверхностью отложений рифея.

Пространственная привязка отражений группы [2] и прослеживание их по площади исследования позволило построить схему выхода различных седиментационных комплексов верхнего рифея на пред-вендскую эрозионную поверхность Ио (рис. 2).

Рис. 2. Схема районирования отложений верхнего рифея, выходящих на эрозионную поверхность

Стратиграфический диапазон нефтегазонасыщения отложений зоны Ангарских складок может включать не только вендские породы, но и породы рифея. Предпосылками для такого предположения можно считать большую мощность нефтегенерирующих рифейских отложений, расположение исследуемой площади в тектонически активной зоне, наличие карбонатных отложений, потенциальных резервуаров с трещинно-кавернозным коллектором.

Прогноз зон распространения коллекторов трещинно-кавернозного типа в верхней части рифейского комплекса и перспективы его нефтегазоносности

Представление о наличии коллекторов в отложениях рифея базируются на результатах изучения аналогичных месторождений в зоне Ангарских складок, на данных бурения глубоких скважин Камовского свода, а также на результатах изучения рифейских пород, выходящих на дневную поверхность на смежных территориях. Все эти данные свидетельствуют о приуроченности коллекторов к карбонатным породам и преимущественно их трещинном типе. На рисунке 3 приведены характерные особенности пород верхнего рифея в зоне Ангарских складок.

Рис. 3. Характеристика верхнерифейских отложений зоны Ангарских складок: 1 — строматолитовые постройки ослянской серии верхнего рифея; 2 — следы битума в отложениях верхнего рифея (свита серого ключа?); 3 — выход отложений шунтарской свиты верхнего рифея, обнажение в низовьях р. Каменка; 4 — степень раскрытости частично минерализованной трещины, верхний рифей,

скважина Абаканская 1

В результате специализированной обработки сейсморазведочных данных по технологии CSP быгл получен куб поля рассеянных волн. По данному кубу в пределах изучаемой площади выгявлены аномалии с высокими значениями амплитуд рассеянных волн. Такие зоны интерпретируются как зоны распространения коллектора трещинного типа с хорошими коллекторскими свойствами. Правомерность подобного утверждения быгла доказана авторами в различных нефтегазоносных провинциях [2]. В пределах этой зоны закартирован один крупный резервуар и ряд мелких. Резервуары приурочены к северо-восточному склону Верхнемадашенского вала (рис. 4).

По результатам интерпретации поля рассеянных волн построена карта перспектив нефтегазоносности рифея (рис. 5). Размеры крупного резервуара по осям составляют 10,0 х 2,0 км, мощность — приблизительно 150 м, при этом предполагаемая эффективная мощность определена около 75 м (рис. 4, 6). Данный резервуар представляет собой ловушку неструктурного типа, то есть границей ловушки является зона отсутствия коллектора.

Рис. 4. Карта амплитуд рассеянных волн приповерхностной части рифейских отложений (сумма амплитуд в интервале Ио + 200 мс)

Рис. 5. Карта перспектив нефтегазоносности приповерхностной части рифейских отложений

Рис. 6. Вертикальный срез куба дифракторов (куба рассеянных волн) вдоль линии, проходящей через пробуренную и рекомендуемую скважины

Необходимо отметить, что верхняя часть рифейского комплекса испытана в скважинах Илб-3 и Илб-5, в результате испытания притока флюидов не получено. Данные скважины пробурены в благоприятных структурных условиях, но за пределами закартированного резервуара с трещинно-кавернозным типом коллектора. Так как скважины оказались «сухими», можно предположить, что коллектор порового типа в выявленных резервуарах отсутствует или распространен на очень ограниченной площади. Основным типом коллектора здесь, как и на других месторождениях зоны Ангарских складок, является трещинно-кавернозный.

Выполненный анализ поля рассеянных волн верхней части рифейского комплекса позволил закартировать обширную зону аномально высоких значений амплитуд рассеянных волн (рис. 4). Зоны с высокими значения амплитуд рассеянных волн интерпретируются как зоны распространения коллекторов трещинного типа (рис. 5), которые могут быть резервуаром углеводородов.

Выделенные по кубу поля рассеянных волн аномалии отождествляются с породами ослянской серии верхнего рифея. Закартированные резервуары приурочены к северо-восточному склону Верхнемадашен-ского вала и представляют собой ловушку неструктурного типа, где границей резервуаров выступает зона отсутствия коллектора.

Если выполненный прогноз нефтегазоносности рифейских отложений будет подтвержден в пределах Ильбокичского лицензионного участка, то можно предполагать их высокие перспективы и в зоне Ангарских складок в целом, так как вся зона характеризуется наличием высокоамплитудных разломов, создающих зоны трещиноватости, и присутствием рифейских карбонатных пород.

1. Кремлев А.Н., Ерохин Г.Н., Стариков Л. Е. и др. Прогноз коллекторов тре-щинно-кавернозного типа по рассеянным сейсмическим волнам // Технологии сейсморазведки. 2008. №3. С. 36 — 39.

2. Стариков Л. Е., Киричек А. В., Кремлев А. Н. и др. Методика геологической интерпретации поля рассеянных волн, полученных по методу Common Scattering Point // Тезисы третьей международной научно-практической конференции. Калининград, 2013. С. 252—255.

3. Дека А. А., Кощук Е. П., Богдан В. А. Сейсморазведочные работы МОГТ-2Д на Сользаводском и Ильбокичском перспективных участках : отчет Сользавод-ской с/п № 78/2000-2002 гг. и Ильбокичской с/п № 77/2001 — 2002 гг. Красноярск, 2003.

Екатерина Валерьевна Анохина — науч. сотр., Балтийский федеральный университет им. И. Канта, Калининград.

Елена Вячеславовна Демидова — науч. сотр., Балтийский федеральный университет им. И. Канта, Калининград.

Леонид Евгеньевич Стариков — канд. геол.-минерал. наук, Балтийский федеральный университет им. И. Канта, Калининград.

Антон Владимирович Киричек — канд. геол.-минерал. наук, Балтийский федеральный университет им. И. Канта, Калининград.

Марина Николаевна Назарова — канд. геол.-минерал. наук, Балтийский федеральный университет им. И. Канта, Калининград.

Лилия Феодосиевна Жегалина — канд. техн. наук, Балтийский федеральный университет им. И. Канта, Калининград.

Иван Владимирович Горлов — ОАО «Газпром геологоразведка», Тюмень.

Павел Николаевич Кокарев — ОАО «Газпром геологоразведка», Тюмень.

About the authors

Ekaterina Anokhina, Research Fellow, I Kant Baltic Federal University, Kaliningrad. E-mail: EAnokhina@kantiana.ru

Elena Demidova, Research Fellow, I. Kant Baltic Federal University, Kaliningrad. E-mail: eVDemidova@kantiana.ru

Dr Leonid Starikov, I. Kant Baltic Federal University, Kaliningrad. E-mail: LStarikov@kantiana.ru

Dr Anton Kirichek, I. Kant Baltic Federal University, Kaliningrad. E-mail: Akirichek@kantiana.ru

Dr Marina Nazarova, I. Kant Baltic Federal University, Kaliningrad. E-mail: MarNazarova@kantiana.ru

Dr Lilia Zhegalina, I. Kant Baltic Federal University, Kaliningrad. E-mail: LZHegalina@kantiana.ru

Ivan Gorlov, Gazprom Geologorazvedka, Tyumen. E-mail: i.gorlov@ggr.gazprom.ru

Pavel Kokarev, Gazprom Geologorazvedka, Tyumen.

cyberleninka.ru