Анализ литофациальной изменчивости ассельско-сакмарских отложений северной части Колвинского мегавала

УДК 552.541

АНАЛИЗ ЛИТОФАЦИАЛЬНОЙ ИЗМЕНЧИВОСТИ АССЕЛЬСКО-САКМАРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ КОЛВИНСКОГО МЕГАВАЛА

В.А.Габриэлянц

В статье изложены принципы зависимости пространственного распределения литотипов и их фациальная принадлежность. Выявление данных закономерностей позволило проследить изменчивость литотипов по всему месторождению по имеющимся скважинным данным.

Методика позволяет уточнить строение месторождения, выявить особенности развития рифового тела. Кроме того, становится возможным детальное расчленение разреза и дифференциация пропластков по пористости.

Исходя из полученных данных по каждому литотипу, можно сделать вывод, что строение рассматриваемого месторождения связано с очень высокой неоднородностью как латеральной, так и вертикальной. Проведенное исследование качественно учитывает эти особенности при построении реальной модели, исключая возможность рассмотрения массивно-пластовой залежи как массивной (что нередко практикуется в настоящее время).

Это повысит достоверность подсчета запасов, позволит выбрать оптимальный режим разработки месторождения и корректировать его в дальнейшем.

Ключевые слова: литофациальная изменчивость; фациальные зоны; карбонатные породы-коллекторы; разработка месторождений; рифогенная постройка; биогерм.

Последние 10-летия ознаменовались повышенным интересом к ранее слабоисследовавшимся объектам Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В течение этого времени в большом объеме были проведены детальные сейсмические работы и пробурены многочисленные поисковые и разведочные скважины.

Данная статья посвящена важной проблеме достоверного определения емкостных свойств карбонатных пород-коллекторов на основе установления закономерностей их распределения в разных фа-циальных зонах. Объектом исследования послужили коллекторы ас-сельско-сакмарских отложений одного из месторождений северной части Колвинского мегавала.

Колвинский мегавал, ограничивающий с востока Денисовский прогиб, представляет собой крупную зону поднятий, почти целиком расположенную над глубоким доверхне-девонским прогибом. Отдельные структуры мегавала наследуют, од-

нако, выступы верхнепротерозойского фундамента. Мегавал протягивается почти в меридиальном направлении с юга на север на расстояние до 300 км при ширине от 20 до 30-35 км.

Платформенный чехол представлен палеозойскими и мезозойскими осадочными толщами. В осадочном чехле выделяется восемь разновозрастных нефтегазоносных комплексов: от венд-ордовика до триаса. Верхневизей-нижнеперм-ский комплекс является вторым по значению после верхнедевонского. Он распространен повсеместно и представлен карбонатными отложениями различного состава [2].

В южной части Колвинского нефтегазоносного района промыш-ленно нефтегазоносны силурийские, нижнедевонские, верхнеф-ранские, фаменские и нижнеперм-ско-каменноугольные карбонатные отложения и среднедевонские, верхнепермские и нижнетриасовые тер-ригенные отложения. В северной части к ним добавляется еще и тер-

ригенный пермско-триасовый нефтегазоносный комплекс. Наибольшее число залежей и основные разведанные запасы УВ приурочены к среднедевон-нижнефранскому тер-ригенному комплексу (41 %), перекрытому кыновско-саргаевскими глинами, и преимущественно карбонатному верхневизей-нижнепермскому комплексу (35 %) [4].

В региональном плане район исследований в ассельском и сак-марском веках располагался в пределах обширного эпиконтиненталь-ного моря; это был шельф существенно сократившегося и начавшего уже закрываться Палеоуральского океана (Зоненшайн Л.П. и др., 1990). Выделенные на рассматриваемой территории литотипы встречаются в разрезах по меньшей мере трех соседних месторождений, что позволяет предположить схожие условия развития биогермов на территории северной части Колвинского мега-вала в ассельско-сакмарское время.

В разрезах верхнекаменноуго-льно-нижнепермских карбонатных

Рис. 1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ РИФОВОГО МАССИВА СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ КОЛВИНСКОГО МЕГАВАЛА

I- купольная часть (la - подверженная интенсивной промывке), II- склоновая часть (IIa - относительно мелководная, IIb - средней глубины, 11с - глубокая), III - зона межрифовой впадины, IV - депрессонная зона

отложений бассейна Верхней Печоры выделены перерывы разного ранга: глобальный — на границе среднего и верхнего отделов каменноугольной системы; региональный — на границе среднего и верхнего подъярусов гжельского яруса; локальные — внутри ассельского и сакмарского ярусов. Выделенные литологические маркеры этих границ могут быть использованы как дополнительные корреляционные признаки.

Все литотипы имеют разные фил ьтрационно-емкостные свойства и структуру пустотного пространства. Литологические исследования и результаты литофациальных построений доказывают, что исследуемая структура — это рифовый массив, т.е. залежь относится к литоло-гическому типу. Следовательно, распространение литотипов подчиняется определенным законам зональности (как правило, в центре находится линзовидное тело, выстроенное одним набором литоти-пов, на краях литотипы изменяются). Перед авторами статьи стояла задача уточнить закономерности строения и пространственного распространения разных типов пород и сформулировать их принципы.

Исследование проводилось на кафедре литологии РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина на основе изучения керна (растровых изображений в дневном и ультрафиолетовом освещении), шлифов, данных ГИС и петрофизики.

В ходе работы исследовано 10 разрезов скважин по интервалам, охарактеризованным керном. Суммарный объем керна превышает 1200 м. По керну был проведен комплекс ГИС, петрофизических исследований, а затем он был распилен вдоль оси и описан.

В процессе исследований были выделены основные типы известняков (по Р.Данхэму [12]) и выявлена их приуроченность к различным частям биогермной постройки (рис. 1):

биогермные тубифитовые (ба-ундстоуны);

органогенно-обломочные кри-ноидно-мшанковые однородные и слоистые (грейнстоуны);

органогенно-обломочные фора-миниферово-водорослевые (грейн-стоуны);

биогермные водорослевые (ба-ундстоуны);

биогермные палеоаплизиновые (баундстоуны пористые и плотные);

биогермные микрокодиевые (баундстоуны пористые и плотные); детритово-полифитные; микрокомковато-сгустковые водорослевые с органогенным детритом;

органогенно-обломочные кри-ноидно-мшанковые (вакстоуны);

микрозернистые с органогенными остатками (вакстоуны);

органогенно-обломочные кри-ноидно-мшанковые (пак-вакстоуны).

В разрезе рассматриваемых скважин коллекторы представлены каверново-поровым типом, трещинные коллекторы играют подчиненную роль. Структура пустотного пространства пород обусловлена первичной структурой биогермных массивов и органогенно-обломоч-ных толщ, а также характером развития вторичных процессов [8].

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают известняки палеоаплизиновые с органогенно-обломочном матриксом. Первичное

пустотное пространство этих пород увеличивалось за счет выщелачивания в вадозной зоне и частично залечивалось на различных этапах диагенеза.

Коллекторские свойства био-гермных известняков, сложенных разнообразными водорослями, могут быть весьма различны в зависимости от плотности водорослевого каркаса и характера межкаркасного выполнения — органогенно-об-ломочного или сгусткового.

Грейнстоуны обладали наилучшими коллекторскими свойствами при седиментации, но в процессе диагенеза они ухудшались в результате спаритизации и уплотнения.

Другие литотипы обладают незначительным как первичным, так и вторичным пустотным пространством [3, 5-7, 10, 11].

Было проведено детальное расчленение семи разрезов скважин по интервалам, охарактеризованным керном. Следует, однако, отметить, что в разрезах скважин не представлены депрессионные участки исследуемой территории, что являлось бы неоспоримым доказательством рифового генезиса постройки.

В продуктивных ассельско-сак-марских отложениях разреза (пласт Р1а+в) по ГИС (преимущественно гамма-каротаж) выделяются плотные непроницаемые прослои в

Порода Пористость, %

купол склон впадина

Криноидно-мшанковый грейнстоун 16 11

Фораминиферо-водорослевый грейнстоун 11-16

Микрокодиевый баундстоун 12 5

Палеоаплизиновый баундстоун 19 11

Биогермно-водорослевый баундстоун 11 15

Комковато-сгустковый известняк - — 2,9

Тубифитовый баундстоун — 2,7

основании циклитов, которые обеспечивают деление продуктивной части разреза на четыре самостоятельных гидродинамически разобщенных пласта с независимыми во-донефтяными разделами толщиной 10-30 м. Они названы снизу вверх по принятой на месторождении номенклатуре циклами С, В, А2, А1. Циклы выделялись по методу гамма-каротажа, так так данный метод надежно характеризует изменение тектонического режима и обстано-вок осадконакопления. Таким образом, трансгрессивная последовательность литотипов в основании карбонатного циклита, как правило, отличается повышением естественной гамма-активности, а регрессивная — ее понижением. Каждый

из циклов разбивается на 4-10 пачек, толщины которых составляют в среднем 2,5 м, не превышая 17 м. В некоторых случаях в качестве пачек выделяются мономинеральные породы толщиной до 0,5 м в связи с их резкими отличиями по структурно-текстурным особенностям и нефтенасыщенности от перекрывающих и подстилающих пород.

Выделенные пачки в большинстве имеют выдержанный литоло-гический состав, реже он разнообразный. Породы, близкие по структурно-текстурным особенностям, как правило, характеризуются определенным диапазоном фи-льтрационно-емкостных свойств, в то же время коллекторы, приуроченные к разным частям рифа,

имеют разные их граничные значения (таблица).

На основе петрофизических данных (значения пористости (Кп) и проницаемости (Кпр), замеренные по керну через каждые 20 см) были построены графики распределения пористости и зависимости Кпр от Кп (рис. 2).

Таким образом, становится очевиден бимодальный характер распределения пористости в микроко-диевых известняках. Авторы статьи связывают это с типом захоронения биогермов: более пористые разности росли в мелководных участках склона и образовались в результате прижизненного захоронения, а менее пористые формировались уже после отмирания в результате переноса в более погруженные районы.

Это подтверждается графиком зависимости Кпр от Кп, где видно, что в своей массе менее пористые разности практически непроницаемы (см. рис. 2), а также описанием шлифов, которое позволяет детально оценить сохранность микроко-дий и пористость.

Несмотря на высокую вертикальную неоднородность изученных разрезов скважин, в их строении просматриваются определенные закономерности смены литотипов (рис. 3), которые можно объяснить только исходя из представлений о циклическом характере процессов осадконакопления.

Авторы статьи предлагают методику выделения данных закономерностей, основанную на количественной оценке переходов одних биоце-

Известняки: 1 - биогермные палеоаплизиновые, 2- биогермные микрокодиевые, 3- биогермные водорослевые, 4 - биогерм-ные тубифитовые, 5 - органогенно-обломочные криноидно-мшанковые

Рис. 4. КАРТА МОЩНОСТИ ЦИКЛИТА А2 С ВЫДЕЛЕННЫМИ ФАЦИАЛЬНЫМИ ЗОНАМИ

нозов в другие и их петрофизических характеристиках. Полученные статистические данные позволяют достаточно точно установить седимен-тологические условия на участках, не изученных глубоким бурением. Схожие методики описаны в работах ряда российских ученых (Н.К.Фортунатова, Г.В.Агафонова и др.) [1, 9].

Для исследований был выбран циклит А2, имеющий достаточную мощность, наибольшее число выделяемых пачек, а также наиболее полно охарактеризованный как керно-выми данными, так и данными ГИС.

На подготовительном этапе работы для визуализации палеообста-новок были построены карты структурных поверхностей и мощностей рассматриваемого циклита. По результатам выполненных картопост-роений проводился анализ условий осадконакопления рассматриваемых ассельско-сакмарских отложений, в ходе которого территория исследуемого месторождения была поделена на условные фациальные зоны (рис. 4). Они выделялись на основе комплексного анализа структурных карт и карт накопленных толщин. Таким образом, участки

426000 428000 430000 432000 434000 436000 438000

..................................................................

I - купол; II - склон; III - межрифовая впадина; IV - депрессия; А - А - линия корреляции по скв. 28, 37, 46, 47, 50, 61

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

А - купольная зона, Б - склоновая зона; известняки: 1 - органогенно-обломочные криноидно-мшанковые (вакстоуны), 2 - ор-ганогенно-обломочные криноидно-мшанковые (пакстоуны), 3 - органогенно-обломочные криноидно-мшанковые слоистые (грейнстоуны), 4 - микрокомковато-сгустковые водорослевые с органогенным детритом пористые, 5 - биогермные тубифито-вые (баундстоуны), 6 - органогенно-обломочные криноидно-мшанковые однородные (грейнстоуны), 7 - биогермные водорослевые (баундстоуны), 8-биогермныепалеоаплизиновые(баундстоуны), 9-органогенно-обломочныефораминиферово-водо-рослевые (грейнстоуны); в центре диаграммы - название литотипа, секторы разного цвета обозначают процентную долю переходов, по внешней дуге подписаны фациальные зоны, к которым приурочены те или иные литотипы, определяя литофациа-льные закономерности

* Вертикальными переходами называется смена одних биогермов другими в одной точке с течением времени, ввиду изменившихся условий осадконакопления (см. рис. 3).

Рис. 5. ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ПЕРЕХОДЫ МИКРОКОДИЕВЫХ ИЗВЕСТНЯКОВ

сокращенных мощностей относятся к зонам депрессии или межрифовой впадины. Зоны, в которых накапли-

вались большие мощности осадков, относятся к куполу рифа, а переходные зоны — к склоновой части.

Далее для фациальных зон купола и склона рифа по единому корреляционному профилю были

Рис. 6. ЛАТЕРАЛЬНЫЕ ПЕРЕХОДЫ МИКРОКОДИЕВЫХ ИЗВЕСТНЯКОВ

А - купольная зона, Б - склоновая зона; известняки: 1 - органогенно-обломочные криноидно-мшанковые

"Горизонтальными переходами авторы статьи называют замещения биогермов по латерали (см. рис. 3).

количественно оценены переходы ли-тотипов. На примере микрокодиевых известняков построены диаграммы их переходов по вертикали и лате-рали в другие литотипы (рис. 5, 6).

Прослеживание и прогнозирование распределения коллекторов осуществлялось по трем параметрам:

данным ГИС;

статистическим данным по вертикальным и латеральным переходам;

значениям коэффициента пористости для разных литотипов.

В процессе работы проводилась детальная корреляция скважин с керном и без его отбора. После этого на основании статистических данных по латеральным переходам выявлялись наиболее вероятные пути перехода (замещения) известных литотипов (рис. 7). Затем по данным пористости отсекались наименее вероятные варианты и по статистике вертикальных переходов принималось окончательное решение. Таким образом, три указанных параметра не только дополняли, но и проверяли друг друга.

Проведенное исследование позволило более полно охарактеризовать разрезы еще 17 скважин, выявить цикличность в развитии рифового тела и изменении фильтра-ционно-емкостных свойств пород.

Литература

1. Агафонова Г.В. Седиментоге-нез, литогенез и закономерности строения нижнепермских карбонатных отложений севера Печорской синеклизы: автореферат дисс. ... канд. геол.-ми-нер. наук: 04.00.21 / Моск. гос. геоло-го-развед. академия (МГГА). — М., 1999.

2. Багринцева К.И. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. / Под ред. К.И.Багринцевой / К.И.Багринцева, А.Н.Дмитриевский, Р.А.Бочко. — СПб.: Изд-во Ивана Федорова, 2003.

3. Ископаемые известковые водоросли / Под ред. В.Н.Дубатолова. — Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1987.

ОК АИР ОАЭ RESERVOJRS

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

ANALYSIS OF LITHOFACIAL VARIABILITY OF ASSEL-SAKMARIAN DEPOSITS OF THE NORTHERN PART OF KOLVIN MEGASWELL

Gabrielyants V.A.

The article presents principles of relationships of spatial distribution of lithotypes and their facial belonging. Revealing of such regularities allowed to trace variability of lithotypes along the whole field by available well logging data. Procedure allows to specify the field structure, reveal peculiarities of reef body evolution. Besides, it is possible a detailed separation of sequence and differentiation of intercalations by porosity.

From obtained data on each lithotype it may be inferred that the structure of the field considered is associated with very high heterogeneity both lateral and vertical. The carried out investigation qualitatively accounts these features in constructing a real model excluding a possibility of considering massive-layered pool as massive (as not uncommon in practice at present). This may improve reliability of reserve evaluation, allow to select optimal regime of field development and correct it in future.

Key words, lithofacial variability; facial zones; carbonate reservoir rocks; field development; reef structure; bioherm.

4. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран: учеб. для вузов. — М.: Нефть и газ, 2003.

5. Королюк И.К. Ископаемые органогенные постройки, рифы, методы их изучения и нефтегазоносность / И.К.Королюк, М.В.Михайлова и др. — М.: Наука, 1975.

6. Кузнецов В.Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение: учеб. пособие для вузов. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007.

7. Кузнецов В.Г. Нефтегазоносные рифы. Закономерности распространения, строения ловушек и резервуаров. — М.: Изд-во Института проблем нефти и газа РАН, 2008.

8. Кузнецов В.Г. Нижнепермские отложения северной части Колвинского мегавала (Тимано-Печорская плита) — литология, условия образования, строении резервуаров нефти и газа/ В.Г.Кузнецов, К.Ю.Оленова // Литология и полезные ископаемые. — 2011. — Вып. 4.

9. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных

комплексов / Сост. и общ. ред.: Н.К.Фортунатова. - М.: РЭФИА, 2000.

10. Селли Р.И. Древние обстановки осадконакопления. — М.: Недра, 1989.

11. Уилсон Дж. Л. Карбонатные фации в геологической истории. — М. Недра, 1980.

12. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to depositional texture / Ed.: W.E.Ham // Classification

of carbonate rocks: American Association of Petroleum Geologists Memoir 1, 1962.

© В.А.Габриэляни, А.М.Зайиев, 2013

Виктор Александрович Габриэлянц,

геолог,

Vagabri87@gmail.com;

Алексей Михайлович Зайцев, геолог,

zaytsev.alexey@gmail.com.