Автор: Дорофеева Т.В.
Теги: месторождения углеродистых пород и углеводородов геология нефть нефтяная промышленность
Год: 1983
Текст
КОЛЛЕКТОРЫ
баженовской свиты
МИНИСТЕРСТВО ГЕОЛОГИИ СССР
ВСЕСОЮЗНЫЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ НЕФТЯНОЙ
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ
Труды
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ
БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Под редакцией Т. В. Дорофеевой
ЛЕНИНГРАД «НЕДРА» ЛЕНИНГРАДСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ 1983
УДК 553.98.061.4:551.762(571.1)
Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири/Под.
ред. Т. В. Дорофеевой. — Л.: Недра, 1983. 131 с. (М-во геологии
СССР. Труды Всесоюз. нефт. науч.-исслед. геол.-развед. ин-та).
Оцениваются перспективы поисков нетрадиционных пород-кол
лекторов в баженовской свите Западной Сибири. Излагаются дан- f
ные об условиях нефтеносности баженовской свиты, приводится де- 1
тальное описание вещественного состава слагающих ее пород, обос-
новываются природа емкости и условия фильтрации в породах-
коллекторах нового, нетрадиционного типа, рассматриваются методы
оценки количественных характеристик коллекторских свойств этих
пород. Дается сравнительная оценка комплекса методов, использо-
ванных при исследованиях.
Книга представляет интерес для геологов-нефтяников научно-
исследовательских и производственных организаций.
Табл. 25, ил. 25, список лит. 90 назв.
а в и т е л и:
Т. В. Дорофеева, С. Г. Краснов, Б. А. Лебедев*
Г. В. Петрова, Б. В. Позиненко.
W5
Выпущено по заказу ВНИГРИ
1904050000—331
043(01)—83
к
© Всесоюзный нефтяной научно-
исследовательский геологораз-
ведочный институт (ВНИГРИ),.
1983
ВВЕДЕНИЕ
Проблеме нефтегазоносности глинистых толщ, несмотря на
давние сведения об их перспективности (залежи нефти в меловых
глинистых образованиях штата Колорадо эксплуатировались еще
в прошлом веке), до настоящего времени должного значения не
придавалось. Объясняется это, очевидно, тем, что глинистые по-
роды рассматриваются, с одной стороны, как нефте(газо) произво-
дящие толщи, с другой — как флюидоупоры нефтенасыщенных
комплексов. Такое представление о глинистых породах, разу-
меется, отрицательно сказывалось на изучении их коллекторских
характеристик.
Получение промышленных притоков нефти и газа из глинистых
образований, таких как нефтеносные сланцы Монтерей, Грин-Ри-
вер, Пьерре, Манкос, Спраберри, Огайо провинций Скалистые
горы, Мидконтинент, Аппалачи (США), менилитовые сланцы оли-
гоцена Восточных и Западных Карпат (Польша, Румыния, Чехо-
словакия, Советский Союз), нефтеносные сланцы миоцен-плиоцена
района Ахита на о. Хондо (Япония), сланцы района с. Погранич-
ное на Северном Сахалине (СССР), заставило специалистов ис-
кать объяснение наблюдаемым фактам.
Одни исследователи полагают, что в разрезе глинистых толщ
•обязательно присутствуют песчаные пласты-коллекторы, в которые
мигрирует нефть (газ) из нефтепроизводящего глинистого комп-
лекса. Но это объяснение не находит подтверждения при анализе
месторождений, где притоки углеводородов получены из глинистых
толщ, лишенных песчаных прослоев (сланцы Монтерей бассейна
Лос-Анджелес, битуминозные сланцы формаций Грин-Ривер и
Пьерре Скалистых гор). Другие исследователи считают, что все
запасы углеводородов глинистых образований содержатся в тре-
щинах, которые одновременно являются и путями фильтрации.
'Однако, как показано многими исследователями, в частности спе-
циалистами ВНИГРИ [58], трещинная емкость не превышает 1 %,
а в подавляющем большинстве случаев составляет сотые, реже де-
сятые доли процента, что, естественно, не может обеспечить на-
блюдающихся высоких устойчивых дебитов скважин и промыш-
ленных запасов углеводородов в глинистых образованиях (табл. 1)-
’Особенности подхода к оценке перспектив нефтегазоносности гли-
1* 3
ТАБЛИЦА I
Геолого-промышленные параметры залежей нефти и газа в сланцах
некоторых зарубежных месторождений [65, 73, 74, 80, 84, 85 и др.]
Сланцы, местоположение Г дубина залегания, м Дебит, м3/сут Запасы, млн. м3 Месторождения
Монтерей и их ана- 600—1600 До 400 От 0,5 Санта-Мария-Вэлли,
логи, Сискуок (Калифорния) (нефть) до 25 Ломпок, Гато-Ридж, Зака-Крик, Касмалия, Элк-Хиллз, Лост- Хиллз, Норт-Белридж и др.
Пьерре (Колорадо) 350—1100 До 48 (нефть) Нет данных Флоренс, Каньон-Сити
Манкос, Моури 300—1070 До НО Нет Солт-Крик, Рейнджели.
(Вайоминг, Коло- радо, Нью-Мекси- ко) (нефть) данных Toy-Крик, Айлс-Доум, Верти, Феррис, Хромо,. Верде, Галлап и др.
Спраберрп (сланцы вместе с алевро- литами) (Техас) 200 До 83 (нефть) 80 Спраберрп
Девонские (Аппа- лачи) 370—950 До 30000 (газ) 73 000 (газ) Биг-Сэнди
нистых толщ* заключаются в детальном анализе их емкостных
и фильтрационных характеристик и в учете факторов, обусловли-
вающих формирование благоприятных коллекторских свойств гли-
нистых пород.
Глинистые образования, с которыми так или иначе связаны
скопления углеводородов, известны во многих районах Советского
Союза: менилитовая серия Восточных Карпат, кумекая свита Кав-
каза, миоценовые сланцы Северного Сахалина, меловые глинистые
образования Средней Азии, нижнемеловая глинистая толща Уль-
яновского Поволжья и др. Но к настоящему времени промышлен-
ные запасы в глинистых образованиях установлены лишь на Са-
лымском месторождении Тюменской области. На этом материале-
и проведены нами детальные исследования природы' емкости и
условий фильтрации глинистых пород-коллекторов, что является
определяющим в оценке перспектив нефтегазоносности рассматри-
ваемых образований.
Предлагаемая читателю книга содержит результаты исследо-
ваний ВНИГРИ, характеризующих период установления потенци-
альных коллекторских возможностей нетрадиционного коллектора
в баженовских образованиях и определения перспектив поисков
скоплении углеводородов в подобных отложениях.
Здесь и далее имеются в виду образования, глинистые минералы в кото
рых являются составным, не всегда определяющим название породы компонен-
том. Основными составляющими породы являются кремнезем, Сорг, в меньшей
степени карбонатный материал (см. § 1 гл. 1).
4
Мы признательны геологической службе «Главтюменьгеологии»
во главе с Ф. К. Салмановым и А. Г. Юдиным за постоянную
помощь в сборе материалов и за ценные высказывания при обсуж-
дении сложных вопросов по перспективам нефтегазоносности
баженовской свиты Западной Сибири. Наши представления окон-
чательно оформились в результате обмена мнениями с различными
специалистами, изучающими Западно-Сибирский нефтегазоносный
район (Г. П. Евсеев, Ф. Г. Гурари, В. М. Добрынин, О. Т. Зарипов,
Н. Д. Каптелинин, А. Э. Конторович, В. Д. Наливкин, О. И. Не-
лепченко, С. Г. Неручев, И. И. Нестеров, Л. А. Сергеев, В. П. Со-
нич, В. К. Федорцов, В. В. Хабаров, К. С. Юсупов и др.) и зани-
мающимися теоретическими и методическими основами поисков
пород-коллекторов tE. М. Смехов, Л. Г. Белоновская, М. X. Булач,
И. А. Волков, Л. П. Гмид, А. Е. Гуревич, В. Н. Калачева,
В. Н. Озябкин и др.). Всем им мы выражаем свою благодарность.
ГЛАВА I
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
И НЕФТЕНОСНОСТЬ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
§ 1. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ
Высокобитуминозные породы баженовской свиты и фациально
близкой ей тутлеймской, содержащие в среднем более 6 % СОрг,
распространены в центральных, западных и южных районах За-
падно-Сибирской нефтегазоносной провинции на площади около
800 тыс. км2 (рис. 1). По краям этого поля содержание СОрг
в верхнеюрских — бсрриасских глинистых породах снижается до
3—4 % и менее и баженовская свита замещается слабобитуминоз-
ными толщами марьяновской, яновстанской и других свит.
Мощность баженовской и тутлеймской свит небольшая (10—
45 м) и хорошо выдерживается на обширных площадях. Эти
свиты залегают в основании верхнеюрско-нижнемеловой глинистой
толщи, являющейся региональной покрышкой юрского нефтегазо-
носного комплекса. Мощность этой однородной покрышки, сло-
женной почти исключительно сероцветными глинистыми породами
мегионской, куломзинской, фроловской, алясовской и других свит,
колеблется от 100—150 до 400—600 м. Подстилаются баженовские
породы аргиллитами абалакской свиты мощностью 30—40 м на
западе или георгиевской свиты мощностью от 2—3 до 15—20 м на
остальной территории. Непосредственно под этими глинистыми по-
родами залегают юрские проницаемые толщи васюганской и тю-
менской свит, представленные песчаниками, алевролитами и ар-
гиллитами, включающими, особенно в верхней части разреза,
многочисленные залежи нефти и газа.
Г Нижний контакт баженовской свиты обычно четкий, особенно
при наличии в разрезе георгиевской свиты. Верхний контакт не-
четкий: с приближением к баженовской свите в глинистых поро-
дах мегионской свиты появляются прослои более темных пород,
относительно обогащенных органическим веществом. Границы ба-
женовской свиты по площади всегда нерезкие и проводятся нами
условно по содержанию СоРг=6 %.
Возраст баженовской свиты, определение которого проводится
в основном по аммонитам, волжско-берриасский, а тутлеймской
свиты — волжско-готеривский. Нижневолжские отложения, как
правило, отсутствуют, и баженовская свита залегает на породах
нижнего кимериджа или Оксфорда. Это доказывает наличие регио-
нального перерыва в осадконакоплении, предшествовавшего отло-
жению баженовских пород. Стратиграфический объем битуминоз-
6 '
Рис. 1. Схема распределения
Сорг в баженовской свите и в
одновозрастных ей отложени-
ях Западной Сибири (состав-
лена по данным СНИИГГиМС
и ВНИГРИ).
1 — граница распространения верх-
иеюрских—берриасских отложе-
ний; 2 — изолинии концентраций
Оорг. %-
ных пород* по площади непостоянен: на востоке он средневолж-
ский, в центральных районах — средневолжско-берриасский, а на
западе — средневолжско-готеривский. По данным Г. Э. Козловой
(1981 г.), изучение радиолярий позволяет- расчленить разрез ба-
женовской свиты на три горизонта, которые датируются аммони-
тами как средневолжский, верхневолжский и берриасский.
Накопление осадков баженовской свиты происходило в глубо-
ководном нормально-морском бассейне. Специфику состава свиты
определяют три основных палеогеографических фактора: 1) не-
компенсированность прогибания отлагавшимися осадками, приво-
дившая к большим глубинам моря — до 500 м; 2) высокая био-
продуктивность морского бассейна; 3) низкие темпы привноса
терригенного материала. Относительная роль перечисленных фак-
торов недостаточно ясна, но при любой трактовке темпы терри-
генного осадконакопления имеют очень существенное значение.
Это особенно четко видно по разрезам, переходным от типичной
баженовской свиты к фациям сероцветных глинистых толщ, где
битуминозные породы расслаиваются обычными глинистыми, при
этом заметно возрастает мощность отложений и принципиально
•меняются их свойства, что, как будет показано ниже, непосредст-
венно влияет на условия нефтеносности.
Детальное описание вещественного состава баженовских пород
важно потому, что специфика их состава является решающим фак-
тором, определяющим распространение залежей нефти и газа. Эти
породы часто называют аргиллитами и даже глинами [39], а в су-
щественно глинистых породах углеводороды находятся в рассеян-
ном, обычно сорбированном состоянии и не могут давать промыш-
ленных притоков в скважины. Это не исключает возможности
существования среди сильно уплотненных аргиллитов чисто тре-
щинных коллекторов, но такие коллекторы имеют низкую емкость
[58]. Поэтому при рассмотрении состава пород основное внимание
будет уделено тем их признакам, которые позволяют выяснить
причины формирования коллектора.
7
Внешний вид баженовских пород однообразен: все они бурова-
то-черные, от тонкоплитчатых до массивных, причем последние
наиболее характерны для карбонатных разностей. Определение
состава пород по данным полевого описания керна очень неточно.
Только сочетание петрографических, минералогических и химиче-
ских анализов позволяет надежно типизировать эти породы,
причем границы между разными типами постепенны и потому
условны. Основой для отнесения породы к тому или иному типу
является массовое изучение шлифов, которое корректируется дан-
ными других анализов. В разрезе баженовской свиты нами выде-
। лено 10 типов пород.
Тип 1 — черные, весьма однородные, слабослоистые, недвупреломляющие
бескарбонатные разности с содержанием алевритового материала менее 5%.
Тип 2 — такие же черные породы, но со значительным количеством алеври-
товых частиц (5—25%).
Тип 3 — бурые, обычно слоистые, безалевритовые (алевритовых зерен менее
5 %), бескарбонатные разности с псевдомонокристальной микротекстурой.
Тип 4 — такие же бурые породы, но со значительной примесью алевритового
материала (5—10%), обычно равномерно рассеянного в породе.
Тип 5 — серые или буровато-серые разности с тонкозернистой или чешуйча-
той структурой, обычно с малой долей алевритовых частиц.
Тип 6 — различные породы, обычно приближающиеся к типам 1 и 2, содер-
жащие более 7% (иногда до 10—30 %) видимых под микроскопом остатков
радиолярий или линзочек аутигенного кремнезема (вероятно, также органоген-
ной природы).
Тип 7 — различные породы, содержащие 3—20 % рассеянных мелкокристал-
лических карбонатов.
Тип 8 — породы, образующиеся по типу 6 в результате частичного или пол-
ного замещения кремневых линзочек или радиолярий метасоматическим карбо-
натом.
Тип 9 — разные породы с крупными вкрапленниками доломита, которые не-
редко объединяются в агрегаты.
Тип 10 — карбонатные тонко , мелко- или крупнозернистые породы.
Цвет пород, характеризующий указанные разности, определя-
ется по шлифам, т. е. в тонком срезе. В образцах же все породы
имеют буровато-черную окраску. Породы типа 5 в разрезах типич-
ной баженовской свиты не встречаются, они выделяются в смеж-
ных с ней аргиллитах: вышележащих (подачимовских) и нижеле-
жащих (абалакских и георгиевских). Правда, к периферии пло-
щади развития баженовской свиты наблюдается ее «вырожде-
ние» — замещение породами типа 5.
Петрографическое описание показывает, что в баженовских по-
родах встречаются следующие основные компоненты: сапропеле-
вое органическое вещество, глинистый и алевритовый материал,
аутигенный, преимущественно органогенный кремнезем, доломит,
кальцит и пирит. Для оценки количественных соотношений между
перечисленными компонентами нами использованы данные комп-
лекса анализов. Содержание органического вещества рассчитано
на основе определений Сорг, причем пересчетный коэффициент
выбран исходя из данных химических анализов, в среднем он ра-
вен 1,3. Количество карбонатных минералов и соотношение между
кальцитом и доломитом определены по растворимости в соляной
8
кислоте, химическому, карбонатному и рентгеновскому анализам.
Концентрация пирита установлена по результатам анализа форм
железа и серы.
Наиболее сложную задачу представляет расчет относительного
содержания глинистого материала и свободного кремнезема,
большая часть которого рассеяна в породе и почти невидна в шли-
фах. Рентгеновский анализ показывает, что средние количествен-
ные соотношения между глинистыми минералами в баженовской
свите и в непосредственно их подстилающих и перекрывающих гли-
нистых породах, не содержащих свободного кремнезема, одно-
типны. В глинистой фракции (<0,001 мм) баженовских пород
резко преобладают смешаннослойные монтмориллонит-гйдрослю-
дистые минералы (50—70%), гидрослюды (20—40 % ), почти посто-
янно присутствует каолинит (до 25 %), иногда отмечается примесь
хлоритов. Допуская, что и химический состав глинистых минера-
лов также одинаков, можно по данным силикатного анализа гли-
нистых фракций из небаженовских глинистых пород рассчитать
средний коэффициент 8Ю2/А120з, перенести его на баженовскую
свиту и весь избыток кремнезема, за исключением приходящегося
на глинистую фракцию, принять за свободный. Этот средний коэф-
фициент оказывается равным 2,8. Соответственно, если в образце
баженовской породы из интервала 2764—2770 м скв. 32 Салым-
ского месторождения содержание SiO2 равно 68,1 %, а А12О3 —
7,1 %, то содержание SiO2 в составе глинистой фракции 7,1 X
Х2,8=19,9%, а свободного кремнезема в породе 68,1 —19,9=
=48,2%.
В полученное таким образом содержание входят аутигенный
кремнезем и обломочные мелкоалевритовые частицы. Доля обло-
мочных зерен, представленных практически только кварцем, при-
близительно оценивается по шлифам. В том же образце, для кото-
рого проведен расчет, алевритовая примесь составляет 5 %, а зна-
чит, содержание аутигенного кремнезема 48,2 — 5=43,2 %- Оста-
ток, кроме того, можно разделить на кремнезем, видимый в шли-
фах (микролинзочки, остатки радиолярий) и тонкорассеянный
в кремнисто-глинпсто-органической массе. В рассмотренном об-
разце видимого кремнезема нет и все 43 % приходятся на тонко-
рассеянный.
Весь комплекс аналитических и расчетных данных по различ-
ным типам пород обобщен в табл. 2. Она показывает, что лишь
в относительно бедных органическим веществом разностях пород
баженовской свиты доля глинистого материала достаточна для
того, чтобы назвать их аргиллитами. Однако лучше этим терми-
ном не пользоваться совсем, а перечислять в названии породы
основные составляющие ее компоненты. При этом целесообразно
опираться не на весовые, а на объемные проценты компонентов,
в частности потому, что именно распределение объемов влияет на
структуру порового пространства. В баженовской свите доля раз-
ных компонентов сильно колеблется. Для пород типов 1 и 2 соот-
9
- ТАБЛИЦА 2
О
Концентрация основных компонентов (вес. %) в различных типах пород баженовской свиты
Примечание. В числителе — пределы изменения содержания компонентов, в знаменателе — средние значения.
ношение между основными компонентами (в объемных процен-
тах) следующее: аутигенный кремнезем 36, органическое вещество
28, глинистая фракция 22,5, доломит 4, алевритовая фракция 5,
кальцит 2, пирит 3. Следовательно, если придерживаться правила,
что слева направо в названиях процент компонента растет, то по-
роды типов 1 и 2 надо называть глинисто-сапропелево-кремнис-
тыми. Для остальных типов пород можно применять такие назва-
ния: для типов 3, 4 и 6—сапропелево-кремнисто-глинистые, для
типов 7 и 8 — сапропелево-карбонатно-кремнисто-глинистые, для
типа 9 — сапропелево-кремнисто-глинисто-карбонатные, для типа
10 — карбонатные, для типа 5 — глинистые.
Особенно неточен применительно к баженовской свите термин
«глина». Здесь сочетаются две ошибки, первая из которых та-
кая же, как у названия «аргиллит», а вторая связана с фазовым
состоянием пород. Дело в том, что любые породы баженовской
свиты не размокают в воде без предварительной обработки орга-
ническими растворителями. Обработка же эта кроме экстракции
части породы разрушает существующие в ней связи, и итоговые
физические свойства не могут быть основанием для наименования
породы.
Из приведенной характеристики состава пород баженовской
свиты следует важный вывод, что аллотигенные компоненты в бо-
гатых органическим веществом разностях пород составляют весьма
небольшую часть. Сумма глинистой и алевритовой фракций в по-
родах типов 1 и 2 равна всего 22,5об. %, тогда как аутигенных
минералов содержится в 2,5 раза больше. Это соотношение осо-
бенно четко показывает специфику рассматриваемых отложений и
согласуется с результатами, полученными С. В. Максимовой [35]
для доманиковых отложений Русской платформы.
Детальное петрографическое описание пород из большого чис-
ла скважин по Салымскому, Красноленинскому, Сургутскому и
многим другим районам Западной Сибири показывает, что распре-
деление разных типов пород по разрезу меняется очень значи-
тельно не только на большой территории, но даже в пределах од-
ного месторождения, что не позволяет коррелировать отдельные
слои. Это демонстрирует, в частности, рис. 2, где даны схематиче-
ские геологические колонки по скважинам Салымского месторож-
дения.
В то же время средний состав баженовской свиты на всей
площади, где она распространена в своих типичных фациях, со-
храняется примерно одинаковым.
Тип Доля. % Тип Доля, %
1 18 6 ' 6
2 32,5 7 11
3 11,5 , 8 .6
4 3 9 8,5
5 — 10 3,5
11
Рис. 2. Карта распределения открытой по-
ристости пород пласта 1О0 Салымского
месторождения.
1 — изогипсы кровли пласта Юо, м (а — досто-
верные, б — предполагаемые); 2 — изолинии сред-
ней открытой пористости пород, % (а — досто-
верные, б — предполагаемые); скважины с раз-
ными коэффициентами продуктивности: 3 —
>1. 4 — 0,3— 1, 5 —0,1—0,3, 6 — 0,03—0,1, 7 — <0,03;
3 — скважины, испытанные не в оптимальных
условиях («задавленные» тяжелым раствором,
испытанные через колонну и т. д.); 9 — в числи-
теле номер скважины, в знаменателе — темпера-
тура (°C) в пласте Юо, справа — средняя откры-
тая пористость пород (%) и число ее определе-
ний (в скобках); типы пород пласта Юо по пет-
рографическим данным: /0—1,2. 11 — 3,4, 12 — 6,
73 — 9,10.
врезке — зависимость открытой пористости
баженовских пород от пластовой температу-
2,9(24)
а—-2700— 1
Б —-2700—~
а----5,5-
Б ——5,5
• 3
<825
ОБ
07
©8
О $5,9(2) 9
2
11
Ml/2
13
Q10S
J102
128
12831(4)\___
3,0(15)
f 1’8(30)
Ha
mK
ры t.
Скважины: а — Салымского месторождения, б —
других месторождений, 1 — сухие, 2 — малоде-
битные, 3 — средиедебитные, 4 — высокодебитные,
5 — малодебитные, испытанные через колонну.
q1D8
10
122
52^
О —
¥112
'O' —
^'105
A? 118
30
127.
Q—
|U72Z7
Ш 5,9(8)
р Соответственно средний компонентный состав баженовской
свиты имеет следующий вид.
Компонент Содержание, об. %
Аутигенный кремнезем 29,5
Глинистая фракция 29,5
Органическое вещество 22,5
( Алевритовая фракция 5
Доломит 7,5
Кальцит 3,5
Пирит 2,5
Анализ табл. 2 показывает, что в общем наблюдается прямая
зависимость между содержаниями органического вещества и сво-
бодного органогенного кремнезема. Так, если суммировать данные
по тем типам пород, которые различаются только по соотношению
между кремнеземом и глинистым материалом, то окажется, что
в породах типа 5 при практическом отсутствии свободного крем-
незема содержание органического вещества обычно не превышает
2 вес. %; в породах типов 3 и 4 доля свободного кремнезема со-
ставляет в среднем 19 вес. %, а органического вещества —
7 вес. %; в породах типов 1 и 2 — кремнезема 39 вес.,%, а органи-
ческого вещества—13 вес. %- Эта тенденция четко проявлена
в центральной части Западно-Сибирской провинции. К западу си-
туация несколько меняется. Так, в Красноленинском районе при
высокой концентрации органического вещества содержание свобод-
ного. кремнезема в породах резко падает, что свидетельствует
о необязательности совпадения концентраций органического веще-
ства и органогенного кремнезема. Эта особенность баженовских
пород, пока слабо изученная, может иметь важное значение для
I оценки их нефтегазоносности.
- Своеобразие состава баженовских пород отражается и на ха-
рактере распределения в них малых химических элементов. При
этом четко выделяются две группы элементов, для одной из кото-
рых проявлена прямая связь их концентраций с содержанием ор-
ганического вещества, а для другой — с терригенной составляю-
щей.. Статистическая обработка данных о содержаниях малых
элементов (табл. 3) позволяет выделить в Западной Сибири три
крупные области (рис. 3), которые довольно близки к областям,
различающимся по содержанию органического вещества (см.
рис. 1). Кларки малых элементов в глинистых породах выбирались
как средние по мезозойским породам Западной Сибири [33] и по
глинистым породам литосферы [6]. Для сравнения в табл. 3 даны
средние содержания Сорг, а также глинистой фракции, поскольку
с двумя этими параметрами наиболее тесно связаны концентрации
малых элементов.
В табл. 3 малые химические элементы разделены на три
группы и несколько подгрупп.
I группа — элементы, содержание которых в породах баженовской свиты
выше, чем в глинистых породах.
14
15
Рис. 3. Схема распределения
малых химических элементов
в баженовской свите и в од-
новозрастных ей отложениях
Западной Сибири.
1 — граница распространения верх-
неюрских—берриасских отложений;
2 — граница областей I, II и III
(см. табл. 3).
Подгруппа 1 (Mo, U, V, Zn) —элементы, содержание которых в породах
баженовской свиты растет параллельно с увеличением концентрации Сорг, при-
чем опережает его по темпам.
Подгруппа 2 (Ni, Си) — элементы с аналогичной зависимостью их содержа-
ний от концентрации Сорг, но рост этих содержаний примерно пропорционален
увеличению концентрации СОрГ.
Подгруппа 3 (Ва, Со)—элементы, содержание которых падает или не изме-
няется при увеличении концентрации СОрг-
II группа—-элементы, содержание которых в породах баженовской свиты
ниже, чем в глинистых породах.
Подгруппа 1 (Ga, В) — элементы, содержание которых растет пропорцио-
нально увеличению содержания глинистой фракции.
Подгруппа 2 (Ti, Zr, Th, Мп) — элементы, содержание которых растет мед-
леннее, чем содержание глинистой фракции, и определяется, вероятно, долей
терригенной, а не глинистой составляющей.
III группа (Сг) — элементы, содержание которых примерно одинаково в по-
родах баженовской свиты и в глинистых породах (содержание хрома растет по
мере увеличения содержания глинистой фракции).
Для Салымского района, который относится к области I на
рис. 3, рассмотрено распределение малых химических элементов
в ранее выделенных десяти типах пород баженовской свиты
(табл. 4). Поскольку эти типы пород различаются по содержанию
основных компонентов (сапропелевое органическое вещество,
аутигенный кремнезем, глинистые минералы, карбонаты), не-
трудно проследить по ним ряд тенденций, в общем сходных с теми,
которые выявляются и при анализе данных табл. 3. Так, концент-
рации элементов I группы (Mo, V, Zn, Ni, Си) прямо пропорцио-
нальны содержанию органического вещества и падают с ростом
содержания глинистой и карбонатной фракций. Концентрации эле-
ментов II группы (Ga, Ti, Zr), наоборот, прямо пропорционально
зависят от содержания глинистой фракции. Особое положение за-
нимает стронций, содержание которого растет с увеличением как
терригенной составляющей, так и (в меньшей мере) карбонатных
минералов.
Закономерности распределения малых химических элементов
могут быть использованы для решения ряда задач. Как было отме-
нено выше, для надежной диагностики типов пород, а значит, и
16
ТАБЛИЦА 4
Малые химические элементы в разных типах пород
баженовской свиты Салымского района
Содержание, вес. %
Типы пород Мо V Zn Ni Си Ga Ti Zr Sr
1, 2 0,014 0,038 0,080 0,030 0,0092 0,0003 0,22 0,011 0,023
3, 1 0,0080 0,029 0,050 0,017 0,0075 0,0005 0,28 0,013 0,034
5 0,0031 0,023 0,041 0,019 0,0056 0,001 0,32 0,018 0,055
6 0,0065 0,028 0,039 0,016 0,0079 0,0005 0,25 0,011 0,023
7, 8 0,012 0,036 0,080 0,023 0,0084 0,0006 0,28 0,015 0,046
9 0,0020 0,017 0,030 0,013 0,0062 0,0003 0,19 0,008 0,038
10 0,0021 0,022 <0,03 0,012 0,0062 0,0005 0,21 0,012 0,045
для выделения фаций в баженовском бассейне необходим боль-
шой комплекс петрографических и химических анализов. Выполне-
ние спектральных анализов гораздо проще, требует значительно
меньших навесок; используя же соотношения между отдельными
малыми элементами, можно решить обе названные задачи. По-
•этому целесообразно проводить спектральные анализы для всех
имеющихся образцов (и даже делать несколько анализов из од-
ного образца), что позволяет надежно диагностировать веществен-
ный состав пород.
Мы считаем, что одна из важнейших закономерностей, которая
установлена главным образом по распределению малых элементов,
состоит в том, что в северном и восточном направлениях (см.
рис. 3) происходит фациальное замещение баженовской свиты
обычными глинистыми породами. Этот вывод оспаривается рядом
авторов [И], предполагающих, что снижение содержания Сорг
в северном направлении обусловлено преобразованием органиче-
ского вещества в жидкие и газообразные углеводороды и после-
дующей их эмиграцией из баженовских пород. Этот процесс, несо-
мненно, имел место, но значение его, по-видимому, преувеличено.
Распределение малых химических элементов в комплексе с дру-
гими данными показывает, что породы северных и восточных рай-
онов Западной Сибири (область III на рис. 3) очень сильно отли-
чаются и по первичным признакам: эти породы в основном сло-
жены терригенными компонентами, в них практически отсутствует
аутигенный кремнезем, а содержание Сорг не достигает 6 %, т. е.
по всем параметрам эти породы нельзя относить к баженовской
фации. Этот вывод весьма важен и для прогнозной оценки нефте-
носности баженовской свиты в разных районах Западной Сибири, j
§2. УСЛОВИЯ НЕФТЕНОСНОСТИ
Ч
Возможность существования залежей нефти в отложениях ба-
женовской свиты Западной Сибири была предсказана Ф. Г. Гура-
ри в 1961 г. [16]. В 1964 г. при вскрытии отложений баженовской
2 Зак. 610
17
свиты на Западно-Лемпинском поднятии (Салымское месторожде-
ние) в скв. 1 наблюдались нефтепроявления, отнесенные на счет
других продуктивных пластов. Первый приток нефти из пород
баженовских образований был получен в 1967 г. на Правдинском
месторождении из скв. 90 (6 м3/сут) и несколько позже — на Са-
лымском месторождении из скв. 15 (5,1 м3/сут). В 1968—1969 гг.
на Салымском месторождении был получен ряд крупных притоков
нефти (до 350 м3/сут) из баженовских отложений. Однако интер-
вал испытания, захватывающий значительно большую часть раз-
реза, чем мощность баженовской свиты, не давал возможности
конкретизировать место притока (баженовская свита, песчаники
ачимовской пачки или кровля тюменской свиты).
Нефть из испытанной отдельно от других продуктивных пла-
стов баженовской свиты (пласт Юо) впервые была получена
в 1962 г. из скв. 24 Салымского месторождения. Получение нефти
из горизонта Юо в последующие годы на Восточпо-Салымской и
Западно-Салымской площадях, Верхнесалымском и Верхнсшап-
шпнском месторождениях и в некоторых межструктурных скважи-
нах привело к обнаружению в пределах Салымского района об-
ширной зоны нефтенасыщенных баженовских пород, названной
«Большой Салым». Промышленные и полупромышленные залежи
были открыты и в других районах региона. По данным И. И. Не-
стерова [38], притоки' нефти из пород баженовской свиты полу-
чены на 20 площадях. Пробная эксплуатация горизонта Юо на
Салымском месторождении позволяет прогнозировать благопри-
ятные перспективы промышленного освоения баженовских зале-
жей. Эксплуатируемые скважины в течение ряда лет имеют устой-
чивые высокие дебиты.
Тем не менее перспективы региональной нефтеносности баже-
новской свиты в настоящее время вызывают серьезные разногла-
сия. Некоторые авторы склонны завышать перспективы этих отло-
жений,. относя на счет баженовской свиты притоки нефти досто-
верно не определенного местоположения в разрезе, что чаще всего
случается на севере Западно-Сибирской плиты. Иногда вызывают
сомнения и конкретные результаты испытания пласта Юо- Так,
например, приток нефти 11,2 м3/сут, полученный в скв. 17 Северо-
Островного месторождения, практически совпадает по дебиту с при-
током из пласта Юь интервал опробования которого смещен вниз
по разрезу скважины на 5 м. Возможно предположить, что при
испытании баженовской свиты она была недостаточно изолиро-
вана от нижележащего пласта.
Месторождения и нефтепроявления в баженовской свите, ко-
торые доказаны несколькими скважинами или подтверждены оди-
ночными скважинами в районах известной нефтеносности баже-
новских отложений, внесены в табл. 5. Анализ этой таблицы дает
возможность наметить некоторые закономерности размещения
залежей в баженовской свите на территории Западно-Сибирской
плиты, а также указать главнейшие факторы, контролирующие
нефтеносность.этой свиты.
18
Месторождения и нефтепроявления в баженовской свите
Несмотря на сравнительную однородность строения баженов-
ской свиты на большой площади, известные в ней месторождения
и проявления нефти дискретны и тяготеют главным образом к за-
падной части плиты (районы Ханты-Мансийской и Юганской впа-
дин, Южно-Балыкской седловины, Красноленинского свода). Неф-
тепроявления отмечены также в примыкающей к Нюрольской
впадине части Каймысовского свода и в Колтогорском прогибе.
Основным признаком, контролирующим нефтеносность баже-
новских отложений, является содержание в них органического ве-
щества (ОВ). Все без исключения притоки нефти получены из
пород баженовской свиты, типичных для центральной части плиты
и отличающихся содержанием Сорг не менее 6—7°/о- По мнению
ряда исследователей, наиболее благоприятные перспективы про-
мышленной нефтеносности имеют баженовские породы, отличаю-
щиеся максимальным содержанием ОВ [25, 17]. По нашим дан-
ным, увеличение содержания Сорг в породе свыше 7 % практически
не влияет на рост продуктивности пласта Юо. Область наиболее
высокого содержания ОВ (см. рис. 1), тяготеющая к зоне макси-
мального погружения на западе плиты, территориально близка
к основному району доказанной нефтеносности свиты, но в целом
с ним не совпадает. Более того, концентрация Сорг на Салымском
месторождении, имеющем наибольшее содержание углеводородов,
существенно ниже, чем на соседних площадях.
Как уже отмечалось, изменения в кремнистости, карбонатно-
сти, в структуре и текстуре баженовских пород по разрезу бывают
довольно существенными. Однако результаты осреднения данных
по отдельным разрезам и сопоставление их по площади региона
указывают на незначительные характерные изменения веществен-
ного состава пород. Связи вариаций первичных литологических
характеристик отложений по площади их распространения с неф-
теносностью не фиксируется, что позволяет прийти к выводу об
отсутствии определяющего влияния седиментационных факторов
на нефтеносность баженовской свиты [8].
К совершенно иным результатам приводит рассмотрение изме-
нений по площади ряда параметров, так или иначе связанных
с действием вторичных эпигенетических процессов. Главнейшим
из этих параметров является пластовая температура. В целом по
площади плиты достаточно четко выражена закономерная приуро-
ченность нефтеносности баженовской свиты к зонам высоких тем-
ператур (рис. 4). Салымское и Верхнесалымское месторождения
(средние температуры соответственно 124 и 115 °C) являются наи-
более «горячими» точками в пределах площади развития свиты
(за исключением Красноленинского свода). На самом Красноле-
нинском своде промышленные залежи в пласте Юо не известны,
но зафиксированы проявления нефти и газоконденсата на Сос-
ново-Мысской и Пальяновской структурах. Малобалыкское место-
рождение с нефтепроявлениями в баженовской свите является наи-
более высокотемпературным участком в пределах .Южно-Балык-
ской седловины и Сургутского свода. С высокотемпературной зо-
20
Рис. 4. Карта показателей нефтеносности баженовской свиты.
1 — изотермы баженовской свиты, °C; 2 — изолиния содержания Сорг=6 % в породах ба-
женовской свиты; 3 — граница распространения пласта IOi; 4 — изопахиты георгиевской
свиты, м; 5 — граиитоидиые батолиты, выделяемые в фундаменте плиты по геофизическим
данным; скважины с доказанными притоками нефти из баженовской свиты (на салым-
ском и Правдииском месторождениях показаны выборочно) с дебитом, м1 * 3/сут: 6 более
25, 7 — 7—25, 8 — меиее 7.
ной связаны нефтепроявления Восточно-Моисеевской площади
в Томской области. Все остальные известные месторождения и
нефтепроявления в баженовской свите (за исключением Мулта-
новского) также оконтуриваются изотермой 95 °C.
Глубина залегания баженовской свиты для рассматриваемых
нефтеносных площадей составляет 2300—2950 м, средний темпе-
ратурный градиент разрезов колеблется от 3,3 до 4,6 °С/100 м.
Повышенные температуры на нефтеносных площадях обусловли-
ваются как возрастанием глубин залежей, так и более высоким
температурным градиентом. В большинстве случаев, видимо, дей-
ствуют оба фактора, но влияние второго проявляется сильнее.
Важно отметить, что, несмотря на колебания температурного гра-
диента по разрезу, вызванные различиями в теплофпзических
свойствах между отдельными толщами, зависимость температуры
от глубины в целом оказывается достаточно близкой к линейной.
Термограммы, полученные по отдельным скважинам Салымского
и ряда других месторождений, свидетельствуют об относительном
постоянстве температурного градиента в баженовской свите и
в близких к ней интервалах разреза и, следовательно, об отсутст-
вии на месторождениях температурных аномалий, связанных с эк-
зотермическими процессами в самой породе.
Существование такого рода аномалий в других районах также
не доказано. Различия между градиентами температуры по от-
дельным районам и площадям следует, видимо, связывать с про-
явлением глубинных факторов. Известно, что зоны высоких темпе-
ратурных градиентов на территории Западной Сибири приурочены
к гранптоидным батолитам в фундаменте плиты [60]. Как нам
представляется, одним из поисковых признаков нефтеносности
баженовской свиты следует считать участки развития гранитоидов
в фундаменте [31]. Это подтверждается расположением двух неф-
тяных залежей в баженовской свите — Салымской и Верхнесалым-
ской, а также некоторых более мелких нефтепроявлений над круп-
ными гранитоидными батолитами, выделяемыми по геофизическим
данным. Следует отметить, что связь геотемпературного поля
с гранитоидами в фундаменте фиксируется только в западных
районах плиты, что, возможно, объясняется более молодым возра-
стом интрузий в этих районах.
Важным региональным фактором контроля нефтеносности ба-
женовской свиты является также характер ее изоляции непрони-
цаемыми породами. Все известные промышленные притоки полу-
чены в зонах, где баженовская свита подстилается сероцветными
глинистыми породами абалакской свиты, что в сочетании с пере-
крывающей продуктивный пласт мощной глинистой толщей ахской
свиты обеспечивает ее надежную изоляцию [57]. Степень изоля-
ции снизу важна потому, что характерное для баженовских пород
аномально высокое' пластовое давление (АВПД) открывает прин-
ципиальную возможность для оттока углеводородов в нижележа-
щие проницаемые пласты. Дополнительные доказательства важно-
22
сти такой изоляции изложены нами при рассмотрении битумино-
логических данных (гл. I, § 3).
Небольшие притоки получены из баженовских пород и на ряде
участков, где абалакская свита в разрезе отсутствует, а изоляция
залежей обеспечивается георгиевской свитой и непроницаемой
частью разреза самой баженовской свиты (Мултановское, Вос-
точно-Моисеевское месторождения). Безусловно, нельзя жестко
задаваться минимальной мощностью глин, необходимой для сохра-
нения залежей. Но судя по битуминологическим данным сохран-
ность залежей обеспечивается, как правило, приблизительно
5-метровой толщей георгиевской бвиты, хотя известны притоки
нефти из баженовской свиты при мощности глин и менее 5 м (Сай-
мовская площадь).
Труднее поддаются учету условия изоляции баженовской свиты
сверху, так как положение в разрезе ачимовских слоев может
сильно меняться даже на небольших расстояниях. Но, как пра-
вило, мощность подачимсвской глинистой пачки все же намного
превышает мощность глин георгиевской свиты. Следует лишь ото-
мстить, что пока нет доказательств значимого влияния на нефте- X </
носкость баженовской свиты процессов эмиграции углеводородов
вверх по разрезу. X
Влияние нефтеносности баженовской свиты на электрическое
сопротивление пород было замечено сравнительно давно и исполь-
зовано для оценки перспектив [13]. Нефтеносная зона Большого
Салыма оконтуривается изолинией кажущегося сопротивления
500 Ом-м. Все другие известные нефтепроявления, за исключением
Сосново-Мысского и Пальяновского, не выходят за контур изоли-
нии 200 Ом-м. В настоящее время можно считать установленными
два фактора, влияющие на электрическое сопротивление баженов-
ской свиты. Первый — валовое содержание ОВ в породе, что обу-
словливает различие собственно баженовских пород (кажущееся
сопротивление всегда больше 50 Ом-м) и пород глинистых пери-
ферийных аналогов баженовской свиты. Второй фактор — ано-
мально высокая пластовая температура, определяющая резкое
возрастание электрического сопротивления (500 Ом-м и выше).
Так, в Салымском районе высокие'значения электрического сопро-
тивления не связаны с увеличением содержания ОВ — здесь оно
не выше среднего для баженовских пород. Очевидно, здесь прояв-
ляются электроизолирующие свойства битумоидных соединений,
интенсивно генерируемых породой в высокотемпературных зонах.
Возможным фактором, влияющим на электрическое сопротив-
ление, может быть изменение содержания кремнезема в породе,
не связанное с изменением концентрации СОрг- В частности, на
Красноленинском своде снижение сопротивления может 6Ъ1ТЬ вы-
звано падением содержания кремнезема. Сущность прямого влия-
ния изменения содержания кремнезема на нефтеносность пород
не ясна. Необходимо лишь отметить, что на Красноленинском своде,
который весьма благоприятен по всем поисковым признакам,
кроме пониженного, обусловленного, вероятно, низким содержа-
23
ТАБЛ ИЦА 6
Состав нефтей баженовской свиты
Месторождение Число анализов Плотность, г/см3 Парафины, % s, К N, %
Мултановское 1 0,888 2,70 1,92 0,17
Малобалыкское 2 0,884 2,72 1,13 0,19
Правдинское 3 0,854 2,83 0,83 0,15
Верхнешапшинское 1 0,888 2,76 1,73 0,29
Восточно-Салымское 1 0,860 3,37 .0,62 0,11
Студеное 1 0,860 4,17 0,59 0,15
Пальяновское 1 0,738 0,04 0,01 0,03
Сосново-Мысское I 0,849 3,98 0,59 0,13
Верхнесалымское 3 0,837 3,88 0,41 0,07
Салымское 37 0,834 3,59 0,26 0,09
нием кремнезема электрического сопротивления пород, промыш-
ленных залежей нефти в баженовской свите пока не обнару-
жено.
Влияние различных факторов на нефтеносность баженовской
свиты в конкретном случае можно рассмотреть на примере Салым-
ского месторождения (см. рис. 2). Здесь, как и в регионе в целом,
существует достаточно четкая визуальная связь нефтеносности
баженовских пород и пластовой температуры, которая в пределах
Салымского месторождения колеблется от 100 до 132 °C. Наибо-
лее высокие значения температуры отмечены в центральной части
месторождения, в пределах северного купола Западно-Лемпин-
ского поднятия и Малосалымской структуры. Зона максимальных
значений пластовой температуры прослеживается к северо-востоку
от скв. 80. Самая низкая пластовая температура зафиксирована
в периферийных частях месторождения. Тенденция падения темпе-
ратуры от центра к периферии структуры прослеживается весьма
четко, хотя в двух случаях (скв. 88 и 85) температуры, достигаю-
щие 130 °C, зафиксированы на погружениях (что, возможно, объ-
ясняется ошибками в измерениях).
Структурный контроль нефтеносности выражается в тяготении
продуктивных скважин к осевой части структуры: скважины, рас-
положенные на оси поднятия, в том числе и имеющие низкое
структурное положение, почти всегда оказываются продуктивными.
Таким образом, нефтеносность баженовской свиты контролиру-
ется: в региональном плане — содержанием ОВ в породах, пласто-
вой температурой, качеством изоляции баженовской свиты от ни-
жележащих гранулярных коллекторов; на локальных площадях —
температурным и структурным факторами. Отражением некоторых
из перечисленных факторов контроля нефтеносности является
электрическое сопротивление пород: высокими значениями отме-
чаются зоны нефтенакоплепия.
24
Смолы, % Асфаль- тены, % Выход фракции Групповой состав, % Пластовая темпера- тура, С
До 200 С До 300° С Аг Nil Me NiVMe
10,15 3,34 14 34 15,0 23,7 61,3 0,39 87
10,29 1,00 11 31,2 17,1 25,9 57,0 0,45 96
6,45 2,68 22,2 42,2 — — — 100
11,56 0,99 15 32 19,2 33,4 47,2 0,67 100
5,44 1,55 20,5 40 — — — — 105
5,52 0,78 18,5 38,0 17,0 20,7 62,1 0,33 97
отс. ОТС. 92 98 — — — ПО
3,79 0,84 18,5 49,5 19,2 28,7 52,1 0,55 98
4,04 0,29 25 52 18,0 31,0 49,8 0,62 115
3,10 0,23 26 48 14,0 24,4 61,7 0,40 124
Отличительной особенностью залежей нефти в баженовской
свите является отсутствие в коллекторе пластовой воды.
Залежи не имеют резко очерченных границ: продуктивность
скважин постепенно снижается при переходе от продуктивных
к непродуктивным участкам, что обусловлено ухудшением коллек-
торских свойств.
Пластовое давление в залежах почти всегда аномально высо-
кое. Отношение измеренного давления к нормальному гидростати-
ческому (коэффициент аномальности) достигает на Салымском
месторождении 1,73 (скв. 101), па Восточно-Моисеевской площа-
ди— 2,0. По площади Салымского месторождения значения коэф-
фициента аномальности сильно варьируют, причем трудно уста-
новить, насколько эти колебания связаны с реальным распределе-
нием давления, а насколько обусловлены методическими причи-
нами (например, разновременностью измерений по отношению
к моменту открытия скважин). Относительное постоянство коэф-
фициента аномальности давления (1,4—1,6) на большей площади
в северной части месторождения и наличие на юге сплошной зоны
с коэффициентом выше 1,6 заставляют предполагать, что, веро-
ятно, имеются природные различия в факторах, влияющих на зна-
чения этого параметра.
Нефти баженовской свиты (табл. 6) преимущественно легкие,
малосернистые, метановые. Плотность нефтей на различных ме-
сторождениях достаточно четко контролируется пластовой темпе-
ратурой. В пределах Салымского месторождения также сущест-
вует зависимость между плотностью, нефтей, связанной с содержа-
нием смол и асфальтенов, и температурными условиями пласта.
Для наиболее «горячих» участков (выше 125—130 °C), характерны
конденсатоподобные нефти (плотность снижена иногда до
<0,77 г/см3) с видимой взвесью твердых парафинов (1—2%). По-
25
путный газ жирный, с содержанием гомологов метана до 48%,
СО2 от 0,1 до 11,6 %.
В настоящее время большинство исследователей считают нефть
в баженовских породах автохтонной, образованной из органиче-
ского вещества этих отложений, о чем свидетельствуют следующие
факты.
1. Залежи нефти в баженовской свите приурочены к участкам
максимальной изоляции свиты глинистыми толщами от нижележа-
щих проницаемых толщ.
Э>. В залежах наблюдается АВПД, чего нет в нижележащих
толщах, это исключает возможность подтока углеводородов снизу.
3. Нефти баженовской свиты резко отличаются от -нефтей
смежных толщ по отношению пристан/фитан — генетическому при-
знаку, определяемому условиями осадконакопления и мало завися-
щему от вторичных преобразований. Это отношение для баженов-
ских нефтей составляет, по данным И. И. Нестерова, 0,98—1,03
(для ачимовских 2—2,5, для тюменских до 3), что хорошо согла-
суется с положением о резко восстановительном характере среды
при накоплении осадков баженовской свиты.
4. В органическом веществе баженовской свиты постепенно
возрастает относительное содержание углеводородов при повы-
шении пластовой температуры и степени его преобразованности..
Максимальное содержание углеводородов характеризует «горя-
чие» зоны, в которых и обнаружены промышленные залежи
нефти (см. гл. IV).
Автохтонность баженовской нефти подтверждается результа-
тами изучения изотопного состава углерода нефтей и битумоидов
Салымского района [30] и химических характеристик нефтей [55].
Геолого-геохимические особенности пород баженовской свиты
и условия нефтеносности этих отложений показывают, что фак-
торами, определяющими их перспективы, должны быть природа
емкости и условия формирования пород-коллекторов. Отсутствие
в нефтегазоносном разрезе коллекторов порового типа обычно
заставляет анализировать литологические особенности пород,
! с тем чтобы установить влияние на формирование коллекторов
' в этих породах постседиментационных преобразований осадка.
§ 3. ПОСТСЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ПОРОД
Постседиментационные преобразования
минерального состава
Детальными литологическими исследованиями показано, что
вещественный состав пород баженовской свиты определяется раз-
ными количественными соотношениями кремнистых, глинистых,
карбонатных компонентов и органического вещества. Вариации
указанных соотношений позволили авторам выделить в разрезе
баженовской свиты несколько литологических типов пород (см.
гл. I, § 1). Однако типизация пород, проведенная для разреза
26
каждой изученной скважины, не может служить основой для про-
слеживания однотипных горизонтов по площади Салымского неф-
теносного района не только в пределах всей территории Большого
Салыма, но и по отдельным изученным структурам (Салымской,
Всрхнесалымской, Горшковской, Студеной, Усть-Балыкской и пло-
щадей Красноленинского свода). Более того, при изучении коллек-
торских свойств баженовских пород комплексом методов не уда-
лось уловить сколько-нибудь существенных связей этих свойств
с вещественным составом отложений. Отсюда возникла необходи-
мость анализа постседиментационных преобразований породы, что,
как известно, является основой формирования вторичной пористо-
сти в породах-коллекторах.
Петрографическое изучение пород во ВНИГРИ (Т. В. Доро-
феева, Л. П. Гмид, С. Ш. Леви, В. Н. Калачева, В. Н. Тодоров-
ская) по шлифам из керна различных площадей Западной Си-
бири (преимущественно Большого Салыма) показало, что все
типы пород (кроме типа 5), выделенные в баженовской свите, об-
ладают более или менее отчетливо выраженной сгустково-комко-
ватой структурой. Такая структура не характерна лишь для тех
пород, которые содержат радиолярии относительно хорошей со-
хранности. Установлено, что заложению сгустково-комковатой
структуры пород баженовской свиты послужил исходный материал
осадка — органогенный ил, представлявший в процессе осадкона-
копления всю мощность баженовской свиты. По мере диагенети-
ческих преобразований осадка (коснувшихся, как будет показано
ниже, преимущественно перекристаллизации скелетов радиолярий)
происходило визуальное изменение вещественного состава пород
на фоне изменения структурных и текстурных особенностей и пост-
седиментационных замещений скелета радиолярий. Широкое рас-
пространение видоизмененных скелетов радиолярий по всей толще
баженовской свиты отмечено Г. Э. Козловой (1979 г.) при изуче-
нии биостратиграфических радиоляриевых горизонтов этих отло-
жений.
Исходный материал баженовских пород — органогенный ил —
располагался в неодинаковой физико-химической среде, что обу-
словлено, видимо, факторами, влиявшими на осадок извне (тем-
пература и циркулирующие водные растворы). В большинстве
случаев органогенный кремнезем частично или полностью раство-
рялся в процессе диагенеза при наличии щелочной среды в осадке.
Одновременно шло преобразование плазматической части организ-
мов с возникновением гуминовых кислот, СО2, H2S. Растворенный
кремнезем сорбировался глинистыми частицами. От скелетов ра-
диолярий оставались одни контуры, представленные глинисто-ор-
ганическим веществом и, реже, сохранившимся первичным крем-
неземом. На участках слабых или менее интенсивных процессов
растворения сохранились скелеты радиолярий, представленные
микрозернистым кварцем или халцедоном (прослои радиоляри-
тов). В разрезе баженовской свиты встречаются также прослои
радиолярита, в которых кремневые скелеты радиолярий нацело
27
замещены микрозернистым кальцитом, пигментированным светло-
коричневым битумом. В этом случае изменение физико-химиче-
ских условий в среде осадка способствовало, вероятно, появлению
щелочных гидрокарбонатных растворов с высоким показателем
pH (8—9), которые легко растворяли кремнезем и замещали его
на СаСО3.
Цементирует радиолярии глинистое вещество гидрослюдистого,
реже гидрослюдисто-монтмориллонитового состава со значитель-
ной примесью каолинита. В данных отложениях каолинит явля-
ется преимущественно аутигенным, образовавшимся при диагенезе
в кислой среде с низким значением pH (2—5,5). Кислая среда,
как уже отмечалось, могла возникнуть в результате преобразова-
ния ОВ, причем выделялись гуминовые кислоты. Исходные компо-
ненты для образования каолинита в илу были, это SiO2, А120з,
Н2О.
На фоне основных породообразующих элементов в отложениях
баженовской свиты постоянно присутствует примесь алевритового
материала, главным образом кварцевого состава (1,5—3; 5, реже
10%), распределенного довольно равномерно в породе. Иногда
встречаются идиоморфные аутигенные зерна кварца.
В общем случае породы баженовской свиты некарбонатные
или слабокарбонатные (1—3%). Сравнительно повышенное со-
держание карбонатов отмечается в основном на периферийных
участках структур (например, скв. 81 и 82 Салымского месторож-
дения). Кальцит в породах встречается в виде мелких рассеянных
зерен или гнездовидных скоплений с неясными контурами, веро-
ятно соответствующих скелетам растворенных кальцитизирован-
ных радиолярий. Содержание кальцита в таких породах достигает
20 — 30 % (скв. 82). Кальцитом сложены также призматические
срезы иноцерамов, иногда встречающихся в породах. Кроме каль-
цита в породах баженовской свиты есть и аутигенный мелкозер-
нистый, ромбоэдрической формы диагенетический доломит (до 3—
Ю %), довольно равномерно распределенный в породе.
Характерной чертой баженовских пород является преобладание
доломита над кальцитом среди карбонатных минералов. Это со-
отношение нетипично для нормально-морских отложений, посколь-
ку выпадение доломита при седиментогенезе невозможно, а рас-
пад магнезиального кальцита не может обеспечить более широкое
распространение доломита по сравнению с кальцитом. Характер
распределения доломита в баженовских породах свидетельствует,
что он образовался в ходе диагенеза. Таково, по-видимому, проис-
хождение метасоматического доломита, развивавшегося по органо-
генному кремнезему, а также разного размера доломитовых кри-
сталлов на фоне тонкодисперсных сапропелево-глинисто-кремни-
стых пород и редких линзочек существенно доломитовых карбо-
натных пород.
Можно предположить, что повышенное содержание доломита
обусловлено спецификой состава баженовских пород, и в первую
очередь обилием аутигенного кремнезема. Установлено, что глу-
28
боководпые биогенные опалы сорбируют значительное количество
магния, который освобождается при диагенезе, образуя доломит
и некоторые другие Mg-содержащие минералы, возможно даже
монтмориллониты. Эксперименты показывают, что сильная сорб-
ция магния кремнеземом происходит в нейтральной среде, а сла-
бая— в кислой. Нейтрализатором свойственной кремнистым осад-
кам кислой среды могут являться гидрокарбонаты щелочей и ще-
лочных земель, обогащающие иловые воды в результате окисления
органического вещества. Этим может объясняться обилие доло-
мита именно в богатых органическим веществом глубоководных
существенно кремнистых породах.
Породы баженовской свиты интенсивно пиритизированы; пирит
аутигенный, диагенетический, мелкозернистый, присутствует в рас-
сеянном состоянии и в виде стяжений и микроконкреций непра-
вильной формы. Образование пирита, вероятно, проходило преи-
мущественно в осадке на стадии диагенеза в резко восстановитель-
ной среде, чему способствовали разложение органического веще-
ства в анаэробных условиях и воздействие продуктов этого разло-
жения (СО2, H2S) на компоненты (в частности, окисное железо),
растворенные в иловой воде. Частично пирит образовывался и на
стадии катагенеза. При биохимическом окислении нефти за счет
сульфатов шел процесс десульфатизации (снижение в водном рас-
творе содержания сульфат-ионов), в результате чего нарушалось
химическое равновесие и солевой состав подземных вод изменялся.
Сульфатредуцирующие бактерии способствовали восстановлению
сульфат-ионов, в результате чего пластовые воды обогащались
сероводородом и углекислотой. Сероводород реагировал с окисла-
ми железа, находящимися в пластовых водах, что приводило-
к образованию пирита. В ряде случаев в породах баженовской
свиты отмечается аутигенный глауконит.
Слабое вторичное преобразование вещественного состава баже-
новских пород закономерно и .обусловлено несколькими факто-
рами: молодым возрастом пород, их литологическим составом
(кремнисто-глинистые породы, обогащенные органическим веще-
ством), слабой тектонической активностью района. Вследствие
своей невысокой интенсивности постседиментациопные процессы
не оказали существенного влияния на изменение вещественного
Состава пород. Отсюда коллекторские свойства баженовских
пород не могли определяться теми вариациями вещественного со-
става, которые легли в основу типизации пород, что и подтверж-
дается отсутствием существенной связи между литологическими
особенностями и коллекторскими свойствами баженовских отло-
жений.
Ранняя гидрофобизация пород — вытеснение воды, уменьшение
порового пространства и заполнение оставшихся, а затем новооб-
разуемых пор битумоидами — определяла резкое замедление лю-
бых минералогических реакций. Поскольку эти реакции являются
ионными, существование непрерывной водной фазы обязательно.
Единственный минералогический процесс, который довольно четко
2®
20
11 13 15 17 10-1Ом
20 ' 30 40 5OBD7d'iOD
40
Рис. 5. Зависимость содержания набухаю-
щей фазы (н. ф) в смешаннослойных монт-
мориллонит-гидрослюдистых минералах от
пластовой температуры [базальный реф-
лекс d/n= (11-М7) -10-10 м после обработ-
ки препарата этиленгликолем].
выражен в гидрофобных баженов-
ских породах,— это гидрослюдиза-
ция монтмориллонита; правда, и
этот процесс сильно заторможен.
Так, в непосредственно подстилаю-
щих баженовскую свиту абалак-
ских и георгиевских отложениях ос-
новная стадия гидрослюдизации, в
результате которой в смешанно-
слойных минералах сохраняется
только 15—20 % набухающей фа-
зы, завершается уже при температуре 70 °C. В баженовской свите
этот процесс растягивается приблизительно до 100 °C, и даже при
столь высокой температуре в смешаннослойных минералах остает-
ся в среднем около 30 % набухающих пакетов (рис. 5).
Как известно, суть гидрослюдизации, проходящей в любых гли-
нистых породах при достижении определенной пластовой темпера-
туры, заключается в жестком связывании трехслойных пакетов
ионами калия. В породах баженовской свиты межпакетные про-
межутки заняты почти исключительно битумоидами, а перемеще-
ние калия, в основном освобождающегося при замещении слюд
[9], видимо, происходит только в ничтожной по объему водной
среде. Это приводит к сильной неравномерности гидрослюдизации,
так что даже при температуре более 110—120 °C нередко сохра-
няются смешаннослойные минералы, содержащие до 50 % набуха-
(.^ющих пакетов.
г— Роль гидрослюдизации в нефтеносности баженовской свиты
1 подчеркивается многими авторами [18, 8]. Однако место
этого процесса в ходе преобразования органического вещества и
формирования нефтяных залежей остается пока неясным. Здесь
следует подчеркнуть, что главным фактором при формировании
эффективных коллекторов, так же как и при гидрослюдизации,
является пластовая температура. Промышленные притоки нефти
из баженовской свиты начинаются при пластовой температуре
95 °C, и при дальнейшем ее увеличении дебиты нефти быстро на-
растают. Таким образом, значения температуры завершения гид-
рослюдизации и появления притоков нефти можно считать прибли-
женно совпадающими.
Связь гидрослюдизации с нефтеобразованием и первичной ми-
грацией широко обсуждается в работах по самым разным осадоч-
ным бассейнам и типам отложений [83, 34]. Расчеты показывают,
что если принять среднее содержание глинистых минералов в бе-
зо
гатых органическим веществом баженовских породах (типы 1 и
2) равным 22,5 об. %, среди них смешаннослойных минералов —
60 об. %, то среднее содержание межслоевого флюида на породу
составит около 3 об. %. В ходе основной стадии гидрослюдизации
доля набухающей фазы падает в среднем до 30 %, т. е. из 3 %
флюида в свободное состояние переходит около 2%. Поскольку
в этих породах содержится в среднем только 0,2—0,4 % воды, то
ясно, что при гидрослюдизации из межслоевых промежутков
в свободное поровое пространство переходят битумоиды.
Отсюда можно предполагать, что гидрослюдизации является
обязательным этапом преобразования породы, без которого невоз-
можны возникновение сообщающейся поровой системы и улучше-
ние коллекторских свойств. В смешаннослойных минералах с вы-
сокой долей набухающих пакетов битумоиды размещаются в ос-
новном в межслоевых промежутках, они химически связаны со
структурой глинистых минералов и дают глинисто-органические
комплексы. Сразу после завершения основной стадии гидрослюди-
зации битумоиды переходят в не связанное с породой состояние,
и только с этого момента создаются условия, ведущие к образова-
нию нефтяной залежи, т. е. к возникновению непрерывной углево-
дородной фазы, способной давать притоки в скважины.
Согласно этим данным до завершения гидрослюдизации эми-
грация углеводородов из пород баженовской свиты затруднена;
значит, для зон, где пластовая температура в баженовской свите
не достигает 100 °C, т. е. не обеспечивает существенной степени
гидрослюдизации, объяснить происхождение нефтяных залежей
поступлением нефти из материнских баженовских пород вряд ли
возможно.
Аномально повышенная пластовая температура оказала решаю-
щее влияние и в постседиментационных преобразованиях органи- 1
ческого вещества баженовской свиты. “*
Постседиментационные преобразования
органического вещества
Битум инологические исследования 12 образцов пород баже-
невской свиты из различных районов Западной Сибири были вы-
полнены И. А. Зеличенко в битумной лаборатории ВНИГРИ
(табл. 7). Результаты исследований выявили зависимость ряда
основных битуминологических параметров от современной темпе-
ратуры и от условий изоляции баженовской свиты глинистыми
толщами. Так, на рис. 6 показана связь содержания в породе хло-
роформенного битумоида в пересчете на Сорг или рхл с современ-
ной температурой, измеренной в пласте Юо или интерполирован-
ной по ближайшим данным. Для большинства точек на графике
эта связь достаточно четкая и может быть аппроксимирована ли-
нией, близкой к прямой (причины отклонения ряда точек вниз
от основной линии графика будут рассмотрены дальше). Макси-
мальное значение рхл дает образец с Верхнесалымского место-
зг
ТАБЛИЦА?
Результаты битуминологических исследований образцов пород баженовской свить.
Площадь, скважина Интервал, м Сорг’ вес,- % ^ХЛ’ % УВ УВ -с— орг Me + N" .Ari .. Aril АгШ ЕУВ ’ % Me+Nn л ’ % Аг Групповой состав, % АгП+АгШ Ari
Аг Масла Смолы бензоль- ные Смолы спиртобен- зольные
бигумоид ХУВ ’ ' > % ЕУВ ГУ В ’
Вачимская, 4 2633—2636 8,55 9,87 23,8 2,36 26,2 40,2 24,1 9,5 0,35 9,8 26,1 32,3 31,8 0,83
Федоровская, 87 2706—2710 12,97 10,43 35,7 3,75 17,6 14,2 29,3 38,9 0,21 10,3 38,4 33,7 17,5 4,80
Покамасовская, 8 2724—2737 11,00 15,98 46,0 7,35 35,0 24,0 16,0 25,0 0,53 6,8 48,5 28,4 16,3 1,70
Южно-Ягунская, 84 Федоровская, 141 2808—2814 12,30 10,98 42,8 4,72 43,1 27 Д 16,3 13,5 0,76 9,8 43,8 27,2 19,2 1,09
2808—2815 9,50 11,05 32,6 3,65 36,0 25,9 8,3 29,8 0,57 8,8 36,2 28,0 27,0 1,47
Мултановская, 7 2842—2856 11,33 14,18 44,4 6,24 32,9 27,8 11,6 27,7 0,49 8,5 46,1 26,5 18,8 1,41
Ягунская, 52 2870—2876 9,92 10,08 32,2 3,22 50,3 20,8 11,5 17,4 1,01 19,2 33,8 24,8 22,2 1,38
Малобалыкская, 21 2878—2892 9,89 14,35 28,6 4,16 25,1 19,3 9,8 45,8 0,33 18,6 30,6 34,8 16,0 2,88
Верхнесалымская, 17 2898—2910,5 8,55 29,94 62,9 18,9 53,9 22,6 5,7 17,8 Е2 11,3 63,4 16,0 9,3 1,03
Июльская, 215 2975—2980 16,07 14,94 40,2 5,98 34,9 20,5 22,1 21,7 0,53 9.6 43,8 31,4 15,2 2,13
Холмогорская, 30 3015—3021 7,56 10,31 47,9 4,94 53,4 18,0 8,3 20,3 0,92 15,3 49,6 23,3 11,8 1,58
Соимлорская, 103 3132—3135 8,89 18,8 49,5 9,30 41,7 12,8 15,1 30,4 0,71 13,4 51,3 22,7 12,6 3,55
рождения, где в пласте Юо существует промышленная залежь
нефти. Зависимость тех же значений рхл от глубины современного
залегания пород проявлена не столь четко (рис. 7). И для других
параметров битумоида связь с пластовой температурой выражена
лучше, чем с глубиной (см. рис. 12). Фактически (по крайней мере
в данных образцах) связь характеристик битумоида с глубиной
существует лишь в силу того, что глубина — один из основных
факторов, влияющих на температуру.
Относительно строгий характер корреляционных связей геохи-
мических параметров, определенных по единичным образцам,
с температурой и другими характеристиками пласта свидетельст-
вует о том, что эти параметры хорошо выдерживаются по разре-
зам баженовской свиты отдельных скважин, а также, видимо, по
площади (при одинаковых температурных условиях). Исключение
•составляют содержания Сорг, скачкообразно и, как правило, слабо
закономерно изменяющиеся по разрезам скважин. Однако этот
показатель, определяемый в первую очередь условиями среды
осадконакопления, в типичной баженовской свите, содержащей
не менее 6—8 % СОрг, очевидно, мало влияет на остальные пара-
метры, характеризующие процесс преобразования ОВ. Все это
•обусловливает чрезвычайно высокую информативность битумино-
логических исследований баженовской свиты, позволяющую выяв-
лять основные закономерности на сравнительно небольшом числе
•образцов.
Необходимо особо обратить внимание на то, что четкая зави-
симость между битуминозностью пород и температурой прояв-
ляется при расчете содержания битумоида на Сорг в породе. Сле-
довательно, весь (или почти весь) бнтумоид генетически связан
•с ОВ породы, т. е. не остается сомнений в его автохтонности
в исследованных образцах. Чрезвычайно высокое содержание би-
тумоида (рх.п~30%) в образце с Верхнесалымского месторожде-
ния не противоречит этому положению: по С. Г. Неручеву, суммар-
ная генерация битуминозных компонентов при термокаталитиче-
ской деструкции сапропелевого ОВ баженовской свиты могла
достигать 27—36 % массы исходного ОВ, а лабораторные данные
Е. А. Глебовской свидетельствуют о принципиальной возможности
деструкции 50—60 % ОВ.
С. Н. Белецкая (устное сообщение) и В. А. Скоробогатов [57]
обращали внимание на необходимость учета условий изоляции
баженовской свиты глинистыми толщами. На рис. 8 показана за-
висимость содержания рхл пород баженовской свиты от мощности
сероцветной глинистой толщи георгиевской или абалакской свиты,
отделяющих ее подошву от ближайшего песчаного пласта (Ю1
васюганской свиты или пластов тюменской свиты). Эта мощность
характеризует условия изоляции баженовской свиты от грануляр-
ных коллекторов. По рисунку видно, что значения рхл превышают
12 % только при мощности изолирующей сероцветной глинистой
толщи не менее 5 м, при меньшей мощности глин содержание рхл
составляет 10—11 %. Значение рхл образца из керна Вачимского
месторождения при большой мощности глин составляет только
9,9 ,% и находится, как видно на рис. 6, в полном соответствии
с пластовой температурой, равной 73 °C, — самой низкой из тем-
ператур на опробованных площадях. Значения же 0ХЛ на этом ри-
сунке снижены по сравнению с основной линией графика как раз
для тех площадей, где мощность изолирующих глин составляет
менее 5 м (снижение содержания (Зхл в образце из керна Малоба-
лыкского месторождения будет объяснено особо). Фактически от-
сутствие достаточно мощной подстилающей глинистой пачки опре-
32
3 Зак. 610
33
Рис. 7. Зависимость содержания
хлороформенного битумоида |3ХП: в
породах баженовской свиты от глу-
бины погружения.
Усл. обозначения см. на рис. 6.
Рис. 6. Зависимость содержания хло-
роформенного битумоида рхл в по-
родах баженовской свиты от пласто-
вой температуры.
Породы: 1 — не изолированные глинами.
2 изолированные глинами, 3 — условное
реставрированное содержание битумоида.
деляет только верхний предел возможной битуминозности породы.
Поскольку основным фактором, характеризующим рхл, является
все же температура, точки на рис. 8 внутри полей располагаются
хаотично.
Снижение битуминозности ОВ баженовской свиты при плохой
изоляции битуминозных отложений снизу, вероятнее всего, можно
объяснить эмиграцией битумоидов в нижележащие проницаемые
пласты. Возможность такой эмиграции подтверждается наличием
в баженовской свите (там, где она содержит нефть) зон аномально
высокого давления, превышающего гидростатическое иногда
в 2 раза. В проницаемых отложениях под зонами АВПД в баже-
новской свите аномальные давления не встречены. Выявленные
закономерности свидетельствуют в пользу высказанного В. А. Ско-
робогатовым [56] предположения о «баженовском» происхожде-
нии некоторых нефтей пласта Юь который в разных районах
Среднего Приобья лежит непосредственно под баженовской сви-
той или отделен от нее георгиевской свитой, мощность которой
в большинстве случаев меньше 5 м.
Содержания рхл по проанализированным образцам оказались
существенно выше тех значений рхл, которые были получены ранее
для того же диапазона температур во ВНИГРИ, ЗапСибНИГНИ,
СНИИГГиМС. На рис. 9, куда нанесены данные с рис. 6 только
83
7/5
<#о°7/°78,
10 12
~tB ~2D ~22 Й ~2Б 28 рхл,°/о
Рис. 8. Зависимость содержания хлороформенного битумоида рхл в породах
баженовской свиты от мощности сероцветной глинистой толщи, отделяющей ба-
женовскую свиту от ближайшего снизу проницаемого пласта.
Границы: 1 — приблизительной критической мощности сероцветных глин, 2 — резкого сни-
жения Вхл при малой мощности сероцветных глин; цифры при точках обозначают тем-
пературу (°C) в баженовской свите.
по изолированной глинами баженовской свите, а также аналогич-
ные данные И. А. Зеличенко по образцам, проанализированным во
ВНИГРИ в 1958—1971 гг„ видно, что «старые» значения рхл тоже
зависят от температуры, хотя и систематически отклоняются от
новых. Вероятно, отклонение объясняется методическими причи-
нами. Самостоятельную прямую на рис. 9 дают и значения рхл по
образцам тутлеймской свиты Березовского района — частичного
возрастного и фациального аналога баженовской свиты. Здесь
наиболее вероятно влияние высоких палеотемператур, так как, по
данным Б. А. Лебедева [9], палеоглубины в Березовском' районе
на 300 м и более превышали современные. Данные по южным и .
восточным районам области распространения баженовской свиты /
согласуются с данными по центральной части плиты. Цифры, при- '
водимые А. Э. Конторовичем, И. И. Нестеровым и другими авто- •
рамц, несопоставимы с полученными нами.
Рассмотрим основные закономерности изменения состава биту-
моида с ростом температуры при его генерации, а также при эми-
грации из баженовской свиты в случае плохой ее изоляции. С по-
вышением температуры и содержания рхл в битумоиде растет
концентрация углеводородных компонентов (рис. 10), в первую
очередь благодаря метано-нафтеновым УВ (рис. 11). Кроме того,
в интервале температур 73—88° С заметно увеличивается доля
полициклических ароматических УВ, а в интервале 92—115° —
моноциклических. В общие зависимости, установленные для об-
разцов изолированной глинами баженовской свиты, достаточно
четко вписываются данные по Федоровскому месторождению, где
условия изоляции плохие. Можно предположить, что поскольку
здесь значения рхЛ при температуре 78 °C не превышают макси-
мальных, зафиксированных для баженовской свиты, находившейся
34
3*
35
Рис. 9. Зависимость содержания хлороформенного битумоида
рхл от пластовой температуры в баженовской свите, изоли-
рованной от гранулярных коллекторов (по данным битумной
лаборатории ВНИГРИ).
1—данные 1979 г.. Среднее Приобье; данные 1958—1971 гг.: 2—Сред-
нее Прнобье, 3 — южные и восточные районы, 4 — Березовский район
(тутлеймская свита).
36
УВ/Битумоид
20 30 90 50 60%
о^Вачимское
80
Рис. 11. Зависимость состава
углеводородов битумоида ба-
женовской свиты от темпера-
туры (для баженовской свиты,
не отдавшей битумоид).
Для образца Малобалыкского мес-
торождения даны реставрирован-
ные значения.
_ Федоровское'
90
100 -
Июльское
МултаноВское
ПокамасоВсное
Южно-Ягунсюе\Соимлорс1<ве
Я гул слое • * \
МалоБалыксное »
Холмогорское\
110 -
t°C
Верхнесалымское'ъ
• 1 о2 '>3
Рис. 10. Зависимость содержания угле-
водородов в битумоиде баженовской
свиты от пластовой температуры.
Породы баженовской свнты: 1 — не изолнро-
ванные глинами, 2 — изолированные глинами;
3 — реставрированное содержание углеводоро-
дов в битумонде образца с Малобалыкско-
го месторождения.
в условиях высоких температур и отдавшей битумоид, эмиграция
на месторождении еще не произошла (не был, вероятно, достигнут
необходимый перепад давлений).
В образцах, взятых на участках баженовской свиты, не изоли-
рованных глинами от проницаемых пластов, по сравнению с об-
разцами на изолированных участках, находящихся в тех же
температурных условиях, оказывается сниженным содержание как
углеводородных, так и неуглеводородных компонентов битумоида
(см. табл. 7). Падение содержаний метано-нафтеновых углеводо-
родов примерно пропорционально снижению содержания битумо-
ида в целом, поэтому зависимость их концентраций в битумоиде
от температуры оказывается единой для образцов, отдававших и
не отдававших битумоид (рис. 12). Наиболее резко падает содер-
жание ароматических соединений, особенно полиароматических.
Содержание неуглеводородных компонентов снижается слабо,
в результате чего их относительное количество в оставшемся би-
тумоиде оказывается увеличенным. Наиболее вероятно, что биту-
моид, эмигрировавший из пласта, был представлен главным обра-
зом легкими метано-нафтеновыми соединениями. Резкое уменьше-
ние содержания высокоциклических ароматических соединений
могло быть вызвано выпадением их в смолы при уходе раствори-
теля, которым являлись для ароматических УВ метано-нафтено-
вые УВ.
37
2700
2800
2300
3000
Рис. 12. Зависимость содержания метано-нафтеновых углеводородов в бнту-
моиде баженовской свиты от пластовой температуры и от глубины залегания
пород.
(Me +Nn]/Бип.умоид
О 10 20 30%
------1-----1------1---
Остановимся особо на результатах анализов образца из керна
Малобалыкского месторождения; только в этом (единственном)
-образце при хороших геологических условиях изоляции содержа-
ние рхл снижено (см. рис. 6), а содержание метано-нафтеновых
УВ на битумоид резко отклоняется от общей зависимости (см.
рис. 12). Здесь весь недостающий битумоид представлен преиму-
щественно метано-нафтеновыми УВ; абсолютные содержания
неуглеводородных компонентов сохраняются на уровне, .опреде-
ленном температурными условиями и характерном для изолиро-
ванной баженовской свиты.
На Малобалыкском месторождении из баженовской свиты
были получены небольшие притоки нефти. Предположим, что со-
держание битумоида (УВ) в образце снижено в результате потери
нефти из открытых пор баженовских пород при перераспределе-
нии ее внутри пласта или при отжатии в процессе подъема керна
на поверхность. Восстановление значения рхл до теоретического,
соответствующего температуре 96 °C, требует тогда прибавления
к имеющимся в образце УВ (25,1 % метано-нафтеновых) нефти
в количестве 6 % от Сорг или 144 % от присутствующих УВ. Фрак-
ции нефти пласта Юо на Малобалыкском месторождении, сопо-
ставимые с анализированным битумоидом, содержат 74 % метано-
нафтеновых УВ. Расчет показывает, что в составе реставрирован-
ной микронефти будет 53 % метано-нафтеновых УВ, а их содержа-
ние на битумоид составит около 28%, т. е. совпадает с теорети-
ческим. Совпадение теоретического и восстановленного состава
битумоида указывает на правильность сделанного предположения
и служит еще одним подтверждением автохтонности баженовской
нефти.
Объем эмигрировавшей нефти, отнесенный к объему породы
(равный 1,4 %), в целом согласуется со значением открытой пори-
стости коллектора (1,1 % в среднем по скважине). Вероятно,
в данном образце открытая пористость была выше, так как зна-
чительную часть пор должен был занимать газ. В любом случае ,
заведомо большая часть углеводородов находилась в открытых '
порах и смогла уйти из породы. J
Строго говоря, ту же операцию по реставрации состава микро-
нефти нам следовало бы провести и для образца из керна Верх-
несалымского месторождения. Открытая пористость пород для
скв. 17 составляет в среднем 6,2%. В пластовых условиях, как
показал полученный из скважины приток, этот объем заполнен
газонефтяным углеводородным флюидом, часть которого неиз-
бежно теряется в результате поступления в скважину и выпотов
из керна при его подъеме. Степень сохранности углеводородов
открытых'пор — величина, видимо, во многом случайная. В нашем
случае эта величина, вероятно, велика, так как полученные при
анализе углеводороды уже дают 6 % объема породы. Но воз-
можно, что несколько пониженное по сравнению с экстраполируе-
мым по другим точкам содержание метано-нафтеновых УВ в об-
разце (см. рис. 11) связано, как и в образце из керна Малобалык-
ского месторождения, именно с потерей части УВ уже после-
вскрытия пласта.
Описанные выше результаты противоречат выводам, сделан-^
ным С. Г. Неручевым и соавторами [ 14] по результатам деталь-
ного изучения ОВ баженовской свиты, проведенного на большом
фактическом материале. Основной этап главной фазы нефтеобра-
зования (ГФН), по С. Г. Неручеву, проявляется в баженовской
свите на глубине 2200—2400 м и сопровождается практически
полной эмиграцией генерирующейся нефти. Следующий (сдвоен-
ный) импульс генерации относится к глубинам 2700—3000 м.
В основе выводов С. Г. Неручева лежат изменения основных ха-
рактеристик ОВ по глубине, сглаженных с помощью метода
скользящего окна с осреднением по большому числу образцов
(от 10 до 30). Весь исходный материал для построения графиков
был взят целиком, без разделения точек по геологическим усло-
виям изоляции баженовской свиты и без учета отклонений, вы-
званных методическими причинами (см. рис. 8, 9). Обобщение ма-
териала по глубинной, а не по температурной основе также спо-
собствовало большему разбросу точек на графиках (из-за разницы
в средних температурных градиентах между разными районами
плиты). Применение метода скользящего окна не влияет на точ-
ность результатов: размах колебаний параметров на кривых ока-
зывается соизмеримым с разбросом отдельных исходных точек.
Все это заставляет с осторожностью относиться к выводам
С. Г. Неручева и соавторов, основанным на детальной интерпре-
тации сглаженных кривых. Положение об импульсивности нефте-
генерации применительно к баженовской свите требует дополни-
тельного обоснования новым (пли по-новому обработанным) фак-
38
39
тическим материалом. Отнесение зоны максимальной нефтегене-
рации к глубинам 2200—2400 м трудно увязывается с геологиче-
скими и геохимическими данными, указывающими на наибольшее
развитие процессов нефтеобразования в Салымском районе (глу-
бины 2700—3000 м).
Приведенные выше геолого-геохимические данные, характери-
зующие отложения баженовской свиты, явились отправным мо-
ментом при установлении факторов, обусловливающих нефтенос-
ность рассматриваемых пород. Подход к оценке количественных
показателей нефтенасыщенности пород баженовской свиты потре-
» бовал специальных исследований, результаты которых изложены
I ниже.
ГЛАВА II
МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ ЕМКОСТИ
БАЖЕНОВСКОГО КОЛЛЕКТОРА
§ 1. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК КОЛЛЕКТОРА
Традиционные методы изучения коллекторских свойств в силу
специфических особенностей баженовских пород-коллекторов не
могут удовлетворительно определить их емкостные и фильтрацион-
ные характеристики. В связи с этим к выяснению параметров по-
род-коллекторов баженовской свиты нами был привлечен ряд ме-
тодов и приемов прямого и косвенного изучения пустотного про-
странства. В комплексе исследований определялись следующие
характеристики.
1. Генетические особенности пустот в породе — литолого-петро-
графическими методами с целью установления времени и причин
формирования пористости в тонкозернистых, часто существенно
глинистых образованиях.
2. Количественные емкостные характеристики баженовских по-
род— модифицированными стандартными лабораторными мето-
дами с применением различных органических растворителей при
экстрагировании для оценки эффективной емкости и выяснения
роли органического вещества в формировании пустотного прост-
ранства при седиментогенезе и вторичных изменениях пород.
3. Пористость — в шлифах оптическим методом с одновремен-
ным установлением конфигурации пор и их морфологии.
4. Пористость — электронно-микроскопическим методом с од-
новременным установлением морфологических особенностей пор и
характера распределения их в породе.
5. Емкостные характеристики породы-коллектора — с помощью
ртутного поромера с одновременным получением конфигурации
фильтрующих пор.
40
6. Соотношение фильтрующих и нефильтрующих пор — при
микроструктурном анализе (методика УкрНИГРИ).
7. Параметры трещиноватости (плотность, раскрытие трещин),
вторичная (в том числе трещинная) пористость и трещинная про-
ницаемость — методом шлифов ВНИГРИ с одновременным уста-
новлением характера распределения трещин относительно струк-
туры порового пространства, определением генезиса трещин и на-
правления фильтрации флюидов.
8. Газопроницаемость пород-коллекторов — лабораторными ме-
тодами.
9. Остаточная водонасыщенность в парафинированных образ-
цах— стандартными методами и на установке ядерно-магнитного
резонанса.
10. Смачиваемость пород, определяющая их гидрофобность
или гидрофильность, с целью изучения причины изменяемости этой
характеристики в баженовских породах.
11. Качественная характеристика и количественное содержание
органического вещества (в том числе различных типов битумои-
дов)—лабораторными (люминесцентно-битуминологическими) ис-
следованиями.
Сравнительные данные, полученные при анализе указанных ма-
териалов, определили степень достоверности значения емкости
породы-коллектора и были использованы нами для установления
природы емкости. Все исследования (за исключением ртутной по-
рометрии и микроструктурного анализа) проведены на массовом
фактическом (керновом) материале по известным методам, раз-
работанным во ВНИГРИ, УкрНИГРИ, Казанском и Московском
университетах. Методические приемы, впервые примененные нами
в связи со спецификой исследования баженовских пород-коллекто-
ров, изложены ниже.
§ 2. ИЗУЧЕНИЕ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА
БАЖЕНОВСКИХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
ОПТИЧЕСКИМ МЕТОДОМ И МЕТОДОМ
ЭЛЕКТРОННОЙ МИКРОСКОПИИ
Пустотное пространство баженовских пород-коллекторов
представлено порами, размеры которых варьируют в пределах 2—
10 мкм. Наличие таких пор, и тем более их конфигурацию, при на-
блюдениях в шлифах под микроскопом установить непросто: при
малых увеличениях эти поры не отмечаются, при значительных
увеличениях возникают трудности в подсчете таких пустот и в по-
лучении их действительной морфологической характеристики.
Чтобы избежать этих ошибок, нами были использованы методиче-
ские приемы, применение которых повышает достоверность полу-
чаемых данных [53]. Несколько участков каждого шлифа, приго-
товленного из образцов керна, микрофотографировались через
поляризационный микроскоп на пленку повышенной чувствитель-
ности (МИКРАТ-500 или -300), причем свет перед плоскостью
41
шлифа был поляризован по кругу. После прохождения через шлиф
свет преобразовывался с помощью оптических линз снова в ли-
нейно- или эллиптически-поляризованный.
Такое изменение поляризации света приводило к тому, что изо-
тропные зоны шлифа (поры и трещины) на фотоснимках выглядят
темными, анизотропные (минеральные компоненты)—-светлыми.
Если при петрографическом описании шлифа в породе обнаружи-
валось значительное количество темных и (или) непрозрачных
включений (пирит, обломки обугленной флоры и др.), эллиптич-
ность поляризации света, после прохождения его через шлиф, со-
ответствующей пластинкой, расположенной под заданным углом,
менялась до такого положения, при котором изотропные зоны
окрашивались в любой удобный для наблюдения цвет (чаще
всего в голубой или красный). Расчет пористости (отношение пло-
щади темных или окрашенных зон к площади шлифа) проводился
или по микрофотоснимкам, или непосредственно по шлифу с по-
мощью анализаторов изображений типа «Квантимет-720».
Эти же задачи (определение емкости и морфологии порового
пространства) нами решались электронно-микроскопическим ме-
тодом [53]. При различных заданных увеличениях через сканиру-
ющий электронный микроскоп фотографировались обе поверхности
излома образца. Далее микрофотоснимки обеих поверхностей из-
лома совмещались по маркированным точкам, в результате чего
можно было наблюдать изображения' пустот (пор и трещин)
в зоне излома. Оценка пустотного пространства проводилась по
'совмещенному изображению с помощью анализаторов «Кванти-
мет-720».
Применение указанных методов позволило наглядно предста-
вить морфологические характеристики поровых каналов, оценить
долю одной из основных слагающих емкости баженовской по-
роды-коллектора, получить материал для установления природы
емкости этих пород. Методические приемы,, использованные при
оценке фактической эффективной пористости, описаны в § 3.
§ 3. ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД
Открытая пористость
На сложность определения открытой пористости в породах
-баженовской свиты указывалось неоднократно [19, 21, 25, 26].
Одной из особенностей баженовских пород является наличие ор-
ганического вещества не только в порах, но и в каркасе этих по-
род. По стандартной методике определения открытой пористости
методом Преображенского поры породы с помощью экстракции
растворителями полностью освобождаются от заполняющего их
содержимого. В породах баженовской свиты экстрагирование
не только освобождает поры от нефти, но и приводит к тому, что
в результате исчерпывающей экстракции порода разрушается,
расслаиваясь иногда до тонких пластинок пли листочков. Таким:
образом, если открытую пористость баженовских пород определять
по стандартной методике, т. е. с исчерпывающей экстракцией, то
значение открытой пористости может оказаться значительно завы-
шенным. Открытая пористость, определенная без экстракции,
будет несколько занижена по сравнению с истинным значением
за счет объема пустотного пространства, занятого остаточной
нефтью.
Другой причиной, затрудняющей нахождение открытой пори-
стости в породах баженовской свиты, является высокое содержа-
ние глинистой фракции (до 52 % в породах типов 3 и 4, см. гл. I,
§ 1). При определении открытой пористости пород, содержащих
глинистые фракции, можно ожидать искусственного завышения
пористости из-за растрескивания образцов, так как при подго-
товке к анализу по методу Преображенского образцы высушива-
ются при температуре 105 °C. Из них удаляются гигроскопическая
влага, а также остатки растворителя (если образцы подвергались
экстракции) или легкие фракции нефти (если экстракция не про-
изводилась, как в случае баженовских пород). Чтобы избежать,
предполагаемого искусственного завышения открытой пористости,
исследователи Сибирского научно-исследовательского института
нефтяной промышленности (СибНИИНП) определяют открытую
пористость без предварительной сушки, считая, что во время
сушки образцов пористость увеличивается не столько из-за уда-
ления подвижной части содержимого пор — легких фракций нефти
и воды, сколько из-за растрескивания глинистых пород.
Действительно, если изменение пористости происходит в ре-
зультате удаления из образца остаточных флюидов — легких
фракций нефти, имеющих температуру кипения ниже 105 °C, и
воды, то понижать открытую пористость на объем флюидов, остав-
шихся в образце при подъеме керна на поверхность, нет никаких
оснований. Рассматривать эти флюиды как неподвижные и ни при
каких условиях не извлекающиеся из пласта, на наш взгляд,
нельзя. Как известно, значение открытой пористости используется
при подсчете запасов нефти и газа объемным способом. В фор-
мулу этого расчета входит коэффициент нефтеотдачи, который
среди прочих факторов учитывает также степень извлечения нефти
из пор породы, т. е. остаточную нефть.
Для проверки влияния сушки образцов на изменение открытой
пористости пород баженовской свиты нами было проанализиро-
вано 24 образца из скв. 118. Из них 16 образцов представляют
породы баженовской свиты и 8 образцов — сероцветные разности
смежных пород. Для исследования от одного большого куска
брали два образца, визуально одинаковые по литологическим ха-
рактеристикам и по массе. Оба образца взвешивали, затем один
из них помещали в сушильный шкаф и высушивали при темпера-
туре 105 °C до постоянной массы, после чего вторично взвеши-
вали. После этого в обоих образцах (высушенном и с естествен-
ной влажностью) определяли открытую пористость. По разнице
42
4S
массы до и после сушки определялась пористость, занятая улету-
чившимся во время сушки флюидом. Чтобы выяснить, чем пред-
ставлен этот флюид — гигроскопической влагой или легкими
фракциями нефти, все образцы как баженовских, так и сероцвет-
ных пород были проверены на наличие в них остаточной воды
в аппаратах Закса. Воды в образцах не оказалось, значит, испа-
рившийся во время сушки флюид, скорее всего, представляет
собой легкие компоненты нефти, температура кипения которых
ниже 105 °C.
Исследования показали, что образцы баженовской свиты и об-
разцы сероцветных пород на сушку реагируют не одинаково.
В сероцветах, где содержание глинистой фракции приближается
к 100%, открытая пористость, обусловленная испарившимся
флюидом (масса образца до сушки минус его масса после сушки),
больше, чем определенная по стандартной методике с сушкой об-
разца (табл. 8). Отсюда следует, что порода не только не растрес-
кивается во время сушки с увеличением пустотного пространства,
а наоборот, это пространство уменьшается в объеме. Поэтому по-
ристость в сероцветах, определенная по стандартной методике,
не только не возрастает, но даже становится меньше истинной,
вероятно, благодаря «разрыхлению» минеральной массы. В поро-
дах баженовской свиты (табл. 9) содержание глинистого матери-
ала меньше, чем в сероцветах, поэтому процесс «разрыхления»
в них или не протекает совсем, или, если и имеет место, то выра-
жен не так ярко, как в сероцветах.
Таким образом, в породах баженовской свиты, где открытая
пористость без сушки варьирует от 2,55 до 7,84 % (в среднем
4,75%), после сушки она увеличивается до 2,77—12,74 % (в сред-
ТЛБЛИЦА 8
Исследование открытой пористости (%) в сероцветах
тб.с тст ти.ф тСТ mYl. Ф тст-тб.с
0,16 1,93 2,6 —0,67 1,77
— 1,53 2,4 —0,87 —.
0,06 0,92 1,9 —0,98 0,86
0,57 2,29 2,4 —0,11 1,72
0,15 1,01 2,1 —1,09 0,86
0,10 2,00 2,7 —0,70 1,90
0,44 1,52 2,0 —0,48 1,08
1,24 1,86 0,9 +0,96 0,62
Среднее 0,39 1,63 2,12 —0,49 1,26
Примечание: т — открытая пористость: тб с — определенная без сушки образ-
цов, тСТ — определенная по стандартной методике (с сушкой образцов), шИ ф — обуслов-
ленная испарившимся во время сушки флюидом.
44
ТАБЛИЦА 9
Исследование открытой пористости (%) в породах баженовской свиты
тб.с “ст “и.ф “ст “и.ф “ст~“б.с
7,07 8,07 0,7 7,37 1,00
6,60 8,42 0,6 7,82 1,82
5,24 6,52 0,7 5,82 1,28
3,86 5,68 0,3 5,38 1,82
4,И 4,79 0,9 3,89 0,68
2,77 3,21 0,5 2,71 0,44
2,55 2,77 0,5 2,27 0,22
5,93 6,97 0,9 6,07 1,04
* 3,25 4,06 1,3 2,76 0,81
6,85 7,96 0,9 7,06 1,11
4,39 6,31 1,0 5,31 1,92
3,46 6,17 1,8 4,37 2,71
3,54 4,62 1,2 3,42 1,08
4,39 5,92 1,3 4,62 1,53
4,16 5,84 1,3 4,54 1,68
7,84 12,74 1,6 11,14 4,90
Среднее 4,75 6,25 0,97 5,28 1,50
нем 6,25%), т. е. в 1,3 раза или в абсолютном выражении на
1,50%- В сероцветных разностях пород открытая пористость до
сушки изменяется от 0,06 до 1,24 % (в среднем 0,39%); после
сушки она увеличивается в 4,2 раза, достигая 0,92—2,29 %, в абсо-
лютном выражении — на 1,26%.
Третьей причиной возможного искажения значений открытой
пористости в баженовских породах является частичное растворе-
ние в керосине тяжелых фракций битумоидов, содержащихся в ту-
пиковых порах, во время заполнения керосином пор породы. Хотя
керосин является довольно слабым растворителем, но тем не ме-
нее он частично растворяет битумоиды, что регистрируется по
изменению цвета керосина. Достоверно оценить увеличение откры-
той пористости в результате растворения битумоидов и нефти в ке-
росине не представилось возможным, но, учитывая, что керосин
является слабым растворителем и что воздействие его на образцы
непродолжительное, можно предположить это увеличение пори-
стости равным приблизительно тст — нги. ф — те. с~ 0,5 % (см.
табл. 9)., т. е. оно приближается к погрешности измерения и суще-
ственно не сказывается на конечном результате. Подтверждением
может служить также тот факт, что при более длительном воздей-
ствии керосина на образцы пористость не увеличивается, а иногда
даже уменьшается; вероятно, происходит перераспределение ме-
стоположения битумоидов в порах породы.
Таким образом, открытая пористость баженовских пород, опре-
деленная без экстракции и с сушкой, является наиболее достовер-
45
ной и максимально приближенной к истинному значению, хотя,
вероятно, и меньшей этого значения на долю пор, занятых тяже-
лыми фракциями нефти.
Остаточная водонасыщенность
Остаточная водонасыщенность является параметром, наиболее
трудно определяемым даже в поровых коллекторах, для которых
методика установления ее значений достаточно хорошо разрабо-
тана. Для возможно более точного определения этого параметра
чаще всего привлекают разные методы: прямые и косвенные лабо-
раторные способы, геофизические данные. Поскольку все эти ме-
тоды имеют разную физическую основу и пределы их погрешно-
стей довольно широки, то при совпадении результатов определения
остаточной водонасыщенности разными методами их можно счи-
тать достаточно надежными и достоверными.
Для определения этого параметра прямым способом на место-
рождении бурят скважины на нефильтрующейся промывочной
жидкости, чтобы избежать попадания воды в керн из фильтрата
этой жидкости при проникновении ее в пласт. Считается, что ис-
следование керна из таких скважин прямым способом, т. е. экс-
тракционно-дистилляционным по Заксу, дает наиболее правильные
представления о водонасыщенности пласта. На проникновение
фильтрата промывочной жидкости в пласт порового коллектора и
связанное с ним искажение значений остаточной водонасыщенно-
сти указано в работах многих исследователей [1, 46 и др.]. Све-
дения о проникновении фильтрата в породы трещинных коллекто-
ров крайне скудны.
Существующее мнение о заполнении пор в породах трещин-
ных коллекторов на 70—100 % остаточной водой опирается в ос-
новном на теоретические рассуждения и на исследования этих
пород косвенными методами. Тем не менее малое количество оста-
точной воды в порах трещинных коллекторов, несмотря на низкие
значения проницаемости и пористости этих пород, отмечалось уже
далеко не в единичных случаях (карбонатные породы карбона и
перми Оренбургского и Вуктыльского газоконденсатных место-
рождений; терригенные породы мотской свиты нижнего кембрия
на Марковском нефтяном и на других месторождениях Иркутской
области и т. д.). В таких слабопроницаемых коллекторах, где кос-
венные методы дают, как правило, значения остаточной водонасы-
щенности намного больше 50 % (до 90 % и более) от объема пор,
прямые методы показывают содержание воды в среднем 15—20 %,
а иногда и гораздо меньше. Это является, видимо, результатом
особого механизма формирования залежей в трещинных коллекто-
рах по сравнению с поровыми, подобно тому как и механизмы их
дренирования при разработке значительно отличаются друг от
друга.
Поскольку было доказано значительное проникновение филь-
трата промывочной жидкости в пласт, основанное на исследова-
нии поровых коллекторов, то керн из скважин, пробуренных на
обычном глинистом растворе, обычно не парафинировали и на ос-
таточную воду прямым способом не исследовали как в поровых,
так и в трещинных коллекторах. Однако продуктивный пласт
вскрывается скважинами на нефильтрирующейся нефтяной основе
довольно редко. В связи с этим следует по возможности полно
анализировать керн из скважин, пробуренных на обычном глини-
стом растворе.
Разработка методических приемов определения остаточной
водонасыщенности в низкопоровых коллекторах проводилась нами
на запарафинированном керне из скважин, пробуренных на вод-
ном глинистом растворе в ряде месторождений: Вуктыльском и
Возейском (Коми АССР), Вилькичайском (Литва). Остаточная
вода определялась, как правило, в той части залежи, которая
представлена трещинно-поровым типом коллектора. Параллельно
остаточная водонасыщенность устанавливалась и косвенными спо-
собами, такими как хлоридный, центрифугирование, капилляри-
метрия. Прямой и хлоридный способы дали примерно одинаковые
результаты (3—25 %), причем по геофизическим данным в среднем
были получены такие же значения. Остальные из косвенных ме-
тодов показали остаточную водонасыщенность выше в 2 раза и
более.
Если существует проникновение воды в продуктивный пласт
из глинистого раствора, то остаточная водонасыщенность, опреде-
ленная по керну скважин, пробуренных на водном глинистом рас-
творе, прямым способом, должна быть выше, чем найденная кос-
венным методом и по геофизическим данным. Однако в исследо-
ванных нами породах прямой способ дает более низкие значения,
что свидетельствует об отсутствии проникновения фильтрата про-
мывочной жидкости в пласты сложных коллекторов. Отсутствие
проникновения воды в породы трещинных коллекторов (с пористо-
стью менее 6%) отмечают также В. И. Петерсилье и др. [46]
в скважинах, пробуренных на водном растворе в пределах Орен-
бургского газоконденсатного месторождения.
Отсюда можно сделать вывод о правомерности использования
керна из скважин, пробуренных на обычном глинистом водном
растворе, для изучения остаточной водонасыщенности пород ба-
женовской свиты, тем более что проникновению воды в керн по-
род баженовской свиты препятствует также гидрофобность этих
'Образований. Для правильного определения остаточной водонасы-
щенности важную роль играют время и качество герметизации
образцов: их следует упаковывать в полиэтиленовую пленку и
оборачивать затем пропарафинированной марлей сразу после
подъема керна на поверхность.
При определении остаточной водонасыщенности в породах ба-
женовской свиты затруднение возникает и при расчетных опера-
циях. При использовании метода Закса объем отогнанной воды
сравнивается с объемом пор проэкстрагированного образца. Но
поскольку породы баженовской свиты при экстрагировании теряют
46
47
Рис. 13. Сопоставление значений открытой по-
ристости, полученных после экстракции образ-
цов хлороформом (тх) и толуолом и хлорофор-
мом
свои первоначальные свойства: меняется масса пород, они дезин-
тегрируются, их поверхность искусственно увеличивается, — то при
расчете стандартным способом изначально закладываются суще-
ственные ошибки.
Для расчета объема пор образца необходимо знать массу об-
разца, его пористость и плотность. Возможны следующие вари-
анты: с одной стороны, масса образца после экстракции воды толуо-
лом, с другой — пористость и плотность, определенные или до экс-
тракции, или после экстракции толуолом во время извлечения воды,
или после исчерпывающей последовательной экстракции толуолом
и хлороформом, или после экстракции хлороформом. Из рис. 13
видно, что значения пористости породы после экстракции толуолом
и хлороформом или только хлороформом меняются незначи-
тельно.
По нашим наблюдениям во время экспериментов вода уда-
ляется из образца в первые один-два часа экстракции и в даль-
нейшем новых порций воды в ловушку не поступает. Отсюда
можно сделать вывод, что вода в породе находится в открытых
порах, а в изолированных закрытых порах, которые во время экс-
стракции становятся сообщающимися (открываются), воды нет.
Анализируя возможные варианты расчета остаточной водонасы-
щенности, можно сделать вывод, что наиболее правильно при рас-
четах этого параметра использовать значения пористости и плот-
ности породы до экстракции. Следует, заметить, что значение оста-
точной водонасыщенности при таком расчете будет максимальным.
Для вычисления баланса флюидов в порах породы и для опре-
48
деления битумонасыщенности следует брать значение остаточной
водонасыщенности, рассчитанное по пористости и плотности по-
роды после экстракции хлороформом.
Остаточная нефтенасыщенность
Этот параметр, определяющий содержание нефти в образце
после извлечения его на поверхность, вычисляется по разнице
в массе образца до и после экстракции его хлороформом и после
вычитания массы отогнанной воды. Известно, что нефть, остав-
шаяся в порах образца, представляет собой «живую» нефть, т. е.
по составу близкую к извлекаемой: это нефть, защемленная в уз-
ких капиллярах или тупиковых порах; нефтяная пленка, адсорби-
рованная породой, и т. п. Как уже отмечалось, исчерпывающая
экстракция пород баженовской свиты приводит к частичному из-
влечению находящихся в тупиковых и изолированных порах биту-
моидов и к увеличению пористости в результате удаления биту-
моидов из этих полостей. Таким образом, термин «остаточная неф-
тенасыщенность» вряд ли верно отображает то содержимое,
которое удаляется при экстракции из сообщающегося пустотного
пространства баженовских пород; правильнее назвать его «битумо-
насыщенностью» породы, представляющей собой битумоид, содер-
жащийся в различных полостях породы. В табл. 10 показаны
увеличение открытой пористости после экстракции и значения биту-
монасыщенности. Из сравнения этих величин видно, что битумо-
насыщенность, как правило, близка к разности между определе-
ниями открытой пористости после экстракции и до экстракции
хлороформом. Исключение составляют только сероцветные породы,
которые в качестве пород-коллекторов нами не рассматриваются.
Кроме перечисленных выше параметров при исследовании кол-
лекторских свойств пород баженовской свиты нами изучались их
ТАБЛИЦА 10
Битумонасыщенность по типам пород
Тип породы Открытая пористость, % Остаточная водо- насыщенность, % объема пор; расчет по тх тх-тк Битумонасы- щенность, %
До экстрак- ции тк После экстрак- ции, % объема пор; расчет по гпх
1—4 3,6 (121) 9,4 (121) 3,8 (96) 5,8 5,2
5 3,8 (27) 4,9 (27) 27,8 (10) 1,1 3,1
6 3,0 (6) 7,6 (6) 0,3 (5) 4,6 4,7
7—10 3,1 (29) 7,8 (29) 1,7 (22) 4,7 4,6
Среднее 3,6 (183) 8,6 (183) 5,8 (133) 5,0 4,8
Примечание. В скобках дано число определений.
4 Зак. 610
49
смачивающие свойства. Гидрофобный характер смачиваемости
баженовских пород является одной из причин, осложняющих
определение коллекторских свойств. Известно, что смачиваемость
служит одной из основных характеристик породы. От смачиваемо-
сти и структуры порового пространства зависит распределение фаз
в поровом пространстве пласта. Степень смачиваемости поверхно-
сти твердого тела тем или иным флюидом может быть выражена
через краевой угол смачивания. Существует ряд методов опреде-
ления угла смачивания, достаточно подробно описанных в лите-
ратуре [15, 61].
Нами был использован следующий методический прием: на
ровную поверхность образца наносилось четыре-пять одинаковых
по размеру капель дистиллированной воды; затем по палетке
измерялся угол смачивания для каждой капли и вычислялось
среднее. Известно, что при угле смачивания, равном 0°, жидкость
полностью смачивает поверхность твердого тела, т. е. поверхность
гидрофильна. При угле смачивания 90° порода имеет промежуточ-
ную смачиваемость, т. е. она одинаково смачивается как водой,
так и нефтью. При угле 180° поверхность гидрофобна. Используя
данный методический прием, с определенной степенью условности
образцы можно разделить на гидрофильные и гидрофобные.
§ 4. характеристика параметров
КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ
Для подсчета запасов нефти объемным способом в лаборатор-
ных условиях определяются емкостные параметры: пористость
открытая, коэффициент нефтенасыщенности, рассчитываемый по
коэффициенту остаточной водонасыщенности, и коэффициент неф-
теотдачи. Все эти параметры связаны между собой функциональ-
ными зависимостями. Известно, например, что от точности опреде-
ления открытой пористости зависит точность расчета остаточной
водонасыщенности и т. п. Для баженовских пород, в которых точ-
ное установление открытой пористости вызывает серьезные затруд-
нения и требует особого подхода, вопрос о надежности и досто-
верности числовой характеристики параметров стоит наиболее
остро.
В лаборатории физики пласта ВНИГРИ исследовался керн из
60 скважин Большого Салыма, в том числе из 40 скважин .Салым-
ского месторождения. Всего было исследовано около 1000 образ-
цов на открытую пористость и плотность до экстракции и после
экстракции хлороформом. Основное внимание уделялось обосно-
ванию коэффициента нефтенасыщенности, для чего проведено
159 определений остаточной водонасыщенности запарафиннрован-
ных образцов прямым методом (по Заксу), для этих же образцов
выполнено определение открытой пористости после экстракции
толуолом (93 образца) и после экстракции толуолом и хлорофор-
мом (136 образцов), выполнено 140 определений остаточной неф-
тенасыщенности (битумонасыщенности) и 153 измерения углов
смачивания.
Как показано в гл. I, разрез баженовской свиты представлен
десятью типами пород, различающимися в основном по количест-
венным соотношениям между четырьмя резко преобладающими
компонентами: аутигенным кремнеземом, имеющим почти исклю-
чительно биогенную природу; сапропелевым органическим веще-
ством; глинистыми минералами и карбонатным материалом. Кроме
вещественного состава подразделение проводится также по струк-
туре: содержанию (всегда незначительному) алевритового мате-
риала, характеру распределения карбонатов и т. п. Для анализа
'параметров пород-коллекторов наиболее близкие по составу и фи-
зическим свойствам типы пород были нами объединены в следую-
щие группы.
I — типы 1—4, наиболее обогащенные рассеянным кремне-
земом, богатые органическим веществом,
II — тип 5, сероцветные разности, преимущественно глинистые,
III — тип 6, с максимальным содержанием видимых радиоля-
рий,
IV — типы 7—10, с большим или меньшим содержанием кар-
бонатов.
Среднее содержание минеральных компонентов в разных ти-
пах пород дано в табл. 11. Кроме пород, относящихся к баженов-
ской свите, для сравнения приведены породы из отложений, непо-
средственно граничащих с баженовской свитой (подачимовской
пачки и абалакской свиты) и встречающихся в виде прослоев
небольшой мощности в кровле и подошве баженовских отложений
(тип 5).
Интересно подчеркнуть, что если при полевых описаниях керна
четкие границы баженовской свиты выделяются далеко не всегда,
то по физическим свойствам этих пород они фиксируются исклю-
чительно легко, особенно по резкому уменьшению угла смачивания
и, как следствие, увеличению остаточной водонасыщенности.
Кроме того, баженовская свита почти всегда заметно отличается
меньшей плотностью и большей пористостью пород после экстрак-
ТАБЛИЦА 11
Среднее содержание (вес. %) основных компонентов в разных типах пород
Компоненты Типы пород
1, 2 3, 4 5 6 7-10
Глинистая фракция 29 52 — 100 37 25
Кремнезем 44 26 Нет 42 13
Карбонаты 8 9 <5 8 51
Органическое вещество 13 7 <2 8 6
Пирит 6 6 <1 5 5
4*
51
50
Рис. 14. Распределение плотности различных типов пород до экстракции
после экстракции (б).
ции хлороформом. Это отличие нетрудно объяснить специфическим
вещественным составом баженовских пород, поскольку они сильно
обогащены органическим веществом и обеднены глинистыми ми-
нералами. Несмотря на заметно повышенное по сравнению с нор-
мальными сероцветами содержание ОВ в смежных с баженовской
свитой породах, его все же гораздо меньше, чем в баженовской
свите *.
Из всех проанализированных на открытую пористость и плот-
ность образцов на типы 1—4 приходится 60%; тип 5 — 22%,
тип 6 — 3%; типы 7—10—15 %• По результатам исследований
построены графики распределения параметров по частотам встре-
чаемости их значений раздельно по типам пород. По кривой рас-
пределения плотности (рис. 14) видно, что до экстракции плотно-
* В тексте данной главы мы относим эти граничащие с баженовской свитой
породы к типу 5 и для сокращения условно называем их «сероцветэми».
ТАБЛИЦА 12
Параметры некоторых физических характеристик баженовской свиты
по типам пород
Тип породы Открытая пористость, % Плотность, г/см3 Остаточная водо- иасы [ценность, % объема пор; расчет по откры- той пористости Бцтумо- насыщен- ность, % объема пор Угол смачи- вания
До экстрак- ции После экстрак- ции До экстрак- ции После экстрак- ции До экстрак- ции После экстрак- ции
1—4 3,2 9,9 2,25 2,18 12,8 3,8 54,9 113°
5 4,3 5,9 2,53 2,50 51,2 44,2 38,1 42
6 2,8 9,5 2,30 2,23 0,8 0,3 61,8 142
7—Ю 2,7 8,8 2,38 2,32 6,7 1,7 58,8 120
Среднее 3,4 8,9 2,31 2,27 17,3 9,3 53,8 104
сти пород для типов 1—4 и 6 близки между собой. Тип 6 имеет;
более узкие границы этого параметра — от 2,15 до 2,45; типы
1—4 — более широкие —от 2,00 до 2,50 г/см3. Тем не менее кон-
фигурация кривых почти полностью повторяет друг друга. Сред-
ние значения их также близки (табл. 12): 2,25 г/см3—-для типов
1—4 и 2,30 г/см3 — для типа 6. От них резко отличается конфигу-
рация кривой для пород типа 5 — сероцветных разностей. Граница
распределения их размазана от 2,20—2,30 до более 2,80 г/см3,
т. е. охватывает почти все интервалы плотности в баженовской
свите. Среднее значение плотности до экстракции в этом типе
пород составляет 2,53 г/см3. По кривой типов 7—10 можно отме-
тить, что породы этих типов по плотности занимают промежуточ-
ное положение между типами 1—4 и 6. Об этом свидетельствуют
два пика в кривой распределения, один из которых повторяет
кривые распределения типов 1—4 и 6, а другой вписывается
в кривую типа 5. Среднее значение плотности в типах 7—10 также
промежуточное — 2,38 г/см3.
После экстракции хлороформом характер кривых распределе-
ния плотности несколько меняется. Поскольку во время экстрак-
ции происходит разуплотнение большинства пород баженовской
свиты, то у пород типов 1—4 и 6 графики смещаются влево—-
в сторону меньших значений. Средние значения плотности соот-
ветственно уменьшаются до 2,18 (тип 1—4) и 2,23 г/см3 (тип 6).
Следует отметить также появление второго пика у пород типов
1—4, отсутствовавшего ранее. По-видимому, это связано с тем, что
количество ОВ у этих типов пород колеблется в довольно широких
пределах (от 7 до 13%) и удаление из породы битумоидов во
время экстракции приводит к дифференцированию пород по плот-
ности. Характер кривых типов 5 и 7—10 практически остался
тем же, это объясняется незначительным содержанием ОВ в этих
52
53
породах. Только в типах 7—10 левая ветвь кривой несколько сме-
стилась влево —в сторону снижения плотности. Среднее значение
у типа 5 уменьшилось незначительно — до 2,50 г/см3, а у типов
7-—10 более существенно — до 2,32 г/см3.
Остаточная водонасыщенность а в баженовских породах
(табл. 13) так полно и обстоятельно изучена впервые. Так как
остаточная вода в баженовских породах располагается только
в открытых порах (гл. II, § 1), то расчет остаточной водонасы
щенности следует проводить по открытой пористости, определен-
ной до экстракции породы. Результаты определения а после экс-
тракции хлороформом дают представление об общем балансе
флюидов в поровой системе породы, так как естественно, что оста-
точная нефтенасыщенность (битумонасыщенность) рассчитывается
по открытой пористости, определенной после экстракции. Большой
объем выполненных анализов (159 образцов) и достаточно пред-
ставительная выборка по каждому типу пород (тип 1—4 — образ-
цов ПО, типы 5 и 7—10 — соответственно 21 и 22 образца), кроме
типа 6 (образцов 5), делают результаты исследований вполне
убедительными.
Остаточная водонасыщенность для пород типов 1—4 и 7—10
близка по характеру распределения (рис. 15). Кривые практиче-
ски повторяют друг друга. Очевидно, литологические различия
этих типов, а именно разное содержание органического вещества,
наличие или отсутствие карбонатов, не влияют на характер рас-
пределения остаточной воды, но сказываются на средних значе-
ниях: у типов 1—4 средневзвешенное значение остаточной водона-
сыщенности равно 12,8 %, а у типов 7—10 составляет 6,7 %. Сле-
дует отметить, что средние по скважинам значения а варьируют
в широких пределах как у типов 1—4 (от 1,0 % в скв. 83 до 36,8 %
в скв. 93), так и у типов 7—10 (от 0 в скв. 49, 99 и 106 до 29,3 %
в скв. 97).
Кривые распределения остаточной водонасыщенности пород
типов 5 и 6 резко отличаются от кривых рассмотренных выше ти-
пов. Кривая типа 6 занимает почти крайнее левое положение, так
как значения остаточной водонасыщенности этого типа пород ко-
леблются от 0 до 4,0 %, при среднем 0,8 %. Кривая а пород типа 5
(сероцветов) занимает почти крайнее правое положение. Средние
по скважинам значения изменяются довольно сильно (от 20,0 %
в скв. 93 до 69,8 % в скв. 97). Средневзвешенное значение а в по-
родах типа 5 резко отличается от свойственного всем другим ти-
пам пород баженовской свиты и достигает 51,2%, что вполне
согласуется с представлениями о высоком содержании связанной
воды в глинистых породах.
Определение угла смачивания L баженовских пород проведено
для 153 образцов (типы 1—4 — образцов 108; тип 5—21; тип 6 —
образцов 5; типы 7—10 — образцов (19).
Кривые распределения (рис. 16) показывают, что в рассматри-
ваемых породах наблюдается как гидрофильный, так и гидрофоб-
ный характер смачивания. Однако большинство пород всех типов
ТАБЛИЦА 13
Остаточная водонасыщенность (%), рассчитанная по открытой пористости,
определенной в не экстрагированных хлороформом образцах
из скважин Салымского месторождения
Типы пород Среднее по сква- жине
Скважина 1-4 5 6 7-10
49 1,4—13,9 3,4
5,7
81 8,4—100 68,2
68,2
82 Сл,—31,3 0,0—35,4 16,2
9,0 24,9
83 0,0—5,2 Сл.—18,7 2,4
1,0 6,2
84 0,0—29,6 19,0—23,0 13,7
12,1 21,0
93 0,0—100 20,0 — 35,1
36,8 20,0
94 Сл,— 33,1 67,1 — 46,3
16,6 67,1
97 0,0—27,3 39,6—100 29,3 26,1
14,7 69,8 29,3
99 0,0—35,0 Сл—4,0 0,0 11,3
13,2 2,0 0,0
101 0,0—22,4 . 5,6
5,6
105 0,0—51,7 а . — 15,0
15,0
106 0,0—24,5 0,0 о,о 3,5
5,2 0,0 0,0
ПО 0,0—59,6 0,0—38,0 12,8
14,2 9,5
111 0,0—38,0 Сл. Сл—29,4 10,2
10,0 0,0 12,5
Среднее по типу 12,8 51,2 0,8 6,7 17,3
Примечания. 1. В числителе — пределы значений, в знаменателе — среднее.
2- Знак «—» показывает, что не было образцов, знак 0,0 — вода в образцах от-
сутствует.
54
55
Рис. 15. Распределение остаточной водонасыщенности а различных типов пород
(расчет по открытой пористости до экстракции).
Рис. 16. Распределения угла смачивания различных типов пород.
имеет гидрофобную поверхность. Тем не менее среди типов 1—4
и 7—10 некоторое количество образцов (31 и 17 % соответственно)
имеет гидрофильный характер смачиваемости (L<90°). Четко вы-
раженными гидрофобными свойствами обладает тип 6 — все об-
разцы имеют угол смачивания более 90°. Резко отличается тип 5
(сероцветы): 76 % образцов имеют угол смачивания менее 90°,
т. е. гидрофильны; 19 %—в интервале 90—120° и лишь один об-
разец— более 120°; такой высокий угол смачивания у этого об-
разца можно объяснить большой остаточной нефтенасыщенностью
(битумонасыщенностью)—79,5%. Средний угол смачивания для
пород типа 5 равен 42°, для пород баженовской свиты (за исклю-
чением типа 5) — 115°.
Типы пород 1—4 5 6 7—10 Все, кроме типа 5
L 113° 42“ 142° 120° 115°
Известно, что истинная смачиваемость породы-коллектора
зависит преимущественно от слагающих ее компонентов. Наличие
в баженовских породах органического вещества придает им гидро-
фобные свойства, т. е. вещественный состав пород благоприятст-
вует формированию гидрофобного коллектора. В том случае,
когда содержание глинистой фракции приближается к 100 %
(тип 5), поверхность породы приобретает ярко выраженный гид-
рофильный характер.
§ 5. ПРОГНОЗНЫЕ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ
ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Спецификой состава и структуры баженовских пород обуслов-
ливается неприменимость к ним традиционных методов оценки
ресурсов нефти с использованием данных об их пористости и про-
ницаемости. В обычных коллекторах обязательны предваритель-
ная экстракция пород хлороформом для определения остаточной
нефтенасыщенности и отделение воды для установления остаточ-
ной водонасыщенности. Только после вычитания этих двух вели-
чин из суммарной открытой пористости можно рассчитать емкость
породы, в которой содержится извлекаемая нефть. Для баженов-
ских пород такая методика совершенно непригодна. Дело в том,
что глинистые минералы, твердое органическое вещество, жидкие
и газообразные продукты его преобразования и, вероятно, аути-
генный кремнезем представляют собой единую, химически связан-
ную систему. Обработка хлороформом приводит к разрушению
органо-минеральных комплексов и превращению закрытых пор
в открытые. Поэтому чем выше содержание органического веще-
ства и чем в большей степени оно преобразовано в битумоиды,
тем больше значение пористости, определяемое путем насыщения
керосином после предварительной хлороформенной экстракции
(тх). Таким образом, если для обычных терригенных, в том числе
глинистых, пород параметр тх характеризует их открытую пори-
стость, то для баженовских пород он приближается к общей пори-
стости.
По фактическим данным зависимость между содержанием ор-
ганического вещества и пористостью выражается формулой
игх«1,09 Сорг. Это соотношение нарушается при низких содержа-
ниях Сорг: начиная с некоторых значений параметр тх перестает
зависеть от Сорг- В целом же на глубинах 2500—3000 м, которые
представляют наибольший интерес с точки зрения нефтеносности,
пористость тх пород типичной баженовской свиты значительно
выше, чем у сероцветных глинистых пород. Плотность пород р,
зависящая как от пористости тх, так и от содержания Сорг (орга-
ническое вещество легче минеральных компонентов), может быть
представлена для слабокарбонатных разностей пород (типы 1—
8) в виде формулы р«?2,7—0,055 СоРг- Средние значения основных
параметров, влияющих на физические свойства пород, даны для
.главных типов пород Салымского района в табл. 14.
56
57
ТАБЛИЦА 14
Средние значения пористости и плотности разных типов
баженовских пород в Салымском районе
Типы пород Число анализов тх, % р, г/см3 Сорг’ вес. % Нераствори- мый остаток, вес. % Вода, об. %
1, 2 261 10,75 2,20 10,33 87,9 0,34
3, 4 79 7,71 2,32 6,77 87,2 0,88
9, 10 33 6,57 2,50 5,76 52,1 0,48
Зная содержание отдельных компонентов, их плотность и по-
ристость тх, нетрудно рассчитать плотность р по разным типам
пород баженовской свиты, взяв за основу табл. 14, и затем срав-
нить полученные результаты с аналитическими определениями
плотности. Для расчета принята формула
Р == 4“ ^Са^а “F Дкр^кр 4 4“ ^Ск^к 4“ Ч~ ^Со. в^о. в»
где К — объемная концентрация компонента (разумеется, с учетом
mx); d — плотность компонента; г —глинистая фракция; а — алев-
ритовая фракция; кр — аутигенный кремнезем; д — доломит; к —
кальцит; п — пирит; о. в — органическое вещество.
Судя по примерным соотношениям в породе между опалом и
халцедоном, средняя плотность аутигенного кремнезема принята
равной 2,5 г/см3 в слабокарбонатных породах и 2,6 г/см3 в суще-
ственно карбонатных породах. Поскольку объем, который зани-
мает битумоид, экстрагируемый хлороформом, входит в величину
тх, из нее вычитается соответствующая доля объема. Разность
равна: для пород типов 1 и 2 — 8%, 3 и 4 — 5%, 9 и 10 — 3%.
Расчет проведен для перечисленных типов пород.
Типы 1 и 2:
р=0,22 • 2,6+0,04 • 2,65+0,315 • 2,5+0,06 2,85+0,03 2,65+0,035 5+0,215 1,3=
= 2,19 г/см3;
из табл. 14 видно, что среднее аналитическое значение р равно 2,20 г/см3.
Типы 3 и 4:
р=0,47 • 2,6+0,003 • 2,65+0,16 • 2,5+0,07 • 2,85+0,04 • 2.65+0,03 5+0,15 1,3=
= 2,34 г/см3;
аналитическое значение 2,32 г/см3.
Типы 9 и 10:
р=0,25 • 2,6+0,03 • 2,65+0,10 • 2,6+0,28 • 2,85+0,14 • 2,65+0,02 • 5 +0,15 1,3 =
= 2,46 г/см3;
аналитическое значение 2,50 г/см3.
Выполненные расчеты показывают, от чего зависит плотность
пород и как она меняется в связи с изменением компонентного
состава, степени преобразованности органического вещества и
пористости тх. Разумеется, при этом не учитываются специфика
эмиграции углеводородов из пород, возможные колебания плотно-
сти компонентов и другие вариации состава пород и объема поро-
вого пространства. Однако подобные расчеты весьма удобны для
выяснения факторов, влияющих на пористость и плотность баже-
новских пород. Например, зная только величины тх и р, можно
определить возможный компонентный состав, и наоборот, зная со-
став, можно оценить физические свойства. Так, типичные баженов-
ские'породы с содержанием Сорг>6%, с которыми связана про-
мышленная нефтеносность, обычно имеют плотность от 2,0 до
2 3 г/см3, тогда как плотность более 2,3 г/см3 характеризует уже
нетипичные баженовские породы, обедненные органическим вещест-
вом или обогащенные карбонатными минералами и, видимо, не-
способные содержать столь значительные объемы нефти.
Открытая пористость пород тк, которую определяют насыще-1
нием керосином без предварительной хлороформенной экстракции,
на огромной территории распространения типичной баженовской
фации со средним содержанием Сорг>6 % (см. рис. 4) имеет
весьма низкие фоновые значения, составляющие 0,5—1,5, редко
до 3%. Залегающие на тех же глубинах сероцветные породы ку-
ломзинской, ахской, мегионской и других свит, входящих в состав
верхнеюрско-валанжинской региональной покрышки, обычно
имеют значительно более высокую пористость тк, нередко дости-
гающую 5—.7 % и выше. Это резкое различие обусловлено ранней
гндрофобизацией баженовских пород, обеспечивающей отжатие
воды из открытой поровой системы уже в конце диагенеза или
в самом начале катагенеза. В отличие от пористости тх, фоновая
пористость тк не зависит от содержания в породах С0Рг, по край-
ней мере в интервале содержаний от 4—5 % до максимально вы-
соких значений 13—15 %.
Лишь в отдельных зонах при повышении пластовой темпера-
туры до 100 °C пористость тк начинает резко возрастать, дости-
гая 6—9 % при температуре около 120 °C (см. рис. 2). Связь тк
с температурой неоспоримо доказывает решающую роль вторич-
ных изменений в развитии сообщающегося пустотного простран-
ства. Этот чрезвычайно резко выраженный эффект разуплотнения,
когда пористость тк скачком возрастает на 6—7%, является еще
одной специфической особенностью баженовских пород, принци-
пиально отличающей их от обычных гидрофильных глинистых от-
ложений. Столь же специфичной является и весьма тесная связь
между дебитами нефти и значениями тк (см. рпс. 2, 17). Срав-
нивая дебитность с пористостью тк, необходимо учитывать и
среднюю плотность р, которую имеют анализируемые образцы
(а значит, компонентный состав, в первую очередь содержание
органического вещества), поскольку при прочих равных условиях
в хороших коллекторах пористость тк растет по мере уменьшения
плотности.
На рис. 17 рассматриваются средние значения тк по образцам
из всех типов пород, вскрываемых конкретной скважиной. Число
образцов и их представительность для характеристики всего раз-
Реза баженовской свиты неодинаковы в разных скважинах. Сред-
нее значение Сорг в типичной баженовской свите составляет около
° % и соответственно средняя плотность равна 2,25 г/см3. Именно
58
59
Рис. 17. Соотношение между пористостью тк и плотностью р пород в зависи-
мости от дебитов скважин.
Дебиты скважин, т/сут: 1 — >30, 2 — 10—30, 3 — 3—10, 4 — <3, 5 — сухие; на рисунке ука-
заны номера скважии.
те скважины, в которых средняя плотность приближается к этому
значению, наиболее представительны. Для скважин, где есть
только единичные образцы, нередко средняя плотность оказы-
вается существенно выше или ниже этого значения, и тем не ме-
। нее они могут быть использованы для характеристики пористости
тк разреза с привлечением рис. 2.
Для той же цели составлена табл. 15, в которой рассчитаны
средние значения тк отдельно для пород типов 1 и 2 и типов 3 и 4,
чтобы показать, как влияет вещественный состав на
ричного порообразования. Из таблицы следует, что
степени измененности, зависящей от температуры,
тк пород, более богатых органическим веществом и
кремнеземом, значительно выше,
эффект ВТО-
при равной
пористость
аутигенным
„^««стим, значительно выше, а значит, породы типов 1 и 2
вносят заметно больший вклад в суммарную открытую пористость
разреза баженовской свиты, чем породы типов 3 и 4 и другие
породы, обедненные органическим веществом.
Таким образом, если фоновая пористость тк пород баженов-
ской свиты из районов, где отсутствуют притоки нефти, очень
мала и не зависит от содержания органического вещества и дру-
гих особенностей состава, то аномальная пористость тк, связан-
ная с вторичными процессами и обеспечивающая притоки нефти
в скважины, достигает довольно высоких значений (в среднем по
скважине до 6—9 %) и прямо пропорциональна содержанию орга-
нического вещества в конкретных образцах.
60
ТАБЛИЦА- 15
Средние значения пористости тк (%) разных типов
баженовских пород по скважинам Салымского района
Площадь, скважина Тилы пород Типы 1, 2/Типы 3, 4
I, 2 з, 4
Салымская, 99 3,04 2,27 1,34
„ 83 3,40 2,15 1,58
„ 49 6,75 4,79 1,40
Верхнесалымская, 17 4,71 2,82 1,67
Студеная, 1 1,76 0,82 2,28
Горшковская, 3 1,64 1,24 1,32
Среднее 1,59
Четкая связь дебитов нефти со значениями тк также является
спецификой баженовской свиты и отличает ее от других типов
коллекторов. В традиционных коллекторах, имеющих низкую от-
крытую пористость (менее 10%), дебиты от значения пористости
обычно зависят слабо, поскольку такие коллекторы, как правило,
относятся к трещинному типу и их проницаемость, определяющая
дебиты, в гораздо большей мере диктуется трещиноватостью, чем
открытой гранулярной пористостью. Как будет показано ниже,
роль трещин в проницаемости баженовского пласта-коллектора
является определяющей, но в сообщении внутриматричных пустот
решающее влияние оказывает все-таки открытая пористость тк и
обусловленная ею поровая проницаемость.
Важно еще подчеркнуть, что породы баженовской свиты обес-
печивают притоки нефти более 3 м3/сут уже при mK=4-j-6 %, в то
время как нижележащие юрские песчаники становятся практиче-
ски непроницаемыми даже при тк= 104-12 %. Это также показы-
вает принципиальное отличие баженовских коллекторов от обыч-
ных гидрофильных терригенных коллекторов Западной Сибири.
Понятно, что тк является частью пористости тх. Поскольку
значение тк колеблется от долей процента до 7—9 % и более,
разность тх— тк также варьирует в широких пределах. Часть
этой разности составляет объем, занимаемый битумоидами, кото-
рые экстрагируются хлороформом (назовем эту часть фактиче-
ской /т?ф). В табл. 16 приведены средние значения тх, тк, гп$ и
то=Щф — тк — тф. Эти данные сгруппированы в соответствии
с дебитами нефти в скважинах. Породы из разрезов, обеспечиваю-
щих дебиты более 30 м3/сут, имеют пористость тх, примерно рав-
ную сумме тк-|-тф, а значение т0 близко к нулю. Точное совпа-
дение тх=и1к4-Шф, разумеется, невозможно, поскольку все три
величины определяются разными методами и отдельные погрешно-
61
ТАБЛИЦА 16
Средние значения пористости (%) разных типов в породах баженовской свиты
Дебит нефти, м8/сут тх тк '"ф то
>30 9,24 6,68 2,90 0 (?)
3—30 9,00 4,49 3,07 1,44
<3 9,41 4,01 2,90 2,50
Сухие 9,23 1,40 3,90 3,93
сти измерений могут дать суммарную погрешность не менее 10 %
от тх. По мере снижения дебитов значение т0 становится все
более высоким, достигая в среднем почти 4 % в породах из сухих
скважин, а в отдельных образцах даже 6—7 % и более. Причин
такого дефицита несколько: при подъеме керна на поверхность
из-за снижения давления от пластового до атмосферного уда-
ляется часть наиболее подвижного битумоида.; в ходе хлорофор-
менной экстракции частично теряются газообразные компоненты
и наиболее низкокипящая часть жидких углеводородов. Весьма
вероятно, что пористость, определяемая в породах после экстраги-
рования их хлороформом, идентична открытой пористости, пред-
оставляющей собой суммарное пустотное пространство сообщаю-
щцихся пор, в том числе и тупиковых.
Известно, что эффективная пористость содержащих нефть
пород, определяемая способностью перераспределять включенный
в нее объем углеводородов, меньше сообщаемой открытой пори-
стости на объем тупиковых пор [59]. Поэтому в породах, текстур-
ные особенности которых способствуют интенсивному развитию
тупиковых пор, значения пористости, устанавливаемые керосино-
насыщением без предварительной экстракции хлороформом, зна-
чительно отличаются от значений пористости, определенных после
хлороформенной экстракции породы. В баженовских породах-
коллекторах тупиковые поры отчленяются и битумопдами, закупо-
ривающими каналы малого сечения, характерные для тонкозерни-
стых разностей пород.
Наличие открытой сообщаемой пористости, весомую долю ко-
торой представляет объем тупиковых пор, с одной стороны, объ-
ясняет различные варианты разности между значениями пористо-
сти в неэкстрагированных и экстрагированных образцах, а с дру-
гой — показывает принципы связей с проницаемостью пласта- кол-
лектора. Известно отсутствие тесной зависимости между открытой
пористостью и проницаемостью, так как абсолютная открытая по-
ристость определяет лишь объем пустот, тогда как проницаемость
обусловливается и объемом пустот, и их сечением, и сечением ка-
налов, соединяющих эти пустоты.
Как показано выше, дебиты скважин баженовской свиты имеют
прямую зависимость от пористости пород-коллекторов. Из промыс-
ловой практики известна тесная связь между эффективной пори-
стостью и проницаемостью, ибо эффективная пористость включает
объем сообщающихся пор, по которым возможно передвижение
углеводородов. Следовательно, с возрастанием эффективной пори-
стости возрастает проницаемость, а отсюда и дебит скважин.
Следует заметить, что установленная прямая зависимое™ между
эффективной пористостью и дебитом скважин (опосредованно —
через проницаемость) свидетельствует о том, что проницаемость
матрицы рассматриваемых пород-коллекторов имеет достаточные
значения. Однако трещинная проницаемость во много раз выше,
чем проницаемость норовой среды. Так, лабораторные, исследова-
ния показывают, что газопроницаемость баженовских пород со-
ставляет десятые доли, реже единицы миллидарси, тогда как про-
мысловые данные оценивают проницаемость пласта-коллектора
в единицы, иногда десятки миллидарси (1 Д~ 1 мкм2).
Известно, что в любых, даже слабослоистых или визуально
неслоистых, породах значения проницаемости вдоль напластова-
ния пород выше, чем в перпендикулярном к нему направлении.
В случае баженовских пород движение основного потока углево-
дородов вдоль, напластования увеличивается благодаря как хоро-
шей слоистости этих пород, так и, в большей степени, повсемест-
ному развитию генетически однородных горизонтальных трещин.
Преобладание горизонтальных трещин в породах баженовской
свиты и их сопоставимая плотность по типам пород подтвержда-
ются результатами определения анизотропии пород, исследован-
ных в лаборатории ВНИИгеофизики (см. тл. IV). Этими исследо-
ваниями показано, что между скоростью распространения упругих
волн и плотностью трещин существует обратная связь. В поро-
дах баженовской свиты плотность горизонтальных трещин изме-
няется обычно в пределах от 50 до 200 м1 (рис. 18). Спорадиче-
ски развитые крутонаклоненные и вертикальные трещины имеют
небольшую густоту (15—45 м-1), как правило, на порядок меньше,
чем горизонтальные.
Именно горизонтальные, крутонаклоненные и вертикальные
трещины и обеспечивают фильтрацию в пределах пласта-коллек-
тора и определяют количественные характеристики проницаемо-
сти. Значения проницаемости пород, обусловленные горизонталь-
ными трещинами, изменяются от 0,1 до 10 мД, обусловленные
вертикальными трещинами — от 0,4 до 7 мД. Проницаемость kT
в каждом конкретном случае зависит от плотности трещин и их
раскрытости. Причем изменение раскрытое™ (ширины) трещин
в большей степени сказывается на проницаемости:
^=Д-106 Ь3Т,
где А — постоянный коэффициент, учитывающий число систем
Трещин; b — раскрытое™ (ширина) трещины; Т — плотность
трещин.
На низкие количественные характеристики остаточной водона-
сыщенности в породах баженовской свиты (аср—17%) кроме
63
62
Рис. 18. Плотность микротрещин Т в различных типах пород баженовской сви-
ты (Салымское месторождение).
процесса гидрофобизации могло оказать влияние и время форми-
рования коллектора. Известно, что малое содержание воды в ряде
месторождений нефти объясняется тем, что основная емкость кол-
лектора, представленная вторичными пустотами (поры и тре-
щины), образовалась после сформирования залежи [59].
Как будет показано ниже, специфика формирования автохтон-
ных нефтяных залежей в баженовской свите заключается в их
тесной связи с преобразованием органического вещества. Генера-
ция углеводородов сопровождается их переходом из связанного
с породой состояния в открытую поровую систему. Такой переход
осуществляется в первую очередь для легколетучих компонентов,
а следовательно, их относительная доля в составе битумоида за-
крытых пор становится все меньшей, пока не делается столь не-
значительной, что уже не фиксируется как пористость то в кол-
лекторах, обеспечивающих максимальные дебиты нефти.
Проведенное рассмотрение разных аналитических типов пори-
стости позволяет подойти к анализу возможностей использования
каждого из них для оценки ресурсов углеводородов в баженовской
свите Западной Сибири. Величина тх характеризует всю суммар-
ную (открытую и закрытую) пористость баженовских пород.
В связи с низким содержанием поровой воды можно говорить
о почти исключительном заполнении этих пор битумоидами, в том
числе углеводородами. Расчет объемов этого флюида приводит
к грандиозной цифре, поскольку, как нетрудно подсчитать из дан-
ных о соотношении между разными типами пород в составе баже-
новской свиты и из соответствующих им значений тх (см.
табл. 14), средняя пористость тх для типичной баженовской свиты
64
составляет около 9%. Доля углеводородов в составе битумоидов
сильно колеблется, но по приблизительному расчету составляет
около 30%, что в объемных процентах на породу равно около
2,7 об. %.
Однако полученная огромная цифра рассеянных углеводородов
представляет только научный, но не практический интерес. По-
роды же с притоками нефти ограничены относительно небольшой
частью территории, где пластовая температура в баженовской
свите поднимается выше 95—100 °C. Продуктивность этих отло-
жений уже не зависит от пористости тх пород, а связана только
со значением тк. Установленная связь тк с пластовой температу-
рой (см. рис. 2) позволяет прогнозировать пористость тк на терри-
ториях, не охарактеризованных керном, только по картам геотер-
мического режима баженовской свиты, а соответственно и рассчи-
тывать геологические запасы нефти. Весь этот объем пор с фор-
мальной точки зрения является эффективным, поскольку при
подъеме керна на поверхность углеводороды полностью вытесня-
ются из него воздухом. Однако в пластовых условиях депрессия
давления не обеспечивает того же эффекта, поскольку движение
нефти к устью скважины осуществляется только под действием
энергии растворенного газа. Поэтому расчет коэффициентов извле-
чения не может быть выполнен с помощью обычных лаборатор-
ных методов, а должен опираться на гидродинамические приемы.!
ГЛАВА III
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД
БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
§ 1. ПРИРОДА ЕМКОСТИ И ПУТЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ
БАЖЕНОВСКИХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Новый перспективный объект промышленной нефтеносности
Западной Сибири — баженовская свита, как показано выше, пред-
ставлена литологическими разностями пелитовых образований,
обычно характеризующих флюидоупоры. Наиболее существенным
фактором, определяющим перспективы нефтеносности верхнеюр-
ско-берриасского горизонта Юо, является емкость его пород-кол-
лекторов. Поводом для исследования природы емкости этих отло-
жений послужили, с одной стороны, наличие промышленной
залежи нефти Салымского месторождения в породах, являющихся
на значительной площади Западной Сибири региональной по-
крышкой, с другой — данные лабораторных определений пористо-
сти этих пород, показавшие, что здесь пористость во много раз
превышает значения, характерные для рассматриваемых отложе-
ний в других районах.
5 Зак., 610
65
Постседиментационные процессы, связанные с преобразова-
нием минеральных компонентов пород, в баженовской свите были
развиты слабо и заложились в основном на стадии диагенеза (см.
гл. I, § 3). Кроме вещественного состава постседиментационным
преобразованиям подверглись емкостные и фильтрационные ха-
рактеристики пород.
Изучая структуру баженовских пород, повсеместно можно на-
блюдать в материале, цементирующем сгустки и комки, сохра-
нившиеся мелкие седиментационные поры, которые изначально
были заполнены седиментационной водой, отжатой при последую-
щих изменениях осадка. Четко отмечаются мелкие поры и между
чешуйками и пластинками каолинита (нередко пигментированного
легким битумом), также заполняющего промежутки между в раз-
ной степени перекристаллизованными скелетами радиолярий, сор-
тирующих битумоид или органическое вещество. Диагенетические
поры каолина, в которых часто наблюдается светло-коричневый,
почти желтый битум, имеют размеры до нескольких микрометров:
и дают на отдельных участках пористость 3—5 %.
В каолинизированных местах к описанным диагенетическим
порам нередко бывают приурочены поры выщелачивания, связан-
ные между собой сетью микротрещин (микроканалов). Образова-
ние этих пор, вероятно, обязано проникновению по ослабленным
трещинами зонам щелочных вод гидрокарбонатно-натриевого со-
става (рН=8ч-9), которые способны частично растворять као-
линит.
Интересно отметить, что, несмотря на повышенное содержание
в некоторых разностях пород кальцита, как седиментационного —
тонкозернистого, так и постседиментационного (диагенетиче-
ского) — мелкозернистого, повышения пористости в этих породах
не наблюдается. Лишь при выщелачивании кальцита по макро-
фауне (пноцерамы) * вторичная пористость такого рода на отдель-
ных участках достигает 3—5 %, редко 8 % • Появление пористости,
связанной с выщелачиванием кальцита, вероятно, обязано про-
цессам окисления нефти. Выделяющийся углекислый газ соеди-
няется с водой, образуя углекислоту. В кислой среде кальцит
неустойчив и легко растворяется. Нет заметного увеличения пори-
стости и у доломитизированных пород. Здесь пористость выщела-
чивания часто приурочена к трещинам, пересекающим кристаллы
доломита, выщелачивание которых в отдельных случаях дает вто-
ричную пористость 2—3 % •
К вторичным преобразованиям породы, влияющим на ее физи-
ческие характеристики, следует отнести также наблюдаемую в по-
родах баженовской свиты сеть тонких, преимущественно разнона-
правленных, иногда ориентированных по наслоению (в прослоях
с неясно выраженной или невыраженной сгустково-комковатой
* Распространенные в разрезе баженовской свиты кокколиты (карбонатный
скелет) не выщелачиваются и на коллекторские свойства не влияют, поэтому
здесь они не рассматриваются.
66
структурой) микротрещин. Такие трещины имеют раскрытие 0,1—
2 мкм, редко до 5 мкм *.
Межтекстурные трещины играют определяющую роль в сооб-
щаемое™ всех перечисленных выше пор. Образование межтек-
стурных пустот проходило на всем протяжении литификации
осадка. В процессе консолидации баженовские породы претерпели
сильное обезвоживание и уплотнение, что регистрируется в раз-
резе уплощенными раковинами перекристаллизованных радиоля-
рий, скопление которых иногда представлено в виде тонких лин-
зовидных прослоев мелкозернистого кремнистого материала. При
этом процессе межтекстурные трещины возникали как реакция
на изменение физических нагрузок. Основным же фактором обра-
зования связывающих закрытые поры межтекстурных пустот яви-
лось перераспределение в породе минеральных компонентов и уг-
леводородов на стадии катагенеза. Улучшению условий фильтра-
ции в породах баженовской свиты способствовала также гидро-
слюдизация монтмориллонита.
Итак, емкость в породе-коллекторе баженовской свиты генети-
чески представляют следующие виды пустот:
— первичные седиментационные поры органо-минеральной
массы;
— диагенетические поры, обусловленные каолинизацией и каль- ’
цитизацией;
— поры выщелачивания, развитые: а) унаследованно по пер-
вично седиментационным порам и по порам диагенетической као-
линизации; б) вдоль трещин вследствие выщелачивания легковы-
носимого растворами материала (преимущественно карбонат-
ного); в) по макрофауне (иноцерамам);
— межтекстурные микротрещины (микроканалы), развитые по
периферии комков и сгустков, по слоистости глинистых минералов,
вдоль детрита.
Для пород-коллекторов баженовской свиты очень важным мо-
ментом является выяснение взаимосвязи между проницаемостью и
пустотным пространством, представленным разного вида порами.
К настоящему времени многими исследователями на большом
фактическом материале показано, что закономерной связи между
пористостью и проницаемостью не может существовать [67]. Так,
две среды, обладающие одной и той же пористостью, могут иметь
абсолютно разную проницаемость, а среды, имеющие одинаковую
проницаемость, бывают несопоставимы по значениям пористости.
Это явление характерно для карбонатных и карбонатно-глини-
стых пород и объясняется главным образом специфической ролью
разных типов пустот (пор различной морфологии и трещин) в свой-
ствах коллектора.
* Морфологическое описание трещин приведено по снимкам, сделанным на
сканирующем электронном микроскопе Р. А. Бочко (МИНХиГП) и в лаборато-
рии геологического факультета МГУ для образцов из скв. 32, 49, 84 и др. Са-
.лымского месторождения, скв. 17 Верхнесалымского месторождения и др.
5*
67
Известно, что одним из определяющих проницаемость морфо-
логических параметров пустот является размер пор. Наглядным
примером могут служить результаты исследований экранирующей
способности глинистых пород-покрышек мезозоя (в частности. За-
падной Сибири), приведенные Н. Н. Павловой* [67].
Максимальный 0,01—0,05 0,05—0,2
размер пор,
мкм
Проницае- <10-6 10-6—10~5
мость, мД
0,1—0,2 0,1-0,6
io-s—10~4 ю-4—10-3
0,1—1,0
>1
10-3-10-2 >10-г
Пустотное пространство в отложениях баженовской свиты
представлено несколькими генетическими типами пор, соотноше-
ние которых в разрезах и по площади меняется в зависимости от
интенсивности постседиментационных процессов в осадке и по-
роде. Одним из диагностических признаков этих пор является их
медианный размер. Так, для разреза пород, вскрытых скв. 17
(Верхний Салым), установлено следующее соотношение пор раз-
ного размера (табл. 17). Из таблицы видно, что размер пустот
(как, впрочем, и их морфологическая характеристика) обусловли-
вается генетическим фактором. Если количественная характери-
стика нефтенасыщения баженовских отложений определяется се-
диментационного и диагенетического генезиса порами, то фильтра-
ционные свойства внутри породы определяются межтекстурнымп
микротрещинами, которые обеспечивают сообщаемость порового-
пространства. Размеры (сечение) межтекстурных микротрещин
(табл. 18) сопоставимы с медианными размерами пор, образую-
щих пустотное пространство баженовских пород-коллекторов, кото-
рое по данным экспериментальных исследований может быть
вполне проницаемым.
В общем случае формирование структуры порового простран-
ства баженовской свиты подчинено единым процессам, но морфо-
логическая характеристика его различна и обусловлена интенснв-
ТАБЛИЦА 17
Размер пор различного генезиса
Г енезис Размер, мкм Соотношение в породе, %
Седиментационные 20—25
Вторичная доломитизация 1—2 До 15
Вторичная каолинизация (с диагенетическими по- рами выщелачивания) 2—5, до ГО До 45
Вторичное выщелачивание (по трещинам и мик- рофауне) 5 и более, до 50 15—20'
* Этими же исследованиями было показано, что остаточная вода в чистом
виде содержится в порах диаметром менее 0,5 мкм.
68
ТАБЛИЦА 18
Размеры межтекстуриых микротрещин
Площадь, скважины Сечение трещин, мкм Метод определения Данные
Салымская 81, 84, 93 49, 32 Верхнесалымская, 17 0,01—0,2 0,1—2,0, редко 5 0,1—1,0 Микроструктурный ана- лиз Анализ снимков СЭМ То же УкрНИГРИ МГУ, МИНХиГП, ВНИГРИ МГУ, ВНИГРИ
ностью этих процессов (рис. 19). Так, в породах с большим содер-
жанием слабоизмененных скелетов радиолярий основу порового
пространства составляют седиментационные поры, в меньшей сте-
пени поры выщелачивания. В породах, подвергнутых интенсивным
процессам перекристаллизации, заметную долю вносят пустоты
каолинизации. Породы, испытавшие значительное уплотнение,
содержат ориентированную емкость; при последующем сжатии
в результате разрушения сближенных минеральных перемычек
создаются трещиноподобные пустоты, присущие главным образом
листоватым разностям пород.
Распределение органического вещества в баженовских отло-
жениях тесно связано с текстурными и структурными особенно-
стями литологических разностей пород (слоистые, комковато-сгу-
стковые, массивные, листоватые и др.). Отсюда и образование
межтекстурных микроканалов (микротрещин) подчинено харак-
теру распределения ОВ в породе. Так, межтекстурные трещины
в слоистых разностях пород приурочены к плоскостям напластова-
ния и, соединяя поры, образуют вытянутые в горизонтальном на-
правлении четковидные трещиноподобные пустоты. В массивных
разностях пород межтекстурные микротрещины, соединяя поровые
пустоты, создают единую емкостную систему матрицы, которую
благодаря соизмеримости размеров диаметров пор и сечений мик-
роканалов можно назвать поровой. Обеспечивая внутриблоковую
(внутриматричную) проницаемость пород-коллекторов, микрока-
налы (межтекстурные микротрещины) представляют часть емкости
пород-коллекторов, но эта емкость не является значимой в эффек-
тивной пористости баженовского коллектора, даже в случае ее
интенсивного развй^ия. Фильтрационные свойства пород-коллекто-
ров баженовской свиты по площади и по разрезу улучшаются объ-
единяющими разные типы литологических структур четко ориен-
тированными, преимущественно горизонтальными трещинами боль-
шой протяженности.
Исследователи, связывающие емкость пород-коллекторов ба-
женовской свиты с емкостью трещинного пространства [21, 39],
приводят значения плотности трещин Т и раскрытия их b значп-
69
70
Рнс. 19. Структура порового пространства пор од-кол лекторов баженовской
свиты.
а—г — схематизированное изображение пустот, составленное по наблюдениям в шлифах:
а — седиментационные поры н поры диагенетического выщелачивания в слабоизмененном
радиолярите, б — диагенетические поры каолинизации и унаследованные поры выщелачи-
вания в перекристаллизованном радиолярите, в — изменение структуры порового прост-
ранства при уплотнении перекристаллизованного радиолярита, г — дальнейшее уплотне-
ние породы, вытеснение битумоида нз вмещающей породы в пустотное пространство.
На врезках — схематизированное изображение пустот со снимков, сделанных на скани-
рующем электронном микроскопе.
тельно завышенными по сравнению с фактическими данными [23].
Отсюда трещинная пористость пород-коллекторов оценивается
ими до 10 % [20].
По значениям плотности (5000 мч) и раскрытия трещин /
(0,02 мм), обосновывающим указанную трещинную пористость ,
(10%). определим проницаемость пласта-коллектора по извест-
ной формуле [36] #т=3,42-106 Д37'; в этом случае &т=1400 мД.
По промысловым данным средняя проницаемость баженовских
пород-коллекторов около 3 мД (максимальная 10 мД), что соот-
ветствует трещинной пористости порядка 0,03 % (максимальная
0,09%)- Следовательно, емкость трещин, во-первых, не обеспечи-
вает промышленных дебитов Салымского месторождения, во-вто- •
рых, не отвечает значениям открытой пористости, определенным
лабораторными методами, что и было показано нами ранее [23].
По нашим данным можно предположить, что исследователи, оце-
нивающие плотность трещин в баженовских породах равной
5000 м *, принимают слоистость пород за трещиноватость.
Известно, что слоистость является одним из важнейших диаг-
ностических признаков большинства осадочных горных пород;
в большинстве случаев она зависит от условий осадконакопления,
иногда проявляется при диагенезе как результат перераспределе-
ния частиц. Слоистость, определяемая интервалами от метров до
сантиметров, называется макрослоистостью (или просто слоисто-
стью); определяемая интервалами от миллиметров до десятков
микрометров, называется микрослоистостью; микрослоистость
присуща главным образом глинистым разностям пород, глинам
71
и аргиллитам. От степени выраженности слоистости зависит
структурное название пород [2].
Пласты Массивные Кр упнослоистые Среднеслоистые Тонкослоистые Листоватые Интервал слоя Больше 50 см 50—10 см 10—2 см 2 см — 0,2 мм Менее 0,2 мм
Облик слоистых текстур тесно связан с гранулометрическим и
вещественным составом пород. Горизонтальная слоистость, харак-
теризующаяся чередованием слойков и слоев, параллельных плос-
кости напластования и друг другу, свойственна глинам и аргилли-
там и является показателем смены темпов осаждения и скорости
захоронения осадков в условиях устойчивого спокойного осажде-
ния. Иной генезис имеет горизонтальная трещиноватость. По мне-
нию одних авторов [29], горизонтальные трещины возникают при
растяжении в результате скольжения и микросмещения слоев от-
носительно друг друга, а в глийистых породах — в результате глу-
бинного метаморфизма, при этом они принимают форму сланцева-
тости. По мнению других исследователей [3, 4 и др.], трещины,
параллельные напластованию, появляются вследствие частичной
разгрузки, происходящей при изменении геостатического давления
в результате как естественных процессов денудации, так и коле-
бательных движений земной коры. Такие трещины могут быть
в равной мере отнесены как к нетектоническим, так и к тектониче-
ским. Частота этих трещин зависит от степени слоистости породы,
но полностью ею не определяется.
Обычно в платформенных условиях интенсивность тектониче-
ских подвижек слабая, что дает и малую плотность трещин, пер-
пендикулярных (или крутопадающих) к слою. Согласно В. В. Бе-
лоусову [4], этот тип трещин на платформах представлен преиму-
щественно так называемыми общими трещинами, образовавши-
мися как трещины отрыва в результате растяжения при уплотне-
нии пород. Опираясь на представления о развитии трещиновато-
сти в платформенных условиях в глинистых разностях пород,
в частности аргиллитах, можно проинтерпретировать данные
о трещиноватости баженовской свиты Большого Салыма.
Судя по визуальным наблюдениям и описаниям больших пет-
рографических шлифов трещиноватость баженовских отложений
представлена тремя генетическими группами, каждая из которых
четко регистрируется пространственным расположением.
К первой группе относятся горизонтальные трещины, образо-
вавшиеся в результате энергетического неравновесия недр, обу-
словленного очагами аномально высокого пластового давления, и
частично в ходе вторичных изменений глинистых пород. Горизон-
тальные трещины почти всегда приурочены к плоскостям напла-
стования, вдоль которых при постседиментационных преобразова-
ниях нередко возникают ослабленные зоны. В этих случаях здесь
отмечается неоднородность вещественного состава породы и на-
72
блюдаются наиболее интенсивные вторичные изменения структур-
но-текстурных особенностей породы при диагенезе.
Ко второй группе относятся вертикальные и крутопадающие
трещины, которые в большинстве случаев не прослеживаются не-
прерывно по всей мощности баженовской свиты. Эти трещины
ступенчато располагаются в пределах отдельных слоев, сообщаясь
друг с другом горизонтальными трещинами. Трещины этой группы,
видимо, можно отнести к общим, планетарным, трещинам, харак-
терным для платформенных областей. Во второй группе различа-
ются трещины, приуроченные к зонам вторичного дислокационного
преобразования породы при эпигенезе (например, меридионально
вытянутые полосы, где расположены скважины 37, 32, 10 и др.;
81, 141 и др.; 54, 55 и др. Салымского месторождения), что свиде-
тельствует о деформации сжатия в этих зонах. Обычно дислока-
ционный эпигенез наблюдается в приразрывной зоне дизъюнктив-
ных нарушений. Возможно, эти трещины явились отражением
в осадочном чехле дизъюнктивных подвижек фундамента.
Особо стоит третья группа рассматриваемой категории тре-
щин. Эти трещины в плоскости напластования имеют стилолито-
подобный абрис; в плоскости, перпендикулярной к напластова-
нию, они образуют горизонтальные прерывистые следы трещин,
вытянутые по слоистости. Трещины этой группы, преимущественно
открытые, они встречаются редко и заполнены веществом, близ-
ким по составу к вмещающей породе. По морфологическим харак-
теристикам и пространственному расположению эти трещины яв-
ляются следствием дегидратации осадка при диагенезе.
Общей характеристикой для всех трех групп трещин является
отсутствие в них минеральных заполнителей, что свидетельствует, /
с одной стороны, о сравнительно молодом возрасте трещин, с |
другой —об отсутствии миграции в этих отложениях пластовых
вод на протяжении геологической истории.
Итак, фактором, формирующим емкость в породах баженов-
ской свиты, явились структурно-текстурные особенности изначаль-
ного материала осадка и дальнейшее преобразование седимента- ,
ционных пор под воздействием физических условий среды, кото- >
рые, видимо, могли сильно варьировать по площади на неболь-
ших расстояниях. Процесс диагенетического окремнения (преобра-
зование скелетов радиолярий) способствовал формированию оста-
точных пор, а последующая пропитка битумом на стадии нефтеге-
нерации обеспечивала сохранение пустотного пространства. Не-
одинаковая степень окремнения и раскристаллизации кремнистого
вещества привела к разным литолого-физическим свойствам по-
род баженовских отложений.
Отсюда следует, что площадное распределение типов пород не
может быть выполнено на основе геологических закономерностей.
В то же время генетические типы пористости в силу обусловли-
вающих их факторов (седиментогенез, каолинизация, трещинооб-
разование) имеются в любом разрезе баженовской свиты. Важно
73
лишь установить интенсивность физических процессов, чтобы оце-
нить долю тех или иных пустот, определяющих количественные
значения емкости, и условия сообщаемое™ этих пустот.
§2. ОСОБЕННОСТИ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ
В ПЛАСТЕ-КОЛЛЕКТОРЕ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
САЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Данный раздел посвящен обсуждению указанных выше осо-
бенностей пород-коллекторов баженовской свиты с гидромехани-
ческих позиций, а также анализу некоторых промысловых данных
по гидродинамическим исследованиям и опытной эксплуатации
скважин, продуцирующих из баженовской свиты, с целью выявле-
ния ряда гидродинамических параметров. Прежде всего представ-
ляет интерес определение трещинной пористости и проницаемости
в пластовых условиях по промысловым данным. Воспользуемся
для этого соответствующей зависимостью (для горизонтальных
трещин) [51]:
, (1)
где т] — продуктивность скважин; с — объемный коэффициент;
р — вязкость нефти; гк, гс — радиусы контура питания и скважи-
ны; h — мощность (трещиноватая, проницаемая) пласта; Т —
плотность трещин (по шлифам).
Согласно результатам обработки данных по исследованию
скважин СибНИИНП принимаем следующие значения парамет-
ров пласта: т] = (0,01 ч-8) м3/(сут-ат); khl\i= (8,84-66,3) Д-см/сП
(k — проницаемость породы); с=1,6; р=0,5 сП; 1п(гк/гс) =8,3;
гк=300 м; гс=0,0725 м (1П=0,1Па-с; 1 ат» 10s Па). Для h и Т
примем средние значения (см. гл. II, § 3): h=30 м; Т—100 м-1.
Тогда
з._____________________________________________
тт = 6,10-10~5 у .
mT = 0,0004 0,0017 = (0,04 = 0,17) %;
по соотношению пгт—ЬТ имеем Ь= (44-17) • 10”6 м=(4ч-17) мкм.
Трещинная проницаемость
fer = &37'/12;
£т= [(4= 17)-10-6]М02'12 = (54 = 4100)-10-17 м2»
~ (55 = 4200) IO"5 Д = (0,55 = 42) мД.
Оценим реальность принятого для вычислений значения h.
Подставив в выражение «Л/i/p» предельные и средние значения со-
ответствующих величин (по промысловым данным), получим h\ =
= (kh/ii) (|1//гт) »8,8-0,5/(55-10 ’5) »37 • 0,5/(2100 - 10-5)«66,ЗХ
Х0,5: (4200- 10~Б) х 103 м=10 м.
Необходимо отметить следующее. Исходная формула (1) для
горизонтальных трещин справедлива при стационарном (квази-
74
стационарном) режиме, т. е. когда все трещины в пласте запол-
нены нефтью. Значение же ht определялось по кривым восстанов-
ления (падения) давления, т. е. при нестационарном режиме
фильтрации. Это значение представляет сжимаемую (наиболее
пористую) часть мощности пласта. Если в формуле (1) умень-
шить h, то это повлечет за собой уменьшение h\ (вследствие уве-
личения kT), что противоречит промысловым данным. Таким об-
разом, при расчетах стационарной фильтрации необходимо пола-
гать значение h не менее 30 м (мощность трещиноватой зоны).
В процессе длительной эксплуатации скважин, очевидно, проис-
ходит постепенное включение в работу менее пористых, менее
сжимаемых разностей пород в пределах этой зоны.
Исследование сжимаемости пород баженовской свиты
С точки зрения установления режима работы скважин, оцен-
ки их добывных возможностей, а значит, и дальнейшей эксплуата-
ции месторождения вопросу сжимаемости пород баженовской
свиты уделяется значительное внимание при рассмотрении модели
коллектора. Так, В. М. Добрынин [20], исходя из трактовки от-
ложений баженовской свиты как глинистых пород, предлагает для
исследования их сжимаемости использовать зависимости, харак-
теризующие уплотнение этих пород с глубиной. Существующие
в породе пустоты типа трещин при этом рассматриваются как де-
фицит поровой емкости вследствие аномально высокого давления.
На наш взгляд, такой методический прием является спорным, так
как сам факт наличия в породе трещин существенно изменяет
механизм сжимаемости породы в целом. Однако указание авто-
ров [20], что на глубине залегания баженовской свиты
(~2800 м) ее породы теряют свойства пластичности и ведут себя
как упругие тела, вполне допустимо. В частности, приводится
среднее значение сжимаемости пор пород баженовской свиты, рас-
считанное как pn=AVn/(VnAp), где АЕП— изменение объема пор
в объеме породы Vn при изменении давления на Др; рп=:
= 70-10 4 ат”1.
В СибНИИНП [42] были проведены измерения сжимаемости
пор непосредственно в образцах керна из скважин, вскрывших
баженовскую свиту на Салымском месторождении. Установка по-
зволяет моделировать пластовое и горное давление при измене-
нии эффективного давления рг—рпл=04-300 ат. Исследовались
как трещиноватые, так и нетрещиноватые образцы, но, к сожале-
нию, не изучалась связь сжимаемости с параметрами трещинова-
тости, а также не проводились направленные измерения. Полу-
чены средние значения:
₽п = 1,2-IO'4 ат-’: (2)
рт = 2,7-10“3 ат“‘. (3)
Отмечен факт увеличения сжимаемости трещиноватых образ-
цов при снижении пластового давления: рт= (24-10) • 10 3 ат-.
75
Коэффициенты сжимаемости вычислялись по промысловым
данным (обработкой индикаторных кривых), а также по измене-
нию проницаемости k-, трещиноватых образцов с изменением дав-
ления:
Зг- Зг— Vr* Згг~
О У — У ^2 У «Т1 ~ t' fer-2
Рт 3-— 3,--, >
/тцДр У4т1дГ
где т]ь r]2, kTl, &т2—продуктивность и проницаемость при двух
значениях давления.
Полученные результаты
рт = (2,5 ч- 5) КГ3 ат"1 и рт = (1,5 <- 3,8) • 10~3 ат~* (4)
согласуются с предыдущими.
Определения сжимаемости нами проводились на основании об-
работки экспериментальных данных о скорости распространения
продольных упругих волн в образцах керна скв. 17 (Верхний Са-
лым); эти данные были получены в лаборатории акустических
методов ВНИИгеофизики (табл. 19); импульс упругих волн дав-
ления создавался при помощи лазера. Обработка исходных дан-
ных проводилась следующим образом.
Известна связь между скоростью и упругими постоянными
среды:
Ч> = l/£(l-v)/[p(l+v)(l-2>)], (5)
где Е — модуль Юнга, ат; v— коэффициент Пуассона; р—- плот-
ность, г/см3.
Принимая v=0,3, отсюда получаем
£ = 0,76-10-3рт/2. (6)
Переходя к сжимаемости, имеем: р=3/£— для изотропной
среды; р=Р1-)-Р2+Рз= 1/£1+1/£2+1/£з —для анизотропной сре-
ды (Pi, р2, Рз, Ei, Е?, Е3 — коэффициент сжимаемости и модуль
Юнга в трех взаимно перпендикулярных направлениях). В табл. 19
наряду с результатами акустических измерений представлены не-
которые характеристики исследуемых образцов, определенные в
лаборатории физики пласта ВНИГРИ, а также найденные мето-
дом шлифов. Проанализируем данные этой таблицы.
Сопоставляя коэффициенты сжимаемости образцов в разных
направлениях р, с их объемной сжимаемостью р, видим, что пос-
ледняя в значительной степени определяется значениями pi, т. е.
горизонтальной трещиноватостью. Сжимаемость Pi может быть
выше, чем в направлениях, где мало или совсем нет трещин. При
этом наличие в породе трещин не влияет на ее сжимаемость вдоль
трещин. В табл. 19 представлены значения коэффициентов сжи-
маемости, обусловленной не порами или трещинами, а объемной
сжимаемостью скелета образцов, причем только в атмосферных
.(поверхностных) условиях. Поэтому их непосредственное сопо-
ставление с экспериментальными данными СибНИИНП затрудни-
76
ТАБЛИЦА 19
Характеристика пород баженовской свиты по лабораторным исследованиям
(скв. 17, Верхний Салым)
Номера образцов
Характеристики пород 71 204 76 81 84 87 89 209
Глубина отбора керна, м 2878,5 2879,5 2882,2 2886 2894 2896 2897 —
Плотность р, г/см3 2,30 2,23 2,21 2,28 — 2,16 — 2,08
Пористость открытая т, % Плотность трещин Т, м-1 6,01 6,04 7,19 5,91 6,25 — 7,33
горизонтальных 58 127 — 50 184 165 135 149
вертикальных суммарная Пористость трещинная тт (%), обусловлен- ная трещинами 448 15 45 25 30
горизонтальными 0,03 0,081 — 0,032 0,059 — 0,087 0,095
вертикальными • теми и другими Раскрытие трещин Ь, мм 0,571 0,009 0,029 — 0,019 —
горизонтальных 0,008 0,010 — 0,01 0,005 — 0,01 0,01
вертикальных различно ориен- тированных Упругие постоянные, из- меренные перпендику- лярно к напластова- нию 0,025 0,01 0,01 0,01
Щ, м/с 2940 1153 1382 1661 1481 1569 1412 1359
£i, 105 ат 1,57 0,25 0,34 0,54 0,42 0,45 0,40 0,30.
Pi, 10~5 ат-1 0,64 4,0 3,0 1,85 2,4 2,32 2,5 3,32
ртп 10—2 ат 1 Упругие постоянные, из- меренные параллельно напластованию в двух взаимно перпендику- лярных направлениях 1,0 4,5 0,5 3,7 2,4 2,2 3,3
02, М/с 3425 4012 2497 3667 1811 3314 3235 3831
£2, Ю5 ат 2,12 2,94 1,04 2,46 0,6 2,26 1,69 2,54
р2, Ю~5 ат-1 0,455 0,334 1,000 0,410 1,670 0,445 0,600 0,390
рт2, 10—2 ат-1 — — 0,18 0,24 1,50 — 0,90 0
Оз, м/с 3481 4046 4108 4331 3158 3976 3258 3846
£3, 105 ат 2,20 3,00 3,13 3,40 1,84 2,90 1,69 2,54
₽з, 10—5 ат-1 0,455 0,334 0,320 0,295 0,550 0,330 0,600 0,390
рт3, 10—2 ат—1 — — — — — — 0,3 0
77
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 19
Характеристики пород Номера образцов
71 204 76 81 84 87 89 209
Объемная сжимаемость Р, 10-s ат-1 1,57 5,0 4,15 2,24 5,0 3,1 3,7 4,1
Общая сжимаемость трешин рт, 10~2 ат-1 Расстояние / между кон- тактами в трещинах, мм 1,67 5,0 0,55 3,1 4,5 2,7 3,1
горизонтальных 2 6 4 6 5 6 6 5
вертикальных /2 — — 7 16 17 18 12 —
Примечание. Образец 76 — зона смятия вертикальных трещин по фауне: раз-
делить вертикальные и горизонтальные трещины невозможно. Образец .81—одна система
вертикальных трещин. Образец 89 — две системы вертикальных трещин с равной густотой.
тельно. Однако между указанными величинами существует
связь [50]:
₽ = Рек + трл ИЛИ A V/ ( V±Р) = рск + т [A Уп/( Vn A/?)],
где V — текущий объем испытываемого образца; VCK— объем ми-
нерального скелета, пористой среды или пористой матрицы, бло-
ков пористой среды между трещинами; Уп — объем пор или тре-
щин; т—пористость (межзерновая или трещинная).
Из формулы р=рСк+тРп следует
Рп = (Р-Рск)//П. (7>
Для гранулярной пористой среды, в том числе и для глинис-
той породы (матрицы трещинно-порового коллектора баженовской
свиты), МОЖНО ПОЛОЖИТЬ РскСР (что равносильно условию
ДУ^ДУп), тогда
₽п«Р/т. (8>
В соответствии с табл. 23, для пористой среды (без трещин,
образцы 71, 204, 209, параллельно напластованию) примем
V—4000 м/с; рср=2,2 г/см3, тогда £=3-105 ат и |3=3/£= 10“5 ат-1.
При m=mcp=0,0645 (т—открытая пористость, определяемая в
лаборатории без экстракции образцов) согласно соотношению (8)
имеем рп= Ю-Б/0,0645= 1,5 • 10-4 ат-1. Сравнивая это значение с
приведенным в формуле (2) для пластовых условий, можем ут-
верждать, что в целом для пласта пористость т должна быть
равной приблизительно 8 %.
Теперь найдем значения |3Ск для трещиноватых образцов в вы-
ражении (7):
₽т = (Р-1-10-5)/тт; (9)
₽7i = [Pi - (₽ск/3)]/1>1 = (₽f -0,33- 10-5)/2/иР (10)
78
В табл. 19 представлены некоторые расчетные значения сжи-
маемости рт, вообще говоря, являющейся чисто геометрической ха-
рактеристикой. Однако их пересчет из атмосферных условий в
пластовые весьма затруднителен, так как и числитель -и знамена-
тель в формулах (9) и (10) являются функциями давления. Кро-
ме того, при выносе образцов керна на поверхность, безусловно,
происходили необратимые, неупругие, деформации. Поэтому, срав-
нивая значения рт по формулам (3) и (4) со значениями в таб-
лице, нельзя утверждать, что -характеристики тт и b изменяются
в 10 раз. Для дальнейших расчетов принимаем экспериментально
определенное значение рт = 2,7-10 3 ат-1 для той части пласта,
где его деформации можно считать чисто упругими.
Нами были проведены также расчеты средних расстояний I
между контактами в трещинах. Для этого можно использовать
следующие зависимости [50]:
№ = <к(1+4Л/) (11)
— для одной системы трещин;
®,у,=^к(Ц 2 77), Т^Т2+Т3 (12)
— для двух систем взаимно перпендикулярных трещин;
®2сР = ®-'ск[1 +(4/3)П] (13)
— для трех систем взаимно перпендикулярных трещин при про-
извольной трещиноватости,
з.---------------
где цср= V Vi v2 ц3; щ, v2, v3 — значения скорости в трех взаимно
перпендикулярных направлениях.
Для исследования горизонтальной трещиноватости применяем
непосредственно формулу (11). Генетически вертикальные трещи-
ны однородны (образцы 81, 89), для них пригодны соотношения
(12). Наконец, для образца 76 используем уравнение (13). За-
труднение при расчетах вызывает выбор значения оск, так как
очевидно, что оно меняется от образца к образцу. Однако вычис-
ления, выполненные по осредненным значениям в каждом кон-
кретном случае, позволяют сделать ряд важных выводов. Из
табл. 19 видно, что для горизонтальных трещин значения 1\ рав-
ны единицам миллиметров, в то время как для вертикальных 12 —
в несколько раз больше, 1,5—2 см. Во втором случае расстояние
соответствует наблюдающемуся в обычных трещинных терриген-
ных и карбонатных коллекторах [32, 50] для трещин тектоничес-
кого происхождения.
Анализируя с этой точки зрения трещинные коллекторы пород
баженовской свиты Салымского месторождения, можно утверж-
дать, что вертикальные трещины в них по параметру Ь/1 соответ-
ствуют тектоническим трещинам. Горизонтальные же трещины об-
ладают значительно большими соотношениями Ь/1, что позволяет
характеризовать их как ориентированные вдоль направлений сло-
истости макропоры, для которых механизм сжимаемости может
быть существенно другим, чем для тектонических трещин.
79
Для пла-стовых условий значение I будет еще меньше. Так, при
Рек— 1 • 105 ат1; рт=2,7-10~3 ат-1; Г—100 м-1; пгт=0,0015 % из
соотношения [50]
т7 = 0,25/тт + 2 1Т',тТ (14)
получим I~ 0,5 мм.
В экспериментах, моделирующих пластовые условия (прв соз-
дании внешних и внутренних нагрузок-—горного и пластового
давления), измерение скорости на стандартной аппаратуре акус-
тического каротажа проводилось в Институте геологии и разра-
ботки горючих ископаемых (ИГиРГИ) [37]. Измерялась скорость
как продольных, так и поперечных волн в образцах керна ачи-
мовской и баженовской свит поперек слоистости при различных
заполнителях пустот (керосин, минерализованная вода, воздух).
Было отмечено возрастание скорости (а значит, уменьшение сжи-
маемости) при увеличении эффективной нагрузки, особенно за-
метное для воздушно-сухих трещиноватых образцов.
По скорости продольных волн был вычислен коэффициент Пу-
ассона, который изменяется в пределах 0,1—0,3 в зависимости от
типа заполнителя пустот (воздух, керосин). Однако заметим, что
нефть в баженовских отложениях обладает повышенной сжимае-
мостью по сравнению с керосином и водой (рн=22,6 • 10-Б ат-1).
Поэтому нами ранее было принято v=0,3. К сожалению, среди
исследованных образцов имелся лишь один из баженовской сви-
ты (Правдинская площадь), причем с незначительной трещинова-
тостью. Поэтому указанные выше зависимости не могут быть ин-
терпретированы количественно.
Перейдем к установлению зависимости раскрытия трещин b
от изменения пластового давления, что важно для оценки продук-
тивности скважин в процессе их эксплуатации. Сначала приведем
несколько общих соображений.
I. Дифференциальное уравнение изменения пористости в среде,
содержащей пустоты, можно вывести из соотношения
dm = d (VnjV) = m(dVJVn —dV/V). (15)
Как показывают эксперименты, для некоторых пористых сред,
(в частности, глинистых) обычно
dV^dV„. (16)
При этом из соотношения (15) имеем
dm = tn [dV„/Vn — (dVnlVn)m\ =₽пти(1 —m}dp, (17)
где Pn=dVn/(Vndp).
Дифференциальное уравнение изменения пористости
dm [m(l — tri)] = $ndp. (18)
Соотношение (17) использовалось В. М. Добрыниным [19] для
получения зависимостей, характеризующих уплотнение глинистых
пород с глубиной их залегания; коэффициент рп назван им коэф-
80
фициентом необратимого уплотнения глин. При рп —const инте-
грирование выражения (17) дает
т (1 — т) = с ехр ($пр),
где с—произвольная постоянная.
II. Для упругих пористых сред использование условия (16),.
вообще говбря, неправомерно и соотношения (17) оказывается
недостаточно для вывода уравнения, подобного (18). Наряду с
формулой (15) используем соотношение [50]
KWCkW,
т. е.
dVlV~dVn!V=$CKVdp. (19)
Отсюда следует, в частности, что соотношение (16) равносиль-
но условию Рск=0. С использованием уравнений (15) и (19)
имеем
dmi{m [(1 — т) рп — рск]} = dp.
Интегрирование этого выражения (при pn=const) дает
тпрп/[(1 — т) рп — рск] = с ехр [(Р„ — ₽ск)р]. (20)
Коэффициенты Рп и Рек могут являться функциями от т(р)
и сами требуют предварительного исследования. В случае уста-
новления таких функций процесс интегрирования усложняется.
Функциональные зависимости Р=Рп[т(р)] и рск=рек[»г(р) | опре-
деляют тип пустот, т. е. структуру пустотного пространства. За-
метим, что в случае соизмеримости величин рп и рск изменения
пористости т по абсолютному значению могут существенно отли-
чаться от определяемых уравнением (18).
III. Для трещиноватого пласта в выражении (20) положим
₽т = (0,25 + 2 IT) (l/mT), / = const,
при этом можно считать, что т—тт<^1; Рск<^рт.
Тогда после определения постоянной с при условиях b—b0:
рт = рт0 в случае р=ро из уравнения (20) имеем
b = Ьо ехр (— рторо + РтР) = ехр {— рт0р0 [1 —
— (£0/&)(Р.(Ро)]}- (21)
Представляем это выражение в виде ряда, ограничиваясь дву-
мя первыми его членами:
b яз b() (1 — ртоРо + РтР) = Ь» 1(1 — РтоРо) + Рто (^о/1>) р] • (22)
По виду выражения под знаком экспоненты в правой части
уравнения (21) видно, что разложение (22) тем точнее, чем бли-
же величина р по своему значению к ро- В литературе разложение
(22) обычно встречается в форме
6=+0[1 — Рт0(р— р)]. (23>
6 Зак. 610 81
Легко видеть, что соотношение (22) является уравнением вто-
рой степени относительно b—b/bo'.
b2 — (1 — ₽T0p0) b — ₽т0/? = 0.
Решение его
ft = [(1 - ₽тоРо)''2] + /((1 -koA-W + M?. (24)
В силу вышесказанного о справедливости разложения (22)
расчеты по формуле (24) надо вести следующим образом. Сна-
чала задаемся каким-либо малым интервалом давления (р0—р),
допустимым с точки зрения погрешности разложения (22); прово-
дим расчеты, убеждаемся в достигнутой погрешности. Результаты
расчетов на первом этапе рт1 и Ь{ должны являться начальными
условиями Рт1 = ₽то2 и fti = &02 при pi=po2 на втором этапе. Далее
расчеты продолжаем аналогичным образом.
Текущее же раскрытие трещин относительно первоначального
будет: bio=bfbi-i -... -bt. Примем рто=2,7-10—3 ат-’; /?о=37О ат.
Расчеты показывают, что при снижении пластового давления р0
на 200 ат раскрытие трещин в пласте уменьшается в 1,5 раза
[по формуле (23)—в 2 раза]. Значит, в процессе эксплуатации
не происходит катастрофического смыкания трещин. Следует лишь
избегать слишком большого снижения пластового давления. Выше
отмечалось, что при снижении пластового давления происходит
также уменьшение расстояний между контактами в трещинах. По-
этому следует ожидать, что их сжимаемость (смыкание) в плас-
товых условиях будет еще ниже.
Кратко резюмируем полученные результаты.
1. Определенное по промысловым данным значение трещин-
ной пористости тт в пластовых условиях (емкости проводящих
путей фильтрации) составляет приблизительно 0,04—0,17%. Рас-
считанные на этой основе значения гидродинамических парамет-
ров не противоречат промысловым данным; это свидетельствует
о том, что эффективную мощность пласта при исследованиях
скважин на стационарном режиме следует принимать равной не
менее 30 м.
2. Анализ данных о скорости распространения волн в трещи-
новатых образцах пород баженовской свиты (скв. 17, Верхний Са-
лым) показал, что трещиноватость пород заметно влияет на их
сжимаемость. В частности, в зависимости от густоты горизонталь-
ных (вдоль напластования) трещин (50—200 м~*) коэффициент
сжимаемости в направлении, перпендикулярном к напластованию,
изменяется в несколько раз: (1-^4) • 10 5 ат1. Однако при такой
интенсивной трещиноватости ее влияние на сжимаемость пород-
коллекторов баженовской свиты следует считать более слабым,
чем можно было бы ожидать для обычных коллекторов (песча-
ники, известняки). Критерием сравнения в этом случае является
сжимаемость на одну трещину (Зт=р/тт=р/(Ь7'). Как указыва-
лось выше, для трещиноватого пласта - Салымского месторожде-
ния рт=2,7« 10”3 ат-1. Для месторождений с обычным трещинным
82
коллектором эта величина значительно больше. Так, в экспери-
ментальных условиях месторождения Карабулак-Ачалуки (Чече-
но-Ингушская АССР) |3Т—(5-Р10) • 10 2 ат-1 [28].
3. Сравнение сжимаемости пор матрицы (при отсутствии в об-
разцах трещин) р„=1,5-10 4 ат-1 (тср=6,5°/о) со значением
в целом для пласта рп=1,2-10~4 ат1 позволяет утверждать, что
пористость пласта-коллектора баженовской свиты Салымского
месторождения должна быть равной приблизительно 8 %-
4. Найденные по данным табл. 19 значения среднего расстоя-
ния между контактами в трещинах составляют 1—7 мм для гори-
зонтальных трещин и 15—20 мм — для вертикальных. Для верти-
кальных трещин это расстояние оказывается таким же, как в тре-
щинных коллекторах карбонатных и глинисто-карбонатных пород,
где трещины имеют тектоническое происхождение. Горизонтальные
трещины в породах баженовской свиты следует отнести к разря-
ду специфических полостей, имеющих характер выположенных ма-
кропор, ориентированных вдоль напластования. Отсюда и отлич-
ный от свойственного тектоническим трещинам механизм дефор-
мации этих трещин, по типу своему приближающихся к поровым.
Так как горизонтальные трещины играют решающую роль в
фильтрации нефти к скважинам, исследование их смыкания в-
процессе эксплуатации имеет принципиальное значение.
5. В пластовых условиях коэффициент сжимаемости трещин
зависит ют пластового давления, так как он обратно пропорцио-
нален трещинной пористости (раскрытию трещин), которая в свою
очередь является функцией давления. Расчеты изменения раскры-
тия трещин с учетом этого обстоятельства (при /=const) пока-
зали, что при снижении пластового давления на 200 ат раскрытие
трещин уменьшается в 1,5 раза; так как при этом сокращается
расстояние I, эта цифра будет еще ниже.
6. Нами также оценена гетерогенность (однородность) коллек-
тора баженовской свиты как двойной среды с точки зрения влия-
ния перетоков жидкости из одной среды в другую на характер
процессов фильтрации в пласте. По И. А. Волкову [12], соответ-
ствующий критерий гетерогенности имеет вид
6=тт и (k, + k2y 6,* + k*) (т? ^г) <
где Т — характерное время процессов фильтрации; 6—-время ус-
тановления обменных процессов; Г — густота трещин; х— пьезо-
проводность; Pi* = mip»+₽ci — упругоемкость трещин, пор (i=l,
2); pCi=dVni/(Vdp)=mi[dVni/(Vnidp)]=mipI!i ( нижние индексы:
п—порода, ж — жидкость, с — среда).
Положим kt=kT— (1-=-40)-10~3 Д; /г2=10 7 Д; рп1 = рт=
= 2,7- 10~3 ат-1; рП2=рп= 1,2-10~4 ат-1; /П1=пгт= 1,5-10~3;
т2=8 % =0,08; 7'= 100 м-1; р=0,5 сП.
Тогда: р*1== 1,5• 10 3• 22,6• 10-5+1,5• 10~3-2,7 -10-3«0,4-Ю~5
аг'; рД=8• IO 2-22,6• 10-5+8-10-2-10-4«2,8-IO 5 ат-1; xi=(l^
6*
83
=40) • 10~3/(0,5-0,4• 10~5) = (0,54-20)-IO'3 см2/с; x2=10~7/0,5-
• 2,8-10-5) =7,1 • 10-3 см2/с.
При ki^>k2, xi^>x2 формула (25) упрощается:
6 = [p2W* + iV)] [i.W];
e = (2,8/3,2) [1 (7,l-10-3)]«10-’c.
Таким образом, при исследовании продолжительных процессов
фильтрации коллектор баженовской свиты можно рассматривать
как однородный с эквивалентными упругостью и пьезопроводно-
стью:
₽* = + Wd + Рез) = 8 • 10-2 • 22,6 • 10-> +
+ 1,5-10“3-2,7-10-3 Ц-8-10“2-1,2-10-4 = 3,6-10-5 ат-’;
х = (1 = 40)-10“3/(0,5-3,6- 10~5) « (0,5 20)- 10"2 см2,'с.
Необходимость рассмотрения трещиновато-пористой-среды как
двойной среды возникает лишь при исследовании процессов, ха-
рактерное время Т которых сравнимо с величиной 6, например
при наблюдении скважин на восстановление давления. Как из-
вестно, в этом случае нестационарные перетоки из трещин в - по-
ры приводят к запаздыванию т восстановления давления (т=0/3)
и соответственно к появлению характерного изгиба начального
участка кривой восстановления давления (вогнутостью в сторону
оси давления). По этому участку можно определить некоторые
дополнительные параметры трещиновато-пористой среды [10—12].
К сожалению, по большинству скважин Салымского месторожде-
ния начальные участки кривых восстановления давления отсутст-
вуют. Нами подробные расчеты проводились для скв. 28, 141; по-
лучено 7~50 м_| при т</2 ч (при ц=8 сП).
7. Обратимся к промысловым материалам по опытной эксплу-
атации скважин (на основании данных СибНИИНП). Для боль-
шинства работавших скважин имеются результаты измерений те-
кущего пластового давления и соответствующих накопленных от-
боров. В зависимости от сроков эксплуатации—от 4—8 мес.
(скв. 107, 112) до 4—5 лет — пластовое давление в скважинах
(при среднем начальном 400 ат) упало до 350 и до 300—200 ат
соответственно. Для некоторых скважин (27, 28, 54, 55) наблю-
дается стабилизация пластового давления начиная с 300—250 ат
при накопленных отборах 15 000—20 000 м3 нефти.
Примем гк=300 м; Л2=10 м; [3*=4-10—5 ат1; Др=1004-
4-200 ат. Тогда упругий запас пласта внутри контура питания
Д4/ж=КплР*Др=лГк2₽*Лр» 150004-30000 м3, т. е. сопоставим с
накопленными отборами.
Это значит, что указанные скважины до момента стабилизации
давления работали при замкнуто-упругом режиме, причем за счет
наиболее пористой и сжимаемой части пласта (m2, h2). В дальней-
шем подключались либо законтурные области, либо (что более
вероятно, с нашей точки зрения) -менее пористая, менее сжимае-
мая часть пласта (т2), мощность которой равна недостающей до
84
30 м, т. е. Л3=20 м. Остальные скважины и к моменту расчета,
очевидно, работали при замкнуто-упругом режиме, питаясь из бо-
лее пористой (m2) части пласта.
В работах [48, 49, 63] поведение кривых, отражающих зависи-
мость пластового давления от накопленных -отборов, а также кри-
вых восстановления давления по некоторым скважинам объяс-
нялось существованием некоторой депрессии — разности между
давлением жидкости в трещинах и давлением в блоках матрицы
(«депрессия подпитки»), по достижении которой начинается ин-
тенсивная подпитка трещин из блоков. Однако, как указывалось
выше, с течением времени (за период запаздывания т) происхо-
дит выравнивание давления в трещинах и блоках, т. е. процесс
такой «подпитки», наоборот, должен со временем затухать. Сле-
довательно, уместно говорить не об абсолютном значении депрес-
сии, а о градиенте давления на границе трещин и блоков либо в
самой матрице, достаточном для возникновения здесь фильтра-
ционного потока.
Оценка неньютоновских свойств системы
жидкость—пласт—коллектор
Большинство побывавших в опытной эксплуатации скважин
Салымского месторождения, очевидно, работали или работают
при замкнуто-упругом режиме (это наше мнение не противоречит
мнению работников производственных организаций). Об этом сви-
детельствуют интенсивное падение пластового, давления в облас-
ти отдельных скважин, а также отсутствие гидродинамического
взаимодействия между ними. Сохранение же в течение довольно
длительного времени сравнительно высоких дебитов определен-
ных скважин (24, 27, 28, 55, 72 и др.) некоторыми исследователя-
ми объясняется достаточными для этого их «собственными» упру-
гими запасами, а также особенностью сжимаемости трещиноватых
пород баженовской свиты, заключающейся в известном увеличе-
нии их упругости при снижении пластового давления. Однако, как
показано работами ВНИГРИ, геологических причин, объясняю-
щих гидродинамическую обособленность (изолированность) от-
дельных скважин или отдельных участков месторождения, не на-
блюдается. В конечном итоге дело обстоит так, что области влия-
ния скважин оказываются ограниченными, и за пределами ука-
занных областей тех возмущений, которые вызываются работой
скважин и имеют вид соответствующих градиентов давления, бы-
вает недостаточно для создания там фильтрационных потоков.
В этом случае для анализа течения в окрестности действую-
щих скважин уместно применить схему движения неньютоновской
жидкости. Подобная схема может реализоваться и тогда, когда
сама жидкость является ньютоновской, но в результате взаимо-
действия с вмещающей ее'средой система жидкость — порода ста-
новится неньютоновской (например, при фильтрации воды в гли-
85
Рис. 20. Распределение давления вокруг работающей скважины при неныото-
новской фильтрации для различных отборов.
нистых породах) i[64], Простейшая модель такого течения имеет
вид
-п = (/г/р) | gradр|, |gradp|>G;
т = 0, | grad р\ < G,
где G —предельный (начальный) градиент давления.
В нашем случае (при формальном использовании схемы не-
ньютоновского течения), естественно, отсутствует прямая связь
между величиной G и реологическими свойствами жидкости. При
фильтрации с начальным градиентом следует различать два ха-
рактерных расстояния ют оси скважины: радиус контура питания
гк, на котором давление условно равно пластовому рк, и радиус
влияния скважины г/, за пределами которого жидкость ведет
себя как твердое тело. На этом расстоянии градиент давления ра-
вен начальному (предельному), т. е.
dp[dr = G при г>г'к.
На рис. 20 изображено распределение давления вокруг оди-
ночной скважины; оно имеет вид ломаной линии: до значения ра-
диуса г/ давление изменяется по логарифмическому закону, да-
лее — по линейной зависимости [43]. Известно, что в случае филь-
трации неньютоновской4 вязкопластичной нефти при закрытии
скважины на восстановление давления оно недовосстанавливается
на величину Др0. Наоборот, при подливе в скважину ранее отоб-
ранного из нее количества жидкости давление в скважине стано-
вится выше пластового на ту же величину Ар0 (штриховые линии
на рис. 20).
Пусть левая часть кривой на рис. 20 удовлетворяет уравнению
Р =Рс + [Qp/(2^/z)] In (г'гс), (26)
где Q — текущий дебит скважины.
86
Для точки перегиба кривой имеем
dp dr\r=r'K= [Qp (2кр/г)] (1 г) |г=г.-к= G,
откуда
л'к = Qp (2 vkhG). (27)
Также из рис. 20 определяем давление при г=гк':
А'к = Рк — G (гк — r'K) =pK—G[rk — Qp (2 ~khG) ] =
= Рк — kKG — Qr' (2 r.kh) ].
Таким образом, формула притока жидкости к скважине приоб-
ретает вид
_ 2 ukh [Др — GrK + Qp/(2 -GQ] .
G - р. in [Qp/(2 r.khGrK)\ ' V ’
где Др=рк—pc.
Для обеспечения условия равенства радиусов гк'—гк, т. е. что-
бы жидкость дренировалась из всей зоны радиусом гк, из урав-
нения .(27) очевидно, что должно быть
Qo = 2 ~khGrt. 'р. (29)
Дебит жидкости Qo является максимально возможным при дан-
ном радиусе контура питания гк, однако для его получения необ-
ходима соответствующая депрессия на пласт. Найдем эту депрес-
сию. С использованием равенства (29) выражения (27) и (28)
представим в виде
г к== (Q Qo) g,
QrK (Q/Qo) In [(Q/Qo) (rK rc)] = Др — GrK + (Q, Qo) rK
или
rK = (Q Qo) rK;
^P — &P(i — (Q Qo) Дро + Ap<> (Q Qo) In [(Q Qo) (rK G)] <
так как
Огк = Дро (см. рис. 20). (30)
Уравнение (30) при Q=Qo дает
Др = Др01п(гк гс), (31)
т. е. значение необходимой депрессии для обеспечения дренирова-
ния всей области радиусом гк.
Выражение (30) можно рассматривать как уравнение индика-
торной кривой при фильтрации нефти с начальным градиентом
давления (при г=гс). Это уравнение позволяет также получить
как частный случай формулу, соответствующую отсутствию в пла-
сте начального градиента давления. Строго говоря, для этого ве-
87
Q Рис. 21. Вид индикатор-
ных кривых при нень-
ютоновской фильтрации
в различные моменты
времени.
личину Ар следует определять из значения, фактически имеюще-
гося при г—гк, т. е.
Vo = dp! dr |г=Гк гк,
что по формуле (26) дает
Vo = Q11/ (2 *kh)-,
из уравнения (31) имеем
V=[Qp/(2^)]ln(r/rc) (32)
— формулу Дюпюи.
Выведенные соотношения справедливы для стационарной
фильтрации. При наличии в пласте начального градиента давле-
ния стационарная фильтрация в принципе невозможна и исполь-
зование полученных зависимостей для расчетов допустимо лишь в
порядке последовательного применения метода смены квазиста-
ционарных состояний. Распределения давления в пласте в после-
довательные моменты времени (Л, tz,..., 6) качественно изобра-
жены на рис. 21. Изменение пластового давления за время АС
можно получить из зависимости для закрытого пласта £68] (после
соответствующих преобразований, аналогичных предыдущим):
Vk = Vi — Vo Д/7"[ Г + 2 (Q/Q0Pc2K ] +
+ Vo-----^-Vo- (33)
Теперь для момента ti выражение (30) может быть использо-
вано, чтобы построить соответствующую индикаторную кривую
при заменах Д/?о на ApOi=A/?i—Др0; Qo на Qoi = Qo(Api/A/?o) и гк0
на Гк1 = /'ко(Ар1/Аро) • Аналогично проводим расчеты для последу-
ющих моментов времени ti. Таким образом, в соответствии с вы-
шеизложенным {формулы (33) и (30)] индикаторные кривые для
различных моментов времени должны иметь вид, изображенный
на рис. 21.
Анализ и расчеты показывают, что для большинства скважин
Салымского месторождения уравнения (30) и (33) достаточно хо-
рошо описывают вид промысловых индикаторных кривых; исклю-
88
чение составляют несколько скважин (24, 55, 107), для которых
искажение форм индикаторных кривых вызвано, очевидно, дру-
гими причинами.
В частности, из уравнения (30) можем получить
dQ Qo 2 r.kh
Т' ~ dp — Др01п [(QIQo) ('"к/'с)] “ Н In [(QIQU) (rKlrc)] —
_ 2 ~kh
~ Н In [(4poi/4Pi) (Гк/Гс)] '
Отсюда следует, что с течением времени, по мере падения пла-
стового давления, должен возрастать коэффициент ц, так как при
этом уменьшается отношение j\p0i/&Pi (см. рис. 21). Этот факт для
промысловых кривых также отмечается работниками производст-
венных организаций (СибНИИНП).
К сожалению, по Салымскому месторождению практически от-
сутствуют как промысловые, так и лабораторные исследования,
направленные на выяснение степени неньютоновского характера
фильтрации нефти к скважинам. Нами лишь формально устанав-
ливается факт поведения системы нефть — пласт — коллектор Юо
баженовской свиты как неньютоновской. Предлагаются некоторые
расчетные схемы, достаточно адекватно описывающие характер
промысловых кривых. В теоретическом плане, с нашей точки зре-
ния, оказывается интересным то обстоятельство, что условие зам-
кнутости области фильтрации при работе скважин (при отсутст-
вии геологических причин) можно вполне однозначно связать с
наличием в системе эквивалентных начальных градиентов (пере-
падов) давления.
Для оценки некоторых количественных показателей фильтра-
ции нефти с начальным градиентом давления на Салымском ме-
сторождении применим косвенные методы. При выборе началь-
ных перепадов давления Дро используем данные исследований и
пробной эксплуатации скважин СибНИИНП. В качестве величи-
ны Qo будем принимать начальные максимальные значения деби-
тов скважин. Тогда по формуле (29) имеем
ДРо = Н<2о/(2 тМг).
Результаты расчетов для тех скважин, по которым проводилось
определение гидропроводности kh/p по кривым восстановления
давления, приведены в табл. 20. По остальным скважинам соот-
ветствующие расчеты выполнялись по приближенной зависимости
(так как значения гк нам точно не известны):
^O«Qo/h 1П (ГкДс)]-
Здесь приведены некоторые другие параметры, которые нам
понадобятся для сопоставления и выводов.
Из табл. 21 следует, что градиент Лро для ряда скважин до-
стигает 20—30 ат. Неучет этого обстоятельства может привести
к значительным ошибкам при определении пластового давления.
Полученные значения Др0, несмотря на их приближенность, впол-
89
ТАБЛИЦА 20
Реологические свойства коллекторов баженовской свиты
(по данным стационарной и нестационарной фильтрации)
Скважины /гй/р., Д-см/сП м8/(сут-ат) <?«, м3/сут Др», ат % тх’ %
24 1,23 0,45 60 9,0 6 8
27 2—6,63 1,78 230 15,0 6 9
28 3,98—6,63 3,80 272 9,5 6 9
30 67 4,13 317 8,4 7 10
35 1,95 1,98 220 18,0 6 8
54 3,92 4,30 376 17,5 — —
64 14,84—41,29 3,17 256 2,8 6,7 10
107 0,99 0,70 67 12,0 — —
112 0,22 0,30 58 57,0 —. —
Примечание. Значения пористости тк и тх (соответственно без экстракции и с
экстракцией хлороформом) для скв. 24, 27, 28, 30, 35 сняты по изолиниям на картах
распределения пористости.
не реальны. Так, для месторождений Узень и Арланское градиент
Дро также достигает 30 ат [64]. Табл. 21 позволяет подтвердить
известную связь между Др0, гидропроводностью и продуктивно-
стью скважин: чем ниже два последних параметра, тем больше
значение Лро-
Исследованиями ВНИГРИ, как уже отмечалось, установлена
прямая зависимость продуктивности от пористости кернов из про-
дуктивных интервалов скважин. Эту зависимость можно просле-
ТАБЛИЦА 21
Реологические свойства коллекторов баженовской свиты
(по данным стационарной фильтрации)
Скважины м3/(сут-ат) Q„, м3/сут Дрт ат тк, % тх, % Г, ы-‘
10 1,78 30 2 6 8 200
30 4,13 317 9 7 10 —
32 1,15—3,00 330 17 7,4 9,2 170
35 1,98 220 16 6 8 —
37 0,06 24 48 3 4,5 150
39 0,04 7 21 —. — —
41 0,18 77 50 — — —
44 0,04 16 48 5,9 7,4 130
46 0,02 5 30 7 10,2 100
55 0,67 8,8 18 .—
72 0,30 27 11 6 8 —
92 0,27 48 22 1,5 10,7 150
93 0,01 26 31 2 12 200
101 0,20 4,8 3 2,5 10,5 100
109 0,02 1,9 12 — — —
90
дить исходя из вышеизложенного. Действительно, при неизвест-
ных характеристиках, определяющих начальный градиент давле-
ния в пласте, можно принять [64]:
G = bpolrK^k~'i2.
С другой стороны, например по формуле Козени,
k Ш.
Отсюда
О т~'12; 71 <х> 1 ,'Д/?0 °° т~'!2.
Для известных месторождений градиент G обычно принимает
значения 0,01—0,1 ат/м ![64].
Оценим приближенно начальный радиус контура питания:
гк « Др0/О = 15/0,05 = 300 м.
В действительности при работе скважин с дебитами Q<Qo
соответствующий радиус контура влияния будет значительно
меньше.
Итак, предположение о неньютоновском характере фильтрации
в пласте Ю,о (баженовская свита) позволяет объяснить ряд осо-
бенностей работы скважин.
1. Сравнение полученных в рамках указанного предположе-
ния уравнений индикаторных кривых, а также вида соответству-
ющих промысловых кривых говорит об йх идентичности в коор-
динатах Q, Др. В частности, объясняется увеличение со временем
коэффициентов 'продуктивности скважин.
2. Полученные из обработки промысловых данных значения
начального перепада давления Аро(Ю—20 ат) свидетельствуют о
значительном недовосстановлении пластового давления после ис-
следования скважин.
3. Установлена обратная связь между коэффициентами гидро-
проводности и продуктивности с одной стороны, и значением Др0—
с другой. Эта связь позволяет объяснить ранее отмеченный факт
прямой зависимости продуктивности (дебитности) скважин от
межзерновой пористости т, так как Др0~ ггг~1/2.
4. Наличием начального градиента можно объяснить поведе-
ние некоторых кривых восстановления давления на их конечных
участках (резкие изломы, неустойчивый характер и пр.), когда
градиенты давления в пласте становятся сравнимыми с началь-
ным.
5. Существование начального градиента давления необходимо
учитывать при проектировании разработки месторождения. Во-
первых, сетка разбуривания должна соответствовать добывным
возможностям скважин при проектируемых режимах их эксплуа-
тации. Во-вторых, необходимо предусмотреть способы поддержа-
ния давления в залежи для предотвращения его катастрофичес-
кого падения, а также для преодоления возникающих предельных
градиентов давления в границах застойных тупиковых зон [64]
91
(например, закачку воды с добавлением поверхностно-активных
веществ).
6. Наличием начальных градиентов давления в пласте можно,
вероятно, объяснить такой факт, как отсутствие свободной воды
в коллекторе баженовской свиты. Действительно, существование
начального градиента давления не является препятствием для ка-
пиллярной пропитки на границе вода—нефть (газ) [64]. В про-
цессе формирования месторождения на различных его этапах во-
да могла поступать из более пористых разностей пород в менее
пористые, привлекая на свое место соответствующее количество
нефти. Таким образом, высокопористые разности являлись как бы
«капканами» для образующихся >в них или пришедших извне уг-
леводородов, которые делали их гидрофобными. Этот процесс со-
провождался повышением пластового давления, что способство-
вало возникновению АВПД. Таким образом можно объяснить
формирование в пласте нефтенасыщенных гидродинамически изо-
лированных линз.
ГЛАВА IV
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ
ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЕ
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
§ 1. МЕХАНИЗМ ОБРАЗОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ
В БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЕ
Комплексные исследования, проведенные нами по изучению
( коллекторских свойств пород баженовской свиты, показали, что в
сапропелево-кремнисто-глинистых образованиях при определен-
ных условиях могут формироваться породы-коллекторы. Емкость
баженовских пород-коллекторов, как показано в гл. III, следует
характеризовать пористостью тк, определяемой керосинонасыще-
нием без предварительной экстракции образцов хлороформом.
Хлороформенная обработка приводит к нарушению структуры по-
роды и искажению реальных значений емкости. Рассматриваемая
емкость представлена седиментационными и диагенетическими по-
рами, включая образовавшиеся унаследованно по ним поры выще-
лачивания. Сообщение между этими пустотами осуществляется
через межтекстурные микротрещины (микроканалы), которые воз-
никли на различных стадиях литификации осадка.
Определения пористости тк, выполненные по Салымскому и
другим районам Среднего Приобья (более 1400 образцов), позво-
лили установить связь этого параметра с пластовой температурой
и с продуктивностью скважин (см. рис. 2). В интервале темпера-
туры 80—100 °C значения тк не превышают, как правило, 1,5%.
92
Затем при температуре выше 120 °C наблюдается резкий скачок
открытой пористости, в среднем до 7 %, совпадающий по площади
исследования с переходом от «сухих» скважин к низко- и средне-
дебитным, а затем к высокодебитным. Вне зон автохтонной нефте-
носности баженовские породы характеризуются крайне плохими
коллекторскими свойствами (тк всегда меньше 1,5%).
Из материала, изложенного в гл. I, следует, что нефтеносность
баженовской свиты зависит от интенсивности влияния темпера-
турного фактора на нефтегенерацию. Нефтеносность и коллектор-
ские, свойства баженовских пород взаимосвязаны единством усло-
вий формирования коллекторов и нефтеобразования. Поэтому фор-
мирование баженовских коллекторов следует рассматривать в не-
разрывной связи с формированием самих нефтяных залежей ба-
женовской свиты.
Зависимость, существующая между открытой пористостью и
пластовой температурой, позволяет связывать формирование кол-
лектора, как минимум, с одним из двух известных для баженов-
ской свиты процессов, контролируемых температурой: с преобра-
зованием органического вещества (гл. I) и (или) с гидрослюди-
зацией монтмориллонита. Условия гидрослюдизации баженовских
пород рассмотрены в § 3 гл. I. Из них следует, что эмиграция уг-
леводородов из баженовской свиты затруднена; значит, для зон,
где пластовая температура в баженовской свите не обеспечила
существенной степени гидрослюдизации, объяснять происхождение
нефтяных залежей поступлением углеводородов из нефтематерпн-
ской баженовской свиты вряд ли допустимо. Это согласуется и с
ходом изменения содержания битумоидов и углеводородов в ба-
женовской свите по мере повышения температуры (гл. III).
При условии хорошей изоляции баженовской свиты глинисты-
ми толщами от ближайших проницаемых пластов содержание хло-
роформенного битумоида в ОВ и содержание углеводородов (УВ)
в битумоиде возрастают в интервале температуры от 73 до 105 °C
(см. рис. 6). Судя по постепенному увеличению с температурой
темпов роста битуминозности ОВ, и при 105 °C процесс нефтегене-
рации не прекращается. До температуры 100—105 °C повышение
содержания битумоида в баженовских породах не сопровождает-
ся ростом их открытой пористости. Как 'показали результаты про-
веденного С. Н. Белецкой раздельного изучения битумоидов в по-
рах различных типов, основная масса битумоидов (в том числе
углеводородов) заблокирована асфальтово-смолистыми компонен-
тами и находится в неспособном к миграции состоянии '[41]. Пре-
обладание заблокированных УВ вообще характерно для началь-
ных стадий мезокатагенеза пород, обогащенных органическим ве-
ществом [27]. При более высокой температуре в баженовских по-
родах фиксируется резкое снижение содержания заблокирован-
ных битумоидов, что объясняется преобразованием блокирующих
асфальтово-смолистых компонентов, совпадающим со скачкооб-
разным увеличением открытой пористости [41]. Вероятно, при пе-
реходе заблокированных УВ в свободное состояние объем, кото-
91
рый они до этого занимали, автоматически включается в откры-
тую поровую систему.
Таким образом, решающий этап формирования баженовских
коллекторов связан с преобразованием структуры порового прост-
ранства, благодаря чему поровая система приобретает сообщае-
мость, а углеводороды—-подвижность и способность к отдаче в
скважины. Предложенный механизм может показаться чрезмерно
усложненным, но реальность его подтверждается резким сниже-
нием содержания летучих компонентов в образцах баженовских
пород из высокотемпературных зон. При наличии в породе про-
ницаемой поровой системы эти компоненты легко теряются в ре-
зультате ухода в ствол скважины после вскрытия пласта, отжатия
из керна при подъеме его на поверхность и испарения при хране-
нии керна.
Дефицит летучих в высокопористых образцах из «горячих» зон
фиксируется, как минимум, тремя независимыми аналитическими
методами.
1. По данным А. И. Шапиро, резко сокращена доля наиболее
легкой фракции низкокипящих УВ.
Методика выделения низкокипящих компонентов не обеспечи-
вает их полной сохранности при дроблении, поэтому данные об
абсолютных содержаниях малоинформативны и неприменимы для
расчета баланса пористости. В табл. 22 приведены относительные
содержания наиболее легких УВ (температура начала кипения
в. к. — 70 °C) от суммы низкокипящих. Бросается в глаза резкое
сокращение их доли в образцах Салымского месторождения. В об-
разце же из скв. 17 ВерхНесалымского месторождения, наиболее
ТАБЛИЦА 22
Содержание углеводородов н. к.— 70 °C в низкокипящей фракции битумоидов
в породах баженовской свиты (по данным А. И. Шапиро)
Площадь Скважина Глубина, м Содержание, %
Варь-Еганская 11 2484—2488 1,96
Покамасовская 9 2697—2701 2,09
Покачевская 30 2688—2698 5,6
Федоровская 87 2706—2710 1,95
Покамасовская 8 2724—2734 1,1
Нонг-Еганская — 2802—2809 2,05
.Малобалыкская 21 2878—2887 4,58
Мултановская 7 2842—2856 1,84
Верхнесалымская 17 2898—2910 Нет фракции и. к.— 125 °C
Салымская 49 2801—2811 0,24
Салымская 83 2851—2857 0,33
Средневатьеганская — 2917—2921 2,94
Июльская 215 2975—2930 3,48
Итурская 79 3030—3040 2,5
Соимлорская 103 3132—3135 1,2
«4
во,-----,---$
4 Б
п----1---г
Рис. 22. Соотношение между разными типами открытой пористости (mK, тх,
Шф) пород баженовской свиты при различной пластовой температуре.
Значения пористости даиы в среднем по скважине; цифры на графиках — номера скважин.
Открытая пористость: а — без экстракции, б — после хлороформенной экстракции (за вы-
четом объема, занимаемого битумоидом).
Месторождения и площади: 1 — Салымское, 2 — Верхнесалымское, 3 — Студеное, 4 — Ем-
Еговское, 5— Горшковская, 6 — Западно-Салымская, 7— Мултановское, 8— Малобалык-
ское, 9 — Покачевское, 10 — Путлунская.
продуктивной из представленных образцами, полностью отсутство-
вала фракция н. к.— 125 °C, соответствующая углеводородам
С5—Се, что при наличии соответствующих соединений в баженов-
ских нефтях однозначно свидетельствует о потере легких УВ из
открытых пор.
2. Открытая пористость, определяемая после хлороформенной
экстракции (тх), в высокотемпературных зонах оказывается рав-
ной сумме пористости, определенной до экстракции, и объема эк-
страгированного битумоида. В образцах же из низкотемператур-
ных участков обнаруживается избыток тх (4—6%), который, ви-
димо, занят компонентами, теряемыми при экстракции (рис. 22).
3. Меняются люминесцентные свойства породы, наблюдаемые
в шлифах.
По результатам люминесцентно-микроскопического изучения
шлифов А. Р. Беликова разделила породы баженовской свиты по
степени остаточности содержащегося в них битумоида. При
этом была установлена закономерность, которая может показать-
ся парадоксальной: наиболее остаточный битумоид зафикси-
рован в породах именно тех площадей (в первую очередь Салым-
95
ского района), где в баженовской свите обнаружены скопления
нефти. Наоборот, на непродуктивных участках, судя по люминес-
ценции прозрачных включений и трещин в шлифах, порода оказа-
лась переполненной потенциально миграционно способным угле-
водородным флюидом.
Объяснение, очевидно, заключается в хорошей сохранности уг-
леводородов в заблокированных порах баженовских пород на не-
продуктивных площадях. Там же, где процесс вскрывания пор
прошел и наиболее легкие углеводороды эмигрировали, тяжелые
люминесцирующие компоненты битумоида оказались пассивными.
Они не были вынесены в пустоты породы и в клей при изготовле-
нии люминесцентных шлифов и поэтому остались невидимыми,
«спрятанными» в темной непрозрачной матрице породы. Следует
также отметить, что одиночный образец баженовской породы
Верхнесалымского месторождения, проанализированный Е. А. Ро-
гозиной на -содержание и состав газов закрытых пор, оказался
резко (более чем на порядок) обедненным газами по сравнению
с образцами непродуктивных площадей.
R Процесс «раскрытия» пор коллектора, происходящий в недрах
। । при температуре 100—120 °C, может моделироваться обработкой
1 образцов хлороформом. Аналогия подчеркивается тем обстоятель-
W ством, что из ряда высокотемпературных скважин Салымского ме-
I сторождения был поднят расслоенный керн, внешне похожий на
р керн, экстрагированный хлороформом. Процесс этот приводит к
«объединению в открытую поровую систему пор различных типов.
§ 2. РОЛЬ ТРЕЩИН В ФОРМИРОВАНИИ
БАЖЕНОВСКОГО КОЛЛЕКТОРА
Из описанной выше модели следует, что получение притоков
нефти из баженовской свиты обусловлено существованием в мат-
рице породы определенной значимой проницаемости.
О существовании сообщаемого внутриматричного пространства
кроме высокой открытой пористости (до 10%) свидетельствует
значимая газопроницаемость, установленная на образцах керна
баженовской свиты в лабораторных условиях (табл. 23). Полу-
ТАБЛИЦА23
Проницаемость матрицы бажейовской свиты (Салымское месторождение)
Показатели Скважины
57 60 32 81 93 79
Число исследованных об- разцов •Среднее значение про- ницаемости, мД 11 0,02 11 1.6 29 1,58 9 0,4 12 0.17 5 0,99
S6
ченные значения газопроницаемости выше, чем у коллекторов тре-
щинного типа (проницаемость обусловлена только межблоковыми
трещинами), в несколько раз и даже на несколько порядков. Од-
нако абсолютные значения проницаемости, определенные по кер-
ну, остаются низкими (обычно меньше 1 мД) и не согласуются
с промысловыми данными (гл. Ill, § 1). Отсюда следует представ-
ление о двойной среде фильтрации в баженовском коллекторе, о
наличии высокопроницаемых проводящих каналов, которые дре-
нируют блоки породы и осуществляют транспортировку нефти из
матрицы к забою скважины [53]. Такими каналами являются тре-
щины, рассекающие разнопористые породы,,..Это подтверждается
результатами микроскОТшчёскогоизучения~керна: в шлифах фик-
сируются горизонтальные и, реже, вертикальные трещины моло-
дой генерации, открытые и заполненные УВ (гл. III). Кроме того,
существующий на Салымском месторождении слабый структур-
ный контроль нефтеносности, выражающийся в приуроченности
более продуктивных (при прочих равных условиях) скважин к
осевой зоне структуры, может быть связан с повышенной трещи-
новатостью этой зоны.
Фильтрационные свойства баженовских пород-коллекторов, ха-
рактеризующие внутрипластовое перемещение флюидов, обуслов-
ливаются в основном повсеместно развитыми генетически одно-
родными горизонтальными трещинами и спорадически присутст-
вующими в разрезе вертикальными трещинами. Плотность гори-
зонтальных трещин колеблется в пределах 50—200 м-1, редко до-
стигая 300 м-1 и более, плотность вертикальных трещин варьи-
рует в диапазоне 15—45 м ’. Такая плотность трещин обеспечи-
вает трещинную проницаемость от долей миллидарси до 1—2 мД;
при повышенных значениях плотности трещин проницаемость воз-
растает до 3—5 мД и более (рис. 23). Максимальные значения
проницаемости обусловливаются наличием вертикальных трещин.
Так, в пределах Салымского месторождения меридионально вы-
тянутые зоны повышенной трещинной проницаемости совпадают
с зонами повышенной плотности вертикальных тектонических тре-
щин.
Другую точку зрения, связывающую притоки нефти из баже-
новской свиты непосредственно с прослоями определенных по-
род — «баженитов», отстаивает И. И. Нестеров [38, 39]. Подразу-
мевается, что «бажениты» сами обладают достаточной проницае-
мостью для непосредственной отдачи нефти в скважины. Эта точ-
ка зрения труднодоказуема, поскольку керн высокопроницаемых
баженовских пород — гипотетических «рыхлых баженитов» — ни
разу не был поднят на поверхность. По мнению И. И. Нестерова,
такой керн целиком разрушается при бурении. Действительно,
вынос керна из некоторых интервалов при бурении баженовской
свиты Салымского месторождения очень низок, но эти интервалы
не имеют постоянного места в разрезе (рис. 24). Кроме того, ока-
зывается, что продуктивность скважин никак не связана с процен-
том выноса керна, который определяется в основном технологи-
7 Зак. 610
97
.родах баженовской свиты по некоторым площадям Тюменской области.
J — плотность трещин; открытая пористость: 2 — после хлороформенной экстракции, 3 —
без экстракции.
Площадь, номер скважины (число определений): I— Салымская, 32 (60), II— Салымская,
•68 (20), III — Салымская, 79 (24), IV — Верхнесалымская, 17(80), V — Студеная, 1(24).
VI —• Студеная, 4(30), VII — Ем-Еговская, 15(40), VIII — С основе-Мысская, 71(60), IX —
Малобалыкская, 21 (49).
*98
ческими факторами. Вполне закономерно, что высокопористые и
проницаемые породы хуже сохраняются в керне. Однако значи-
мые зависимости, существующие между продуктивностью сква-
жин, температурой и аналитическими значениями открытой по-
ристости (см. рис. 2), показывают, что эта пористость, определен-
ная в достаточно плотных неразрушающпхся образцах, однотипна
с нефтеотдающей пористостью коллектора. Между керном, кото-
рый удается и не удается поднять, могут существовать количест-
венные, но не качественные различия по емкостным свойствам.
На наш взгляд, в наиболее пористых прослоях пород фильтра-
ция нефти к 3a6ofo скважины в первую очередь связана с гори-
зонтальной трещиноватостью. Такая трещиноватость имеет макси-
мальное развитие именно в этих ослабленных прослоях, особенно
когда они наследуют первично слоистые разности пород. Прослои
рассланцованных пород, обеспечивающие максимальный приток в
скважину в первые моменты после вскрытия пласта, в последую-
щем подпитываются нефтью благодаря поступлению ее из более р
плотных разностей пород. Нефть отжимается под влиянием зна- А
чительного перепада давлений, образующегося после вскрытия
пласта с АВПД. Анализ открытой пористости и остаточной нефте-
насыщенности показывает, что при подъеме керна на поверхность,
т. е. при перепаде давлений, всего лишь вдвое превышающем воз-
никающий при вскрытии пласта, нефть почти полностью отжи-
мается из поровой системы всех образцов. Этот факт еще раз до-
казывает реальность поступления нефти в пластовых условиях из /
слабопроницаемой матрицы в трещины. у
§ 3. ВЗАИМОСВЯЗЬ ВЕЩЕСТВЕННОГО СОСТАВА £
И ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
При оценке перспектив нефтеносности баженовской свиты
важно установить, как влияют на формирование коллектора пер-
вичные особенности состава пород, связанные с условиями осадко-
накопления. Чтобы решить эту задачу, нам пришлось ответить на
несколько вопросов. Первый из них — существует ли связь между
особенностями строения отдельных разрезов и их продуктивно-
стью. Для этого на карту Салымского месторождения (см. рис. 2)
были нанесены разрезы, на которых показаны основные типы по-
род. Хорошо видно, что однотипных разрезов, позволяющих кор-
релировать отдельные интервалы по площади, нет. Можно лишь
отметить, что верхняя часть баженовской свиты часто представ-
лена породами типов 3, 4 (более глинистые разности), тогда как
в нижней части чаще встречаются породы типов 9, 10 (существен-
но карбонатные). Почти во всех хорошо изученных разрезах рез-
ко преобладают породы типов 1, 2 (наиболее обогащенные орга- «
ническим веществом и свободным кремнеземом). .
Разрезы скважин, 'дающих промышленные притоки нефти, и j
скважин с низкой продуктивностью в среднем содержат одинако-
вые количества разных типов пород. Известны и другие случаи,
7 * 99
2730
2750-
.Скв,В1
2800
2850
2900
<5 5 10 25
50 >50%
llllllllllll»
2950
h,M
Рис. 24. Распределение выноса керна по скважинам (Салым
когда рядом расположенные скважины с близкой продуктивно-
стью имеют заметно различающиеся типы разрезов. Так, скв. 32
были вскрыты преимущественно породы типов 1, 2, а скв. 10 —
породы типов 3, 4. Отсюда следует, что связи между продуктив-
ностью разрезов и особенностями их строения не наблюдается.
Это же хорошо видно в табл. 14, где все измерения физических
свойств пород, данные о содержаниях органического вещества,
а также нерастворимого остатка осреднены по скважинам и типам
пород. В табл. 15 эти же параметры осреднены по разрезам изу-
ченных скважин Салымского и Верхнесалымского месторождений.
Анализ этих таблиц также показывает отсутствие корреляции
между дебитами скважин и особенностями вещественного состава
пород.
Второй вопрос относится к установленной закономерности, сво-
дящейся к тому, что существует весьма тесная связь между про-
дуктивностью скважин и открытой пористостью пород тк, опре-
деленной без предварительной экстракции пород хлороформом.
Из этой закономерности следует, что если разные типы пород в
одном разрезе различаются по значениям тк, то их относительная
роль в общей продуктивности скважин также различна. Эти раз-
личия для основных типов пород даны в табл. 15.
Довольно близкие соотношения компонентов пород в разных
скважинах позволяют подсчитать средние значения тк в отдель-
ных типах пород для всей изученной выборки. Поскольку сущест-
100
81 51 50 37 78 38 47 50 S3 52
2750
ское месторождение, баженовская свита).
вует тесная связь между типами пород и их пористостью после
экстракции хлороформом тх, можно построить график (рис. 25),
где в единую систему хорошо увязываются пористости тх, тк и
основные типы пород; рис. 25 и табл. 15 убедительно показывают,
что вклад пород типов 1, 2 в общую нефтеносность баженовской
свиты заметно больше, чем пород типов 6, 9, 10 и особенно 3, 4.
Отмеченные различия между типами пород по емкостным свой-
ствам имеют, однако, только количественный характер. Вещест-
венный состав пород-коллекторов, условия формирования пустот
в них, процессы, определяющие эффективную пористость (темпе-
Рис. 25. Зависимость
между открытой порис-
тостью до экстракции
тк и после экстракции
хлороформом тх в раз-
ных типах пород.
101
. ратурный фактор не мог избирательно влиять на отдельные час-
ти разреза в пределах 30-метровой мощности баженовской свиты),
количественные и качественные характеристики путей фильтрации
позволяют рассматривать баженовскую свиту на всю ее мощность
как единый нефтенасыщенный горизонт, обусловленный развитием
коллектора трещинно-порового типа, нефтеотдача которого в силу
' специфичности гидродинамических показателей пласта неодинако-
ва по площади ТГ'рй'Зрезу.
§4. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ
В БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЕ
Как следует из предлагаемой схемы формирования баженов-
ского коллектора, для получения из него притоков нефти необхо-
димы определенная степень преобразованности ОВ, значительно
улучшающая емкостные и фильтрационные свойства матрицы, и
наличие в породе достаточного количества трещин. При этом тре-
щиноватость зависит не только от катагенетпческого, но и от тек-
тонического фактора. Действительно, как видно из рис. 2, в пре-
делах Салымского месторождения высокая пластовая температу-
ра является необходимым, но не достаточным условием получения
значительных притоков нефти. Все скважины с высокими прито-
ками расположены на участках, где температура составляет не
менее 120 °C, со средними притоками—не менее ПО °C, хотя в
этих же зонах с ними могут сосуществовать менее продуктивные
скважины.
Воспроизведенная на рис. 2 карта Салымского месторождения
была составлена до бурения на Малосалымской структуре
скв. 141. Все скважины, пробуренные на Малосалымской структу-
ре к тому времени, были сухими или давали минимальные притоки
нефти. Высокая* пластовая температура указывала, однако, на по-
» тенциальные перспективы участка, которые и подтвердились при
получении из скв. 141 притока нефти.
В заключение мы считаем необходимым рассмотреть альтерна-
тивную изложенной выше концепцию условий формирования ба-
женовских коллекторов, связывающую этот процесс с автонефте-
разрывом пласта [20]. Трещины нефтеразрыва являются, по
В. М. Добрынину, основной нефтевмещающей емкостью. Принци-
пиальное возражение против такой точки зрения уже было приве-
дено нами при обосновании поровой природы емкости коллектора
(гл. Ill, § 1): в случае существования раскрытых трещин, емкость
которых достигала бы единиц процентов, проницаемость коллек-
тора была бы несравнимо выше реально фиксируемой по промыс-
ловым данным. Допущение о прерывистости трещин, их ограни-
ченной протяженности и плохой сообщаемое™ между собой, каза-
лось бы, снимает это возражение. Но вряд ли можно реально
представить формирование при «флюидоразрыве» большого числа
горизонтальных трещин достаточно большой емкости, имеющих
102
ограниченную протяженность. Такие трещины, которые имели бы
в разрезе форму выпуклых линз, потребовали бы для своего об-
разования необыкновенно высокой пластичности скелета по-
роды.
Согласно 'Второму варианту той же концепции, отстаиваемому
геологами СибНИИНП [42], предполагается,, что локальные авто-
нефтеразрывы, сопровождавшие нефтегенерацию, приводили к
снижению давления в очагах генерации углеводородов, в резуль-
тате чего образовавшиеся горизонтальные трещины вновь смыка-
лись. Такая точка зрения, не предполагающая существования в
коллекторе открытых нефтевмещающих горизонтальных трещин,
содержащих значительный объем углеводородов, не вызывает
принципиальных возражений. Она, по существу, не противоречит
и предлагаемой нами схеме формирования коллектора.
В отдельных скважинах Салымского месторождения фиксиро-
вались выбросы нефти в процессе бурения уже после проходки
всего интервала залегания баженовских пород, при бурении зумп-
фа в сильнотрещиноватых, оскольчатых, интенсивно перемятых
глинистых пиритизированных породах кровли абалакской свиты.
Подобные трещинные зоны могут, вероятно, способствовать улуч-
шению латеральной гидродинамической сообщаемое™ пласта,
практически не влияя на его емкость.
В последнее время появились сведения о наличии в разрезе
баженовской свиты ряда площадей прослоев песчаных пород
(Г. С. Ясович, устное сообщение). Представляется вполне возмож-
ным, что с этими песчаниками в отдельных случаях могут быть
связаны притоки нефти. Однако в Салымском районе, содержа-
щем основные нефтяные залежи баженовской свиты, песчаники
встречены не были. Главные скопления нефти связаны здесь с
описанными выше весьма специфическими баженовскими порода-
ми, коллекторские свойства которых значительно улучшились в
процессе нефтегенерации под влиянием высокой пластовой темпе-
ратуры.
Прогноз нефтеносности баженовской свиты сводится к прогно-
зу коллекторов, поэтому приведенная нами схема формирования
баженовских коллекторов дает теоретическое обоснование эмпи-
рическим поисковым критериям нефтеносности, изложенным
в гл. I, главнейшим из которых является температурный. По ком-
плексу критериев, включающему также содержание ОВ в баже-
новских породах, электрическое сопротивление этих пород и ус-
ловия изоляции их глинистыми толщами от гранулярных коллек-
торов, наиболее интересными для обнаружения новых зон распро-
странения коллекторов в баженовской свите остаются неопоиско-
ванные участки Ханты-Мансийской и Надымской впадин. В этих
районах, в принципе, не исключена возможность обнаружения
коллекторов, сходных с коллекторами Салыма. Вторая по значе-
нию область связана с северной частью Нюрольской впадины,
прилегающими районами Каймысовского свода и Колтогорского
мегапрогиба (см. рис. 4).
103
ГЛАВА V
МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
«БАЖЕНОВСКОГО» ТИПА
В НЕКОТОРЫХ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНАХ МИРА
§ I. МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
В ДОМАНИКИТАХ НА ТЕРРИТОРИИ США
Данные о нефтегазоносности пород морских бассейнов, в про-
цессе осадконакопления обогащенных органическим веществом
(доманикитов, по Н. Б. Вассоевичу [7]), в современной литера-
туре сравнительно немногочисленны. Прежде всего, это объяс-
няется их ничтожным значением как промышленных объектов уг-
леводородов в настоящее время, что обусловлено весьма слабой
изученностью этих образований. Любопытно, однако, что на са-
мых первых этапах развития мировой нефтедобычи роль домани-
китов* была, видимо, существенной. Так, в прошлом веке боль-
шая часть нефти, использовавшейся в Австро-Венгрии, Польше,
Франции и других европейских странах, добывалась из неглубо-
ких ям, выкопанных в сланцах (относившихся, вероятно, к мени-
литовой серии олигоцена) на территории Галиции, Моравии, Ва-
лахии [73].
Открытие нефтяных залежей в баженовской свите дает осно-
вание вернуться к рассмотрению доманикитов как потенциально
нефтесодержащих пород. Попытаемся на основе опыта, получен-
ного при изучении перспектив нефтегазоносности баженовской
свиты, выявить главнейшие условия, которые могут определять
нефтегазоносность сходных по различным признакам толщ в дру-
гих регионах мира. Наиболее обширные данные по нефтяным и
газовым месторождениям в доманикитах имеются в литературе
по нефтегазоносным бассейнам США. По геологическим условиям
нефтегазоносности обогащенных ОВ кремнистых, карбонатных и
глинистых сланцев США эти материалы обобщены в обзоре
Н. С. Бескровного и С. Г. Краснова [5], который взят за основу
при составлении данной главы. В настоящей сводке о нефтегазо-
носности доманикитов в первую очередь обращено внимание на
существенные с точки зрения нефтеносности геологические при-
знаки, по которым возможно сопоставление рассматриваемых
толщ с баженовской свитой, хотя не всегда опубликованный ма-
териал содержал необходимые для этого сведения.
* Под «доманикитами» мы понимаем морские тонкодисперсные осадочные
породы, в которых преобладают аутигенные, преимущественно органогенные
минералы, причем обязательными являются сапропелевое органическое вещество,
кремнезем, карбонаты (кальцит и доломит) и пирит. Содержание терригенных
компонентов (в основном глинистые минералы и меньше обломочные частицы
алевритового размера) сильно колеблется, но в среднем на литологическое тело,
сложенное доманикитами, не превышает 50 %.
104
Следует остановиться на некоторых терминологических аспек-
тах американской литературы. В английском языке термин «oil
shales» (нефтяные сланцы) используется в качестве синонима тер-
мина «bituminous shales» (битуминозные сланцы) и не означ-ает
наличия в сланцах подвижной нефти, а указывает лишь на воз-
можность получения из них при деструкции органики «shale oil»—
сланцевого масла. Термин же «битуминозные сланцы» отражает,
как и в большинстве отечественных работ, лишь общую обогащен-
ность пород органическим веществом, а не битуминозность это-
го ОВ.
Краткая характеристика нефтяных месторождений в домани-
китах на территории США дана в табл. 24, их описание приве-
дено ниже.
Провинция Тихоокеанского побережья
'—?
Нефтеносные сланцы неогена (Монтерей и их аналоги. Сис- 1
куок). Нефтяные залежи в неогеновых сланцах Тихоокеанского
побережья США (штат Калифорния) наиболее широко известны и
хорошо изучены. Нефтеносность связана главным образом со
сланцами Монтерей (Monterey) и их возрастными аналогами, хо-
тя местами продуктивны и другие сланцы неогена. Месторожде-
ния расположены в осадочных бассейнах впадин Санта-Мария,
Сан-Хоакин-Вэлли, Вентура и Лос-Анджелес. Самые крупные за-
пасы нефти в сланцах-, оцененные на 1953 г. в 24,4 млн. м3, со-
средоточены в месторождении Санта-Марпя-Вэлли (Santa-Maria
Valley) в северной части района.
Для всех бассейнов Калифорнии очевидна связь между тре-
щиноватостью сланцев и их нефтеносностью, причем существуют
резкие различия в степени трещиноватости. Наиболее трещинова-
тыми в разрезе бывают обычно твердые, богатые кремнеземом
разности пород. Вынос керна из них ограничен, и некоторые ис-
следователи вообще ставят под сомнение возможность получения
представительных образцов из этих разностей вследствие их силь-
ной разрушенности. Развитие высококремнистых пород связано с
определенными фациальными условиями, хотя встречаются мно-
гочисленные свидетельства вторичного перераспределения кремне-
зема в отдельных участках разреза: кристаллы вторичного квар-
ца, полосы окремнения, не совпадающие со слоистостью, и т. д.
Региональное распространение трещиноватости в породах бассей-
на Санта-Мария при отсутствии связи ее локальных вариаций с
тектонической структурой указывает на диагенетическое проис-
хождение основных систем трещин. Считается, что для бассейнов
Сан-Хоакин-Вэлли и Лос-Анджелес, наоборот, характерна текто-
ническая трещиноватость, более интенсивная в сводах антиклина-
лей [84]. Причем в бассейне Лос-Анджелес нефтеносные зоны в
сланцах контролируются развитием пересекающихся систем тре-
щин, очень чувствительных к глинизации. Для этого месторожде-
ния характерны отсутствие воды в коллекторе и наличие непро-
105
ТАБЛИЦА 24
Геолого-промышленные параметры залежей нефти в сланцах (по данным [78],
с изменениями и добавлениями Н. С. Бескровного и С. Г. Краснова [5])
с:
S
К
о
£
£
* Всего по бассейну Санта-Мария добыто нефти к 1948 г. 29,4 млн. м3, к 1953 г. 71,5 млн. м3. Добыча на скважину составила 1,5-
150 тыс. м3 (средняя 41 тыс. м3).
* * К 1953 г. общая добыча нефти составила 2,2 млн. м3 (100—160 тыс. м3 на скважину).
* ** Добыча на скважину —до 1,3 тыс. м3.
106
мышленных притоков в скважинах, занимающих низкое структур-
ное положение.
Достоверным свидетельством существования открытых трещин
в продуктивных зонах может служить потеря циркуляции, типич-
ная для высокодебптных скважин всех бассейнов. Известны слу-
чаи, когда в отложения Монтерей закачивалось до 4,8 тыс. м3 про-
мывочной жидкости. Наиболее продуктивные скважины часто на-
ходятся вблизи известных или предполагаемых разрывных нару-
шений. Дебиты отдельных скважин изменяются в зависимости от
режима работы соседних скважин. Бывает, что из пласта полу-
чают глинистый раствор, потерянный в соседней скважине. Водо-
нефтяные контакты реагируют на закачку воды в соседние сква-
жины. Залечивание трещин кальцитом отрицательно влияет на
нефтеносность [74].
Нефтеносность верхнемиоценовых отложений Монтерей огра-
ничена районами, где они перекрываются осадками плиоцена,
включающими глинистые сланцы, которые служат покрышкой для
залежей. Отмечены процессы изменения нефтей при миграции:
нефти, разделенные тонкими прослоями бентонитовых глин, име-
ют разный состав. Для месторождений бассейна Санта-Мария, в
разрезе которых существует резкое несогласие между миоценовы-
ми и плиоценовыми отложениями, характерны самые легкие
нефти.
Трещиноватые зоны в окремненных сланцах характеризуются
высоким электрическим сопротивлением неза-висимо от характера
насыщения. Интервалы с низким сопротивлением и высоким элек-
трическим потенциалом обычно непродуктивны, реже они дают
большие, но непродолжительные притоки. Интервалы с благопри-
ятными геофизическими характеристиками также не всегда ока-
зываются продуктивными. Трещины в керне из перспективных ин-
тервалов обычно заполнены нефтью. В бассейне Санта-Мария в
зоне развития кремневых сланцев, проницаемость которых со-
ставляет 10—15 (до 35) мД, плотность запасов равна 3,7—
5,9 м3/м2 при коэффициенте извлечения 0,3. Вычисленная по этим
данным пористость оказалась равной 6 %.
Сланцевые битуминозные толщи с начала века и до наших
дней рассматриваются большинством исследователей как нефте-
материнские [69, 75, 84, 87]. Резервуаром, по мнению многих ав-
торов, могут служить пористые доломитовые сланцы [71] или
зоны интенсивного дробления в хрупких кремнистых породах.
Д. Т. Филиппи [65] считает, что образующаяся в неогеновых
сланцах Калифорнии нефть сорбируется рассеянным органичес-
ким веществом, что и препятствует ее миграции в песчаные кол-
лекторы.
Провинция Скалистых гор
Нефтеносные сланцы эоцена (Грин-Ривер). Горючие сланцы
Грин-Ривер (Green River) эоценового возраста занимают площадь
65 тыс. км2 на территории штатов Вайоминг, Юта и Колорадо в
107
центре Скалистых гор. Это самое большое в мире скопление горю-
чих сланцев связано с отложениями пересыхающих озер, богатых
синезелеными водорослями [70]. Отложения формации Грин-Ри-
вер распространены в пределах впадин (осадочных бассейнов)
Юинта (Uinta basin), Пайсенс-Крик и Грин-Ривер. Мощности этих
отложений возрастают к центральным частям бассейнов со сменой
субаэральных и прибрежных фаций собственно озерными.
Особый интерес представляют месторождения Рузвельт (Roose-
velt) и Дачесне (Duchesne) бассейна Юинта, открытые соответст-
венно в 1949 и 1951 г. Здесь нефть добывается непосредственно
из трещиноватых битуминозных сланцев основания формации
Грин-Ривер, а также из алевролитов Восач. Месторождение Руз-
вельт расположено на структурном носу, раскрывающемся к севе-
ро-западу. Продуктивная зона месторождения мощностью от 13
V до 270 м, лежащая на глубине около 2700 м, не имеет структурно-
I го ограничения. Установлена трещинная природа проницаемости.
( Расположение продуктивных интервалов в разрезе и дебиты, до-
стигающие 250 м3/сут, сильно различаются даже для соседних
• скважин.
Нефтеносные сланцы верхнего мела (Пьерре и Манкос со слоя-
ми Фронтиер, Ниобрара, Моури). Сланцы Пьерре. Верхнеме-
ловые морские сланцы Пьерре (Pierre) занимают площадь более
1500 тыс. км2 в Скалистых горах и в прилегающей к ним части
Великих равнин — на территории штатов Северная и Южная Да-
кота, Монтана, Айдахо, Вайоминг, Небраска, Юта, Колорадо,
Нью-Мексико. Они залегают в основании разреза системы Монта-
на и имеют мощность до 1400 м.
Сланцы Пьерре отличаются большой однородностью. Порода
твердая, легко колется по плоскостям напластования; цвет серый
до зеленовато-черного, реже светло-серый; состав гидрослюдисто-
монтмориллонитовый (10—45 % монтмориллонита), с высоким
содержанием кремнезема (в среднем 59,7%)- Тонкопелитовый ма-
териал слагает 35—90 % породы; некоторые интервалы содержат
небольшое количество тонкопесчаного материала. В сланцах
встречаются тонкие прослои красноватых конкреций лимонита.
Карбонатовые прослои отмечены только в самом основании тол-
щи. По данным Г. Туртело [86], содержание Сорг не превышает
2,4 %, а в большинстве участков составляет 0,5 %.
Продуктивные интервалы в сланцах могут находиться на раз-
ных глубинах даже в соседних скважинах, хотя в целом верхняя
граница продуктивной части разреза на месторождении Флоренс
параллельна подошве слоя. В ранних работах высказывалось
мнение, что вся нефть в этом месторождении добывается непо-
средственно из опесчаненных горизонтов в сланцах [76], однако
к настоящему времени твердо установлена связь нефтеносности с
тектонической трещиноватостью и трещинами отдельности в слан-
цах (независимо от природы емкости коллектора). Данные о пре-
обладающей ориентировке трещин противоречивы. Имеются ука-
108
зания на совпадение ее как с простиранием оси синклинали [72],
так и с ориентировкой флексур и сбросов [88].
С. Вошбурном [88] отмечен ряд характерных для залежи осо-
бенностей. В соседних скважинах, даже расположенных в десят-
ках метров друг от друга, на одних и тех же глубинах пластовые
давления могут резко различаться, хотя увеличение давления с
глубиной наблюдается для скважин, дающих притоки из разных
интервалов, что свидетельствует о вертикальной сообщаемости
отдельных скоплений нефти. В других случаях наблюдается силь-
ное взаимное влияние скважин, особенно расположенных по про-,
стиранию трещин. Получение газового фонтана из приповерхност-
ной части разреза может привести к резкому уменьшению прито-
ка нефти из более глубоких горизонтов в соседней скважине. Вы-
сокое и аномально высокое давление в момент вскрытия фикси-
руется и в скважинах с дебитами 0,5—0,8 м3/сут. Быстрое паде-
ние давления указывает на ограниченную емкость крупных откры-
тых трещин, обнаруживаемых в процессе бурения (например, по
провалам инструмента).
Согласно гипотезе, выдвинутой Р. Де Фордом [72], при склад-
кообразовании в эоценовое время сланцы были зажаты между
компетентными слоями песчаников Тринидат и известняков, вхо-
дящих в состав слоев Ниобрара. В новейшее время при снятии
нагрузки после размыва перекрывавших сланцы песчаников про,
изошло раскрытие трещин и поверхностей напластования в слан-
цах и заполнение их нефтью. Основную емкость, из которой про-
исходит подпитка нефтью,, автор гипотезы связывает с зонами
опесчанивания, тонкими песчаными и раковинными прослоями и
прослоями конкреций. Однако практически всеми современными
исследователями подразумевается насыщение нефтью пор самих
сланцев. Вода из сланцев Пьерре ниже нефтеносных интервалов
не получена, но она встречается иногда в осевой части синклина-
ли за пределами контура нефтеносности и пропитывает породу
выше нефтеносных интервалов.
Важнейшей особенностью, отмечаемой практически всеми ав-
торами, является необычно большая для месторождений в слан-
цах продолжительность работы отдельных скважин. Из одной
скважины, пробуренной в 1896 г. и давшей в первый год 3600 м3
нефти, в 1927 г. было получено 920 м3. Суммарная добыча для от-
дельных скважин достигает 100—160 тыс. м3. Дж. Максон объяс-
няет длительную жизнь скважин продолжающимися в настоящее
время процессами миграции с постоянным отжатием нефти из
матрицы в трещины [81], однако установившейся точки зрения по
этому вопросу пока не существует.
Сланцы Манкос, Моури. Непосредственно подстилаю-
щие сланцы Пьерре отложения Манкос (Mancos) представляют
собой однородные серые до черных морские сланцы, частично кар-
бонатные, с тонкими прослоями известняков и чистых бентонито-
вых глин, с линзами песка. Их мощность в западной части штата
Колорадо достигает 800 м [82]. Сланцы Манкос пли отдельные
109
их прослои нефтеносны в штатах Вайоминг, Колорадо и Нью-
Мексико.
В месторождении Солт-Крик (Salt Creek), на территории шта-
та Вайоминг, открытом в 1889 г., нефть залегает в трещиноватых
сланцах Фронтиер (Frontier), относящихся к отложениям Манкос.
Кроме локального поднятия, к которому приурочены и основные
запасы месторождения, связанные с песчаными коллекторами,
сланцы нефтеносны на обширном участке противоположного (за-
падного) борта огранйчивающей структуру синклинали. Нефть в
разрезе сланцев находится вблизи продуктивных песчаников (так-
же относящихся к формации Фронтиер) на глубинах 300—900 м
и рассматривается обычно как аллохтонная, пришедшая из пес-
чаников '[73].
На севере штата Нью-Мексико и вблизи южной границы в
штате Колорадо нефтяные месторождения в сланцах известны в
периферийных частях осадочного бассейна Сан-Хуан. В 1947 г. на
северном борту бассейна в сланцах Манкос было открыто место-
рождение Хромо (Chromo), приуроченное к структурному носу;
начальный дебит скважин 1—8 м3/сут; воды в коллекторе под за-
лежью нет.
Провинция Мидконтинент
Нефтеносные сланцы нижней перми (Спраберри). Сланцы
Спраберрп (Spraberry) раннепермского возраста распространены
на большей части бассейна Мидленд. Перспективная нефтеносная
зона вытянута 240-километровой полосой, имеющей ширину 80—-
120 км, вдоль восточного края бассейна в западной части штата
Техас. Отложения свиты Спраберрп на этой территории на по-
верхность не выходят. Они имеют общую мощность около 300 м
и состоят из трех пачек приблизительно равной мощности. Верх-
няя пачка сложена 80-метровой толщей черных сланцев, в нее
входят также 14 м алевролитов и 1 м известняков или доломитов;
в составе средней пачки 8 м очень тонкослоистых алевролитов и
102 м сланцев; нижнюю пачку составляют 18 м алевролитов, бо-
лее массивных в основании разреза, и 74 м сланцев, содержание
известняков и доломитов незначительное.
Сланцы главным образом карбонатные, алевритистые, сильно
ожелезненные. Чаще всего они трещиноватые, однако встречают-
ся массивные и блоковые разности. Известняки и доломиты в ос-
новном мелкозернистые, тонкослоистые. В алевролитах преобла-
дает фракция 0,03—0,06 мм (60 %), цемент преимущественно до-
ломитовый с кремнеземом (до 50 %) [90]. На небольших расстоя-
ниях состав пород хорошо выдерживается по латерали, но в дру-
гих частях бассейна алевролиты выклиниваются. К востоку в тол-
ще начинают преобладать известняки, а к западной окраине бас-
сейна все другие слои полностью замещаются сланцами.
Предполагаемая площадь залежей оценивалась в 1980 км2, а
запасы — в 80 млн. м3 [73]. Основным резервуаром служат алев-
110
ролиты, эффективная мощность которых составляет 27 м в верх-
ней пачке, 15 м — в средней и 52 м — в нижней [78]; пористость
равна 8—17%, проницаемость 0,5 мД. Черные сланцы, слагаю-
щие 87 % формации Спраберри, также насыщены нефтью, что
было доказано исследованиями образцов [90]. Нефтеносная зона
в сланцах Спраберри находится на моноклинали. Она имеет фор-
му треугольника, западная сторона которого следует водонефтя-
ному контакту, а другие две никак не связаны с современной
«структурой района. Палеоструктурный анализ показывает, что ос-
новной продуктивный район Фор-Каунти совпадает с небольшой
зоной опускания раннепермского времени. Бассейн Мидленд был
относительно глубоководным и имел ограниченную циркуляцию
вод. Считается, что район Фор-Каунти представлял собой изоли-
рованную часть бассейна, в которой из-за недостатка кислорода
существовало сероводородное заражение и не обитала бентос-
ная фауна. Нефтеносность района связывается с особенностями
фоссилизации органики в анаэробных условиях [90].
Расчеты показывают, что дебиты скважин, достигающие мно- I
гих десятков кубических метров в сутки, не могут обеспечиваться
межзерновой проницаемостью алевролитов; продуктивные зоны
связываются с проявлениями трещиноватости. В керне часто фик-
сируются одиночные вертикальные и косые трещины и системы -
параллельных трещин. Велика, по-видимому, роль капиллярных
и субкапиллярных трещин. Основная система вертикальных тре-
щин совпадает по ориентировке (25° СВ) с вытянутыми высоко-
продуктивными зонами в сланцах. Вертикальная трещиноватость
имеет тектоническое происхождение и распространена во всех раз-
ностях пород Спраберри. Наряду с ней в черных сланцах развито
горизонтальное расслоение, связанное, как предполагается, с со-
кращением объема при отжатии вод. Горизонтальные трещины
сомкнутые, но раскрываются при насыщении образца сланца ке-
росином и при последующем высушивании его [90]. Ширина тре-
щин варьирует в пределах 10—50 мкм.
При эксплуатации месторождения применяется гидроразрыв
пласта, приводящий к получению промышленных притоков даже
из первоначально сухих скважин. Некоторые скважины после ги-
дроразрыва дают до 80 м3/сут нефти. Формация Спраберри счи-
тается самым крупным в мире источником нефти среди сланцевых
коллекторов '[78].
Аппалачская провинция
Газоносные сланцы верхнего девона (Огайо, Марцеллус, Пор-
тедж, Чаттануга) и нижнего карбона (Санбери)-. На востоке
США, в Аппалачской провинции, газ добывается из битуминоз-
ных сланцев девонского возраста. Сланцы верхнего девона, встре-
чающиеся на разных глубинах в различных частях Аппалачской
геосинклинальной системы, как промышленный источник газа луч-
ше известны под названием сланцев Огайо (Ohio shales) в цент-
111
ральных Аппалачах — штатах Огайо (южная часть), .Кентукки
(восточная часть), Западная Виргиния.
Типичный сланец Огайо — высокобитуминозный, очень тонко-
слоистый листоватый, черный или коричневый, часто карбонат-
ный, прослоями — зеленовато-серый. Газоносность сланцев Огайо
не контролируется локальными структурами, за исключением
скоплений газа в отдельных песчаных линзах [80]. При среднем
расстоянии между скважинами 600—1100 м высокопродуктивные
скважины часто чередуются с сухими. Некоторые авторы [85] по-
лагают, что притоки газа поступают из прослоев рыхлых песков
и алевролитов, которые рассыпаются при бурении и поэтому поч-
ти не бывают в поднятом на поверхность керне. Вторичная газо-
носность, согласно этой гипотезе, связана с плоскостями наплас-
тования и тектоническими трещинами в сланцах только там, где
они пересекают первично газоносные песчаные прослои. Однако,
по мнению большинства исследователей, сами сланцы являются
резервуаром с межгранулярной пористостью и трещинной прони-
цаемостью [80, 78, 73]. Формы кривых дебитов и специальные ис-
следования показывают, что приток основной части газа в сква-
жины происходит через трещины, а не при прямой дегазации пор.
Выделены четыре преобладающие ориентировки систем верти-
кальных трещин [89].
Положение продуктивных интервалов в разрезе может быть
различным — от кровли до подошвы. Они связаны с наиболее
твердыми хрупкими разностями битуминозных сланцев. Для всего
резервуара характерна сообщаемость продуктивных трещинова-
тых и рассланцованных зон. Давление в закрытых скважинах по-
степенно падает при работе других скважин. При закрытии всех
скважин на месторождении давление медленно восстанавливается,
видимо, в результате дегазации очень мелких пор. Нефти из слан-
цев Огайо не получено. Газ рассматривается как автохтонный, ге-
нерированный самой толщей битуминозных сланцев.
* *
*
Немногочисленность работ, посвященных проблемам нефтега-
зоносности сланцевых толщ, обусловлена небольшим количеством
и малыми размерами открытых к настоящему времени в США за-
лежей в сланцах. Запасы двух самых крупных залежей в сланцах
Монтерей (месторождения Санта-Мария-Вэлли и Оркатт), оце-
ненные в 1953 г. в 24 и 20 млн. м3, составляли, видимо, около по-
ловины запасов всех известных месторождений такого типа. От-
сюда становится понятно, почему анализ общих для этих место-
рождений закономерностей не проводился, а в обзорах они рас-
сматривались совместно с месторождениями в трещинных коллек-
торах других типов.
Наиболее общей особенностью всех перечисленных сланцев яв-
ляется связь их нефтеносности с зонами повышенной проницаемо-
сти пород. В большинстве этих толщ системы трещин тектоничес-
112
кого происхождения, как правило, крутопадающих и часто свя-
занных с известными или предполагаемыми дизъюнктивными на-
рушениями (залежи в сланцах Пьерре, Манкос, иногда Грин-Ри-
вер и Монтерей), получают распространение в зонах, отличаю-
щихся одновременно наиболее интенсивным рассланцеванием.
Рассланцованность и трещиноватость, развиваясь в определенных
литологических разностях пород (кремнистых, карбонатных), в
первую очередь обусловливают хорошую гидродинамическую со-
общаемость скважин (сланцы Монтерей и их аналоги, Пьерре,
Огайо), а также обеспечивают благоприятные коллекторские свой-
ства.
Если связь проницаемости с трещиноватостью очевидна, то
значительно более сложный вопрос о природе емкости коллекто-
ров в сланцах изучен слабо. Наиболее распространенная точка
зрения, согласно которой основная часть нефти накапливается в
открытых трещинах раздробленных сланцев, не может, очевидно,
считаться обоснованной. Высказанное рядом авторов (примени-
тельно к сланцам Монтерей, Огайо) мнение о нефте- и газонасы-
щенности пор, лишь дренируемых трещинами, представляется за-
служивающим большего внимания, но также нуждается' в допол-
нительных доказательствах. Сведения о результатах лаборатор-
ного определения пористости отсутствуют. Показательно, что опу-
бликованные значения пористости нефтеносных сланцев Монтерей
были найдены косвенным путем — через запасы месторождения,
вычисленные методом материального баланса.
Нефть в сланцах почти всегда рассматривается как автохтон-
ная, хотя приводимые доказательства в лучшем случае носят кос-
венный характер. Вода из коллекторов многих залежей (в первую
очередь Пьерре, -Манкос) не получена. Эти месторождения обычно
неантиклинальные, залежи со всех сторон окружены непроницае-
мыми породами. Литологические ограничения по восстанию ти-
пичны и для залежей, имеющих водонефтяной контакт. Есть све-
дения, что ряд залежей в сланцах Пьерре, Грин-Ривер и Монте-
рей пространственно совпадает с температурными аномалиями.,
§ 2. НЕКОТОРЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ДОМАНИКИТОВ
ТЕРРИТОРИИ СССР
В отечественной литературе на протяжении значительного
времени нефтегазонакопления определенно связывались с домани-
китами лишь для региона Восточных Карпат. Нефтесодержащие
отложения менилитовой серии здесь представлены чередованием
низкопористых песчаных и алевритовых разностей и известковис-
тыми и неизвестковистыми кремнистыми аргиллитами с повышен-
ным содержанием свободного кремнезема. Аргиллиты обогащены
органическим углеродом (СоРг=9-^-15 %). В литературе вместо
«аргиллитов» чаще употребляется термин «менилитовые сланцы».
Сланцы имеют повышенную (на фоне других пород этих отложе-
ний) плотность трещин, поэтому и первоначальные повышенные
8 Зак. 610 1,3
ТАБЛИЦА 25
Сравнительная характеристика коллекторских свойств кремнисто-глинистых пород екоторых месторождений
Месторождение Коллекторы Пористость, % Г азопроницае- мость, мД Проницаемость по промысловым данным, мД Начальный дебит, т/сут Дебит, т/сут
Возраст отложений Мощность, м Литологический состав Эффективная Трещинная
Спраберри (США) Долина (Восточ- ные Карпаты) Пермь 140 Аргиллиты, алевролиты 5—20 0,1—0,4 0,5 5,5 5—160 Сотни
Олигоцен 100—600 Кремнистые известковис- тые и неизвестковис- тые сланцы (аргилли- ты), алевролиты, пес- чаники 1—16 0,0003—0,002* <1 Десятки 5—185 Сотни
Салымское (За- падная Сибирь) Поздняя юра — берриас 30 Сапропелево-кремнисто- глинистые породы 4—10 0,03 <1 <10 (средняя 2,4) 1—300
* Определение В. Г. Постникова по методу Ф. И. Котяхова.
дебиты нефти при опробовании скважин были зафиксированы из
сланцевых толщ. Это привело к тому, что в 50—60-х годах мно-
гие исследователи в нефтенакоплении менилитовой серии отдава-
ли предпочтение аргиллитам, считая их коллектором трещинного
типа. В настоящее время, убедившись, что трещинная пористость
несоизмеримо мала по сравнению с пористостью матрицы, иссле-
дователи пришли к выводу, что основная емкость пласта-коллек-
тора менилитовой серии определяется пустотным пространством
песчаных и алевритовых пород, а фильтрация углеводородов осу-
ществляется в пределах всей мощности менилитовой серии по си-
стемам мпкротрещин.
Исследователи Восточных Карпат считают менилитовую серию,
достигающую мощности 600 м, единым нефтенасыщенным коллек-
тором, что подтверждается одинаковым, обычно аномально повы-
шенным пластовым давлением в пределах всего разреза менилито-
вого нефтяного комплекса и отсутствием в нем водоносных гори-
зонтов. Значительные скопления углеводородов в менилитовых
отложениях установлены на месторождениях Долина, Битков и др.
Породы-коллекторы этих месторождений характеризуются низки-
ми значениями пористости в песчано-алевритовых разностях; в
сланцах (аргиллитах) открытая пористость составляет около 5%.
Пористость обычно увеличивается в присводовых частях залежи;
считается, что это происходит в результате разуплотнения пород
под воздействием АВПД.
Газопроницаемость пород низкая (обычно десятые доли мил-
лидарси и меньше); трещинная проницаемость составляет едини-
цы и десятки миллидарси, особенно повышаясь в менилитовых
сланцах. Эксплуатируются эти отложения обычно общим фильт-
ром, устанавливаемым на всю мощность менилитовой серии (100—
114
600 м). На месторождениях в менилитовых отложениях отмечает-
ся АВПД. Газовый фактор, в начальный период эксплуатации
равный 100—120 м3/т, в процессе эксплуатации растет до 300—
400, иногда до 800 м3/т, особенно в скважинах, расположенных в
присводовой части структуры. Начальные дебиты нефти колеб-
лются от нескольких единиц до 600 т/сут и зависят главным обра-
зом от вскрытой мощности менилитовой серип. Плотность нефти
0,83—0,85 г/см3, содержание парафина 4—15 %, смол 13—38 %•
Доманмкиты известны и в верхнем эоцене Северного Кавказа
(кумекая свита), где из этих образований получены непромыш-
ленные и полупромышленные (Али-Юрт, Терская зона) притоки
углеводородов. По имеющемуся материалу можно заключить, что
оценочные параметры коллекторских свойств доманикитов в раз-
личных регионах имеют вполне сопоставимые характеристики
(табл. 25). Возможно, это свидетельствует и об идентичности не-
которых условий образования залежей в подобных породах, что
при углубленном анализе материала поможет установить общие
закономерности развития пород-коллекторов нетрадиционного
типа.
К настоящему времени нефтепроявления, иногда в виде про-.
мышленных притоков, установлены и в образованиях собственно
доманика (Тпмано-Печорская провинция). Отложения доманика
визуально отличаются от баженовских прежде всего неоднородно-
стью литологического состава по вертикали. Известно, что дома-
никовые отложения представляют собой линзообразное переслаи-
вание (по 0,3—0,5 м) массивных и плитчатых, черных с темно-ко-
ричневой чертой известковых аргиллитов, часто перемятых, с зер-
калами скольжения, и массивных темно-серых или черных, иногда
интенсивно окремненных известняков, часто брекчированных, ко-
8* 115
торые в керне почти всегда имеют большое количество крутопа-
дающих и вертикальных трещин, выполненных кальцитом. Поро-
ды кыновского и саратовского горизонтов, подстилающие дома-
ник, визуально почти не отличаются от доманиковых; сходные
пласты есть и в вышележащих франскпх горизонтах.
По аналитическим данным [Анищенко Л. А. и др., 1976 г.;
Чахмахчев В. А. и др., 1979 г.] содержащие Сорг в породах дома-
ника резко и часто изменяется по разрезу от первых десятых до
единиц процентов. Среднее содержание немного меньше, чем в
баженовской свите, и обычно не превышает 1 %. Для большинст-
ва разрезов типично присутствие 2—4 % Сорг только в отдельных,
наиболее обогащенных органикой прослоях. Однако в Мылвен-
ской депрессии Вуктыло-Джембольского прогиба содержание Сорг
в доманиковых отложениях составляет 0,3—7,9 % (в среднем
2,7%). Эти породы отличаются от баженовских также высоким
содержанием карбонатного материала, преимущественно в виде
прослоев; в среднем по разрезу соотношение карбонатной и гли-
нистой составляющих колеблется от 1:1 до 1:6 [Карасик Т. Г.
и др., 1971 г.].
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции притоки неф-
ти из отложений доманика (семилукского горизонта среднефран-
ского подъяруса) дебитом до 4 м3/сут были получены на Возей-
ском месторождении (скв. 52, 64, 90, 66). Одиночный приток на-
блюдался из скважины Северо-Кожвинской-41, дебит 7 м3/сут.
Кроме того, притоки нефти из двух пластов битуминозных отло-
жений бурегского горизонта франского яруса, мало отличающих-
ся по составу от доманика, зафиксированы на Западно-Сопляс-
ском месторождении (скв. 72, 73, 79). Притоки из интервалов,
включавших доманик, получены на Верхнегрубешорском место-
рождении (скв. 1—3); нефти легкие.
Нефтепроявления из рассматриваемых отложений фиксирова-
лись главным образом при испытании их через колонну. Для про-
дуктивных интервалов в наддоманпковых отложениях (сирочай-
ская свита) характерно повышенное электрическое сопротивление
пород. Иногда фиксируются аномалии электрического потенциа-
ла. Залежам в доманиковых и доманикоидных отложениях свой-
ственно АВПД с коэффициентом аномальности около 1,2. В под-
стилающих проницаемых толщах аномального давления, как пра-
вило, нет. В домапиковой толще Западпо-Соплясского месторож-
дения встречаются (судя по описаниям керна) песчаные прослои.
Разрез Возейского месторождения, существенно карбонатный, ли-
шен песчаников.
Судя по кривым восстановления давления (скв. 79, Западный
Сопляс; скв. 66, Возей), коллектор в доманнке.гомогенный. Излом
этих кривых, свидетельствующий о двухфазном строении коллек-
тора, характерен для других пластов Возейского месторождения,
сложенных обычно непроницаемыми песчаниками. Открытая по-
ристость, определенная без экстракции для доманикоидных про-
дуктивных пластов по скв. 79 Западпо-Соплясского месторожде-
116
ния, оказалась равной в среднем 0,7—0,8%, максимальное значе-
ние 1,2%. Коллекторы рассматриваются как трещинные.
Учитывая низкие содержания органического вещества в рас-
сматриваемых отложениях (то сравнению с баженовской свитой),
наличие в продуктивной толще большого числа прослоев песча-
ников и известняков, которые могли служить коллекторами обыч-
ного типа, плохую изоляцию залежей при большой древности про-
цессов нефтеобразования (современные температуры далеки от
максимальных пластовых), вряд ли следует ожидать существова-
ния в них коллекторов баженовского типа, в которых определяю-
щее значение имела бы межзерновая пористость матрицы. Судя
по пристан-фитановым отношениям нефти Предуральского проги-
ба (по крайней мере, многие) имеют своим источником доманик
{Чахмахчев В. А. и др., 1978 г.], поэтому и те нефти, которые
встречены в самом домаиике Тимано-Печорской провинции тоже,
скорее всего, автохтонны.
Существующие в литературе сведения позволяют заключить, что
с точки зрения промышленной нефтеносности больше перспективны
отложения доманика Среднего Поволжья. По данным К. Б. Аши-
рова (1965 г.), нефть из доманика и отложений доманиковых фа-
ций кыновского горизонта девона была получена на Никольском
месторождении в Чапаевском районе, из доманикового и медым-
ского горизонтов — на Михайловской и Подгорненском месторож-
дениях в Кинель-Черкасском районе. Притоки нефти из доманика
известны также на Долматовском, Дмитриевском, Хилковском
месторождениях, признаки интенсивного нефтенасыщения керна
отмечены на Белозерском месторождении в Восточно-Жигулев-
ском районе.
А. Р. Кинзикеев описывает случаи получения промышленных
притоков нефти из карбонатной толщи доманикового горизонта
Миннибаевской и Азнакаевской площадей Ромашкинского место-
рождения. В скв. 3486 Миннибаевской площади из интервала
1510—1520 м, характеризующегося высоким электрическим сопро-
тивлением (более 1200 Ом-м) и отрицательной аномалией элек-
трического потенциала, получен фонтанный приток дебитом 8—
10 т/сут. Нефть имеет плотность 0,87 г/см3, малосернистая
(1,12%), смолистая (32%). Наблюдавшиеся в процессе бурения
указанного интервала провалы инструмента на 20—30 см и по-
глощения раствора (до 15 м3/ч) свидетельствуют о кавернозности
карбонатных пород коллектора.
§ 3. ОСНОВНЫЕ ОБЩИЕ ПРИЗНАКИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
В ДОМАНИКИТАХ
Приведеный здесь обзор, основанный на имеющихся в литера-
туре отрывочных и местами противоречивых зарубежных и отечест-
венных данных, все же позволяет сделать вывод, что все залежи
в доманикитах характеризуются более или менее одинаковым на-
бором признаков. Промышленные коллекторы имеют низкую от-
117
крытую пористость, низкую поровую и обычно более высокую тре-
щинную проницаемость, крайне неоднородны, не содержат пласто-
вой воды и т. д. Опыт детального изучения баженовской свиты
показывает, что все эти общие признаки зависят от вполне опре-
деленных процессов, которые в свою очередь контролируются до-
статочно обоснованными геологическими факторами. Вместе с ана-
лизом литературных материалов этот опыт дает возможность выс-
казать ряд соображений о перспективах обнаружения эффектив-
ных коллекторов в доманикитах разных осадочных бассейнов.
~ Главным фактором из влияющих на размещение эффективных
коллекторов, несомненно, является пластовая температура. Кон-
кретное ее значение (для баженовской свиты более 100° С) едва
ли играет решающую роль. Критическая температура, вероятно,
может быть и выше и ниже 100° С, но самое существенное заклю-
чается в том, что она должна приближаться к максимальной за
все время существования породы. Следует подчеркнуть, что обяза-
тельным условием сохранения залежей нефти в доманикитах яв-
ляется современная (продолжающаяся до настоящего времени)
нефтегенерапия* В ином случае при любой, даже самой надежной,
изоляции автохтонные залежи нефти в доманикитах постепенно
расформировываются, поскольку при тектонических напряжениях
породы растрескиваются (их способность к растрескиванию вели-
ка) и нефть, находящаяся в залежах в условиях повышенного
пластового давления, эмигрирует по этим трещинам.
Отсюда ясно, что в районах с инверсионным тектоническим ре-
жимом и (или) со снижающимся во времени тепловым потоком
промышленные залежи нефти сохраняться не могут. Ведь органи-
ческое вещество пород, достигшее определенной стадии катаге-
неза, преобразуется в соответствии со свойственной этой стадии
температурой, поэтому вызванное любыми причинами понижение
температуры замедляет, а затем и прекращает процесс нефтсобра-
зования. Наиболее высокие перспективы имеют осадочные бассей-
ны с непрерывным прогибанием и накоплением осадков по кай-
нозой включительно. Наименее интересны, вероятно, доманикиты
древних платформ и большинства их краевых систем.
С другой стороны, хорошо известно, что нефтегазоносные про-
винции с большими скоростями кайнозойского осадконакопления
(молодые межгорные впадины, краевые системы, авлакогены),
как правило, характеризуются широким развитием дизъюнктив-
ных нарушений, вследствие чего их месторождения бывают сильно
обеднены газом по сравнению с нефтью. Свойственная этим бас-
сейнам интенсивная вертикальная миграция флюидов отрицатель-
но сказывается и на сохранении залежей в доманикитах. Разу-
меется, повышенная трещиноватость до определенного момента
является положительным фактором, поскольку она увеличивает
проницаемость коллекторов, но чрезмерно высокая трещинова-
тость играет отрицательную роль и приводит к расформированию
залежей. Поэтому в таких районах наиболее перспективны пло-
щади с относительно небольшой амплитудой движений при преоб-
118
ладании отрицательного их знака. В этом смысле наилучшие ус-
ловия нефтенакопления в доманикитах должны быть в погружен-
ных частях молодых платформ или на приплатформенных бортах
их краевых систем, как раз и отличающихся указанной тектони-
ческой спецификой.
Вместе с тем внутри таких объектов нефтеносность, хотя и сла-
бо, но контролируется пологими положительными структурами. Во
всяком случае концентрация нефти на Салымском, Верхнесалым-
ском и других поднятиях внутри Ханты-Мансийской впадины
вроде бы подтверждает это положение. Кроме того, на длительно
развивающихся поднятиях нередко наблюдаются контрастные по-
ложительные температурные аномалии, возникающие на фоне ре-
гиональных аномалий, свойственных зонам преимущественно про-
гибания (хотя бы потому, что в них больше глубина залегания
пород). Как уже отмечалось, именно с локальными температур-
ными аномалиями связаны зоны удовлетворительных коллектор-
ских свойств в доманикитах.
Таким образом, общая последовательность методических прие-
мов для выбора первоочередных направлений при поисках нефти
в доманикитах, вытекающая из ведущей роли температурного
фактора, сводится сначала к тектоническому районированию, на
основе которого намечаются крупные перспективные объекты, а
затем к выделению зон нефтенакопления на основе анализа ре-
гионального температурного поля и прогноза локальных темпера-
турных аномалий.
Другим фактором, имеющим исключительно большое значение
для нефтеносности, является содержание в породах органическо-
го вещества. В баженовской свите необходимая для получения
промышленных притоков концентрация Сорг составляет в среднем
по свите около 6 % Изучение коллекторских свойств позволяет
считать, что данное значение является, по-видимому, минималь-
ным, характеризующим породы-коллекторы. Меньшая обогащен-
ность пород органическим веществом, вероятно, не сможет обес-
печить создание емкости, достаточной для возникновения непре-
рывной нефтяной фазы, необходимой для получения промышлен-
ных притоков, даже при наличии широко развитой системы тре-
щин. Отсюда содержание Сорг, равное 6%, можно рекомендовать
для ограничения доманикитов вообще. Это тем более логично, что
других серьезных оснований для отделения доманиковых отложе-
ний от фаций, обедненных органическим веществом, нет. Дальней-
шее повышение содержания СОРГ в породе может (при прочих не-
обходимых условиях) улучшать качество коллекторов, но граница
скачкообразного перехода от неколлектора к коллектору соответ-
ствует концентрации С Орг- 6 %.
Таким образом, задача прогноза сводится к оконтуриванию об-
ластей, где содержание Сорг превышает 6 %. Обычно доманиковые
фации имеют большое площадное распространение, и содержание
органического вещества как критерий нефтеносности позволяет
разграничить крупные территории на перспективные и бесперспек-
119
тивныс. Так, в баженовской свите из-за низкой концентрации Сорг
из площади перспективных земель, вероятно, следует исключить
значительную часть севера Западно-Сибирской мегапровинции.
Характер распределения Сорг по разрезу, видимо, также имеет
свое значение. Мощности пластов доманикитов (со средним содер-
жанием Сорг выше 6%) должны быть достаточно большими, по
крайней мере не меньше первых десятков метров. В противном
случае, учитывая автохтонность залежей, трудно достигнуть как
промышленной концентрации нефти, так и существенных притоков.
Третьим фактором служит степень изоляции доманикитов от
хорошо проницаемых пластов песчаных или карбонатных пород.
Никаких конкретных цифр здесь назвать нельзя. Примерная ми-
нимальная мощность изолирующей толщи 5 м, принятая для по-
род, отделяющих баженовскую свиту от нижележащих поровых
коллекторов, понятно, не может являться обязательной для дру-
гих осадочных толщ. Мощность покрышки выше доманикитов во-
обще неопределенна, может оказаться недостаточной даже тол-
щина многие десятки метров. Пока можно лишь говорить о том,
что доманикиты, включенные в мощные и однородные толщи гли-
нистых пород, значительно перспективнее, чем залегающие внут-
ри толщ переслаивания проницаемых и непроницаемых .пород. Это
р |це исключает вероятности образования вторичных нефтяных за-
I |лежей в переслаивающихся с доманикитами коллекторах из нёф-
,.ти, генерированной в доманикнтах, но это уже иная проблема.
Исследования природы пустотного пространства в баженовских
отложениях показали, что доманикиты могут обладать емкостью,
способной содержать значительные (промышленные) количества
углеводородов. Важным моментом в промышленной оценке яв-
ляется вопрос о нефтеотдаче подобных коллекторов. Несмотря на
то что фильтрация в пласте-коллекторе трещинного типа осуще-
ствляется преимущественно по трещинам, определяющую роль в
нефтеотдаче пласта имеет проницаемость матрицы. Эксперимен-
тальными исследованиями, подтвержденными промысловыми дан-
ными, установлено, что нефтеотдача карбонатных трещиноватых
пород (например, нзвестняков Асмари месторождения Месджеде-
Солейман) составляет 20—25 % при пористости матрицы до 20 %
и более, тогда как нефтеотдача глинистых сланцев (аргиллитов
формации Спраберри) не превышает 5—10 % при пористости
матрицы 5 % и менее.
В данной работе не ставилась цель конкретного прогноза неф-
тяных залежей в различных домаиикитах, но рассмотренные кри-
. терии, вероятно, могут помочь исследователям, которые занимают-
1 ся решением этой важнейшей практической задачи.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате исследования пород баженовской свиты с целью
выявления факторов, обусловливающих их коллекторские свойст-
ва, были установлены следующие основные закономерности, опре-
деляющие особенности размещения зон нефтенакопления.
1. Вещественный состав баженовских отложений позволяет
дифференцировать рассматриваемый разрез на 10 типов пород, ха-
рактеризующихся разным соотношением глинистых и карбонат-
ных минералов, органогенного кремнезема, сапропелевого органи-
ческого вещества и примесей некоторых других минералов.
2. Большую помощь при диагностике типов пород, а следова-
тельно, и при фациальной диагностике оказывает определение со-
отношений между малыми химическими элементами. Именно эти
соотношения позволили наметить фациальное замещение сущест-
венно глинистыми породами типичных баженовских образований
в северной и восточной частях седиментационного бассейна. На
этих территориях баженовская свита, представленная почти ис-
ключительно терригенными компонентами, лишена аутигенного
кремнезема, а содержание Сорг в ней здесь всегда ниже 6%, что
существенно ухудшает условия нефтеносности.
3. Средний вещественный состав баженовской свиты (оконту-
ренной изолинией средней концентрации СОрг=6%) характери-
зуется следующим содержанием компонентов (об. %): глинистая
фракция 29,5, аутигенный кремнезем 29,5, органическое вещество
22,5, алевритовая фракция 5, карбонаты 11 (доломит 7,5, кальцит
3,5), пирит 2,5. В большинстве случаев для наиболее нефтенос-
ных районов (Салымское, Верхнесалымское месторождения) ха-
рактерна прямая зависимость между содержанием органического
вещества и свободного органогенного кремнезема, причем повы-
шение кремнистости соответствует уменьшению глинистости по-
роды.
4. Постседиментационные процессы преобразования минераль-
ной массы пород развиты слабо, что объясняется молодым возрас-
том пород, их литологическими особенностями (кремнисто-глинис-
тые компоненты, обогащенные ОВ), слабой тектонической актив-
ностью региона. Отсюда следует, что вторичные преобразования
минеральной массы пород не смогли оказать существенного влия-
ния на формирование их коллекторских свойств. Из минералоги-
121
ческих изменений на стадии катагенеза резко выражена только
гидрослюдизации монтмориллонита, которая способствовала раз-
витию сообщаемой поровой системы и улучшению коллекторских
свойств.
5. Катагенетические преобразования органического вещества,
строго связанные с изменением пластовой температуры, привели
к генерации углеводородов. При достижении определенной их кон-
центрации формировались автохтонные залежи нефти и эффектив-
ные коллекторы.
6. Нефтеносность баженовской свиты в региональном плане
контролируется содержанием ОВ в породах, пластовой темпера-
турой, надежностью изоляции от нижележащих гранулярных кол-
лекторов, на локальных площадях — температурными аномалиями
и структурным фактором. Для залежей в баженовской свите ха-
рактерны отсутствие пластовой воды, автохтонность, чередование
зон коллекторов с разными количественными характеристиками в
пределах локальной структуры, развитие АВПД (в нижележащих
толщах аномальное давление не отмечается, чем, вероятно, ис-
ключается возможность подтоков углеводородов снизу).
7. Анализ лабораторной количественной оценки параметров
коллекторов показал, что наиболее достоверно эффективную ем-
кость пород-коллекторов определяют значения открытой пористо-
сти полученные при керосинонасыщении пород без предвари-
тельной экстракции органическим растворителем после сушки об-
разцов при температуре 105 °C. Пористость пород тх, определен-
ная керосинонасыщением в образцах, экстрагированных хлорофор-
мом (стандартное определение емкости нефтенасыщенных пород),
представляет собой суммарный объем тупиковых и заблокирован-
ных метаморфизованными битумоидами пор. Эта пористость за-
висит от содержания органического вещества и не влияет на про-
дуктивность скважин, а значит, не характеризует эффективную
емкость.
8. Между пористостью тк и пластовой температурой сущест-
вует прямая зависимость; чем выше пластовая температура, тем
интенсивнее идет процесс объединения тупиковых и заблокиро-
ванных пор в единую сообщающуюся гидродинамическую систе-
му, т. е. тем ближе значения тх и тк.
9. Остаточная вода в породах баженовской свиты содержится
преимущественно в открытых порах, поэтому не'фтенасыщенность
пород можно определять как объем открытой пористости за вы-
четом остаточной воды.
10. Типичные породы баженовской свиты, с которыми связаны
промышленные месторождения нефти, характеризуются содержа-
нием органического углерода выше 6%, плотностью в пределах
2,0—2,3 г/см3 и эффективной пористостью тк пустотного прост-
ранства свыше 6 % (для Салымского месторождения 6—9 %). Од-
нако стабильные притоки 3 м3/сут и более могут быть получены
уже при пористости тк больше 4—6 %
122
И. Установлена прямая зависимость'дебитов нефти от порис-
тости тк, что подтверждает наличие в блоках баженовских пород
коллекторов со значительной межзерновой проницаемостью; об
этом свидетельствуют также лабораторные определения и анали-
тические расчеты.
12. Баженовская свита относится к трещинно-поровому типу
коллектора, в котором запасы углеводородов определяются объе-
мом сообщающихся первичных и вторичных поровых пустот, обус-
ловленных ходом седиментации, процессом диагенеза и главным
образом катагенетическими изменениями. Фильтрация флюида в
пласте обеспечивается трещиноватостью, причем преобладают го-
ризонтально ориентированные (часто по наслоению) трещины.
Увеличение плотности вертикальных трещин приводит к резкому
возрастанию дебитов. Эта группа трещин по данным визуальных
наблюдений, вероятно, приурочена к зонам дислокационного эпи-
генеза.
13. Высокая сжимаемость матрицы, обусловленная веществен-
ным составом пород (глинистые разности), и незначительная сжи-
маемость отложений баженовской свиты, которая объясняется
трещинами с малыми расстояниями между контактами в них, при-
водят к тому, что трещинно-поровый тип коллектора баженовской
свиты с точки зрения гидродинамических показателей ведет себя
как поровая среда.
14. Суммарное пустотное пространство в баженовских породах
(по данным определения пористости, битумонасыщения и петро-
графическому описанию пород) по всему разрезу свиты примерно
одинаково. Эффективная пористость определяется интенсивностью
процессов катагенетического преобразования ОВ и гидрослюди-
зации монтмориллонита, ее значения сопоставимы для зон, нахо-
дящихся в одинаковых температурных условиях.
15. Основные характеристики подсчетных параметров, полу-
ченные при анализе промысловых данных, соответствуют литоло-
го-физическим характеристикам и достаточно обоснованы с гидро-
динамических позиций. Эффективная пористость матрицы по гид-
родинамическим исследованиям оценивается в пределах 10 %, что
соответствует максимальному значению этого параметра (тк), оп-
ределенному лабораторными методами. Коэффициент сжимаемо-
сти трещин зависит от пластового давления, при его снижении на
200 ат раскрытие трещин уменьшается в 1,5 раза. Расстояние
между контактами в трещинах измеряется в миллиметрах; в пла-
стовых условиях оно равно приблизительно 0,5 мм, что значитель-
но меньше (на порядок и более) таких же расстояний в карбо-
натных и песчаных разностях пород.
16. Баженовская свита в продуктивных зонах является кол-
лектором по всей своей мощности, что обусловлено природой
емкости и путей фильтрации и подтверждено анализом гидроди-
намических показателей.
17. Основным фактором возникновения нефтенасыщенного
пласта-коллектора в сапропелево-глинисто-кремнистых образова-
123
ниях баженовской свиты явилось единство процессов нефте-
генерации и формирования пород-коллекторов.
18. Аналоги пород-коллекторов баженовской свиты существу-
ют и в других регионах развития глинисто-кремнистых битуминоз-
ных образований (доманикитов), что подтверждается получением
из подобных отложений во многих районах промышленных при-
токов углеводородов. Доманикиты обладают набором сходных ка-
чественных и количественных характеристик, которые могут быть
использованы при определении поисковых критериев месторожде-
ний.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амике П... Басс R., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптех-
издат, 1962. 571 с.
2. Атлас текстур и структур осадочных горных пород. Ч. 1. Обломочные
и глинистые породы/Под ред. Хабакова А. В. М., Госгеолтехиздат, 1962. 575 с.
3. Белоновская Л. Г. Влияние дизъюнктивных нарушений на образование
трещиноватости (в связи с поисками трещинных коллекторов). Автореф. канд.
дис. Л., 1977. 24 с.
4. Белоусов В. В. Основные вопросы геотектоники. М., Госгеолтехиздат,
1954. 590 с.
5. Бескровный Н. С., Краснов С. Г. Нефтегазоносность, геохимическая ха-
рактеристика и условия образования битуминозных сланцев. Обзор ВИЭМС.
Геология, методы поисков и разведки месторождении нефти и газа, 1979. 44 с.
6 Беус А. А. Геохимия литосферы. М., Наука, 1972. 364 с.
7. Вассоевич Н. Б. О некоторых терминах, связанных с изучением органи-
ческого вещества осадков и осадочных горных пород. — В кн.: Органическое
вещество современных и ископаемых осадков. М., Наука, 1971, с. 218—238.
8. Вещественный состав и природа емкости глинисто-сапропелево-кремнистых
нефтеносных отложений баженовской свиты (верхняя юра) Западной Сиби-
ри/Лебедев Б. А., Дорофеева Т. В., Краснов С. Г. и др. — Литология и полезные
ископаемые, 1979, № 2, с. 90—101.
9. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покры-
шек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности/Лебедев Б. А.,
Аристова Г. Б., Бро Е. Г. и др., Л., Недра, 1976. 132 с.
10. Волков И. А. О математическом моделировании процессов нестационар-
ной фильтрации в трещинно-поровых коллекторах. — В кн.: Критерии прогнози-
рования трещинных коллекторов нефти и газа в различных геологических усло-
виях. Л., 1978, с. 25—34. (ВНИГРИ).
11. Волков И. А. Определение фильтрационных-1 характеристик трещинного
коллектора по данным о восстановлении давления при неустановившемся режи-
ме работы скважины. — Труды ВНИГРИ, 1969, вып. 276, с. 102—108.
12. Волков И. А. О математическом моделировании процессов нестационар-
ной фильтрации в трещиновато-пористых средах. — В кн.: Фильтрация воды
в пористых средах. Ч. 2. Киев, Паукова думка, 1978, с. 81—89.
13. Геология нефти и газа Западной Сибири/Конторович А. Э., Несте-
ров И. И., Салманов Ф. К. и др. М., Недра, 1975. 679 с.
14. Геохимические особенности процессов нефтеобразования в отложениях
баженовской свиты Западно-Сибирской низменности/Неручев С. Г., Рогози-
на Е. А., Зеличенко И. А. и др.—Изв. АН СССР. Сер. геол., 1980, № 2,
с. 5—16.
15. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра,
1971. 309 с.
16. Гурари Ф. Г. О поисках нефти и газа в мезозое Западно-Сибирской
низменности. — Труды СНИИГГиМС, 1961, вып. 1.7, с. 7—14.
125
17. Гурари Ф. Г. Об условиях накопления и нефтеносности баженовской
свиты Западной Сибири. — Труды СНИИГГиМС, 1979, вып. 271, с. 153—160.
18. Гурари Ф. Г., Гурари И. Ф. Формирование залежей нефти в аргиллитах
баженовской свиты Западной Сибири. — Геология нефти и газа, 1974, № 5,
с. 36—40.
19. Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств коллек-
торов нефти и газа. М., Недра, 1970. 239 с.
20. Добрынин В. М., Мартынов В. Г. Коллектор нефти в нефтематеринских
глинистых толщах. — Геология нефти и газа, 1979, № 7, с. 36 43.
21. Добрынин В. М„ Серебряков В. А., Мартынов В. Г. Коллектор нефти
в нефтематеринских глинистых толщах.—Труды МИНХиГП, 1979, с. 21—32.
22. Добрынин В. М., Серебряков В. А. Методы прогнозирования аномально
высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978. 232 с.
23. Дорофеева Т. В. Особенности формирования емкости в породах баже-
новской свиты. — Нефтегазовая геология и геофизика, 1980, № 11, с. 16—19.
24. Желтов Ю. П. О движении жидкости в деформируемых трещиноватых
породах с чисто трещинной проницаемостью. — Прикл. механика и техн, физика,
1961, № 6, с. 12—15. '
25. Зарипов О. Г., Нестеров И. И. Закономерности размещения коллекторов
в глинистых отложениях баженовской свиты и ее аналогах в Западной Сиби-
ри.— Сов. геология, 1977, № 3, с. 19—25.
26. Зарипов О. Г., Сонич В. П„ Юсупов К. С. О механизме образования
коллектора в отложениях баженовской свиты.—В кн.: Нефтеносность баженов-
ской свиты Западной Сибири. М., 1980, с. 48—57.
27. Изменение распределения углеводородов в поровой системе осадочных
пород в процессе перекристаллизации карбонатов и погружения осадков/Белец-
кая С. Н., Боровая Г. М. и др. — В кн.: Исследования органического вещества
и ископаемых осадков. М., Наука, 1976, с. 155—162.
28. Исаев Р. Г. О притоке сжимаемой жидкости в скважину из трещинова-
того пласта. — Изв. вузов. Нефть и газ, 1963, № 6, с. 43—48.
29. Калачева В. И. Трещинные коллекторы нижнего кембрия Иркутского
амфитеатра. — Труды ВНИГРИ, 1961, вып. 165, с. 129—170.
30. Кокунов В. Л., Новиков Г. Р., Григорьев И. К. Изотопный состав угле-
рода нефтей и битумоидов месторождений Салымского района. — Труды
ЗапСибНИГНИ, 1978, вып. 37, с. 20—22.
31. Краснов С. Г., Хуторской М. Д. О влиянии интрузий в фундаменте За-
падно-Сибирской плиты на нефтеносность баженовской свиты. — Докл АН СССР,
1978, т. 243, № 4, с. 995—997.
32. Кузнецов Ю. И., Позиненко Б. В. Определение объемной плотности тре-
щин по упругим свойствам горных пород. — Вопр. развед. геофизики, 1969,
вып. 9, с. 73—81.
33. Лебедев Б. А. Распределение малых химических элементов в юрских
и нижнемеловых отложениях северо-запада Западно-Сибирской низменности. —
Труды ВНИГРИ, 1970, вып. 279, с. 195—202.
34. Лебедева Г. В., Черников К. А. О катагенетических изменениях глини-
стых пород неокома Центрального Приобья и рассеянного в них органического
вещества. — Геология нефти и газа, 1969, № 9. с. 23—26.
35. Максимова С. В. Эколого-фациальные особенности и условия образования
доманика. М., Наука, 1970. 81 с.
36. Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллек-
торов нефти и газа/Смехов Е. М. и др. Л., Недра, 1969. 125 с. (Труды ВНИГРИ,
вып. 276).
37. Некоторые акустические свойства аргиллитов баженовской свиты/Сер-
геев Л. А., Афанасьева И. А., Жаркова Е. В., Ягодкин В. А. — В кн.: Нефтенос-
ность баженовской свиты Западной Сибири. М., 1980, с. 68—80.
126
38. Нестеров И. И. Нефтеносность битуминозных глин баженовской свиты
Западной Сибири. — Сов. геология, 1980, № 11, с. 3—9.
39. Нестеров И. И. Новый тип коллектора нефти и газа. — Геология нефти
и газа, 1979, № 10, с. 26—29.
40. Нестеров И. И., Салманов Ф. К-. Шпильман К- А. Нефтяные и газовые
месторождения Западной Сибири. М., Недра, 1971. 463 с.
41. Новые данные о формировании коллекторов в баженовской свите За-
падной Сибири/Краснов С. Г., Белецкая С. Н., Лебедев В. Л., Петрова Г В,—
Докл. АН СССР, 1980, т. 255, № 1, с. 155 157.
42. О природе аномально высоких пластовых давлений в отложениях баже-
новской свиты Западной Сибири/Сонич В. П., Каптелинин Н. Д., Ильин В. М.,
Юсупов К. С.— В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М.,
1978, с. 206—207.
43. Об особенностях разработки нефтяных и газовых месторождений в усло-
виях проявления начального градиента давления при движении нефти и га-
за/Мирзаджанзаде А. X., Амиров А. Д., Ахмедов 3. М. и др. — В кн.: VIII Ми-
ровой нефтяной конгресс. М., 1971, с. 124.
44. Обоснование поисков нефти и газа в глубокозалегающих горизонтах
Украинских Карпат/Отв. ред. В. В. Глушко, С. С. Круглов. Киев, Наукова
думка, 1977. 176 с.
45. Оценка перспектив нефтеносности Салымского района и рекомендации
по направлению работ/Нестеров И. И., Тян А. В., Салманов Ф. К. и др, —Тру-
ды ЗапСибНИГНИ, 1970, вып. 41, с. 223—243.
46. Петерсилье В. И., Рабиц Э. Г., Макарова 3. И. Комплексная методика
оценки коэффициента газонасыщенности и нижнего предела пористости коллек-
торов Оренбургского газоконденсатного месторождения. — Геология нефти и га-
за, 1979, № 8, с. 25—29.
47. Петрова Г. В. Перспективы применения хлоридного метода определения
остаточной водонасыщенности в низкопористых породах-коллекторах. — В кн.:
Критерии прогнозирования трещинных коллекторов нефти и газа в различных
геологических условиях. Л., 1978, с. 34 -40.
48. Пешков В. Е. Влияние притока жидкости из матрицы коллектора на
фильтрацию жидкости к забоям скважин, эксплуатирующих продуктивный пласт
Салымского месторождения. — Труды ЗапСибНИГНИ, 1978, вып. 127, с. 89*-94.
49. Пешков В. Е., Чупеева Л. И., Асаева Е. Е. Способ оценки параметров
пласта по результатам гидродинамических исследований на неустановившихся
режимах фильтрации. — Труды ЗапСибНИГНИ, 1978, вып. 127, с. 94—98.
50. Позиненко Б. В. К вопросу о сжимаемости трещиноватых горных по-
род.— Труды ВНИГРИ, 1970, вып. 290, с. 54—61.
51. Позиненко Б. В. К вопросу оценки запасов нефти в анизотропном тре-
щинном коллекторе объемным методом. — Труды ВНИГРИ, 1965, вып. 242,
с. 107—112.
52. Позиненко Б. В., Селецков С. В. О формулах притока к скважинам
неньютоновской вязкопластичной нефти, —Труды Ухт. территор. геол, упр., 1977,
вып. 4, с. 223—227.
53. Пористость аргиллитов баженовской свиты Западной Сибири/Доро-
феева Т. В., Лебедев Б. А. и др. — Изв. АН СССР. Сер. геол., 1979, № 9,
с. 146—148.
55. Салымский нефтеносный район/Под ред. И. И. Нестерова. Тюмень, 1970, 314 с.
56. Скоробогатов В. А. Условия формирования углеводородных скоплений
в нефтеносных отложениях центральных и северных районов Западной Сиби-
ри.— Геология нефти и газа, 1980, № 11, с. 25—32.
57. Скоробогатов В. А. Геолого-геохимические и палеогеотермические крите-
рии нефтеносности верхнеюрских битуминозных глин баженовской свиты Запад-
ной Сибири. — В кн.: Органическое вещество в современных и ископаемых осад-
ках М„ 1979, с. 237—238.
127
58. Смехов Е. М. Теоретические и методические основы поисков трещинных
коллекторов нефти и газа. — Л., Недра, 1974. 200 с.
59. Снарский А. И. Геологические основы физики нефтяного пласта. Гос.
Изд-во техн. лит. УССР, 1961. 248 с.
60. Сурков В. С., Роменко В. И., Жеро О. Г. Геотермическая характеристика
платформенного чехла Западно-Сибирской плиты и связь ее с геологическим
строением фундамента. — Труды СНИИГГиМС, 1972, вып. 156, с. 101 —109.
61. Тульбович Б. И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М.,
Недра, 1979. 200 с.
62. Ушатинский И. Н. Листоватые кремнистые глины — новый вид породы
коллектора углеводородов на больших глубинах. — В кн.: Коллекторы нефти и
газа на больших глубинах. М., 1978, с. 17—19.
63. Федорцов В. К., Нестеров В. Н. Обоснование модели пласта и режима
залежи нефти в отложениях баженовской свиты Салымского месторождения по
данным испытания и пробной эксплуатации скважин. — Труды ЗапСибНИГНИ,
1978, вып. 127, с. 17 33.
64. Физикогеологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пла-
стов/Мирчинк М. Ф., Мирзаджанзаде А. X., Желтов Ю. В. и др. М., Недра,
1975. 230 с.
65. Филиппи Д. Т. О глубине, времени и механизме образования нефти. —
В кн.: Органическая химия, вып. 2. М., Недра, 1970, с. 58—93.
66. Ханин А. А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М., Недра. 1976.
294 с.
67. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провин-
ций СССР, М„ Недра, 1973. 304 с.
68. Щелкачев В. Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом ре-
жиме. М., Гостоптехцздат, 1959. 467 с.
69. Arnold R., Anderson R. Geology and oil resources of the Santa-Maria oil
district, Santa-Barbara County, California. — U. S. Geol. Surv. Bull., 1907,
№ 322, p. 162.
70. Bradley W. H. Oil shale formed in desert environment, Green River for-
mation, Wyoming. — Geol. Soc. Amer. Bull., 1973, v. 84, N 4, p. 1121—1124.
71. Collom R. E. Oil accumulation and structure of the Santa-Maria district,
Satfla-Barbara County, California. Structure of Typical American Oil Fields. —
BAAPG, Tulsa, 1929, v. 2, p. 18- 22.
72. De Ford R. K. Surface structure, Florence oil field, Fremont County. Co-
lorado, Structure of Typical American Oil Fields. —BAAPG, Tulsa, 1929. v. 2,
p. 75—92.
73. Dolt R. H., Reynolds M. J. Sourcebook for petroleum — Amer. Assoc.
Petrol. Geol. Memoir 5, Tulsa, Oklahoma, USA, 1969, p. 12—15.
74. Eggleston IF. S. Summary of oil production from fractured rock reservoirs
in California. — BAAPG, 1948, v. 32, N 7, p. 1352—1355.
75. English W. A. Geology and oil prospects of the salinas valley-Parkfield
area, California. — U. S. Geol. Surv. Bull., 1918, N 691-H, p. 219—250.
76. Fenneman N. Al. The Boulder, Colorado, oil field. US Geol. Surv. Bull.,
1903, N 213-H, p. 322—332.
77. Hubbert M. K., Rubey W. IF. Role of fluid pressure in mechanics of over-
thrust faulting. I.—BAAPG, 1959, v. 70, N 2, p. 115—166.
78. Hubbert M. R., Willis D. G. Important fractured reservoirs in the United
States. — 4th World Petrol. Congr. Proc.jeSec. 1, paper 3, Rome, 1955, p. 57—81.
79. Hunter C. D. Natural Gas in Eastern Kentucky. Geology Natural Gas,
H. A. Ley ed. — BAAPG, 1935, p. 915—947.
80. Hunter C. D„ Joung D. M. Relation Ship of natural gas occurence and
production in Eastern Kentucky (Big Sandy Gas field) to joints and fractures
in Devonian bituminous shale. — BAAPG, 1953, v. 37, N 2, p. 282—299.
128
81. Levorseti et al. Discussion of Fractured Reservoir Subjects. — BAAPG,
1953, v. 37, N 2, p. 314—330'.
82. Pickering W. X., Dorn C. L. Pangely oil field, Rio Blanco County, Colo- a
rado. — Structure of Typical American Oil Fields, 1948, v. 3, p. 132—152. .
83. Powers M. C. Fluid-release mechanismus in compacting marine mudrocks
and their importance in oil exploration. — BAAPG, 1967, v. 51, N 7, p. 1240—1254.
84. Regan L. J. Fractured shale reservoirs of California. — BAAPG, 1953,
v. 37, N 2, p. 201—216.
85. Thomas R. N. Devonian Shale Gas Production in Central Appalachian
Area. —BAAPG, 1951, v. 35, N 10, p. 2249—2256.
86. Tourtelot H. A. Preliminary investigations of the geologic setting and
chemical composition of the Pierre Shale, Great Plains region. U. S. Geol. Surv.
Prof. Papers, 1962, N 390. 74 p.
87. Truex J. N. Fractured shale and basement reservoir, Long Beach Unit,
California. — BAAPG, 1972, v. 56, N 10, p. 1931—1938.
88. Washburne C. IF. The Florence oil field, Colorado. — U. S. Geol. Surv.
Bull., 1910, N 381, p. 517—544.
89. Wheeler R. L. et al. Gas from Devonian shales in Appalachian basin. —
Geotimes, 1976, v. 21, N 10, p. 15—19.
90. Wilkinson W. M. Fracturing in Spraberry reservoir, West Техас. — BAAPG,
1953, v. 37, N 2, p. 250—265.
9 Зак. 610
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение...............................................................3
Глава I. Геологическая характеристика и нефтеносность баженовской
свиты........................................................ . . 6
§ 1. Геолого-геохимические особенности (Б. А. Лебедев,
С. Г. Краснов)..............................................—
§ 2. Условия нефтеносности (С. Г. Краснов).................17
§ 3. Постседиментационные преобразования пород (Т. В. До-
рофеева, С. Г. Краснов)....................................26
Глава II. Методика исследования емкости баженовского коллектора . . 40
§ 1. Методы изучения характеристик коллектора (Т. В. Доро-
феева)......................................................—
§ 2. Изучение пустотного пространства баженовских пород-
коллекторов оптическим методом и методом электронной
микроскопии (Г. В. Дорофеева)..............................41
§ 3. Лабораторные методы определения коллекторских свойств
пород (Г. в. Петрова)......................................42
§ 4. Характеристика параметров коллекторских свойств
(Г. В. Петрова)........................................... 50
§ 5. Прогнозные оценки параметров пород-коллекторов
(Б. А. Лебедев, Т. В. Дорофеева, Г. В. Петрова) ... 57
Глава III. Коллекторские свойства пород баженовской свиты . . .65
§ 1. Природа емкости и путей фильтрации баженовских по-
род-коллекторов (Т. В. Дорофеева, С. Г. Краснов, Б. А. Ле-
бедев)' ....................................................—
§ 2. Особенности фильтрации нефти в пласте-коллекторе ба-
женовской свиты Салымского месторождения (Б. В. По-
зиненко) ..................................................74
Глава IV. Особенности формирования и размещения пород-коллекторов в
баженовской свите Западной Сибири (Т. В. Дорофеева,
С. Г. Краснов, Б. А. Лебедев)..........................................92
§ 1. Механизм образования коллекторов в баженовской свите —
§ 2. Роль трешин в формировании баженовского коллектора 96
§ 3. Взаимосвязь вещественного состава и эффективной по-
ристости пород-коллекторов.................................99
§ 4. Условия формирования коллекторов в баженовской свите 102
Глава V. Месторождения нефти и газа «баженовского» типа в некоторых
осадочных бассейнах мира (С. Г. Краснов, Т. В. Дорофеева,
Б. А. Лебедев) ............. 104
130
§ 1. Месторождения углеводородов в доманикитах на терри-
тории США................................................104
§ 2. Некоторые характеристики доманикитов территории СССР 113
§ 3. Основные общие признаки пород-коллекторов в домани-
китах
Заключение
. 121
$
Список литературы
,1
1
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ
баженовской свиты
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Редактор издательства Л. Г. Ермолаева
Обложка художника Б. И. Д ы ш л е и к о
Техн, редактор Н. П. Старостина
Корректор В. Н. Малахова
н/к
Сдано 6 набор 17.12.82. Подписано в печать 23.05.83. М-27943. Формат 60X90'Де.
Бумага ки.-жури. Гарнитура литературная. Печать высокая. Усл. печ. л. 8,25.
Усл. кр.-отт. 8,5. Уч.-нзд. л. 9,3. Тираж 500 экз.
Заказ 610/1340. Цена 1 р. 40 к. Заказное.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», Ленинградское отделеине.
193171, Ленинград, С-171, ул. Фарфоровская, 12.
Ленинградская картографическая фабрика ВСЕГЕИ.