УДК 552.578.2.061.4
ВТОРИЧНЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ
В ПРОЦЕССЕ ФОРМИРОВАНИЯ И
РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
И ИХ ЗНАЧЕНИЕ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ,
- Л.: ВНИ'РИ, 1900. - 263 с. ISBN 5-7173-0020-4
На материале многочисленных месторождений нефти
и газа рассмотрены типы вторичных изменений кол-
лекторов, возникших в процессе формирования и разру-
шения залежей углеводородов.
Рассматриваются геологические и гидрохимические ус-
ловия реализации на ВНК зон растворения и цементации
различных по составу коллекторских сред. Показано, что
изучение вторичных изменений коллекторов представляет
интерес для обоснования подсчитанных параметров, по-
вышения коэффициента нефтеизвлечения, прогнозирования
залежей наземными геофизическими методами.
Для геологов-нефгяниксз, научных работников, литоло—
гов, геофизиков и гидрогеологов, занимающихся изуче-
нием и прогнозированием нефтегазоносности.
Ил. 36, табл. 6, список лит. -138 назв.
Научные редакторы :
Р.С. САХИБГАРЕЕВ , Л.Н. КАПЧЕНКО
ISBN 5-7173-0020-4
Всесоюзный ордена Трудового Красного Знамени
нефтяной научно-исследовательский геологоразве-
дочный институт, 1990.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение ..........................................
САХИБГАРЕЕВ Р.С. Основные типы вторичных изменений
коллекторов, происходящих в процессе формирования и
разрушения залежей углеводородов, и их значение для
оптимизации поисково-разведочных работ ............
КАП4ЕНКО Л.Н. Вторичные изменения состава остаточных
и пластовых вод под влиянием формирования нефтяных и
газовых залежей ...................................
САХИБГАРЕЕВ Р.С., КАЗАРБИН В.В. Направленность изме-
нения карбонатных пород в зоне растворения древних и
современных ВИК в зависимости от состава и типа
коллекторов .........................................
АВЕРЬЯНОВА О.Ю. Изменение полевых шпатов полимиктовых
песчаников в зоне современного и древнего водонефтяных
контактов нефтяной залежи БП^Вооточно-Тарасовского
месторождения .......................................
ЛИТВИНА А.В. Многоэтапный характер формирования
Дулисьминского газоконденсатно-нефтяного месторождения
по результатам изучения вторичных изменений коллекторов ев
ШИМАНСКИЙ В.В. Вторичные изменения полимиктовых песча-
ников в зоне современного водонефтяного контакта не-
фтяной залежи высокоамплитудной структурной ловушки
(на примере Тарасовского месторождения) ............... 72
ИЛЬЯСОВА Е.Н. Вторичные изменения полимиктовых песча-
ников на древних водонефтяных контактах в зоне литоло-
гического выклинивания(на примере Северо-Варьеганского
месторождения)........................................  77
КОРОВИНА Т.А., ШИМАНСКИЙ В.В. Об относительном времени
образования цеолитового цемента в нижнемеловых песча-
никах севера Западно-Сибирской плиты......;............ 84
САМСОНОВ Б.В. Модели формирования вторичных неоднород-
ностей терригенных коллекторов Верхнечонского и Ярак-
тинского месторождений................................. 81
САХИБГАРЕЕВ Р.С., КУРЫШЕВ А.Д. Особенности преобразова-
ния пород-коллекторов Астраханского газоконденсатного
месторождения в процессе формирования залежей ......... 87
ЛУЧЕНКО Е.И. Литолого-петрофизическая модель продуктивной
толщи Астраханского газоконденсатного месторождения.......103
ИВАНОВСКАЯ А.В. Вторичные изменения терригенных коллекто-
ров в процессе формирования и разрушения залежей УВ в
северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы.......106
КРЬМ'ОЛЬЦ Е.Г., ЛУЧЕНКО Е.И. Геолого-геофизическая модель
резервуара нефтяных залежей в гранитном массиве месторож-
дения Оймаша .............................................па
БЕСКРОВНАЯ О.В. Сравнительный анализ вторичных изменений
нефте- и водонасыценных песчаных коллекторов девона
Тимано-Печорской провинции .................................128
НАЛИВКИНА О.А. Сравнительный анализ вторичных изменений
терригенных отложений палеозоя Прикаспийской и мезозоя-
кайнозоя Ферганской впадин в связи с прогнозированием
коллекторов на больших глубинах...........................138
ПОНОМАРЕВ В.Е. Диагностика ВНК и зон цементации на них в
продуктивных отложениях Яро-Яхинского месторождения........152
НЕЛЮБИН В.В. Геохимические особенности пластовых вод
нефтяных и газовых месторождений на стадиях формирования и
разрушения.................................................138
БЕСКРОВНАЯ О.Н. Микроэлементы - дополнительный источник
информации о формировании нефтяных залежей Сна примере
Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) ...............188
ВВЕДЕНИЕ
Сборник посвящен одной из наиболее важных, новых проблем
нефтегазовой литологии - вторичным преобразованиям минерально-
го вещества пород-коллекторов (а также сопутствующих вод) в
процессе формирования и последующей эволюции промышленных за-
лежей нефти и газа. На примерах месторождений углеводородов
Прибалтики, Западной и Восточной Сибири, Мангышлака и других
регионов рассматриваются вопросы типизации, морфологические
особенности, масштабы вторичного отложения, растворения и за-
мещения минералов скелета и цемента в продуктивных и законтур-
ных частях залежей УВ. Это позволяет, с/учетом палеогидрогео-
логических, палеотектонических особенностей районов, а также
данных по условиям формирования залежей реконструировать ве-
роятную схему процессов вторичного изменения коллекторов при
прогрессивном и регрессивном движении водоуглеводородных кон-
тактов внутри продуктивных ловушек. Такие исследования необхо-
димы для прогноза зон вторичного улучшения или ухудшения(вплоть
До полного запечатывания) коллекторов в продуктивных комплек-
сах и учета этих зон в практике геологоразведочных работ и при
разработке месторождений.
Лейтмотивом всех статей является положение о поступлении
агрессивных продуктов, повышающих растворимость минералов, в
пластовую воду на водо-углеводородных контактах при их про-
грессивном сползании вниз (заполнение ловушек), особенно на
уровнях их временной стабилизации. Рассеяние веществ с ВНК (ГВК)
ведет к отложению минералов (ниже зон растворения), равно как
и при регрессивных поднятиях ВНК вверх (уход УВ через покрышки).
Рассматриваются также многие иные механизмы вторичного из-
менения коллекторов продуктивных и законтурных зон в процессе
5
эволюции залежей. Подчеркнуто, что для познания конкретных про-
цессов минералогенеза необходимы детальные палеотектонические,
паяеогидрогеологические, палеотемпературные и,в целом, палео-
геологические реконструкции изучаемых участков земной коры, а
также весьма полезны физико-химические расчеты в системах, мо-
делирование, эксперимент.
Статьи важны для разработки и совершенствования геологи-
ческих, геофизических, геохимических методов поисков, а также
разведки и разработки залежей УВ.
Сборник будет полезен для литологов, геофизиков, гидрогео-
логов, нефтяников, газовиков, преподавателей Вузов и студентов.
УДК 552.578.2.061.4
Р.С.Сахибгареев
ОСНОВНЫЕ ТИШ ВТОРИЧНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ КОЛЛЕКТОРОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ
В ПРОЦЕССЕ ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЛЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
И ИХ ЗНАЧЕНИЕ ДОЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАЬОТ
В настоящее время мало кто сомневается, что нафтиды (неф-
ти, битумы) являются консерваторами вмещающих их коллекторских
пород. Однако еще в начале 60-х годов этс положение оспарива-
лось [2J. Во всяком случае обильное присутствие признаков кор-
родированности минералов в нефте- и битумсодержащих средах в
отличие от однотипных водонасыщенных сред позволило Л.М.Бириной
выдвинуть тезис о нефтекбррозии. Речь идет о непосредственном
растворении минералов нефтями по мере их поступления в коллек-
торские породы.
В дальнейшем нами была показана иллюзорность эффекта не-
фтекоррозии [8J. Он создавался не за счет растворения минералов
нефтями, а, как выяснилось, за счет их растворения в водной сре-
де при участии продуктов биогенного и абиогенного окисления
нефтей (органические кислоты, перекиси, альдегиды, двуокись
углерода, сероводород и др.) на водонефтяных контактах (ВНК).
Сами же нефти выполняют функцию консерваторов физико-химических
реакций, в том числе и катагенетических процессов. Больше того,
в геохимических условиях окисления углеводородов (УВ) на ВНК
не обнаруживается хорошо известный в природе антагонизм между
новообразованиями кварца и кальцита. Оба эти минерала	суще-
ственно растворяются, что подчеркивается образованием на ВНК
стилолитовых швов в известняках и в существенно окварцованных
песчаниках.
В условиях хорошего водообмена на ВНК при участии водорас-
творимых продуктов окисления нефтей растворяются минералы ске-
лета и цемента (кварц, полевые шпаты, каолинит, кальцит, доло-
мит, ангидрит) как терригенных, так и карбонатных коллекторских
сред. Лишь вне влияния продуктов окисления нефтей отсутствуют
признаки корродированности минералов. Это, во-первых, происхо-
дит тогда, когда нефти сразу одной порцией заполняют весь объем
ловушки, во-вторых, при спазматическом поступлении углеводоро-
дов - в объеме пород, занятом первой порцией и, наконец, в тре-
7
тьих - в части объема пород между двумя соседними древними ВНК.
В зависимости от объема поступающих дискретных порций УВ отде-
льные части нефтенасыщенных коллекторских пород могут быть не
затронуты процессами растворения минералов. Степень их раство-
рения на древних ВНК, при прочих равных условиях, зависит от
скорости (формирования залежей. В условиях длительного прерыва-
ния порций и медленного поступления УВ в максимальной степени
реализуется агрессивный потенциал водорастворенных продуктов
окисления УВ. При большой скорости формирования залежей процес-
сы растворения минералов на древних ВНК выражены слабее.
Типы вторичных неоднородностей коллекторских пород,
генетически связанных с процессами формирования
нефтяных залежей
Принципиальную модель изменения коллекторских пород на сов-
ременном ВНК мы уже рассматривали в наших публикациях [9,	10,
12] на примере нефтяных месторождений Прибалтики в существенно
кварцевых песчаниках среднего кембрия. Было показано, что в ус-
ловиях интенсивного окисления нефтей на современном ВНК форми-
руется зона растворения мощностью до 5 м, которая при частичном
заполнении ловушек сопровождается образованием зоны цементации
мощностью до 1-1,5 м. Первая из них обязана растворению реге-
нерационного и обломочного кварца, а вторая - отложению его ни-
же зоны растворения в виде конкреционных стяжений, обогащенных
микроагрегатами пирита. Зона растворения подразделяется на би-
тумсодержащую и расположенную ниже безбитумную подзоны. Битум-
содержащая подзона отражает область непосредственного окисления
УВ в среде, содержащей нефти и подвижные воды, т.е. в переход-
ной части ВНК. Нижняя подзона формируется в сугубо водонасыщен-
ной среде. Она отвечает области диффузии в подошвенных водах
агрессивных продуктов окисления нефтей. Мощность ее составляет
2,5-3 м. Песчаники в эоне растворения в отличие от однотипных
нефтенасыщенных песчаников, не затронутых стабилизацией древних
ВНК, становятся рыхлыми. Открытая пористость их увеличивается в
1;5-2 раза, а проницаемость - до 10 раз.
Вторичные изменения терригенных и карбонатных коллекторов
на древних ВНК в настоящей статье типизированы в зависимости от
прерывистого и непрерывно-прерывистого характера формирования
залежей. При их прерывистом формировании уровни стабилизации
древних ВНК либо разделяются коллекторскими породами, не затрону-
тыми влиянием процессов растворения и переотложения минералов,
либо обособляются породами безбитумной подзоны растворения. При
слиянии битумсодержащих подзон растворения древних ВНК характер
формирования залежей рассматривается как непрерывно-прерывистый.
В условиях многоэтапного формирования залежей каждая пор-
ция УВ в зависимости от объемных соотношений с емкостью ловушек
может целиком разместиться в объеме зоны растворения предшество-
вавшего древнего ВНК или дополнительно занять объем пород ниже
него. В последнем случае зона растворения вновь стабилизируемого
древнего ВНК отделяется от аналогичной зоны предшествовавшего
ВНК нейтральным "слоем", в котором коллекторские породы испыты-
вали лишь консервирующее влияние УВ.
Прерывистый характер формирования залежей с четким разде-
лением зон древних ВНК в основном реализуется на небольших высо-
коамплитудных структурах с относительно низкой емкостью коллек-
торов и малым генерационным потенциалом. Наложенную неоднород-
ность коллекторов, возникшую при прерывистом формировании зале-
жей наиболее полно удалось изучить для нефтяных месторождений
Прибалтики, продуктивная часть которых хорошо представлена кер-
ном. Относительно большая мощность среднекембрийских кварцевых
песчаников с регенерационным кварцевым цементом позволяет уве-
ренно выделять для древних ВНК эоны растворения и цементации.
Количество древних ВНК в пределах нефтенасыщенной части разре-
зов достигает 5-6. Во всех случаях они проявляются хорошо раз-
витой зоной растворения мощностью до 5 м. При этом месторожде-
ния Калининградской зоны нефтенакопления СЛадушкинское, Исаков-
ское, Веселевское, Тарасовское, Малиновское) отличаются от ме-
сторождений Западной Литвы (Вилькичайское, Гаргждайское, Дег-
ляйское, Поцяйское) отсутствием зоны цементации. Это связано с
различной степенью заполнения ловушек УВ. Поскольку первые нахо-
дятся ближе к области питания, то для них всякий раз скачкооб-
разный рост структур сопровож дался заполнением ловушек до замка.
В этих условиях растворенный кварц из области древних ВНК вы-
носился подошвенными водами за пределы ловушек, что проявляется
в асимметричности степени окварцевания песчаников за контуром
залежи.
Для месторождений Западной Литвы объем поступивших порций
УВ был гораздо меньше объема ловушек. Здесь на высокоамплитудных
в
в
структурах условия движения подошвенных 0Од становятся затруд -
нениыми. Поэтому для них потенциальная возможность образования
зоны цементации на древних ВНК реализуется наиболее полно. Мощ-
ность зоны цементации достигает 1,5-2 м. Для месторождений
Прибалтики первый древний ВНК характеризуется признаками регрес-
сивного смещения. Это проявляется в наложении процессов цемента-
ции песчаников кварцем на битумсодержащую подзону растворения.
Происходит массовая регенерация зерен кварца с "захватом" пле-
ночного битума. Частичный подъем первого ВНК может быть связан
как с насыщением УВ емкости пород экранирующей толщи, так и их
диффузионными потерями. При относительно плохих флюидоупорных
свойствах экранирующих отложений признаки регрессивного смещения
имеются практически на всех древних ВНК (Исаковское месторожде-
ние).
В карбонатных средах частичное заполнение высокоамплитудных
ловушек, и в частности рифовых, также проявляется двучленным
строением наложенной неоднородности в области древних ВНК. В них
ниже зоны растворения образуется зона цементации кальцитом (верх-
няя часть нижнепермской залежи Южно-Хыльчуюского и верхнедевон-
ской залежи Харьягинского месторождений Тимано-Печорской провин-
ции). При этом выщелачивание известняков в зоне растворения
сопровождается образованием многочисленных мелких кристаллов по
крупным кристаллам кальцита, за счет чего сами известняки неред-
ко приобретают рыхлый мелоподобный облик.
На больших пологих структурах из-за слияния зон древних
ВНК растворением охватывается почти весь объем нефтесодержащих
коллекторских пород. В плотных породах зона растворения- прояв-
ляется развитием стилолитовых швов. В отличие от высокоамплитуд-
ных структур на пологих структурах из-за лучших условий движения
подошвенных вод как в терригенных, так и в карбонатных средах
зона цементации не образуется на прогрессивно смещающихся древ-
них ВНК (поддомаииковые залежи Ромашкинского месторождения в
терригенных средах, залежь А4 Кулешовского и межсолевая залежь
Осташковичского месторождений - в карбонатных).
Вторичные изменения коллекторских пород в процессе
разрушения нефтяных залежей
Принципиальные положения в изменении коллекторских пород,
генетически связанные с воздействием продуктов окисления УВ в
процессе формирования залежей, остаются в силе и при их разруше-
нии. Однако на направление этих изменений в сторону преимуще-
ственного развития процессов растворения минералов или цемента-
ции пород существенное влияние оказывают структурно-тектониче-
ские условия разрушения залежей, а субстратные факторы (состав
и растворимость минералов коллекторских сред, гидрохимические
особенности подошвенных вод и др.) имеют подчиненное значение.
Наиболее ярко эта особенность проступает для труднорастворимых
пород типа существенно кварцевых песчаников с регенерационным
кварцевым цементом. Она была установлена нами для среднекембрий-
ского комплекса Прибалтики. Здесь вторичные изменения песчани-
ков при разрушении залежей на расформированных антиклинальных
ловушках оказались отличными от таковых на нерасформироваиных
структурах. Исследования основывались как на детальном изучении
разрезов отдельных скважин разведочных площадей Калининградской
эоны нефтенакопления, так и а результатах картирования древних
ВНК в углеводородсодержащих средах месторождений Гаргждайской зо-
ны нефтенакопления (Сакучайское, Вилькичайское, Поцяйское,
Дегляйское, Шюпаряйское, Южно-Шюпаряйское, Вежайчайское и Аб-
лингское месторождения). Поверхности древних ВНК сопоставлялись
с палеотектоническими построениями, благодаря которым устанав-
ливалась степень расформирования структур, перемещение древних
ВНК за счет переформирования структур, латеральный пере-
ток УВ из одних структур в другие, время разобщения не-
когда единого скопления нефтей на отдельные составляющие, время
заложения и активизации Гаргждайсйого разлома и степень его уча-
стия в вертикальном перетоке УВ. В результате этих исследований
установлено, что при разрушении залежей путем расформирования
антиклинальных ловушек исключительное развитие приобретают
процессы растворения минералов. Они сопровождаются выносом рас-
творенных веществ за пределы расформированных частей ловушек.
Растворением охватываются коллекторские породы по всей толщине
разрушенных частей. Для них существенно нивелируются неоднород-
ности, возникшие при формировании залежей, т.е.'на прогрессивных
древних ВНК. Для Калининградской зоны Нефтенакопления разруше-
ние залежей на расформированных структуриах сопровождается ин-
тенсивной пиритизацией песчаников, что объясняется привносом же-
леза инфильтрационными водами.
и
ю
В терригенных средах, в частности применительно к гидро-
химическим условиям Южной Прибалтики, быстрый уход УБ по фяюи-
допроводящим разломам не проявляется сколько-нибудь заметными
изменениями коллекторских пород разрушенных частей залежей. Уве-
личивается лишь количество регенерационного кварца в эоне ста-
новления современного (по своей природе регрессивного) ВНК.
На высоких ступенях осолонения подошвенных и краевых вод,
особенно, когда они достигают уровня крепких рассолов, при бы-
стром уходе УВ из залежей с участием разломов ниже современного
ВНК выпадает галит, которому предшествует садка ангидрита (Ос-
ташковичское и Вишанское месторождения Белоруссии). Галитовая
цементация двух древних ВНК присутствует и в пределах газоне-
фтесодержащей части вендских песчаников Ярактинского и Верхне-
чонского месторождения Восточной Сибири. В последнем случае сад-
ка галита осуществляется на частично регрессировавших древних
ВНК при уходе из залежей небольших объемов УВ по разломам. Для
нарушения солевого равновесия, очевидно, было достаточно даже
незначительного падения давления в связи с частичным перетоком
УВ в верхние комплексы.
Путем сравнительного изучения коллекторских пород разру-
шенной залежи в верхнекаменноугольно-нижнепермском комплексе
Хыльчуюского и сохранившейся залежи в одновозрастных отложениях
Южио-Хыльчуюского нефтяных месторождений устанавливается, что
при уходе УВ из ловушек по флюидопроводящим разломам в карбо-
натных средах происходит выпадение кальцита. При этом степень
цементации известняков кальцитом сущертвенно затухает от перво-
начального наиболее низкого положения регрессировавшего ВНК
вверх по разрезу зоны нарушения. Вызвано это нарушением карбо-
натного равновесия подошвенных вод в момент активизации разло-
мов, возможно, даже за счет поступления вод из нижних комплек-
сов. Коллекторские породы области былого нефтенасыщения на Хы-
льчуюском месторождении отличаются повышенной пиритизацией.
Различие вторичных изменений в нефте- и водоиасыщенкых
породах
В сравнительном изучени^ вторичных изменений нефте- и во-
донасыщенных коллекторских пород, благодаря основополагающим
работам К.Р.Чепикова, В.П.Ермоловой и Н.А.Орловой [14, 15], в
12
области выявления консервирующего влияния УВ на катагенетиче-
ские (эпигенетические) процессы отечественными исследователями
достигнуты чрезвычайно большие успехи [З, 5-7, 13}. Из зару-
бежных исследователей заслуживают внимания работы В.Д. Лоури,
Х.Фюхтбауэра, Х.Гольдшмита, Г.Кульбицкого, Г.Ыилло, Д.В. Ле-
вандовского с соавторами, Н.Дж.ХенкОка, А.М.Тейлор, Р.Д. Хоки-
са и др.
В последнее время в связи с изменением пород в процессе
формирования залежей раскрывается совершенно новый аспект этой
проблемы. Речь идет о возможности большего изменения нефтенасы-
щенных коллекторских пород,„чем водонасыценных. Наиболее ярко
эта особенность проявляется в полевошпатсодержащих средах. Изу-
чение площадного распределения содержания сильноизмененных
полевых шпатов песчаников пласта BCjq Федоровского месторожде-
ния в Западной Сибири показало, что за внешним контуром нефте-
насыщения располагается кольцевая аномалия шириной до 2700 м.
На пологих частях одноименной группы структур ширина аномалии
несколько увеличивается. С удалением от внешнего контура На
3000 и более метров в однотипных водоиасыщенкых песчаниках
количество сильноизмененных полевых шпатов резко уменьшается
(в среднем в 2 раза). Песчаники в контуре нефтенасыщения со-
держат на 15-20% меньше сильноизмененных полевых шпатов, чем в
кольцевой зоне. Показано, что за такое распределение сильно-
измененных шпатов ответственны не седиментационные факторы, а
процессы формирования и разрушения залежей. За счет постепен-
ного сокращения контура нефтенасыщения полевые шпаты в разру-
шенной части залежи изменялись дважды, т.е. при формировании
и разрушении залежи.
Для песчаников пласта BBg Покачевского месторождения ко-
льцевая аномалия за контуром залежи выражена гораздо слабее.
Это связано с быстрым сокращением размеров залежи, видимо, за
счет перетока УВ по флюидопроводящим разломам. На быстро ре-
грессирующем ВНК не успевали развиваться процессы окисления
нефтей, и степень изменения полевых шпатов так же, как в пре-
делах контура нефтенасыщения, отражает лишь условия непре-
рывно-прерывистого формирования залежи. Изучение степени изме-
нения полевых шпатов позволяет решать принципиально важные
вопросы оценки степени сохранности залежей, когда из-за высо-
кой скорости их формирования древние ВНК не успевали стабили-
13
зироваться. Коэффициент сохранности залежи BCjq Федоровского и
БВд Покачевского месторождения, исходя из результатов площад-
ного распределения сильноиэмененных полевых шпатов, находится
примерно на уровне 0,7.
При рассмотрении количественного распределения регенера-
ционного кварца в нефте- и водонасыщеиных песчаниках в свете
геохимической мобилизации его в процессе формирования залежей
можно трассировать направление движения подошвенных вод. В ме-
стах выноса подошвенных вод количество регенерационного кварца
увеличивается. В частности, в период формирования залежи в пла-
сте БС10 Федоровского месторождения подошвенные воды, судя по
характеру площадного распределения аутигенного кварца, двига-
лись с запада на восток. В этом же направлении они смещались и
в эпоху частичного разрушения залежи. Поэтому законтурные зоны
былого нефтенасыщения на западе характеризуется аномально
низкими значениями содержания аутигенного кварца, а на востоке -
аномально высокими. Однотипные песчаники, не затронутые влия-
нием залежи (на расстоянии свыше 3000 м от внешнего контура
нефтенасыщения), характеризуются умеренными значениями содержа-
ния аутигенного кварца.
Рассеянный кальцитовый цемент также растворяется при фор-
мировании и разрушении залежей. В отличие от кварца он не осе-
дает в местах выноса вод из залежи, а дольше удерживается в во-
дорастворенном состоянии. Законтурные эоны, не затронутые влия-
нием залежи, отличаются максимальным содержанием рассеянного
кальцитового цемента.
Характер распределения аутигенного каолинита в песчаниках
в контуре и за контуром залежей в основном контролируется гид-
родинамическими условиями осадконакопления. Его содержание за-
висит от количества глинистого материала и качества РОВ, что
устанавливается изучением степени сохранности и форм разреше-
ния спор и пыльцы [ю].
Зональность криптогипергенных изменений коллекторских
пород на древних ВНК
Зональность криптогипергенных изменений обнаруживается
при сравнительном изучении степени изменения песчаников на древ-
них ВНК в залежах нефти девона, карбона и пермских битумов и
высоковязких нефтей Татарии. В этом раду в зоне стабилизации
древни* В® увеличивается количество сульфидов железа (от долей
процента для залежей терригенного девона до 10% для пермских
залежей высоковязких нефтей и битумов Мелекесской депрессии).
Различное содержание пирита на древних ВНК, при прочих равных
условиях, отражает различную интенсивность анаэробного окисле-
ния нефтей. По этому признаку криптогипергенные изменения по-
род подразделяются на три стадии: слабого, умеренного и интен-
сивного криптогипергенеэа.
В условиях слабого криптогипергенеэа (девонская залежь Ро-
машкинского месторождения) под воздействием продуктов окисления
УВ на уровнях стабилизации древних ВНК происходит растворение
регенерационного и обломочного кварца и рассеянного кальцитово-
го цемента порового типа. В умеренном криптогипергенезе ( ясно-
полянская залежь Бавлинского месторождения) процессами раство-
рения затрагивается кальцитовый цемент песчаных тел с базально-
поровым типом цементации. Здесь за счет интенсивного растворе-
ния кальцита происходит деградация таких тел. В частности, пес-
чаники с базально-поровым типом цементации вследствие неравно-
мерного растворения кальцита нередко приобретают пятнистый об-
лик, где светлые участки с кальцитовым цементом контрастно вы-
деляются на почти черном фоне битумсодержащих пород.
В средах, содержащих высоковязкие нефти и битумы Мелекес-
ской депрессии, в зонах стабилизации древних ВНК практически
полностью растворяется кальцит не только порового, но порово-
базального типа и лишь на разрозненных, микроучастках (размером
до 0,5 мм) сохраняются не прореагировавшие реликты с порово-ба-
зальным типом цементации. Из-за интенсивного выщелачивания ка-
льцитового цемента некогда плотные песчаники и крупнозернистые
алевролиты становятся практически рыхлыми. В условиях интенсив-
ного криптогипергенеза, в отличие от слабого и умеренного, древ-
ние ВНК не несут признаков экстракции битумов последующими пор-
циями жидких УВ. Эти, последние, очевидно, попали в пермские
резервуары в значительной степени анаэробно окисленным!. Во
всяком случае, только в пермских известняках встречаются микро-
глобули битумного вещества, заключенные в кальцитовые кристал-
лы дёдоломитов, которые рассматриваются как эмульсии тяжелых
нефтей в подошвенных водах.
Обилие в алевро-песчаных пластах линэовидно-выклинивающих-
ся и пластообразных тел с базально-поровым и порово-базальным
14
15
кальцитовым цементом в нефтенасыщенных средах юры и неокома
Среднего Приобья рассматривается как результат хорошей их сох-
ранности за счет подавленности процессов окисления УВ на древ-
них ВНК. Здесь из-за частого и быстрого поступления УВ древние
ВНК в условиях слабого криптогипергенеза редко успевали стаби-
лизироваться. Сульфатредуцирующие процессы обрывались на зача-
точных стадиях, что подчеркивается образованием преимущественно
землистых агрегатов пирита, которые из-за высокой скорости фор-
мирования залежей не успевали перекристаллизовываться. Б этих
условиях происходят минимальные потери УВ на их окисление в
процессе формирования залежей. Чаще всего они осуществляются на
уровне неполного окисления. Поэтому минимальным является и об-
щий агрессивный потенциал продуктов метаболизма. Его хватает
только на мобилизацию рассеянного кальцита.
Пути и подходы определения времени формирования залежей
по следам древних ВНК и аутигенным минералам, образованным
на них
На тех месторождениях, где удается скоррелировать	следы
древних ВНК, время формирования залежей определяется	путем
сопоставления степени изогнутости их поверхности с палеострук-
турными картами £lf]. В частности, коррелятивом одного из древ-
них ВНК на Ладушкинской структуре Прибалтики является цемента-
ция пород битумом, образованным за счет деасфальтизации тяжелых
нефтей при смешении их с легкими УВ, по схеме, предложенной
Л.С.Гольдбергом j_4J. Поверхность уровня высадки асфальтенов ока-
залась изогнутой. Она близка к конфигурации поверхности самих
среднекембрийских нефтевмещающих песчаников. Также изогнутой
оказалась поверхность и первого древнего ВНК, характеризующего-
ся регенерацией кварцевых зерен с "захватом" битума. Для опре-
деления времени формирования залежей палеоструктурными построе-
ниями оставалось лишь определить временной рубеж, на котором
современные изогнутые поверхности этих древних ЬНК выпрямляются.
Для рассматриваемой залежи они были горизонтальными в девон-
раннепермское время, причем поле высадки асфальтенов тяготеет
к западной половине структуры, что отражает направление поступ-
ления легких УВ. Эта трактовка согласуется с тем, что область
максимального прогибания находилась западнее Ладушкинской
структуры.
Слабые признаки высадки асфальтенов обнаруживаются и на
древнем ВНК в средней части залежи пласта БВц Повховского ме-
сторождения (Западная Сибирь). Этот уровень удалось зафиксиро-
вать в 4 скважинах. Он оказался горизонтальным. По нему можно
определить лишь нижний предел времени формирования залежи. Она
Формировалась после завершения роста Повховской структуры, т.е.
не раньше апт-сеноманского времени, что согласуется с пред-
ставлениями многих исследователей. При этом УВ, судя по степе-
ни пигментации битума асфальтенами, поступили с севера.
Для межсолевых и подсолевых комплексов, в которых подош-
венные воды представлены крепкими рассолами, определение отно-
сительного времени формирования залежей возможно путем просле-
живания степени осолонения подошвенных вод по аутигенным ми-
нералам древних ВНК. Если минералы высоких ступеней осолонения
(ангидрит, галит) отсутствуют на прогрессивных ВНК и появляют-
ся лишь на этапе разрушения залежей, то это говорит о раннем
их формировании. На основании этих представлений определяется
время формирования межсолевых залежей верхнего девона Припят-
ской впадины. Они формировались не позже нижнекаменноугольной
эпохи, что соответствует авлакогенному этапу развития прогиба.
Появление флюорита и ангидрита на современном регресси-
рующем ВНК залежи А^ Кулешовского месторождения (Куйбышевская
область) связано с альпийским тектогенезом, усилившим нисходя-
щий ток солей из пермского комплекса из-за растрескивания по-
род. В альпийскую эпоху ранее сформированная залежь переформи-
ровывалась.
Поступление УВ в резервуары в условиях еще не сформиро-
вавшейся кунгурской покрышки нами установлено для Грачевского
рира Ишимбаевского Приуралья, к которому приурочена высокосер-
нистая нефтяная залежь. Здесь окисление нефтей происходит по
ходу инфильтрации рассолов. Поэтому в верхней части рифа кол-
лекторские среды цементируются ангидритом, где по периферии
пустот сохраняется пленочный битум. Ыикровключения битума встре-
чаются между частицами тонкочешуйчатых седиментационных ангид-
ритов кунгурской покрышки. На древних же прогрессивных ЬНК
ангидрит растворяется, что может быть связано с опреснением
подошвенных вод солюционными водами. Цементация ангидритом от-
мечается лишь в разрушенной части залежи.
16
17
Фациальный контроль степени сульфидной минерализации тер-
ригенных коллекторов на древних ВНК и возможности его использо-
вания для определения времени (формирования залежей обнаружились
при изучении нефтевмещающих песчаников залежей юрского комплекса
Жетыбайского и Узеньского месторождений. Для залежей Жетыбайско-
го месторождения количество сульфидов железа (.пирит, марказит)
в зоне стабилизации древних ВНК увеличивается по мере перехода
от континентальных обстановок к морским. На Узеньском месторож-
дении (фациальный контроль степени сульфидной минерализации от-
сутствует из-за смешивания вод разнофациальных отложений по
флюидопроводящим разломам. Залежи здесь формировались после
образования разломов. Это подтверждается горизонтальным: поло-
жением одних и тех же древних ВНК на разных тектонических бло-
ках.
Литогенетические показатели условий формирования
газоконденсатах и газовых залежей
Петрографические показатели термодеструкции нефтей и вы-
теснения их газообразными УВ разработаны автором при изучении
вторичных изменений карбонатных углеводородсодержащих пород верх-
ней юры бассейна Эссаоуира-Агадир (Марокко) [IOJ. Именно здесь,
благодаря высокой степени тектонической раздробленности нефтяных
залежей после их образования, удалось выявить многие особенности
формирования газоконденсатных скоплений. В этом смысле данный
бассейн представляет собой уникальный объект. Амплитуды верти-
кального погружения блоков по разломам достигают 2000 м и более.
Эти смещения послужили причиной изменения фазового состава на
небольшом расстоянии. В современных газоконденсатсодержащих сре-
дах следы древних ВНК устанавливаются благодаря пигментации по-
род битумом окислительной природы (асфальт - асфальтит). Транс-
формация нефтяных УБ в газоконденсатные сопровождается образо-
ванием точечно-рассеянного керита. Размер точечных обособлений
последнего увеличивается с увеличением размера пустот, а его со-
держание растет с увеличением пористости и достигает 1,5-2%. То-
чечно-рассеянный керит отсутствует в битумсодержащих породах
зоны растворения древних ВНК, где пустоты кольматированы биту-
мом окислительной природы. Вышеприведенные особенности распреде-
ления точечно-рассеянного керита позволяют рассматривать его как
остаточный продукт термической деструкции нефтей (в микрообъемах
пор)- В зоне действия глубинных разломов жидкие УВ деструктиру-
ются до газовых (газовое месторождение Ндарк). Здесь в отличие
от газоконденсатных сред битум окислительной природы метамор-
физуется до керита и по оптическим свойствам он становится не
отличимым от точечно-рассеянного керита.. Отсутствие точечно-
рассеянного битумного вещества в газоконденсатсодержащих сре-
дах при наличии в них следов древних ВНК, подчеркиваемых биту-
мом Окислительной природы, рассматривается как показатель вы-
теснения нефтяных скоплений газовыми УВ, поступившими извне.
Вышеизложенные особенности распределения генетически разнород-
ных битумов с учетом вторичных изменений коллекторов на древних
ВНК были положены в основу реконструкции условий формирования
основных газовых и газоконденсатных скоплений на территории
ССОР-
На основании изучения следов древних ВНК в продуктивных
горизонтах Юбилейного и Лабинского месторождений (Западное Пред-
кавказье) можно заключить, что газоконденсатные скопления Вос-
точно-Кубанской впадины образовались на месте нефтяных залежей
за счет вытеснения нефтей газообразными УВ, поступившими извне.
Судя по характеру распределения следов древних ВНК в разрезе
продуктивной толщи, объемы нефтяных скоплений были соизмеримы с
газоконденсатными. Здесь вначале были реализованы нефтепроизво-
дящие возможности питавшего комплекса и лишь затем реализован
или находится на стадии реализации его газопроиэводящий потен-
циал. Частичное сохранение нефтяных скоплений на Лабинском ме-
сторождении объясняется запечатанностью реликтов разрушенной
нефтяной залежи.
Газоконденсатные скопления неокома севера Тюменской обла-
сти также образовались за счет вытеснения нефтей газообразными
УВ. Следы древних ВНК, помимо площадей Уренгойской зоны газо-
накопления (Уренгойская, Северо- и Восточно-Уренгойская, Пес-
цовая), установлены на Вэнга-Яхинской, Восточно-Таркосалинской,
Северо-Яро-Яхинской, Геофизической, Харасовейской и Ямбургской
площадях. На ряде площадей они встречаются в водонасыщенных ча-
стях пластов гораздо ниже газоконденсатных залежей. Это пред-
полагает не только частичное разрушение нефтяных залежей, но и
существенные структурные перестройки после их формирования. В
частности, на Восточно-Уренгойской площади нефтяные скопления
начали разрушаться в связи со структурной перестройкой по ходу
18
ie
роста Уренгойского поднятия еще до поступления газообразных УВ.
Следы древних ВНК в готерив-валанжинских гаэоконденсатсо-
держащих пластах по характеру проявления очень сходны с тако-
выми в нефтяных залежах неокома Среднего Приобья. Они выражены
концентрацией землистых микроагрегатов пирита, растворением по-
рового кальцитового цемента и слабой пигментацией пород продук-
тами окисления нефтей. Из-за высокой скорости формирования
нефтяных залежей следы древних ВНК неотчетливые. Слабая пиг-
ментация пород битумным веществом свидетельствует о незначи-
тельном содержании в нефтях: асфальтенов. Одинаковый характер
проявления древних ВНК на столь обширной территории, по-видимо-
му, отражает однотипность и фациальную выдержанность питавшего
комплекса. Этим условиям как будто бы больше всего отвечают
отложения баженовской свиты.
Целенаправленные поиски следов стабилизации древних ВНК
в газосодержащих пластах апт-сеноманского комплекса Уренгойско-
го месторождения не увенчались успехом. Похоже, что в этом
комплексе газовые залежи являются преимущественно первичными.
Достаточно отчетливые следы древних ВНК в газовых залежах уда-
лось обнаружить на Харасовейском и Ямбургском месторождениях.
Газоконденсатные месторождения Восточной Сибири также об-
разовались на месте нефтяных скоплений. На Братском месторожде-
нии в газоконденсатсодержащих средах удалось зафиксировать не-
сколько древних ВНК. Нефтяная залежь на 40 м была ниже совре-
менного ГВК. Поступление газообразных УВ произошло после час-
тичного расширения нефтяной залежи, что знаменуется высадкой
из нефтей асфальтенов несколько ниже современного положения ГВК.
Признаки термической деструкции нефтей встречались лишь на
Ярактинском газонефтяном месторождении в пределах одиноименмой
продуктивной пачки. В разрезе последней в 3 из 24 изученных на-
ми скважин обнаружился точечно-рассеянный керит. Эти скважины
оказались в эоне разлома. В двух из них такой керит сопровож-
дается микроагрегатным вторичным кварцем, образованным из гид-
ротермальных растворов.
При изучении газоконденсатсодержащих известняков (нижняя
пермь, верхний карбон) Оренбургского месторождения обнаружились
признаки промытости инфильтрационными водами нефтяной залежи,
некогда существовавшей на месте газоконденсатной. Наде пола-
гать, разрушение нефтяной залежи происходило до формирования
20
кунгурской соленосной покрышки. Б теле бывшей нефтяной залежи
высотой до 500 м удается выделить до 20 уровней стабилизации
древних ВНК. Зона растворения многих из них цементирована вто-
ричным кальцитом на путях дренирования инфильтрационных вод.
Следы былой нефтеносности сохранились на стенках крупных
пустот, выполненных кальцитом. Дренирование вод по зоне рас-
творения древних ВНК подчеркивается минерализацией трещин
кальцитом. В нейтральных зонах и битумеодержащих породах зоны
растворения древних ВНК трещины остаются открытыми или выпол-
ненными битумным веществом. О вовлечении залежи в приповерхно-
стные условия по ходу ее разрушения свидетельствуют минерали-
зация трещин в битумном веществе древних I ФК гидроокислами же-
леза. В конечном итоге в промытую нефтяную залежь поступали
газовые УБ, образуя чрезвычайно сложную по составу газоконден-
сатную систему, которая обстоятельно изучена С.П.Максимовым,
Е.С.Ларской и их соавторами. Кислые компоненты газоконденсатов
могли быть унаследованными от нефтей, окисленных в различной
степени.
Прогноз вторичных изменений коллекторов и запечатанных
залежей
Влияние вторичных изменений коллекторов на общий коллек-
торский потенциал нефтенасыщенных пород в основном зависит от
того, будут ли древние ВНК сопровождаться развитием только зо-
ны растворения или развитием одновременно эоны растворения и
цементации. Для терригенных сред от этого порой зависит прин-
ципиальная возможность прогнозирования качества коллекторов
на больших глубинах. Исследователи, обнаружив в пределах зале-
жей кварцитовидные песчаники, нередко рассматривают их как ре-
зультат ужесточения катагенетических факторов. Между тем, они,
окварцовываясь на древних ВНК, могут отражать условия форми-
рования залежей с неполным заполнением ловушек и никоим обра-
зом не должны влиять на качественную оценку коллекторов на
больших глубинах. По ним даже можно прогнозировать зоны раз-
вития улучшенных коллекторов. Такое прогнозирование делается
для акваториальных частей Балтийской синеклизы в районе Запад-
ной Литвы. На ее территории (формирование залежей среднекемб-
рийского комплекса происходило в условиях дефицита УВ, в свя-
зи с удалением от источника питания. Это выразилось в окварце-
вании песчаников в зоне цементации древних ВНК. Залежи аквато-
21
рий, находясь ближе к области питания, так же как и в Калинин-
градской зоне нефтенакопления, могли формироваться с предель-
ным заполнением ловушек нефтью. В этих условиях растворенные
на древних ВНК вещества выносятся за пределы ловушек, и воз-
можность образования зоны цементации реализуется редко. Поэто-
му относительно низкие коллекторские характеристики нефтена-
сыщениых песчаников месторовдений Западной Литвы нельзя экс-
траполировать на прилегающие акватории, где формирование эале^
жей могло сопровождаться улучшением коллекторских свойств не-
фтевмещающих пород. Все это предполагает меныцую степень оквар-
цеванйя песчаников, несмотря на большие глубины их погружения
в экваториальной части Балтийской синеклизы.
Обнаружение следов древних ВНК в водонасыценных коллек-
торах позволяет получить представление не только о масштабах
былых скоплений УВ, но и понять условия разрушения и сохран-
ности залежей. Ведь сопоставив палеоминерализацию подошвенных
вод, восстановленную по аутигенным минералам древних ВНК с ми-
нерализацией современных пластовых вод, можно восстановить уча-
стие в процессах разрушения залежей инфильтрационных вод. Этот
аспект проблемы формирования и разрушения залежей изучался
нами на примере юрского комплекса Западного Приатласья (Марок-
ко). Здесь при петрографическом изучении 30-тысячной коллекции
шлифов удалось закартировать серию разрушенных залежей на со-
лянокупольных структурах, которые были приурочены к региональ-
но выдержанным карбонатным коллекторским средам. Они, судя по
садке ангидрита на ВНК, формировались при участии рассолов с
минерализацией 150-170 г/л. В разрушенных залежах минерализа-
ция вод составляет 10-12 г/л, а в подошвенных водах сохранив-
шихся залежей она достигает 360 г/л. Все это свидетельствует
о промывании залежей инфильтрационными водами, поступившими из
Атласской горноскладчатой системы. Сопоставление карт разру-
шенных залежей с современными скоплениями УВ показывает, что
залежи сохраняются на структурах, осложненных высокоамплитуд-
ными разломами, которые служили экраном на путях движения ин-
фильтрационных вод. Залежи могут также сохраниться в литологи-
ческих и стратиграфических ловушках.
Изучение вторичных изменений пород на ВНК тесно перекли-
кается с проблемой поисков так называемых запечатанных залежей
УВ на расформированных структурах £з]. Выявление их нередко ока-
зывается задачей скорее петрографической, нежели сугубо геоло-
гической. Обнаружение следов древних ВНК в более или менее одно-
родных водоносных песчаных телах в условиях отсутствия положи-
тельных структур уже само по себе предполагает' их расформирова-
ние. К категории запечатанных относятся реликты нефтяной залежи
в терригенном комплексе кембрия и рифея Марковской площади (Вос-
точная Сибирь), где в отличие от Братской зоны газонакопления на
регрессивном ВНК происходит интенсивное внпадение кальцита. Мощ-
ность зоны цементации превышает 5 м.
Определенный интерес для поисков запе гатанных залежей
представляет юрский комплекс в районе Лабинской площади Восточ-
ночКубанской впадины. Здесь реликты нефтяной залежи могли сохра-
няться за счет самозапечатнвания пород кальцитом в процессе ее
разрушения.
Нетрадиционным представляется возможность экранирования за-
лежей окварцованными песчаниками за счет выноса кремнезема из
зон растворения древних ВНК в направлении движения подошвенных
вод. В частности, признаки латерального самоэкранирования зале-
жей вторичным кварцем имеются на Ярактинском месторождении. При
расформировании структурного плана зоны латерального окварцева-
ния могут выполнять роль экранов и удерживать залежи от разруше-
ния. Такие залежи, вероятнее всего, могут встретиться в вендских
песчаниках Восточно-Сибирской платформы.
Влияние вторичных изменений коллекторов на их
литрфизические свойства
Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и
разрушения залежей в зависимости от их состава по-разному отра-
жаются на литофизических свойствах. Наиболее сильно они выражены
в полимиктовых средах. В них за счет глинизации полевых шпатов и
других неустойчивых к выветриванию компонентов увеличивается уде-
льная поверхность фильтрации. Они отличаются от аналогичных пес-
чаников законтурных зон (не затронутых влиянием залежи) большим
содержанием остаточной воды, большей электропроводностью и боль-
шими значениями диффузионно-адсорбционного потенциала. При от-
сутствии признаков ранней гидро<1хэбизации синбитумоидами [ДО] их
электросопротивление от нефтенасыщения компенсируется поверхно-
стной проводимостью. В таких средах по электрокаротажным харак-
22
23
теристикам залежи часто не выявляются. Высокоемкие песчаники за
счет глинизации компонентов скелетной части по диаграммам ПС
могут быть отнесены в разряд плохих коллекторов. С увеличением
количества сильноизмененных полевых шпатов увеличивается пове-
рхностная проводимость и уменьшается параметр пористости. По
характеру влияния на параметр пористости сильноизмененные поле-
вые шпаты приближаются к глинистому материалу. Они же обеспечи-
вают повышение диффузионно-адсорбционного потенциала коллектор-
ских пород в условиях практически полного отсутствия глинисто-
го цемента или потери им сорбционной емкости при каолинизации
седиментационного материала со слюдистой основой.
Нефтенасыщенные карбонатные породы вследствие микритизации
зерен также приобретают высокую поверхностную проводимость.
Их удельное сопротивление при интенсивной микритизации стано-
вится соизмеримым с сопротивлением водонасыщенных известняков,
что может привести к пропуску залежей.
Слабая охарактеризованность керном зон растворения древних
ВНК как в терригенных, так и карбонатных средах во многих слу-
чаях сказывается на занижении балансовых запасов. Из-за высокой
дренирующей способности зон растворения древних ВНК основные
массивы нефтенасыщенных пород могут оказаться невовлеченными в
процесс разработки, что может отрицательно сказаться на конеч-
ной нефтеотдаче залежей, особенно при опережающем их обводне-
нии по зонам дренирования. Для полимиктовых сред все это усу-
губляется еще и необратимыми деформациями, поскольку глинизиро-
ванные компоненты скелетной их части с уменьшением пластового
давления приобретают функцию цемента уплотнения. Это сопровож-
дается как защемлением нефтей, так и необратимым уменьшением
проницаемости, что необходимо учитывать при разработке и испы-
тании объектов, чтобы на этапе строительства скважин не сни-
зить подсчетные параметры.
Газообразные УВ, вытесняя нефти из ловушек на глубинах
свыше 5000 м, продолжают консервировать вторичную неоднород-
ность коллекторских сред, созданную на древних ВНК. На этих
глубинах в газоконденсатсодержащих средах сохраняются почти рых-
лые разности карбонатов и кварцевых песчаников из зон растворе-
ния древних ВНК. Поэтому при прогнозных оценках коллекторов,
погруженных на большие глубины, важно знать, являются ли газо-
конденсатные скопления первичными или они образовались на месте
нефтяных залежей. Во втором случае запасы газоконденсатных-скоп-
лений в карбонатных породах и кварцевых песчаниках будут соизме-
римы с запасами нефтяных залежей.
Значение вторичных изменений коллекторов для локального
прогноза нефтегазоносности геофизическими методам!
В последние годы в связи с внедрением в сейсморазведочный
процесс цифровых способов регистрации и обработки данных для
многих месторождений в области залежей УВ получены амплитудные
аномалии типа "яркого пятна". Их не всегда можно объяснить заме-
ной пластовых вод УВ. Наблюдается превышение реальных геофизиче-
ских аномалий, особенно в области нефтяных залежей, над расчет-
ными значениями, основанными на различии плотности пластовых
вод, нефтей и газов. Выяснилось, что для некоторых месторождений
аномалии распространяются и за контур нефтенасыщения, подчас
даже на значительное расстояние. Отсутствие удовлетворительного
объяснения природы возникновения таких аномалий в известной сте-
пени способствовало дискредитации сейсмических методов прогнози-
рования нефтенасыщения вообще и метода "яркого пятна",в частно-
сти.
Аномалии волнового поля в области залежей находят объясне-
ние на основании принципиально иных представлений по изменению
параметров нефтенасыщенных сред. Речь идет о явлении разуплотне-
ния коллекторских пород, возникающего за счет растворения мине-
ралов на древних ВНК в процессе формирования и разрушения нефтя-
ных залежей. Достаточно сказать, что за счет выноса растворенных
веществ за пределы контуров нефтенасыщения плотность пород в зо-
нах стабилизации древних ВНК относительно пород нейтральных "сло-
ев" уменьшается на 0,3, а в объеме всей залежи - на 0,2 г/см3(и
это без учета удельного веса флюидной системы). При формировании
залежей происходит не только разуплотнение коллекторских сред,но
и в зависимости от состава пород меняются их поверхностно-актив-
ные свойства, на которые чутко реагируют электрические парамет-
ры. Поэтому раздельно рассматриваются существенно кварцевые,
полимиктовые и карбонатные среды.
Плотностная модель для существенно кварцевых песчаников,
отражающая их изменение, составлена для продуктивных песчаников
среднего кембрия Ладушкинского месторождения [I2J. Здесь,в раз-
резе современной залежи,выделяются, по меньшей мере, четыре
25
24
чередующихся "слоя" с перепадами средневзвешенной плотности в
0,15-0,2 г/см3. Первому и третьему из них почти во всех скважи-
нах соответствуют нейтральные "слои". Два других "слоя" в основ-
ном характеризуют зоны растворения. Их поверхности так же,как и
поверхности древних ВНК, изогнулись в процессе роста структуры.
В последнем "слое" происходит слияние зон растворения двух, а
местами и трех древних ВНК. В разрушенной части залежи отмечают-
ся интервалы пониженной плотности с экстремально низкими значе-
ниями. Большая степень их разуплотнения обусловлена наложением
регрессивных ВНК на прогрессивные. В целом нефтенасыщенные пес-
чаники отличаются от законтурных аналогов уменьшением плотности
на 0,15-0,25 г/см3. Расчеты, сделанные А.В.Журавлевой QlOj, по-
казывают, что гравиметрический эффект от растворения кварцевых
зерен и переотложения кремнезема в законтурные части составляет
0,7 мгл, а от замены вод нефтями с учетом газового фактора - то-
лько 0,08 мгл. Суммарный эффект от нефтенасыщения и растворения
минералов составляет 0,78 мгл, что хорошо .согласуется с резуль-
татами полевых гравиметрических исследований. Аномалиеобразующая
роль эффекта растворения на порддок превышает эффект от газоне-
фтенасыщения. Особое значение процессы растворения приобретают
для познания природы образования ложных аномалий типа залежь,
поскольку в результате вытеснения нефтей пластовыми водами эф-
фект разуплотнения сохраняется. В частности, участки максималь-
ных градиентов величин поглощения сейсмической энергии продоль-
ных волн для Калининградской зоны нефтенакопления достаточно чет-
ко совпадают с современными нефтяными залежами, распространяясь
несколько шире контура не.фтенасыщения в область былого нефтена-
сыщения. В полностью разрушенных залежах зоны максимальных
значений поглощения имеют площадной характер (Западно-Гусевская,
Багратионовская площади), где коллекторские породы дополнитель-
но растворялись и разуплотнялись в процессе разрушения [I2J.
Для полимиктовых сред изучались статистические связи между
динамическими характеристиками волнового поля и содержанием си-
льноизмененных полевых шпатов с учетом других литолого-минерало-
гических показателей (на зерен, содержаний глинистого и карбо-
натного цементов). Такие исследования нами были выполнены на
примере коллекторских пород пластов BCjq Федоровского и EBg По-
качевского месторождений £lOj. Этощу предшествовал анализ изме-
нения плотности пород (по керну) в процессе формирования залежей.
26
g том и в другом случае- суммарный эффект ст разуплотнения за счет
растворения минералов и от изменения полевых шпатов составляет
О 15-0.16 г/смэ. Он сохраняется и в разрушенных частях рассмат-
риваемых залежей.
Статистические связи литолого-минералогических параметров
с динамическими характеристиками сейсмических отражений от пла-
ста EBg Покачевского месторождения изучались в площадном, а от
пласта BCjq Федоровского месторождения в профильном варианте
(динамические параметры определены по программе AwHCI в управ-
лении ЗапСибнефтегеофизика). Б результате исследований было ус-
тановлено, что из литолого-минералогических параметров наиболь-
шее влияние на динамические характеристики оказывают степень
изменения полевых шпатов и содержание рассеянного карбонатного
цемента. Показано, что амплитудная аномалия и аномалия v пак
возникают не столько за счет прямого нефтенасыщения, сколько за
счет вторичных изменений пород в процессе формирования и раз-
рушения залежей. В связи с этим раскрывается причина распро-
странения "яркого пятна" и аномалии v пак в разрушенную часть
залежи. Поэтому, в зависимости от степени разрушения залежей, в
сейсмическом волновом поле могут появиться кольцевые и площад-
ные аномалии, обусловленные былым нефтенасыщением [lOj.
Возможность использования сейсмических и гравиметрических
методов разведки для локального прогноза в терригенных средах
зависит от коэффициента сохранности залежей. В среднекембрий-
ском комплексе Прибалтики он колеблется от 0 до 0,5. Здесь в
сейсмических и. гравитационных полях преимущественно будут про-
являться ложные аномалии типа залежь, отражающие былую нефте-
носность, но не современную.
Высокая степень разрушенности залежей юрского комплекса
Среднего Приобья крайне затрудняет прогнозирование газонефтена-
сыщения геофизическими методами. В частности, для пласта Bj По-
качевского месторождения коэффициент сохранности залежи не пре-
выпает 0,15. Это предполагает появление в сейсмическом волновом
поле юрского комплекса Среднего Приобья аномалий ложного газо-
нефтенасыщения. Здесь можно рассчитывать лишь на обнаружение
реликтовых частей существенно разрушенных залежей. Они могут
сохраниться в сводовых зонах антиклинальных структур. В данной
связи можно ставить бурение лишь на своде структур, особенно в
области аномалий типа "яркого пятна".
27
На территории Западно-Сибирской равнины залежи юрских отло-
жений не везде интенсивно разрушены. В частности, на Красноле-
нинском своде коллекторские породы законтурных зон вообще лишены
следов былого нефтенасыщения. Это предполагает высокую эффектив-
ность сейсмических методов прогнозирования залежей в районе
Красноленинского свода. Они будут эффективными и для нижнемело-
вых отложений Широтного Приобья. В этом комплексе залежи под-
вержены лишь частичному разрушению. Для них коэффициент сохран-
ности не ниже 0,7. В связи с частичным сокращением их контура
сейсмические аномалии могут распространяться за современный кон-
тур нефтенасыщения, что необходимо учитывать при заложении поис-
ковых скважин. Эффективность электрических методов во многом
будет зависеть от того, насколько они смогут учитывать высокую
проводимость углеводородсодержащих полимиктовых сред. В зависи-
мости от степени глинизации неустойчивых к выветриванию компо-
нентов скелетной части нефтенасыщенные участки могут оказаться
более проводимыми, чем законтурные зоны.
Распознавание геофизическими методами разрушенных залежей
и неразрушенных несколько упрощается для карбонатных сред в
связи с цементацией коллекторских пород кальцитом в процессе раз-
рушения залежей, особенно при участии разломов. Этим определяет-
ся причина появления сейсмического отражения в области совре-
менного ВНК залежей башкирского яруса месторождений Куйбышев-
ского Заволжья ГI].
На изменение акустической жесткости на границе цементиро-
ванных и иефтенасиценмых пород не в меньшей степени влияет эф-
фект разуплотнения карбонатных пород за счет растворения мине-
ралов в процессе многоэтапного формирования залежей. С этих же
позиций представляется чрезвычайно важным изучение возможности
проявления в сейсмическом волновом поле наведенной горизонталь-
ной полосчатой неоднородности в процессе многоэтапного формиро-
вания залежей в рифовых массивах. Затрудненные условия водообме-
на подошвенных вод под зоной растворения древних ВНК способству-
ет образованию зоны цементации. Поэтоцу появление в рифовых
телах серии горизонтальных отражающих площадок может -быть пока-
зателем их нефтеносности. В разрушенных залежах, благодаря изби-
рательной цементации хорошо проницаемых зон, наведенная неодно-
родность рифов нивелируется (верхнедевонский комплекс Тэбукско-
го района Тимано-Печорской провинции). На Хыльчуюском месторож-
дении область разрушенной залежи за счет цементации известняков
кальцитом в гравитационном поле проявляется положительной ано-
малией, а область сохранившейся залежи на Южно-Хыльчуюском ме-
сторождении - отрицательной. Если все это подтвердится на дру-
гих объектах, то для каменноугольно-нижнепермского комплекса
Тимано-Печорской провинции появляется возможность прогнозиро-
вания нефтенасыщения по смене гравитационных аномалий от поло-
жительных к отрицательным.
Переходя к электрическим методам, необходимо отметить, что
нефтенасыщенные высокоемкие известняки из-за микритизации на
древних ВНК по удельному электрическому сопротивлению могут
быть соизмеримы с водонасыщенными известняками. Высокая элек-
тропроводность сильно микритиэироваиных Смелоподобных) изве-
стняков объясняется водонасыщением субкапиллярных пор. Содержа-
ние остаточной воды в таких породах достигает 20%.
Вышеизложенные особенности проявления вторичных изменений
коллекторских пород в процессе формирования и разрушения зале-
жей УВ в геофизических полях требуют переосмысления результатов
ранее проведенных геофизических исследований по прямым поискам
и, в особенности, в случаях с отрицательными результатами.
Автор надеется, что результаты проведенных исследований
будут способствовать повышению эффективности локального про-
гноза нефтеносности.
Литература
I.	Аширов К.Б., X л у д н е в В.Ф. Возможности пря-
мых поисков нефтяных залежей в карбонатных коллекторах по дан-
ным сейсморазведки//Геология нефти и газа, 1983. Ж II. С.20-24.
2.	Бирина Л.М. 0 пористых и трещинных коллекторах не-
фти и газа в карбонатных толщах карбона Урало-Поволжья//Пробле-
мы нефтегазоносности карбонатных коллекторов Урало-Поволжья.
Вып.2. Бугульма, 1963. С.39-57. .
3.	Виноградов Л.Д. Состояние изученности вопроса
о формировании залежей нефти и газа запечатанного типа и зада-
чи их поисков. И., ВИЭМС, 1978. 52 с.
4.	Гольдберг И.С. Твердые битумы в нефтяных зале-
жах Прибалтики как показатели стадийности миграции нефти//Докл.
АН СССР, 1973, т.209. Ж 2. С.262-265.
5.	Зарипов О.Г. О влиянии нефтяных углеводородов на
29
28
распределение вторичного кварца в терригенных коллекторах нефти
(на примере месторождений Западной Сибири и Башкирии)//ДАН СССР
1971. т.197, М 2. С.443-445.
6.	Пероэио Г.Н. Определение времени формирования ме-
сторождений нефти и газа на основании детального изучения ре-
гиональных преобразований терригенных пород на примере Западно-j
Сибирской плиты//Время!формирования залежей нефти и газа. М.,
Наука, 1976. С.72-84.
7.	Прозорович Г.Э. Соотношение минералов титана
как показатель времени формирования Усть-Ьалыкского месторожде-
ния нефти (Западная Сибирь)//ДАН СССР, 1966, т.168. Ж 3. С.650-
653.
8.	Сахибгареев Р.С. О коррозии минералов не-
фтями и битумами// Геология и геохимия горючих ископаемых.
Вып.50. Киев, Наукова думка, 1978. С.22-24.
9.	Сахибгареев Р.С. Изменение коллекторов на
водонефтяных контактах//ДАН СССР, 1983, т.271, Ж 6. С.1456-1460,
ТО. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей.
Л., Недра, 1989. 260 с.
П. Сахибгареев Р.С., Журавлева А.В.
Определение времени формирования залежей по древним водонефтяным
контактам//ДАН СССР, 1983, т.272, № 4. С.927-931.
12.	Сахибгареев Р.С., Журавлева А.В.
Литологические особенности коллекторов нефтяных залежей в связи
с прямыми поисками//Советская геология, 1987, Я» 6. C.3I-4T.
13.	Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минера-
логические и геохимические показатели нефтегазоносности мезо-
зойских отложений Западно-Сибирской плиты. Тр.ЗапСибНИГНИ, выл.
96. Свердловск, Средне-Уральско© издательство, 1978 . 207 с.
14.	Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., 0 р л о -
в а Н.А. Эпигенные минералы как показатели времени прихода не-
фти в песчаные промышленные коллектора/ДАН СССР, 1959, т.125.
JF 5. С. 1097-1099.	»
15.	Ч е п и к о в К.Р., Ермолова Е.П., 0 р л о -
в а Н.А. 0 коррозии кварцевых зерен и случаях возможного влия-
ния нефти на коллекторские свойства песчаных пород/ДАН СССР,
1961, т.140. Ж 5. C.II67-IT69.
30
УДК 556.3:553.981’982.2.061.15
Л.Н.Капченко
рЮРИЧНЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА ОСТАТОЧНЫХ И ПЛАСТОВЫХ ВОД
ПОД ВЛИЯНИЕМ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
До последнего времени гидрогеологи-нефтяники занимались
изучением преобразований пластовых вод за контуром нефтяных и
газовых залежей, связывая эти изменения с естественным ходом ка-
тагенеза (фон) и влиянием залежей углеводородов (УВ) в виде орео-
лов рассеяния. При этом изменения пластовых вод, происходящие под
влиянием миграционных процессов формирования залежей, а также
геохимические особенности остаточных вод залежей остаются часто
вне поля зрения гидрогеологов.
Понятие о первичных ореолах, связанных с этапом формирова-
ния месторождений полезных ископаемых, широко распространено в
рудной геологии и очень слабо - в нефтегазовой. В нефтегазовой
гидрогеологии влияние процессов формирования залежей УВ на' под-
земные воды связывалось, в основном, с эволюцией конденсационных
и солюционных вод [15, 16, 27] . Ранее нами [12, 13] предпринята
попытка рассмотреть этот вопрос более всесторонне. Статья пред-
ставляет дальнейшее развитие предпринятого ранее подхода. При
этом мы выпускаем из рассмотрения изменения, связанные с внедре-
нием в продуктивные пласты метеогениых или палеометеогенных вод.
По данным Ф.И.Котяхова [17-19] , С.Л.Закса и др. авторов 40-
60-х годов остаточные воды (ОсВ) в таких эонах палеоинфильтрации
в Тимано-Печорской и Терско-Дагестанской провинций в 2-8 раз бо-
лее минерализованы, чем пластовые воды, разрушающие залежи УВ.
При исследовании рассматриваемого вопроса необходимо учиты-
вать последовательность заполнения коллекторов'подземными вода-
ми и УВ. Как правило, генерация УВ, формирование первичных за-
лежей протекает на этапах елизионного режима при погружении по-
род. Первичные унаследованные седимеитогенные воды коллекторов
при этом обычно замещаются в значительной степени седиментоген-
ными водами, отжатыми из смежных глинистых пластов. Как правило,
эти воды отражают соленость сред седиментации глинистых пластов,
которая в гумидных морских бассейнах измерялась первыми десятка-
ми граммов в литре при преобладающе хлоридно-натриевом или каль-
Циево-натриевом облике. Пресные воды коллекторов континентальных
31
фаций в последующем замещались более плотными растворами морско-
го облика, опускающимися из вышележащих морских и соломоватовод-
ных отложений.
При развитии галогенеза в верхних частях осадочного разреза
весьма плотные рассолы очень часто имеют возможность опускаться
("проваливаться") в коллекторы нижележащих отложений, замещая
первичные унаследованные или вторичные элизионные воды. Этот про-
цесс может предшествовать формированию скоплений УВ, быть син-
хронным с ним или происходить после заполнения коллекторов лову-
шек нефтью или газом.
Эволюция системы вода-порода-углеводороды при наличии в
разрезе галогенных (формаций существенно отличается от таковой
при отсутствии этих формаций, о чем речь пойдет ниже. Само пер-
вичное и частично вторичное нефтегазонакопление в локальных ло-
вушках сопровождается параллельным накоплением сравнительно низ-
коминерализованкых растворов элизионного и возрожденного генези-
са [I3J. Взаимодействие всех перечисленных выше типов растворов
в локальных структурах обусловливает сложную, часто мозаичную
картину, в происхождении которой нередко очень сложно разобрать-
ся.
Ошибкой ряда исследователей являются попытки непосредствен-
но изучать физико-химические взаимодействия между залежью УВ и
законтурной пластовой водой изначально постоянного состава без
учета предшествующих миграционных перемещений растворов разного
генезиса и различной минерализации и состава. Нередко такие
попытки сопровождаются математическим моделированием, сложными и
громоздкими расчетами, которые, тем не менее, не могут дать до-
стоверных выводов о полном комплексе протекающих процессов взаи-
модействия залежь-вода-порода. Прежде чем моделировать физико-
химические и диффузионные процессы, необходимо сначала учесть
возможный перенос вещества (фильтрационным путем, который услож-
няет физико-химическую сторону взаимодействий.
Проследим, хотя бы схематично, процессы формирования зале-
жей УВ и сопряженной эволюции водной (фазы, начиная с самых моло-
дых, неогеновых бассейнов и кончая древними, палеозойскими. Наи-
более молодое нв1ртегазонакопление достоверно зафиксировано в
неогеновых отложениях Южно-Каспийской впадины, Северного Сахали-
на, внутренней зоны Предкарпатского прогиба, Ферганской и Южно-
Таджикской впадин. Нефтегазонакопление в неогеновых отложениях
32
Западного Предкавказья вторично по отношению к мезозойскому
и палеогеновому нефтегазонакоплению, и этот район мы в этой
совокупности не рассматриваем.
В четырех из пяти названных регионов и разрезе неогена за-
фиксированы пластовые рассолы с минерализацией 100-200, а иног-
да и 300 г/л и только на Северном Сахалине минерализация хло-
ридных пластовых вод в среднем не превышает 20-35 г/л. Это
обстоятельство стоит в тесной связи с наличием галогенных фор-
маций и проявлений галогенеза (галит, ангидрит) в неогене (а
иногда и в более дрезних формациях) в четырех из названных ре-
гионов.. На северном же Сахалине седиментация как неогеновых,
так и более древних, метаморфизованных отложений протекала ис-
ключительно в гумидных условиях (без садки хемогенных отложе-
ний). Отличает Сахалинский нефтегазоносный бассейн (НТВ) и
другая черта. Если в каждом из четырех прочих НТВ слабо- и
средне-катагенетически преобразованный чехол имеет мощность до
10-15 км и более, то на Сахалине уже на глубинах более 4-5 км,
часто развиты сильно-катагенетически и метаморфически изменен-
ные сильнодислоцированные породы, не содержащие поровых коллек-
торов и покрышек.
Первичные унаследованные и элизионные воды продуктивных
коллекторов всех пяти регионов имели солоноватоводный и нор-
мально-морской облик: минерализация от 5-10 до 30-35 г/л, со-
став хлоридный и сульфатно-хлоридный магниево-натриевый, в диа-
генезе и раннем катагенезе преобразованный на преобладающе хло-
ридный кальциево-натриевый. В доманикитах и угленосных отложе-
ниях вероятно и преобразование в направлении гидрокарбонатно-
хлоридного натриевого состава с некоторым снижением минерали-
зации за счет выделения "органогенной", "бессолевой" воды [l2].
Такого облика литогенные роковые воды сохранились в недрах Се-
верного Сахалина. В других из указанных выше четырех НТВ форми-
рование в верхних частях "тяжелых" рассолов сульфатных и хло-
ридных стадий галогенеза приводило к их гравитационной неустой-
чивости, проникновению, "проваливанию" в нижележащие терриген-
ные коллекторы через фациальные окна и разломные зоны и заме-
щению ими первичных литогенных вод. Замещение (с параллельным
частичным смешением) начиналось преобладающе с наиболее погру-
женных синклинальных частей структур параллельно с рормировани-
зз
ем верхних региональных флюидоупоров. Через антиклинальные зоны,
вероятно, шла восходящая разгрузка сравнительно мало минерализо-
ванных первичных вод.
К сожалению, ни в одном из пяти отмеченных регионов оста-
точные воды, т.е. воды непосредственно из продуктивных' частей
пластов, должным образом не изучены, поэтому пока не ясно, каким
был состав вод в ловушках непосредственно в период заполнения
их углеводородами. По некоторым косвенным данным, они были го-
раздо менее минерализованными по сравнению с современными пла-
стовыми водами. С этим выводом согласуется и пресно-солоновато-
водный облик (1-10г/л) ОоВ и поровых растворов единичных проб
глинистых песчаников месторождений Кирмаку и Шубаны на глубинах
45-150 м, изученных еще в 1956 г. С.Л.Заксом и В.Ф.Бурмистровой.
Процесс нефтегазонакопления на локальных структурах (ловуш-
ках) из восходящих флюидных потоков (одно-, двух- или трехфазс
вых [l2]) сопровождался, в общем случае, и привносом водной
слабоминералиэованиой фазы (конденсационные, солюционные, воз-
рожденные и прочие воды рЗ] ). Доля этой фазы, ее вероятная ми-
нерализация и степень воздействия на гидрохимическое поле ло-
кальных структур в каждом конкретном случае определяются местны-
ми палеогидрогеохимическими и термобарическими особенностями
осадочного чехла.
По крайней мере, в некоторых неотектонически подвижных
структурах Предкавказья толщина слоя низкоыинерализованкых вод
ниже водоуглеводородных контактов измеряется десятками - до сот-
ни метров [27].
Комплекс признаков, полученных для Южно-Каспийской впадины
(Азербайджан, Западная Туркмения), свидетельствует о вероятной
миграции водоуглеводородных потоков по различным зонам антикли-
нальных структур, формирующих как залежи, так и аномальные гид-
рохимические зоны соляно-щелочных вод пониженной минерализации.
Если в латеральном направлении по каждому пласту установлена нор-
мальная гидрохимическая зональность от свода к бортам и далее к
синклинальным структурам, то по вертикальному разрезу сверху
вниз от молодых к древним пластам установлена отчетливая инвер-
сионная зональность. Причем латерально площадь развития низкоми-
нералиэованных (до 10-5 г/л) вод с ростом глубины увеличивается
(работы М.З.Рачинского, Б.С.Молдавского, M.G.Агаларова и др.).
Гидрогеохимические аномалии соляно-щелочных гидрокарбонатно-хло-
34
ридньк натриевых вод сопровождаются также геотермическими и гид-
родинамическими аномалиями, аномалиями неотектонической активно-
сти и нередко грязевым вулканизмом. Установлена также работами
В.В.Колодия, М.З.Рачинского и др. зависимость масштаба, нефте-
носности локальных структур от глубины проникновения и контраст-
ности указанных гидрохимических аномалий.
Таким образом, вторичные изменения состава подземных вод
на продуктивных структурах Южно-Каспийской впадины имеют мигра-
ционное происхождение. Генерация как соляно-щелочных вод, так и
УВ происходит ниже современного уро вня их залегания, возможно, в
палеогеновых или даже в мезозойских (газ) породах.
Инверсионная гидрогеохимическая зональность установлена так-
же в неогеновых отложениях Предкарпатского НГБ и бассейна Мекси-
канского залива, несмотря на наличие в разрезе чехла галогенных
.{юрмаций.
В продуктивных частях разреза наблюдается обогащение водо-
растворенных газов углеводородами, главным образом, метаном. На-
правленность газовых потоков в системе залежь-вода не определе-
на, поэтому возможно существование как ореолов рассеяния, так и
первичных ореолов. В пределах Северного Сахалина подземные флюи-
цы рада продуктивных структур обогащены углекислым газом, веро-
ятно, глубинного миграционного происхождения. Соответствующие
подземные воды имеют очень высокое содержание гидрокарбонатов на-
трия (до 30-50 г/л). Их генерация связана с воздействием С09
на полевые шпаты и прочие сйликаты (пелитизация, хлоритизация,
кальцитизация и др.).. Вторичные изменения состава вод и пород в
зонах водонертяиых и водогазовых контактов практически не изуче-
ны.
В пределах молодых, эпигерцинеких плит временной диапазон
диыфетно-прерывистого формирования залежей УВ растянут от мезо-
зоя до неогена и даже антропогена (переформирование). Соответ-
ственно первичные гидрогеохимические аномалии относительно древ-
него, мезозойского времени формирования залежей уже значительно
снивелированы.
В мезозое седиментация на Скифеко-Туранской плите проходила
частично в аридных условиях (юра), а в Западно-Сибирской - в гу-
мидных, что нашло отражение в составе подземных вод: рассолы до
200-300 г/л и более в нижних частях плитного чехла - на первой
и соленые воды (преобладающе до 20-30 г/л, реже до 50-100 г/л) -
35
на второй плитах. Седиментация при образовании отложений тафро-
генного комплекса и фундамента на обеих плитах шла преобладаю-
ще в гумицных условиях при минерализации воды бассейнов, редко
превышающей среднеокеамическую.
Наиболее молодое, неогем-антропогеновое формирование (пе-
реформирование) залежей УВ установлено в таррогенном триасовом
комплексе Южно-Маигышлакского прогиба. Здесь отчетливо совме-
щено с залежами газа, газоконденсата и нефти формирование вто-
ричных коллекторов, наличие низкоминерализоваккых вод (обога-
щенных гидрокарбонатами и сульфатами, образующих отрицательные
гидрогеохимические аномалии), гидродинамические положительные
аномалии, наиболее интенсивное проявление неотектонических дви-
жений [^20]. Залежи УВ более древнего формирования в юрском и
меловом комплексах находятся в ассоциации хлоридио-кальциево-на-
триевых-рассолов с минерализацией до 100-200 г/л и более. Зале-
жи УВ тафрогенного комплекса связаны с субвертикальной восходя-
щей миграцией паро-газовых смесей.
Сходные явления зафиксированы в низах неокомского и юрском
комплексах северной части Западной Сибири, где тафрогенный комп-
лекс относительно наиболее погружен в постинверсионное время, в
том числе и неоген-антропогеновое. Здесь на очень многих про-
дуктивных (газ, газоконденсат) структурах зафиксирована инвер-
сионная зональность, снижение минерализации подземных вод (до
слабосолоноватых, 2-5 г/л), переход их в гидрокарбонатно-натрие-
вый тип, при широкой гидрохимической дисперсии даже в пределах
отдельных локальных структур, сопровождаемый нередко сверхгидро-
статическими пластовыми давлениями (СГЦД) и повышенными темпе-
ратурами. По изотопно-геохимическим данным Э.М.Прасолова и др.
[1980, 1987 гг.], диапазон вертикального проникновения газов
(метана) залежей здесь составляет в среднем 4-5 км, достигая
иногда 8-10 км. Сходные величины вертикального восхождения,
подъема пазов по изотопии углерода метана установлены и для
Туранской плиты, в том числе и Южно-Мангышлакского прогиба, В.А.
Лобковым в 1976 г.
Нефтяные месторождения плиты, формировавшиеся обычно ранее
газовых глубинных залежей, характеризуются чаще всего нормаль-
ным гидрохимическим разрезом и солеными (15-40 г/л) пластовыми
водами чаще хлоркальциевого, реже - гидрокарбонатно-натриевого
типа по Сулину.
зе
В Широтном Приобье, центральных и юго-восточных частях пли-
ты,А.А.Розиным [1976 г.] фиксировались положительные гидрохими-
ческие аномалии на продуктивных структурах в условиях нормальной
вертикальной гидрогеохимической зональности, связанные с верти-
кальными восходящими перетоками (''кинжалообразные проколы" из
юры в мел). В дислоцированных образованиях доплитного комплекса
здесь встречены формации, образовавшиеся, вероятно, в условиях
аридного климата (доломиты).
Характерно, что остаточные воды нефтяных и газовых (газо-
конденсатных) залежей здесь существенно различаются. По данным
работ [ 2,3,9], остаточные воды нефтяных залежей (Федоровское, Ва-
рьеганское, Самотлорское и др.) более минерализованы, чем пла-
стовые воды под ВНК в I,Т-1,4 раза, в то же время остаточные
воды газовых залежей - Уренгойского, Рмбургского месторождений -
в 1-3 раза менее минерализованы, чем пластовые воды ниже ГВК, и
это различие возрастает к своду структуры. Вероятно, сказалось
сильное влияние конденсационных вод в газовых залежах на состав
остаточных вод, которые в зоне ГВК осолонились диффузионным пу-
тем за счет ионов законтурных вод. Для нефтяных залежей вероят-
но снижение минерализации законтурных вод после формирования за-
лежей за счет внедрения элизионных, минерализация которых обычно
уменьшается при прогрессивном отжимании из глинистых отложений.
Остаточные воды в пределах Скифской плиты изучались Ф. И. Ко-
' тяховым и др. [19] для хадумского горизонта Пелагиадинского ме-
сторождения. Они оказались в основном близкими по минерализации
к пластовой воде (J5-25 г/л), за исключением отдельных проб кер-
на газонасыщенного алевролита, в которых минерализация повыше-
на до 50-100 г/л за счет испарения воды в газ как при рормирова-
нии залежи, так и при подъеме керна на поверхность при минималь-
ном содержании остаточной воды (см.ниже).
В зонах внедрения в осадочный чехол глубинной двуокиси угле-
рода (Шаимский вал, Межовский свод и др.) возможно вместе с уг-
леводородами в водах появляется аномальное содержание гидрокар-
бонатов натрия за счет пелитизации, каолинитизации полевых шпа-
тов и прочих силикатов. Р.А.Абдуллин в 1971 г. связывал с глуби-
ной COg формирование каверн в известковистых песчаниках на Трех-
озерном и других месторождениях. '
Кще в шестидесятые годы М.С.Гуревич, А.А.Розин, Г.А.Толсти-
ков и др. выделяли в западной и юго-западной части Западно-Сибир-
37
ской плиты обширный ареал развития подземных соленых вод гидро-
карбонатно-натриёвого типа по Сулину и связывали его возникно-
вение с геохимической ролью глубинной COg сравнительно ранних
фаз внедрения, так что в составе свободных и водорастворенных
газов аномалии COg уже снивелированы; они сохранились в локали-
зованных зонах, вероятно, более поздних ({нз внедрения. Быстрая
"сработка" запасов газообразной COg может вести к такому же бы-
строму снижению пластового давления от аномально высокого до
нормального или аномально низкого при ограниченных размерах ре-
зервуаров с сохранением положительных температурных аномалий
(Красноленинский свод). Характерно, что по величинам упругости,
летучести (фугитивности), химического потенциала (работы Е.С.
Баркана, О.Н.Яковлева, Б.П.Ставицкого, наши и др.) диффузия
COg, так же как метана и других УВ, чаще всего направлена от
залежей в законтурные воды.
На многих нефтяных залежах, особенно центральной, юго-вос-
точной частей плиты установлены ореолы рассеяния водорастворен-
ных УВ, водорастворенных органических веществ (бензола, фено-
лов, органических кислот и др.), разнообразных микроэлементов -
ванадия, никеля, молибдена, хрома, меди, олова циркония и мно-
гих Других [Т2, 26, 21} . Для газовых залежей этот спектр микро-
элементов значительно сужен. Нередко ореолы рассеяния наклады-
ваются на гидрогеохимические аномалии первичного происхождения,
переточного .- инъекционного типа [2б]. В ореольных водах обна-
ружено уже около 40 элементов, причем разнообразными методами
[2б] . Резко восстановительная геохимическая обстановка в преде-
лах ореолов способствует уменьшению концентрации соединений
элементов с высокой валентностью (S6+ , Fe3+, Мп ^ ) и накоп-
лению элементов, соединения которых в восстановительной бес-
сульфатной обстановке наиболее растворимы (радий, барий, двух-
валентные железо, марганец и др.). Природа, механизмы, источ-
ники поступления микроэлементов в воды ореолов по существу не
выяснены, так же как и формы нахождения микроэлементов. Плохо
изучены геохимические особенности вод и коллекторов залежей в
пределах ореолов развития галогенных формаций (Туранская плита),
Относительно лучше изучены геохимические особенности под-
земных вод нефтяных и газовых залежей в пределах древних плит
(Восточно-Европейская, Сибирская), где первичное нефтегазона-
копление происходило еще в палеозое, и в дальнейшем залежи или
за
переформировывались, или разрушались. Подземные воды нефтяных и
газовых месторождений древних плит отличает высокая минерали-
зация (до 300-400 г/л, а иногда и 500-600 г/л), что стоит в
связи с широким развитием соленосных формаций. Проявления 'флюи-
дов, связанных с внедрением глубинной COg, здесь очень редки.
Гидрогеохимическая инверсия наблюдается только в глубоких впа-
динах (Днепровско-Донецкая, Прикаспийская, в меньшей степени
Верхнелечорская) и зонах, примыкающих к ним,при мощности оса-
дочного чехла более 3,5-5 км.
В силу отмеченного выше, первичные ореолы в водах залежей
УВ на древних платформах практически снивелированы, за исключе-
нием погруженных зон наложенных впадин, прогибавшихся в мезозое
и кайнозое (Тимано-Печорская, Днепровско-Донецкая, Прикаспий-
ская, Вилюйская и др.).
Нефтегазонакопление во многих случаях было сопряжено с
процессами заполнения коллекторов рассолами, опускающимися из
зон развития галогенных формаций и вызывающими соответствующие
минералогические новообразования [10, 22]. Эти процессы могли
предшествовать нефтегазонакоплению, проходить одновременно с
ним или после заполнения ловушек нефтью и газом. Ясность в этот
вопрос могут внести детальные палеогеологические, палеогеохими-
ческие, палеотемпературные, палеогидрогеологические и прочие
реконструкции в каждом конкретном районе. Например, в Волго-
Уральской провинции основные фазы нефтегазонакопления происхо-
дили в позднекаменноугольно--пермское время, т.е. до основных
этапов соленакопления или одновременно с ними. Еще в конце
40-х - начале 60-х годов исследованиями Н.Т.Линдтропа, Т.Н.Наз-
ииной во ВНИГРИ, М.С.Яншиной и др. было показано, что расчетная
минерализация (по хлор-иону) поровых растворов глинистых пород
девона и карбона Волго-Уральской провинции значительно меньше
минерализации пластовых рассолов тех же отложений. Позже это
было подтверждено исследованиями А.Н.Козина [l4] по минерали-
зации и составу отпрессованных поровых растворов глинистых по-
род. Эти растворы оказались почти на десятичный порядок менее
минерализованными, чем пластовые рассолы. Остаточные воды не-
фтяных залежей, по данным-работ [4V 5, 29], оказались также в
несколько раз, а нередко на порядок менее минерализованными, чем
современные пластовые рассолы.
К периоду заполнения ловушек нефтью и газом коллекторы
зе
карбона^ а возможно, и девона содержали соленую воду, близкую
по составу к среднеокеанической или даже черноморской, При не-
фтегазонакоплении концентрация этой воды могла только несколь-
ко понижаться за счет выделения конденсационной или солюционной
воды и оттеснения первично-седиментогенной воды вниз. Следующие
после формирования месторождений Сили одновременно) нисходящие
потоки сульфатсодержащих хлоридных рассолов заполняли коллекто-
ры ниже водо-углеводородных контактов Сили ниже нижних замков
антиклинальных довушек), обусловливая вторичное минералообразо-
вание Сдоломитизация, сульфатизация и др.) при взаимодействии
растворов разного состава, рассолов и УВ на ВНК и ГВК. В зонах
ВНК создавались сероводородные геохимические барьеры с соответ-
ствующими минералообраэованием.
В первую фазу этих процессов происходило растворение
минерального вещества за счет генерации диоксида углерода,
сероводорода и других продуктов окислительно-восстановительных
процессов, в том числе и водорастворенных органических веществ,
формирование ореолов пониженной сульфатности вод, повышение
содержания УВ и других биогенных компонентов в водах и рас-
творение (коррозия) ангидритового, кальцитового и пр.цемента в
породах по схеме К.Р.Чепикова и др. [1961, Т97Т, 1980 гг.].
Во вторую фазу, после полного заполнения коллекторов ниже
ВНК рассолами, за счет диффузионного оттока растворенных COg,
Н2з и других газообразных веществ и ионов с ВНК вниз или неко-
торого смещения самого ВНК вниз (поступление дополнительных пор-
ций УВ) происходило выпадение минерального вещества (кальцит,
пирит, битум и пр.) с прогрессирующим осолонением остаточных
вод в нижней части залежей вплоть до полного, в некоторых слу-
чаях, запечатывания залежей (работы К.Е.Аширова 1959 г., Р.С.
Сахибгареева 1983 г. и др. [28]).
Ослабление диффузионного притока сульфатов, восстанавли-
вающихся в эонах ВНК, по мере расширения их "отрицательного оре-
ола" вело и к затуханию геохимических процессов на сероводород-
ном барьере и соответствующего отложения минералов. Однако, по
современным фактическим замерам и расчетам диффузионные потоки
COg, а также HgS Сиз сероводородсодержащих залежей) направлены
от залежей в законтурные зоны. Они способствуют поддержанию
повышенной упругости, активности агрессивных компонентов вблизи
ВНК. По данным В.Д.Порошина и др. [ 1984 г.] , вблизи ВНК дей-
40
»Л
ствительно повышается содержание гидрокарбонат-ионов. '
Естественно, при нисходящем движении сульфатсодержащих рас-
солов от галогенных формаций масштабы их "работы" на ВНК с, глу-
биной будут уменьшаться по мере выпадения в виде ангидрита или
восстановления сульфатов в вышележащих зонах. Характерно, что в
девонских залежах (особенно в терригенном девоне) сульфатность
законтурных вод очень низкая, равно как и засульфаченность кол-
лекторов, а зоны цементации на ВНК плохо выражены.
По схеме, изложенной выше для Волго-Уральской области, шло
изменение состава подземных вод и пород в других районах, где
развиты в разрезе осадочного чехла галогенные формации. Напри-
мер, в Восточной Сибири формирование залежей и опускание рассо-
лов происходило в раннем кембрии, в Припятской впадине, вероят-
но, было разобщено во времени. К сожалению, отсутствие деталь-
ных палеогеохимических и палеогидрогеологических данных не по-
зволяет делать соответствующие выводы по взаимному измерению
состава жидкой и твердой фаз на отдельных месторождениях. Оста-
точные воды нефтяных залежей Припятской впадины, по данным Л.И.
Матвеевой, А.В.Кудельского, имеют в целом меньшую минерализацию,
чем соответствующие пластовые рассолы, однако последовательность
заполнения коллекторов рассолами и УВ еще требует выяснения.
Несмотря на древность процессов первичного формирования за-
лежей УВ и замещения рассолами коллекторов на древних платфор-
мах, аномалии вод пониженной минерализации ниже ВНК, тем не ме-
нее,фиксируются. Одним из первых на это указал К.Б.Аширов и Н.И.
Данилова [4, 5]. Выше ВНК ими вьщелена переходная зона погре-
бенных (остаточных) вод, а ниже ВНК - "зона опресненного слоя
пластовых вод". Позже сходные данные появились по месторождениям
Припятской впадины [7, II] и по югу Восточной Сибири, правда,ме-
нее надежные [ij. Понижение минерализации вод на ВНК составляет
40-50 г/л и иногда более при сохранении хлоркальциевого типа, но
с повышением отношения натрия к хлору, понижением содержания
брома, стронция, кальция, повышением содержания гидрокарбонатов.
Объяснение этого факта современным окислением УВ на ВНК не
всегда может быть принято, так как соответствующие продукты в
’ Изотопный состав углерода бикарбонатов вблизи ВНК (ГВК) об-
легчен в среднем на 5-8/ по сравнению с фоном (данные С.И. Голы-
шева и др., 1981 г.).
41
необходимых масштабах не развиты. Более развиты эти процессы на
древних ВНК, когда происходило замещение первичных вод рассо.
лами [l3.
Ореолы рассеянии зап ежей нефти на древних платформах изу-
чаются уже около 40 лет, начиная с исследований Е.Е.Беляковой
по Волго-Уральской провинции. Кроме повышенных содержаний водо-
растворенных газов и органических веществ зафиксированы повы-
шенные содержания аммония, железа (+2), меди и других -тяжелых
металлов. Подробнее этот вопрос обобщен в работе [12] и др.
Содержание водорастворенных органических веществ в ореолах
рассеяния нефтяных залежей составляет единицы - первые десятки
миллиграммов в литре. Ранее Н.Т.Шабаровой приводились данные о
содержании в рассолах гигантских количеств растворенной органи-
ки (граммы на литр). К сожалению, ее методика имела ряд дефек-
тов и эти данные пересмотрены. Тем не менее, приводимые в рабо-
те [26J аналогичные гигантские содержания растворенной органи-
ки до нескольких граммов в литре, наводят на мысль об их полу-
чении по той же устаревшей методике.
Остаточные воды нефтяных залежей также подвержены зональ-
ности, и их минерализация зависит во многом от содержания оста-
точной воды в коллекторе. Внимание к данному вопросу было при-
влечено в работе [ 2], где был показан на примере ряда месторож-
дений севера Западной Сибири параболообразный характер зависи-
мости минерализации остаточной воды от ее содержания в коллек-
торах (коэффициента водонасыщения), подтвержденный также соот-
ветствующим характером поведения удельного электрического со-
противления остаточной воды по более многочисленным данным. В
интервале значений содержания ос.аточной воды до 25% от объема
пор минерализация ее составляет 20-35 г/л; при 25-55% - подни-
мается до 30-43 г/л, и при более '55% - снижается вновь до зна-
чений менее 30 г/л, а,судя по электросопротивлению, до значений
около 20 г/л. Указанную сложную зависимость авторы объясняют
следующим образом: при содержании ОсВ до 25% - она, в основном,
прочносвязанная с малой растворяющей способностью. При ее со-
держании 25-55% ОсВ представляет собой прочно- и рыхло связан-
ную воду, а при больших содержаниях "появляется свободная вода"
[2, с .42]. С первой частью этого вывода можно, в принципе,
согласиться, добавив лишь, что три низком содержании ОсВ в кол-
лекторе она более заблокирована нефтью и по ней практически не-
возможен диффузионный обмен ионами с другими частями продуктив-
но пласта и законтурной зоны.
Вторая -часть вывода в работе [2] о снижении минерализации
ОсВ за счет свободной воды требует уточнения. На с.40 авторы
к "свободной" воде относят ’’подвижную" воду в коллекторах.. Од-
нако, по целому комплексу уже накопленных данных [J7-T9], коэф-
фициентами остаточного водонасыщения более 50-60% обладают сла-
бопроницаемые заглинизированные алеврито-глинистые коллекторы,
в которых далеко не всегда ОсВ является "подвижной" или "сво-
бодной”. Известны случаи, когда при содержании ОсВ около 75%
<ков
г0,75) коллектор отдавал при добыче безводную нефть.
В карбонатных коллекторах некоторые поры заблокированы ми-
неральным веществом (закрытые). Минерализация ОсВ закрытых пор,
например, Речицкого месторождения, ниже, чем в открытых порах,
в среднем, в 4-5 раз: 60-70 г/кг по хлористому натрию, т.е.
близка к среде седиментации семилукских коллекторов [18]. Ло-
кальные гидрохимические неоднородности в продуктивных, а воз-
можно,И в законтурных частях пластов довольно велики: в зави-
симости от структуры порового пространства, размера пор, гипсо-
метрического положения в нефтяной залежи и т.д. Кроме указанных
выше примеров понижения минерализации ОсВ от ВНК к своду зале-
жей по Западной Сибири следует отметить аналогичные данные по
месторождениям Георгсдорф и Баренбург в ФРГ, приведенные В.Ф.
Энгельгардтом еще в 1956 г., данные К.Б.Аширова о снижении
электропроводности в кровельной части продуктивных пластов в
Поволжье [б]. Это еще один вид зональности нефтяных залежей, в
дополнение к зональности нефти по ее плотности и плотности и
составу растворенного в нефти газа и т.д.
С другой стороны, обращает внимание пониженная минерализа-
ция и пластовой воды ниже ВНК в наиболее слабопроницаемых за-
глинизированных коллекторах вне зон влияния метеогенных вод. От-
сюда, есть основания полагать, что пониженная минерализация ОсВ
при ее высоких содержаниях в породе может быть связана также с
первичными условиями седиментации в обстановке невысокоминера-
лизованных вод, аналогично поровым растворам, изученным Л.И.Фле-
ровой по Западной Сибири в 1965 г., в работе [14] по Волго-
Уральской провинции, и крайне слабыми темпами ее осолонения за
счет пластовых, более высокоминералиэованных вод, мигрирующих из
соответствующих, более ’’осолоненных" материнских формаций.
43
42
Зависимости меж.пу минерализацией и содержанием ОсВ были
проанализированы нами по накопленным ранее данным. По Пела-
гиадинскому газовому месторождению связь указанных величин
(рис.1) оказалась слабой, скорее даже отрицательной, о чем
говорилось выше. По Волго-Уральской провинции исходный мате-
риал был получен по одной методике (Винклера) во ВНИИ и хотя
абсолютным значениям минерализации (по хлору) нельзя в полной
мере доверять, но сравнительное сопоставление делать можно.
Приведенные на рис. 2-5 зависимости согласуются с данными
работы [2] не только для терригенных коллекторов, но и, веро-
ятно, для карбонатных (известняков с прослоями и линзами доло-
митов), для которых нисходящей ветви параболообразной кривой
пока не получено.
Практический вывод из этих данных уже подчеркнули иссле-
дователи, занимавшиеся этим вопросом: в силу гидрохимической
неоднородности ОсВ, ее отличия от пластовой воды, для опреде-
ления параметров насыщения продуктивных пластов,по данным ГИС(
они должны обязательно контролироваться данными по керну на
каждом месторождении с обязательным определением минерализации
ОсВ.
В научном отношении отсюда важен вывод, что сильно загли-
низированные коллекторы, как и водоупорные толщи, в значитель-
ной степени отражают минерализацию среды их седиментации, осо-
бенно в молодых монофациальных по всему чехлу толщах. В древ-
них и разнофациальных по чехлу толщах ОсВ уже несколько осоло-
нены за счет диффузионного обмена с законтурными водами ми-
грационного происхождения, особенно из галогенных формаций.
В условиях эасолоненных коллекторов (галит в цементе) и
наличии в законтурной зоне сверхкрепких рассолов осинского
типа с минерализацией 350-600 г/л и более, наличие слоя вод
пониженной минерализации под ВНК (ГВК) может приводить к пере-
распределению галита в приконтурной зоне: растворение его в
зоне ВНК приводит к сильному возрастанию концентрации ионов
натрия, которые, мигрируя вниз, под влиянием встречного диф-
фузионного потока ионов хлора выпадают на некотором удалении
от ВНК в виде дополнительных масс галита (зона цементации).
С деятельностью конденсационных вод в зоне ГВК или ВНК
может быть связано разнообразное минералообразоваиие: хлорити-
зация, каолинитизация, окремнение, карбонатизация, образование
монтмориллонита и др. £8}.
Хлориды.
(А
®
100-
» •
©
60-	@
• 1
+ 2
© 5
* 4
а 5
40-
+ + • *
20-	J.+	Vv И
• У
“I	1	1	1------------]— ОсВ, X
20	40	60	80	100
Рис.1. Зависимость концентрации хлоридов в остаточной
воде от её содержания в терригенных породах Пелагиа-
динского месторождения.
1-алевоолиты; 2-алевоиты; з-сухие алевролиты; 4_глины и аргил-
литы; 5_пластовая вода. Каждая точна соответствует среднему
содержанию по 2-196 определениям. Построено по данным, при-
веденным в работе [19].
45
44
Хлориды,
sec.%-
Рис.2. Зависимость концентрации хлоридов в
остаточной воде от ее содержания в девон-
ском терригенном коллекторе одного из неф-
тяных месторождений Волге-Уральской про-
винции.
(-песчаники; 2-алевролиты; J-глинистые алевролиты.
Каждой тонне соответствует от 5 до 365 ин-
дивидуальных определений, осреднённых нан
средневзвешенные значения по пачкам тол-
щиной 2-17м.
Построено по данным работы [171.
м.
Рис.З. Зависимость минерализации остаточной
воды от её содержания в девонском терриген-
ном коллекторе Туймазинсного месторождения.
1-песчаники и алевролиты;. 2-глинистые алевролиты.
Каждая точка соответствует средневзвешенным зна-
чениям по пачкам толщиной 1-9м. Построено по дан-
ным работы [17].
47
Хлориды,
Рис.4. Зависимость концентрации хлоридов в оста-
точной воде от её содержания в терригенном кол-
лекторе турнейского яруса Арлансного нефтяного
месторождения.
Каждая точка отвечает средневзвешенному значе-
нию по пачкам толщиной 2-4м, общей толщиной 47м.
Построено|по данным работы 117]
46
м,
Рис.5. Зависимость минерализации ос-
таточной воды от её содержания в ри-
фогенном коллекторе Грачёвского неф-
тяного месторождения.
Каждая точка соответствует средневзвешен-
ному значению по пачке толщиной 1-5м, об-
щей толщиной 49м. Построено по данным ра-
боты [17].
Существование плотностных, фазовых границ, разнообразных гео-
химических барьеров в зонах ВНК и соответствующих минеральных
преобразований обусловливает градиенты изменения ряда физических
полей (радиационного, электрического, магнитного, теплового и
др.), изучение которых перспективно с поисковой точки зрения. На-
пример, в работах Н.М.Невской и М.Д.Белонина, написанных с
1972 по 1986 гг. [ 6 , 23 , 24., 25 J	, 'Сделана по-
пытка обосновать формирование вторичных гидрохимических аномалий
под воздействием естественного электрического поля нефтяных зале-
жей. По их мнению, под влиянием положительно заряженной поверх-
ности ВНК-(заряд обусловлен сорбцией катионов тяжелых металлов
нефтью из воды) к залежи мигрируют диффузионно анионы, главным
образом, наиболее распространенный из них - хлор, а от залежи -
катионы основного солевого состава ( Nа, Са). Подобные явления
не могут не сопровождаться процессами гидролиза и соответствующи-
ми преобразованиями вод и пород. Обосновывается это статистиче-
скими расчетами по химическим анализам подземных вод, которые
всегда балансируются по катионам и анионам, независимо от рас-
стояний до ВНК и иных факторов. Поэтому попытка использовать эти
сбалансированные анализы для иллюстрации "разбалансировки", или
разделения зарядов анионов и катионов в электрическом поле зале-
жей вызывает недоумение.
Проведенный анализ -этого вопроса по всем накопленным данным
района, в том числе и использованным Н.М.Невской и М.Д.Белониным,
не подтвердил отрицательных.связей между основными катионами (На,
Са) и анионом CI на расстоянии от С до 1,2 км от ВНК. Связи хло-
ра с натрием и кальцием оказались положительными и весьма тесны-
ми - с коэффициентами корреляции 0,96 и 0,97. Причиной получен-
ных, авторами совершенно неприемлемых выводов явилась дефектность
примененных методов исследования и обработки материалов, что от-
метили в своем решении от22.04.1988 г. две проблемные комиссии
НС АН СССР по проблемам инженерной геологии и гидрогеологии/
Радиометрические аномалии на нефтяных залежах оказались
связанными с накоплением радия в приконтурных водах, что доста-
точно детально обосновано работами Я.Г.Грибика и др.
В.В.Колодием, В.М.Щепаком и др. установлены ореолы понижен-
ного содержания кремнезема вокруг нефтяных залежей	Его
отложение из подземных вод может быть объяснено снижением рас-
х Ученый совет ВНИ1РИ не согласился с доводами Л.Н.Капчонко
(примечание редактора -Р.С.).
40
творимости двуокиси кремния под влиянием снижения температуры по,
еле заполнения ловушек УВ, а также развитием ореолов повышенного
содержания трехвалентных металлов - алюминия, возможно,хрома
др., - антагонистовSj. 0g в растворах в соответствии с вывода^
Го Окамото и др., 1963 г. по геохимии кремнезема. В целом воде,
нефтяной контакт выступает как геохимический барьер сложной при.
роды и геохимической специализации (сероводородный, концентрации
онный, фазовый, адсорбционный и др.), эволюционирующий на протя-
жении истории существования залежи.
Изменение температуры зон ВНК ведет к соответствующим преоб-
разеваниям жидкой и твердой фаз, фазовым взаимодействиям, конвек-
тивному. и диффузионному перемещению фаз и т.д. На субавральных
этапах (инверсия тектонических движений) происходит снижение тем-
пературы, на этапах погружения или при внедрении магматических
масс и прочих флюидов - рост температуры. Например, мощные трап-
повые тела на Сибирской платформе приводили к весьма неравномер-
ному прогреву пород, развитию процессов испарения рассолов в га-
зовые залежи, росту пластовых давлений, переотложению галита и
других минералов в зонах газовых залежей в соответствии со схема-
ми Н.А.Бабука. М.Б.Букаты и другим, преобразованию состава рас-
солов на ограниченных расстояниях и т.д.
Поэтому все вторичные минеральные преобразования пород могут
быть поняты и восстановлены только на возможно более детальней
палеогидрогеологической, а точнее - палеофлюидологической основе.
Для познания отдельных частных деталей сложных комплексных про-
цессов весьма полезно математическое моделирование, выявление
форм существования водорастворенных веществ в виде неорганиче-
ских и органических ионов и нейтральных соединений, изменение
этих форм в зависимости от эволюции температурного, барического
и других физических полей, проницаемых свойств среды, продолжи-
тельности геологического времени и других факторов.
Литература
I.	Афанасьева Т.А. Особенности химического состава
подошвенных вод Братского и Ярактинского месторождений в Ангаро-
Ленском бассейне//Гидрогеологические критерии нефтегазоносности
локальных структур и зон нефтегазонакопления. Л., ВНИГРИ, 1986,
с.48-57.
во
2.	Ахияров В.Х., Ефименко В.И., Пих Н.А.
НетоДика определения коэффициента нефтегазонасыщенности поли-
уиктовых коллекторов при изменяющейся минерализации пластовой
водИ//Геология нефти и газа, 1985, F 4, с.40-44.
3.	Ахияров В.Х., Хафизов Ф.З. Палео гидрогео-
логический метод изучения условий формирования залежей нефти и
газа//Сов.ге°л., 1985, F 3, с.53-56.
4. А ш и р о в К.Б., Данилова Н.И. Погребенные во-
ды нефтяных месторождений Куйбышевской области//Геол.нефти	и
газа, 19^4, № 3, с.51-56.
5. А ш и р о в К.Б. .Данилова Н.И. Погребенные
воды нефтяных месторождений Среднего Поволжья и зональный ха-
рактер их распределения. Тр. Гипровостокнефть, 1969, в.ХП, с.
233-247.
6.	Белонин М.Д., Голубева В. А., С к у б -
лов Г.Т. Факторный анализ в геологии. М., Недра, 1982. 269 с.
7.	Герасимов В.Г., Ж о г л о В.Г. 0 сформирова-
нии вод аномального состава в приконтурных зонах нефтегазоносных
месторождений//ДАН БССР, 1977, т.21, F 3, с.247-249.
8.	Д и с л е р В.Н. Геохимическая и геологическая роль
конденсационных вод газоводокснденсатных и нефтегазовых место-
ровдений//ДАН СССР, 1987, т.292, Л 3, с.708-712.
9.	Е ф и м е н к о В.И., Пих Н.А., Таужиянский
Г.В. Минерализация и химический состав внутриконтурных вод
нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ,
1981, в. 162,. с.94-106.
10.	Ж о г л о В.Г., Сербин Г.А. 0 засолонении кол-
лекторов девона Припятской впадины//ДАН БССР, T98I, F 7, с.641-
645.
II.	Иванов Ю.П. Гидрогеологические условия нефте-
газоносности авлакогенов. Автореф. кацд.дисс, Ивано-Франковск,
1983. 24 с.
12.	Капченко Л.Н. Гидрогеологические основы тео-
рии нефтегазонакопления» Л., Недра, 1983, 264 с.
13.	КапченкО Л.Н. Природа гидрогеохимических ано-
малий нефтяных и газовых месторождений//Гидрогеологические кри-
терии нефтегазоносности локальных структур и зон нефтегазона-
копления. Л., ВНИГРИ, 1986, с.7-24.
31
14.	К о з и н А.Н. Комплексный метод исследования поровых
растворов нефтеносных горизонтов палеозоя//Проблема поровых рас-
творов в геологии. Минск, Наука и техника, 1973, с.220-233.
15.	К о л о д и й В.В. Подземные воды нефтегазоносных про-
винций и их роль в миграции и аккумуляции нефти. Киев, Наукова
думка, 1983. 248 с.
16.	К о л о д и й В.В. Подземные конденсационные и солю-
ционные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторожде-
ний. Киев, Наукова думка, 1975. 124 с.
17.	К о т я х о в Ф.И. Использование керна, отобранного
на известково-битумном растворе, для оценки коллекторских
свойств пород. Тр.ВНИИ, 1968, в.54, с.56-75.
18.	К р т я х о в Ф.И., Мельникова Ю.С. О мине-
рализации вод нефтяных и газовых месторождений. Тр. ВНИИ, 1974,
в.59, с.118-125.
T9.	К о т я х о в Ф.И., Мельникова Ю.С., Ка-
закова А.В. Результаты исследований пористости и водо-
иасыщенности тонкопереслаивающихоя пород газовых залежей Став-
рополья. Тр. ВНИИ,1958.в. ХУ, с. 37-68.
20.	Ларичев В.В. Гидрогеологические закономерности
нефтегазонакопления в доюрском комплексе Южного Мангышлака. Ав-
тореф. канд. дисс. Л., ВНИГРИ, 1987, 20 с.
21.	Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Запад-
но-Сибирского нефтегазоносного бассейна. М., Недра, 1976. Т60 с.
22.	М а х н а ч А.А. Катагенез и подземные воды. Минск.
Наука и техника, 1989. 335 с.
23.	Невская Н.М. Гидрогеология артезианских бассей-
нов Тимано-Печорской провинции в связи с перспективами нефтега-
зоносности. Автореф. канд. диссерт. Л.: ВНИГРИ, 1973. 19 с.
24.	Не в с к а я Н.М., Б е л о н и н М.Д. Применение
методов факторного анализа при изучении физико-химических процес-
сов на водонефтяном контакте. Экспр.-инф. Серия П. Матем. метода
исследований в геологии, вып. 5, информ. 7, ВИЭМС, М., 1974.С.13-
18.
25.	Невская Н.М. Прогноз нефтегазоносности локальных
структур Тимано-Печорской провинции по гидрогеологическим данным//
Гидрогеологические критерии нефтегазоносности локальных структур и
зон нефтегазонакопления. Л.:ВНИГРИ, 1986. С. 92 - 100.
32
гидрогеохимических
26.	Нелюбин b.Bi Формирование
ореолов нефтяных и газовых эалежей//Гидрогеологические критерии
нефтегазоносности локальных структур и зон нефтегазонакопления.
ВНИГРИ, 1986, С.ЮО-ПО.
27.	Никаноров А.М. Методы не.ртегазопромысловых
гидрогеологических исследований. М., Недра, 1977, 256 с.
28.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей.
Л,, Недра, 1989, 260 с.
29.	Чистовский А.И. Определение минерализации
погребённых вод нефтяных месторождений Среднего Поволжья//Геол.
нефти и газа, 1973, 1® 9, с.73-76.
зз
УДК 552.54:552.578.2.061.4
Р.С.Сахибгареев, В.В.Казарбин
НАПРАВЛЕННОСТЬ ИЗМЕНЕНИЯ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД В ЗОНЕ
РАСТВОРЕНИЯ ДРЕВНИХ И СОВРЕМЕННЫХ ВНК В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ СОСТАВА И ТИПА КОЛЛЕКТОРОВ
До постановки настоящих исследований нами на примере Куле-
шовского (Куйбышевская область) и Южно-Хыльчуюского (север Тима-
но-Печорской провинции) нефтяных месторождений было показано,
что на некоторых уровнях стабилизации древних ВНК в зоне их рас-
творения известняки нередко имеют признаки интенсивной деграда-
ции кристаллов и форменных элементов органических остатков [l,
2]. По ним образуется множество более мелких идиоморфных крис-
таллов. При этом сами известняки приобретают мелоподобный тонко-
пористый облик. Процесс такого измельчения известняков мы назва-
ли грануляцией [I]. Правда, термин грануляция, как, впрочем, и
деградация, мало отражает суть явления. Если проводить аналогию
с корами выветривания, то термин деградация больше раскрывает
особенность самого процесса. Однако, если исходить из состояния
конечного продукта такого изменения известняков, то лучше всего
называть это явление микритизацией [2, 3].
Исследованиями было также констатировано, что на одних и
тех же уровнях в одних случаях имеются признаки микритизации
иввестняков, а в других - они отсутствуют. Для выявления условий
их микритизации мы специально изучали весь керновый материал,
отобранный из продуктивных пластов Д3-Ш и Д3-П Верхнего девона
Харьягинского месторождения (Тимано-Печорская провинция). В би-
тумсодержащей части зоны растворения древних ВНК обращалось вни-
мание на соотношение микритизированных и немикритизированных из-
вестняков с учетом типа коллекторов. Все типы'вторичных неодно-
родностей, связанных с формированием Харьягинского месторождения
(насколько можно было получить информацию по фрагментарно отоб-
ранному керну) приведены на рис.Т.
В результате микроскопических и петрографических исследова-
ний керна по высоте залежи толщиной порядка 300 м удалось вы-
явить около 15 уровней стабилизации древних ВНК (рис.Т).	Все
они характеризуются наличием в различной степени развитых зон
54
Рис.1. Схема сопоставления абсолютных отметон вторичных неодно-
родностей древних ВНК (по скважинам) продуктивных пластов верх-
него девона Харьягинского месторождения.
|-интераал отбзра керна из продуктивных пластов ДуП и Д^-Н! по Л.А. Гобанову;
2-межпластовые участки; 3-границы пластов; 4-зона растворения древни» ВНН;
5-зона цементации древних ВНН: 6-признани битумного вещества-. 7-приэнаии
пиритизации; 8-стилолитовые швы. выполненные битумным веществом.
растворения. Многие из них выделены по признаку присутствия би-
тумного вещества окислительной природы, преимущественно в виде
пленочных образований на стенках пустот растворения. В плотных
средах в зонах растворения развиты стилолитовые швы, выполненные
битумным веществом.
При столь интенсивном растворении карбонатных пород (в ос-
новном представленных органогенно-детритовыми известняками) не
на всех древних ВНК образуется зона цементации. Двучленный тип
строения вторичных неоднородностей имеют древние ВНК верхней по-
ловины залежи пласта Дд-Ш. Здесь ниже -зоны растворения практи-
чески каждого ВНК отмечается зона цементации известняков каль-
цитом. Вторичный кальцит ассоциирует с эпигенетическим пиритом.
Самый первый сверху древний ВНК имеет признаки регрессивного
смещения, что- выразилось наложением процессов цементации каль-
цитом на битумсодержащую часть зоны растворения.
Большинство древних ВНК нижней половины залежи пласта Дд-Ш
имеет одночленное строение вторичной неоднородности. Зона цемен-
тации для них не реализуется. Отсутствует зона цементации и ниже
современного ВНК этой залежи. По результатам испытания скважин
он отбивается на уровне - 2826 м. Зоны растворения древних ВПК
здесь отличаются хорошей проработкой. В условиях такого интен-
сивного растворения известняков отсутствие эоны цементации для
большинства древних ВНК предполагает вынос растворенных веществ
подошвенными водами в законтурные области. Этому не противоречит
и общее строение коллекторских тел. Они образовались путем гид-
родинамической обработки водорослевого материала в условиях мно-
гочисленных внутриформационных перерывов, в которых развитие
биогермных тел часто обрывалось [3^. Поэтому коллекторские среды
в основном представлены пластообразиыми телами # сложены пес-
чаниковидными и гравилитоподобными известняками. Сообщаемость
их по латерали преимущественно обеспечивается по межгранулярным
пустотам, и тип коллектора для них является поровым. Что же ка-
сается реализации зоны цементации на локальных участках некото-
рых .древних ВНК нижней половины залежи Дд - Ш (рис.1), то она
могла быть вызвана первичными неоднородностями коллекторских
сред, затрудняющими связь тех или иных участков с законтурными
зонами.
Для верхней половины залежи в условиях даже изначально луч-
ших коллекторских характеристик затрудненность водообмена была
se
вызвана, главным образом, структурными условиями. Наиболее
приподнятые участки структуры обликания при частичном заполне-
нии углеводородами испытывали более затрудненные условия для
движения подошвенных вод. Для этой части залежи созидательная
роль процессов растворения на древних ВНК в смысле увеличения
емкостного потенциала коллекторов нивелировалась процессами их
цементации ниже зоны растворения.
Итак, пластообразные седиментационные неоднородности в
пределах залежи дополнительно осложнялись горизонтальной полос-
чатой вторичной неоднородностью, образованной на древних ВНК.
В верхней части залежи она имеет двучленное строение, в нижней
половине - одночленное.
В нижней половине залежи зафиксирован случай регрессивного
смещения одного из древних ВНК со сплошной цементацией кальци-
том битумсодержащей части зоны его растворения. Этот уровень
прослеживается по 5 скважинам, и как все другие уровни прогрес-
сивных древних ВНК, является горизонтальным (.рис.Т). Его сред-
нее положение находится около абсолютной отметки - 2600 м.
Регрессивное смещение ВНК со сплошной цементацией, скорее
всего, обязано частичному уходу углеводородов из ловушки по
флюидопроводящим разломам. В связи с этим уменьшение пластово-
го давления могло вызвать нарушение карбонатного равновесия и
выпадение кальцита в зоне растворения [ 3^. С активизацией раз-
ломов, очевидно, связана и активизация флюидообмена. При этом
не исключается поступление вод иного состава из нижних комп-
лексов. Мощность зоны сплошной цементации на регрессивно сме-
стившемся древнем ВНК достигает 10 м, тогда как мощность зоны
цементации прогрессивных древних ВНК редко достигает 3 м.
Обращает на себя внимание, что в зоне растворения древних
ВНК в наибольшей степени микритизированы хорошо отсортированные
органогенно-обломочные песчаниковидные известняки с относитель-
но хорошей проницаемостью матрицы. Такие известняки, очевидно,
были наиболее благоприятными для проникновения агрессивных
продуктов окисления нефтей и мобилизации в растворы карбоната
кальция. Однако водообмен в них был не столько сильным, чтобы
растворенные вещества могли выноситься из области окисления
иефтей. Это приводило к пересыщению растворов по отношению
карбонатов кальция, что сопровождалось садкой мелких, подчас,
одиоморфных кристаллов кальцита. Они отличаются рыхлой упаков-
S7
кой и пористость микритизированных известняков по подсчетам в
шлифах битумсодержащих разностей достигает 301. При густой
пигментации микритизированных известняков битумным веществом
их часто принимают за мергели и они действительно макроскопи-
чески очень сходны с ними.
Вышепредложенный механизм микритизации известняков нахо-
дит подтверждение чрезвычайно слабой выраженностью этого явле-
ния в порово-трещинных органогенно-обломочных известняках, в
которых водообмен преимущественно осуществлялся по трещинам.
В зонах растворения древних БНК они испытывают растворение с
выносом мобилизованного карбоната кальция за пределы зоны.
1ип коллектора становится каверново-порово-трещинным. При этом
значительная часть первичной емкости трансформируется в унас-
ледованную вторичную емкость.В условиях интенсивного раство-
рения образуются каверны.
В тонкоплитчатых известняках с низкоемкой матрицей микри-
тиэируются в основном края трещин. В зависимости от степени
микритизации такие известняки в зонах растворения древних ВНК
приобретают даже листоватый облик и легко расщепляются при
незначительных механических воздействиях.
Если уровни стабилизации древних ВНК проходят в плотных
средах с редко развитой горизонтальной трещиноватостью, то в
зонах растворения трещины трансформируются в стилолитовые швы.
Последние подчеркивают процессы интенсивного растворения плит-
ных известняков. Битумное вещество на их поверхности в основ-
ном представляет нерастворимый остаток при растворении битум-
содержащих пород [I, 3]. По краям стилолитовых швов иногда от-
мечаются признаки микритизации известняков.
До постановки настоящих исследований оставалась не выяв-
ленной направленность процессов изменения доломитов в эоне ста
билиэации древних и современных ВНК. Этот пробел мы пытались
восполнить путем изучения вторичных изменений долбмитов в зоне
современного ВНК, а затем и древних газоводяных контактов га-
зонефтяной залежи Северо-Останинской площади (юго-восточная
часть Западно-Сибирской плиты).
На Северо-Останинской площади газонефтяная залежь приуро-
чена ко вторичным доломитам девонского возраста. Она имеет
блоковое строение. В районе скв.7 тектонически экранированный
блок по результатам испытания газонасыцен. На глубинах 2830-
58
835 м коллекторские среды становятся зодонасыщенными. На других
блоках с этим уровнем совпадает современный ВНК. Именно здесь
по керновому материалу скв.7 были отмечены слабые признаки сор-
тированной пленочной битуминозности.
По керну рассматриваемой скважины (рис.2), этот интервал
характеризуется обильным развитием извилистых открытых трещин и
стилолитовых швов, лишенных битумного вещества. Доломиты с отно-
сительно высокой емкостью (общая пористость более 15%) участками
-ильно микритизированы и приобретают рыхлый облик. Грани релик-
товых кристаллов доломита (немикротизированных) нередко сильно
корродированы. Здесь встречаются микростяжения пирита.
Ниже зоны растворения местами отмечается метасоматическое
замещение доломитовых зерен кальцитом. При этом постепенно исче-
зают признаки их микритизации. Часть емкости непосредственно вы-
полняется хорошо раскристаллиэованным вторичным кальцитом. Здесь
же преобладают субвертикальные трещины, также выполненные каль-
цитом. Его новообразования,особенно в порах,ассоциируют с пири-
том. Все это послужило основанием для вьщеления зоны цементации
(рис.2).
Ниже этой зоны следует нейтральный "слой". Здесь затухает
минерализация тектонических трещин кальцитом вплоть до полного
исчезновения минерализованных разностей. Края открытых трещин,
как правило, ровные. С исчезновением минерализованных трещин ис-
чезают признаки пиритизации доломитов. Емкость пород увеличи-
вается относительно однотипных пород зоны цементации. Точно та-
кими же показателями вьщеляется нейтральный "слой" -выше зоны ра-
створения (рис.2).
Итак, мы охарактеризовали вторичные изменения доломитов на
уровне.стабилизации современного ВНК, а быть может, даже совре-
менного ГЕК. По такому же набору признаков изменения пород выде-
ляется еще один уровень стабилизации контакта углеводородов с
водами в пределах газонасыщенной части доломитов. При этом' от-
сутствие признаков битуминозности не только в зоне растворения,
но и во всем объеме газосодержащих пред дает нам основание пола-
гать, что он соответствует газоводяному контакту. В таком случае
конечный результат воздействия продуктов окисления газообразных
углеводородов на породы в зоне ГВК может быть аналогичным воз-
действию продуктов окисления нефтей на них в зоне ВНК. Этот слу-
чай пока единственный, в практике наших работ, и выводы по вто-
50
Рис.2. Характернее признаки изменения доломитов в процессе
формирования и разрушения скоплений газообразных углеводо
родов (Сеееро-Останинская площадь, снважина 7).
•.^-известняки и «торичные доломиты с указанием «ест? отбора образцов:
J-признаки окремнения пород;4'извилистые открытые трещины без признаков
битумного еэщества; 5-стилолитоаые швы (а) и извилистые трещи» ы (б>. вы-
полненные битумным веществом; б-трещины с ровными краями ’ а-открытые.
б'Выполненные битумным веществом, в-вылолиенные кальцитом. г-выполнен-
ные битумным «мчцеством и нальцитом: 7 - извилистые трещины
частично выполненные кальцитом; в признаки пиритизации пород;
9-призиахи пиритизации пород; /Р-прязнаки метасоматическою Замещения
доломитов налы ит<м (раздотомичивание). И -признаки пленочного и сорби-
рованного битума: 12 черный битум в мелким пустота* (одни знак означает
объемное содержание до 2 5%); 13-нейтральный слои; 14 -зоеа разуплотнен
копав* торсниж пород-, Г5- зоиа цементации
ВВВВ00НВШВЙ00М
	Пг	1	1
			ь
* «ъ	ирА	!	ь **t а
		g	5
<0			
	2920 ‘		
	2925	1	1	
			
		 I -	
	2950		
			ей;
	2935	I» -	
	2940	।	
		1 ।: 1 _ г~ _ ' 1 ‘ 1 =	
	2945	"•Н •* т -	
	2950	I. .1. ,1. .ill	
			
		11	1	—	
	2955	пгтНт	
		। 1 --	
			
	2960	1 1 1 1 -	
	2985		с Тт'
			
			11	: □ п! -
			
		□	т'-г-1-
			
	3015		
			
	г 5050	1 А Г -	
	3055	_4 “1	1.; г' Нт-зЬг~ -
		□0	jiJ^ и.
Характерные признаки
изменения пор о fl
ЛАЛ/
ill 1111 i i
। in.
ЛИ____АЛА/
М AW
mini и	АЛЛ/
ААА^
f 11! I |'П
1КШ]
ААЛ/
АЛА/
АЛЛ/
ААЛ/
Рис.З. Характерные признаки изменения известняков в про
цессе формирования и разрушения нефтяных скоплений.
(Герасимовская площадь, скважины 9).
Условные обозначения см. на рис.’2
ричным изменениям доломитов на ГВК следует рассматривать как
предварительные. Они несомненно требуют проверки на других объ-
ектах-
В рассматриваемом блоке Северо-Останинского месторождения,
похоже, залежь по размерам была больше. Ниже зоны цементации
современного ВНК по вторичным изменениям доломитов выделяется
зона растворения с признаками регрессивного смещения контакта
углеводородов с подошвенными водами, что выражается, главным
образом, избирательной цементацией микритизированных доломитов
кальцитом по наиболее проницаемым участкам (рис.2). Здесь часть
извилистых трещин и стилолитов минерализуется кальцитом. Как и
в зоне цементации современного ВНК, появляются признаки мета-
соматического замещения кальцитом доломитовых кристаллов.
Таким образом, и в доломитовых средах,в зоне растворения
ВНК,имели место процессы микритизации. Дедоломитизация их (ме-
тасоматическое замещение доломитовых кристаллов на кальциты)
осуществляется в основном в зоне цементации. Процессы раство-
рения в плотных доломитах подчеркиваются развитием извилистых
трещин и стилолитовых швов.
В свете вышеизложенных материалов по вертикальному рас-
пределению открытых и минерализованных субвертикальиых трещин,
представляется важным проследить характер их распределения на
явно выраженных древних и современных ВНК. И это, как и в пер-
вом случае, непременно надо было осуществить на примере палео-
зойских отложений Западной Сибири, характеризующихся, как пра-
вило, интенсивной тектонической трещиноватостью. Такие иссле-
дования были осуществлены нами на примере Герасимовского место-
рождения.
Наиболее полно разрез продуктивных отложений Герасимовско-
го месторождения представлен керном в скв.9. Здесь в нертена-
сиценных известняках нам удалось выделить, по меньшей мере,
четыре уровня стабилизации древних ВНК. Каждый из них характе-
ризуется присутствием битумного вещества в верхней половине зо-
ны растворения (рис.З). Все они имеют достаточно выраженные
зоны цементации, устанавливаемые по признаку минерализации каль-
цитом тектонических трещин. В зонах же растворения они в основ-
ном открытые. При этом в плотных известняках констатируется оби-
лие стилолитовых швов, выполненных битумным веществом.
В разрушенной части залежи минерализуются кальцитом прак-
61
тически все тектонические трещины. Им залечиваются даже те тре,
щины, которые частично были кольматированы битумным веществом
Имеются случаи раскрытия тектонических трещин после выполнения
керитом с последующим заполнением их кальцитом. При этом отме,
чается сплошная цементация вторичным (по отношению к битумному
веществу) кальцитом некогда высокоемких пород зон растворения
прогрессивных древних ВНК. Битумное вещество либо заключено в
его новообразованные кристаллы, либо оно облекает в виде пленки
стенки полностью минерализованных пустот. Все эти особенности
вторичной цементации можно объяснить нарушением карбонатного рав.
новесия в процессе частичного разрушения залежи с участием флюи-
допроводящих разломов.
Таким образом, в силу совместного влияния наложенной цемен-
тации известняков и доломитов при многоэтажном формировании за-
лежей и консервирующего эффекта УВ углеводородов, в продуктивней
части разреза отмечается чередование однотипных пород, в которых
тектонические трещины либо открытые, либо значительная их часть
минерализована кальцитом. Породам с открытыми тектоническими тре,
щинами отвечают эоны растворения древних ВНК или нейтральные
"слои", а породам с минерализованными трещинами - зоны их цемен-
тации. При разрушении залежей в зависимости от условий разруше-
ния может происходить и частичная (избирательная) и сплошная це-
ментация коллекторских пород.
В зоне растворения древних ВНК характер изменения коллек-
торских пород зависит от степени однородности по проницаемости.
В умеренно проницаемых коллекторах карбонатные зерна в основном
микритиэируются. В высокопроницаемых средах растворенные веще-
ства преимущественно выносятся из области воздействия агрессив-
ных компонентов.
Литература
I.	Сахибгареев Р.С. Этапность формирования и
разрушения залежей по вторичным изменениям коллекторов на древ-
них ВНК//Происхождение и прогнозирование скоплений газа, нефти
и битумов. Л., Недра, 1963, C.I30-T43.
2.	Сахибгареев Р.С. Особенности изменения карбо-
натных коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных
залежейУ/Закономерности размещения коллекторов сложного строения
и прогноз нефтегазоносности. Л., ВНИГРИ, 1985, с.85-93.
3.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллек-
82
в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л..
1989. 260 с.
fOpOB
НеДР»’
удК 552.5:553.982.2 (571.1)
0.В.Аверьянова
изменение ПОЛЕВЫХ ШПАТОВ ПОЛИМИКТОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ В ЗОНЕ
СОВРЕМЕННОГО И ДРЕВНЕГО ВОДСНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ НЕФТЯНОЙ
ЗАЛЁЯИ БП14 ВОСТОЧНО-ТАРАСОВСКОГО МЕСГОРОВДЕНИЯ
Полевые шпаты в полимиктовых песчаниках наиболее чутко рва-
на изменения физико-химических условий в эонах водонефтя-
ид контактов Д. В процессе дискретно-периодического формиро-
вания залежей, по мере постепенного заполнения ловушек углеводо-
родами, дополнительными изменениями охватывается вся нефтенасы-
щеиная часть коллекторов. До появления работ Р.С.Сахибгареерар,
3j степень изменения полевых шпатов в песчаниках рассматривалась
с позиций консервирующего эффекта углеводородов на эпигенетиче-
ские процессы [2J. Все исследователи принимали модель, при кото-
рой водонасыщениые среды отличаются от нефтекасыщеиных повышен-
ным содержанием измененных полевых шпатов.
Для изучения данного вопроса в пределах неокомского комп-
лекса Западной Сибири был выбран объект с четко выраженными сов-
ременными и древними водонефтяными контактами без признаков раз-
рушения. Таким условиям отвечает нижнемеловой пласт БПj4	Вос-
точно-Тарасовского месторождения. Он представлен кварцполевошпа-
товыми и полевошпаткварцевыми песчаниками и крупнозернистыми
алевролитами.
При изучении нефтенасыщенных песчаников главным признаком
стабилизации современного водонефтяного контакта принималось во
внимание наличие остаточных продуктов окисления нефтей в виде
пленок, занимающих периферийные участки пор [з]. Исследовалось
содержание всех компонентов скелетной и цементирующей состав-
ляющих песчаников методом счета по микрометренной линейке (не ме-
нее 200 обломочных зерен). Основное внимание уделялось изучению
полевых шпатов, подвергшихся разной степени изменениям. Выделя-
лись слабо-, сильно- и неизмененные полевые шпаты в зависимости
от потери зернами оптической однородности по всей площади сече-
ния. За изменение зерен принималась как их политизация, так и
Развитие по ним глинистых минералов.
03
Обращает на себя внимание сходство степени изменения поле-
вых шпатов в однотипных средах, не затронутых влиянием водоне-
фтяных контактов, в пределах залежи, за ее контуром. Отражают-
ся фоновые значения степени изменения полевых шпатов, за кото-
рые в основном ответственны седиментационные и диагенетические
процессы. Если порода и изменялась в условиях катагенеза, то, в
основном, до прихода углеводородов в ловушку.
Песчаники в зоне современного и древнего водонефтяных кон-
тактов резко отличаются от однотипных нефте- и водонасыщенных
песчаников значительно большим содержанием сильноизмененных по-
левых шпатов (рис.1, а). Аналогичная картина степени изменения
полевых шпатов в зоне стабилизации современного и древнего во-
донефтяных контактов наблюдается и по проценту зерен сильноиз-
мененных полевых шпатов, подсчитанному от общего числа зерен
полевых шпатов (рис.1, б). Процент сильноизмененных полевых ипа-
тов от суммарного количества зерен полевых шпатов в зоне ста-
билизации современного водонефтяного контакта достигает 38, тог-
да как в нефтенасыщенных песчаниках, лишенных признаков стаби-
лизации, не более 20, а в водонасыщенных песчаниках законтурной
области он не превышает 15. Резко повыпенное содержание сильно-
измененных полевых шпатов в зоне современного водонефтяного кон-
такта сопоставимо только с их содержанием в эоне древнего водо-
нефтяного контакта, где его количество достигает 35% (рис.1, б).
По данному показателю степень изменения поле вых шпатов в
пределах залежи оказалась несколько большей, чем по абсолютному
содержанию сильноизмененных полевых шпатов. Поэтому возникла
необходимость привлечения относительного параметра - коэффици-
ента политизации, предложенного Г.Э.Прозоровичем и З.Л. ВаЛюже-
нич Коэффициент политизации представляет собой отношение
содержания сильноизмененых полевых шпатов, в пересчете на ске-
летную часть коллекторов, к суммарному содержанию неизмененных
и слабоизмененных полевых шпатов.
Этот параметр еще контрастнее показал закономерности пло-
щадного распределения сильноизмененных полевых шпатов: в зоне
современного водонефтяного контакта он достигает 0,6, тогда
как вне области влияния продуктов окисления нефтей не превыша-
ет 0,2 (рис.1, в). Увеличение содержания сильноизмененных поле-
вых шпатов находится в прямой зависимости от присутствия битум-
ного вещества.
84
Рис.1. Распределение параметоов, отражающих изменение
полевых шпатов в песчаниках и крупнозернистых алевро-
литах в зависимости от положения скважин по отношению
к внешнему контуру неЛтямпй залежи пласта ьГЦ4 Восточ-
но-Тарасовского месторождения.'
а-содержание сильноизмененных полевых шпатов, б-процент зерен
сильноизмененных полевых шпатов от общего числа зерен полевых
шпатов, в-моэффициент политизации. Слева от О-законтурные сква-
жины
Таким образом полевые шпаты песчаников в зоне современного
водонефтяного контакта, а также древнего, испытывают дополни-
тельные изменения. Количество сильноизмененных полевых шпатов
по отношению к фоновым значениям увеличивается почти в два ра-
за.
Литература
I.	Ильясова Е.Н., Сахибгареев Р.С. Вли-
яние условий формирования нефтяных залежей на степень измене-
ния полевых шпатов//Влияние вторичных изменений пород осадочных
комплексов на их нефтегазоносность. Л., ВНИГРИ. 1982.С.103-115,
2.	Прозорович Г.Э., Валюженич З.Л. Ре-
генерация кварца и политизация полевых шпатов в нефтеносных и
водоносных песчаниках Усть-Балыкского месторождения нефти// ДАН
СССР, 1966, т.168. № 4. С.893-895.
3.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллек-
торов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.,
Недра. 1989. 260 с.
УДК 552.578.2.061.4 C57I.5)
А.В.Литвина
МНОГОЭТАПНЫЙ ХАРАКТЕР АРМИРОВАНИЙ ДУЛИСЬМИНСКОГО ГАЗОКОН-
ДЕНСАТНО-НЕФТЯНОГО МЕСТОРОВДЕНИл ifo РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗУЧЕНИЯ
ВТОРИЧНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ КОЛЛЕКТОРОВ
Залежи углеводородов южной части Сибирской платформы имеют
длительную и многостадийную историю развития [2, 3}. Дулисьмин-
ское газоковденсатно-нефтяное месторождение в этом смысле не
является исключением. В настоящее время вопрос истории формиро-
вания данного месторождения остается открытым.
Дулисьминское газокоцденсатно-нефтяное месторовдение рас-
положено в Киренском и Катангском районах Иркутской области в
70 км северо-восточнее Ярактинского месторождения. В тектониче-
ском отношении оно находится на юго-восточном склоне Непско-Бо-
туобинской антеклизы и по результатам испытаний скважин 22, 8,
14 делится тектоническим нарушением на два блока: западный (Меж-
дуреченская площадь) и центральный (Дулисьминская площадь).
В структурном плане Дулисьминское месторовдение представ-
ляет собой моноклиналь, которая воздымается в северо-, северо-
бв
восточном направлениях. Градиент воздымания 2-4 м/км.
Возраст терригенной толщи Дулисьминского месторождения
венд-нижний кембрий. Основным продуктивным горизонтом является
драктинский горизонт. Средняя глубина его залегания 2500-2600 м.
Он представлен базальным пластом песчаников, трансгрессивно за-
легающим в основании кембрийских отложений на протерозойском
фундаменте. Пласт неоднороден, отмечаются пропластки и линзы
аргиллитов и алевролитов. Наблюдается литофациальное замещение
пласта по простиранию и вкрест простирания моноклинального скло-
на. В пределах площади происходит уменьшение мощности песчани-
ков в сторону общего моноклинального подъема (с юга на север)
от 27,4 м до 0,8 м. Максимальное значение наблюдается в цент-
ральной части месторождения (гкв.34), минимальное - в скв. 15,
18, 191 (4,4 м) и в скв.1 Мещдуреченской площади (0,8 м).
Первоначально, контуры залежи связывали с контурами анома-
лии типа залежь САТЗ) Дулисьминского и Междуреченского блоков
месторождения. В дальнейшем, в результате проведенных работ вы-
явлено, что продуктивный контур превнлает АТЗ Дулисьминского ме-
сторождения (так. как за ее предела» находятся продуктивные
скважины 14, 15, 18, 10, 33, 21, 34). Залежь относится к струк-
турно-литологическоцу тицу и контролируется зоной развития кол-
лекторов в песчаниках -нижнемотской подсвиты, а также зоной их
выклинивания.
В данной работе сделана попытка выделить этапы формирова-
ния и разрушения залежи путем выделения и сопоставления уровней
древних водонефтяных контактов (ДВНК) по скважинам западного и
центрального блоков месторождения. Работы проведены на основа-
нии использования методики исследования вторичных изменений по-
род-коллекторов, разработанной Р.С.Сахибгареевым fl, 2j.
В данной работе были исследованы шлифы из водонасыщенной и
из нефтенасыценной части залежи. В шлифах был подсчитан минера-
логический состав: а) сульфатный, карбонатный, регенерационно-
кварцевый цемент, б) битумный цемент, в) площадь цустот. Коли-
чественно было изучено 128 шлифов, качественные оценки произве-
дены по 92 мифам из образцов продуктивной части разреза по 10
скважинам.
Отдельно подсчитывался цемент, образовавшийся до битума и
после битума. Во втором случае цемент отделен от зерна битум-
ной каемкой. Отмечалась корродированное» обломочных зерен
67
кварца, полевых шпатов, обломков пород. Битум в шлифах выделял,
ся по цвету: от светло-коричневого (чаще всего, в виде пленок)
до черного, заполняющего поровое пространство. Содержание биту,
ма составляет в основном - 3-4%, исключение представляет скв.4,
где содержание битума достигает 15% в базальной части пласта.
Фоновое содержание сульфатного цемента составляет - 2-3%. Мак-
симальное его содержание (11,9%) отмечено в скв.11.
Фоновое содержание регенерационно-кварцевого цемента со-
ставляет около 3%, аномальное 6-7%. Максимальные значения свя-
заны с перераспределением кварца в зонах стабилизации ДВНК на
ранних этапах формирования залежи [ 31.
Фоновое содержание карбонатного цемента - от 2 до 4%. Ис-
ключение составляет скв.11, где содержание карбонатного цемента
достигает 2,6-32,6%.
Аномальное содержание карбонатного цемента, образованного
после битума (10,3%), отмечено в скв.8 в базальной части плас-
та, что объясняется наличием здесь ДВНК.
По каждой скважине был построен литофизический разрез, на
который были нанесены данные гамма-каротажа и акустического ка-
ротажа. На основании методики Р.С.Сахибгареева в разрезах были
выделены интервалы вторичной цементации на ДВНК карбонатным,
сульфатным, регенерационно-кварцевым цементами, а также гали-
том. В результате проведенной работы составлена схема сопостав-
ления ДВНК по 10 скважинам (рис.1).
Рассмотрим скв.8. Она находится внутри продуктивного кон-
тура залежи. По результатам исследования шлифов в этой скважине
можно выделить 5 уровней ДВНК. Это свидетельствует о постадий-
ном заполнении коллектора и о происходившем вслед за этим ре-
грессивном смещении ВНК и последующей цементации отдельных час-
тей разреза [^З]. Вышесказанное также объясняет характер распре-
деления пористости по разрезу: недифференцированность верхнего
(нефтенасыщенного) интервала и резкую дифференцированность ниж-
него интервала. На основании следов стабилизации ДВНК можно ска-
зать, что первоначально насыщение в районе этой скважины было
нефтяным.
Для приразломной скв.14 характерна высокая битуминозность
по всему разрезу. Содержание битума достигает 12,3%. Наблюдают-
ся уровни с высокой кажущейся пористостью (от 17 до 32%), где
емкость залечена галитом. Первоначально они соответствовали зо-
ве
Рис.1. Сопоставление древних ВНК Дулисьминского газоконденсатно-нефтяного месторождения.
/-зона растворения (разуплотнения) коллекторских сред на прогрессивных древних ВНН: 2-зона цементации прогрессивных древних
ВНН; 3-коллекторские среды, не затронутые влиянием процессов стабилизации прогрессивных древних ВНН; 4-битум сорбированно-
-пленочный; 5-битум коричневый, выполняющий тонкие пустоты, с содержанием:до 5%-один знак; дс 10%-два знака; 6-битум черный,
выполняющий мелкие пустоты, с содержанием: до 5%-один знак; до 10%-два знана; 7-битум, генетически связанный с деасфальтацией
нефтей, с содержанием: до 5%-один знак; до 10%-два знака; 8-карбонатный цемент, образовавшийся после битума; Р-регенереционно-
кварцевый цемент, образовавшийся после битума; /0-выделяемые уровни ДВНН.
лаУ растворения (разуплотнения) ДВНК, В этих зонах происходило
йе только растворение обломочной части песчаников (кварц, по-
левне шпаты), но и цементация порового пространства галитом.
По разности значений пористости, подсчитанной в шлифах и в’ об-
разцах, было определено объемное содержание галитового цемента.
По разрезу видно, что наиболее высокой степенью цементации га-
литом подвержены высокоеыкие разности песчаников. Это подтвер-
ждается также повышенным значением скорости по данным акустическо-
го каротажа в интервале цементации по сравнению с выше- и нижеле-
жащими слоями. Следует отметить, что цементация галитом проис-
ходила только в небольшом интервале (2485,6-2488,6), в выше-
лежащей части горизонта галит отсутствует. Максимальное и ми-
нимальное значения его объемного содержания соответственно
24 и 6%.
Б скв.4 - также наблюдаем признаки приразломной цемента-
ции. По сходству характеристик приразломной скв.14 и скв.4,
возможно предположить наличие разлома в районе скв.4.
В 7 изученных скважинах из нефтенасыщенной части аалежи
было выделено четыре разных уровня ДВНК, два из которых уда-
лось сопоставить между собой (рис.1).
Первый уровень ДВНК расположен гипсометрически выпе всех
остальных. Он выделен в скв.2 (абсолютная отметка -2003,8-
2004,5 м) по наличию вторичных цементов (карбонатного и суль-
фатного), а также - пленочного и порового коричневого битума
(выполняющего тонкие пустоты).
Второй уровень ДВНК расположен на абсолютной отметке
-2009,7-2010,4 м (скв.14). Он характеризуется деасфальтацией
нефтей, что приводит к полноцу заполнению черным битумом без
признаков пиритизации не только мелких, но и крупных пустот.
Здесь присутствует карбонатный цемент, образованный после би-
тумного вещества.
Третий уровень ДВНК прослеживается по 6 скважинам: (аб-
солютная отметка - в скв.14 -2015,6 м, в скв. 8 -2021,6-2022,8 м,
в скв. 18 -2024,6 м, в скв.2Г -2027,9 м, в скв.4 -2024,96 м, в
скв.10 -2033,37 м). Для этого уровня характерно присутствие
черного или коричневого битума, выполняющего мелкие пустоты, а
иске наличие карбонатного, регенерационно-кварцевого цемента,
образованных после битумного вещества. В скв.14 - после биту-
ма образуется ангидрит. В скважинах 4 и 8 соответственно на
абсолютных отметках -2024,06 м и -2021,6-2022,8 м происходило
ее
регрессивное смещение ДВНК с регенерацией кварцем после битума
а в скв.4 - за этим последовало растворение регенерационного
кварца. В скв.21 на этом уровне (-2027,9м) отмечается наложени
зоны растворения на зону цементации прогрессивного ДВНК регене-
рационным кварцевым цементом и последующее залечивание зоны рд0^
творения вторичным карбонатным цементом базально-порового типа
Такая же последовательность образования проявляется и в скв. 18
на абсолютной глубине -2024,6 м.
Четвертый уровень ДВНК прослеживается по двум скважинам.
£го абсолютная отметка в скв.8 -2028,65 м, в скв.4 -2026,56 м.
Этот уровень характеризует наличие черного битума, выполняющего
мелкие пустоты,и битума, генетически связанного с деасфальтацией
нефтей (он выполняет крупные пустоты), а также присутствие
вторичного карбонатного цемента, образовавшегося после битума.
Рассматриваемый уровень расположен в базальной части пласта
песчаников, к которой приурочено максимальное содержание битум-
ного вещества (до 15% в скв.4).
При сопоставлении ДВНК месторождения (рис.1) замечено, что
выделенные уровни ДВНК занимают в пределах одного и того же бло-
ка не горизонтальное положение, как предполагалось в процессе
исследования, а слабоиаклонное; наклон с запада на восток (со
смещением уровня на 1,8 м - 3,3 м). В целом же по площади ме-
сторождения амплитуда смещения ДВНК больше в местах существую-
щих или предполагаемых разломов. В скважинах 14 и 4 она состав-
ляет соответственно 6,0 м и 8,4 м.
Рассмотрим водонасыщенные скважины 9 и II, которые нахо-
дятся за современным контуром продуктивности. Скв.II в отличие
от продуктивней части разреза характеризуется обилием ангидрито-
вого цемента, который образовался до регенерационного кварцево-
го цемента. Обломочные зерна в основном округлые, без признаков
коррозии. Создается впечатление, что сульфатная'цементация про-
исходила под влиянием локального фактора (возможно,разлома, ко-
торый образовался на ранней стадии литогенеза и законсервировал
обломочные зерна в менее измененное состоянии).
По результатам изучения шлифов выявлено, что нефтяная за-
лежь присутствовала до глубины -2067,52 м. Следы былой нефте-
насыщенности сохранились в виде пленочного битума. Похоже, что
раарушение залежи происходило в результате медленного ухода
углеводородов из залежи, в связи с этим отмечается медленное
70
реГРессИВНОе сме|Дение контакта. По ходу его смещения происходи-
ло растворение сульфатного цемента и в меньшей степени - реге-
лерационно-кварцевого цемента.
Разрез разрушенной части залежи отличается повышенной пи-
рИ?изацией в связи с развитием сульфатредуцирующих процессов по
ходу регрессивного смещения ВНК, где сульфаты вод пополнялись
за счет растворения ангидритового цемента. Отдельные участки с
повышенным содержанием битума в порах, особенно черного, отра-
жают уровни относительной стабилизации регрессивных или про-
грессивных ВНК, которые различить практически невозможно.
В скв.9, как и в скв.II, отмечается постепенное регрессив-
ное смещение ВНК. Вместе с тем разрушенная часть залежи в скв.9
характеризуется отсутствием ангидритового цемента. По-видимому,
разрушение залежи происходило без участия разлома. При этом
активно происходил процесс растворения ранее зацементированных
регенерационным кварцем прогрессивных ВНК.
В результате проведенной работы были сделаны следующие
выводы:
I. В разрезе терригенной толщи Дулисьминского газоконден-
сатно-нефтяного месторождения возможно выделение 4 уровней ДВНК,
имеющих разные петрографические характеристики.
2. Эти уровни оказалось возможным сопоставить по 6 скважи-
нам нефтенасыщенной части центрального и западного блоков и от-
метить слабонаклонное положение древних ВНК, а также определить
амплитуду их смещения после формирования залежи.
Автору представляется целесообразным продолжить подобную
работу по вновь пробуренным скважинам западного и восточного
блоков месторождения с целью создания более полной картины про-
цессов его формирования.
Литература
I.	Сахибгареев Р.С. Изменение коллекторов на
водонефтяных контактах//Докл. АН СССР, т.271, Ж 6. 1983. С.1456-
1460.
2.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллек-
торов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.:
Недра, 1989. 260 с.
3.	Сахибгареев Р.С., Самсонов В.В. Этапы
формирования Верхнечонского месторождений//Прогноз зон нефтега-
зонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе. Л.,
1988. С.155-162.
УДК 552.5:553.982.2 (571.1)
Е.В.Шиманский
ВТОРИЧШЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПОЛИМИКТОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ В ЭОНЕ
СОВРЕМЕННОГО ВОДОНЕФГЯНОГО КОНТАКТА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
ВЫСОКОАМПЛИТУДНОЙ СТРУКТУРНОЙ ЛОВУШКИ (НА ПРИМЕРЕ
ТАРАСОВСКОГО МЕСТОРОВДЕНИЯ)
В настояцее время считается установленным, что наряду0 кон_
сервирующим эффектом углеводородов, сохраняющим кварц-полево-
шпатные песчаные породы близкими их первоначальному виду, суще-
ствует и воздействие продуктов окисления нефтей, вызывающих
активные вторичные изменения некоторых минералов, слагающих
коллектор [2, б, ?].
На особенности вторичных изменений влияют многие факторы:
условия формирования залежи, скорость и характер поступления
углеводородов в ловушки или ухода их при разрушении залежи, тип
ловушки, ее амплитуда [1,5]. Так, от амплитуды ловушки, степе-
ни заполнения структуры углеводородами зависит перераспределе-
ние аутигенного кварца в породах-коллекторах.
Поскольку в зоне стабилизации ВНК происходит растворение
кварцевых зерен под воздействием агрессивных водорастворимых
продуктов окисления нефтей [3-5J, то следует ожидать осаждения
аутигенного кварца за пределами активной зоны.
В этой связи представляет интерес изучение частично запол-
ненных высокоамплитудных ловушек с затрудненным водообменом ме-
жду подошвенными и законтурными водами, исключающим или затруд-
няющим вынос продуктов растворения минералов в зоне ВНК [5].
Таким объектом может служить пласт ЕПэд-И Тарасовского
нефтяного месторождения Западной Сибири. Он отвечает ряду тре-
бований, необходимых для изучения вторичных изменений: наличие
достаточно представительного керна из законтурной водонасыцен-
ной зоны, как можно более удаленного от внешнего контура нефте-
носности, однородность пород по гранулометрическому и минераль-
ному составу. Залежь представляет собой антиклинальную структу-
ру с высокой амплитудой. Уровень современного ВНК пластово-сво-
довой залежи находится выше половины высоты куполовидной струк-
туры. Поэтому значительный интерес представляет распределение
регенерационного кварца в песчаниках залежи и ниже нее.
Изучался керн скважин, находяцихся в водонасыценной части,
72
удаленной от внешнего контура нефтенасыщенности до 14 км, а не-
^енасыценных - на удалении до 5 км, что позволило оценить мас-
лкабы возможного влияния залежи нефти на изменение полевых шпа-
тов и регенерацию кварца.
Изучение шлифов проводилось следующим методом: осуществля-
лось количественное измерение всех компонентов скелетной части
песчаников путем подсчета длины отрезков каждой составляющей,
пересеченной микрометренной линейной (около 200-250 зерен). Вни-
кание, концентрировалось на соотношении в различной степени из-
мененных полевых шпатов с выделением градаций (сильно-, слабо-
и неизмененных) и количества регенерационного кварца. Признаком
сильного изменения полевых шпатов считалась потеря зернами оп-
тической однородности по всей площади их сечения, за именение
зерен принимались либо их политизация, либо четко выраженное
по ним развитие глинистых минералов [l]. По подсчетам в шлифах
выяснилось, что в составе скелетной части преобладают полевые
шпаты (45-60%), содержание кварца составляет 29-45%. Цемент в
основном представлен пленочным железистым хлоритом.
Анализ распределения регенерационного кварца показал зна-
чительное преобладание его в зоне современного ВНК (до 5%), что
почти на порядок превышает его содержание за внешним контуром
нефтеносности. В переходной части современного ВНК зерна кварца
заметно корродированы и зачастую лишены пленочного хлорита, что
объясняется растворением зерен кварца и полевого шпата под воз-
действием водорастворимых продуктов окисления нефтей. Сразу ни-
же зоны современного ВНК формируется цементирующий пояс регене-
рационным кварцем, образующийся в результате отсутствия водооб-
мена подошвенных вод с водами законтурных зон в результате час-
тичного заполнения высокоамплитудной структурной ловушки.
Обращает на себя внимание совпадение относительно макси-
мальных значений содержания регенерационного кварца и минималь-
ных величин коэффициента политизации (рис.1, 2), что говорит об
отсутствии разрушающего воздействия водорастворимых продуктов
окисления нефтей [l, б].
Контур залежи пласта EIIjq_u достаточно четко проявляется
по степени изменения полевых шпатов. В водонасыщенных средах
сразу же за внешним контуром нефтеносности уменьшается количе-
ство сильноизмененных полевых шпатов (рис.1). Коэффициент пели-
тизации в нефтенасыщенных песчаниках вьапе, чем в однотипных по-
73
Рис.1. Распределение содержаний сильноизменбнных по-
левых шпатов и регенерационного кварца в песчаниках
пласта БП1041 Тарасовского месторождения.
а-содержание сильноизменбнных полевых шпатов; б-содержа-
ние регенерационного кварца. Слева от нуля-занонтурные
скважины.
74
шпатов в песчаниках пласта БПю-я Тарасовского месторождения,
а-содержание сильноизмененных полевых шпатов; б-ноэффициент пелитиза-
ции. Слева от О-законтурные скважины.
75
родах за внешним контуром нефтеносности.
На основании полученных данных можно говорить о возникнове-
нии зой цементации ниже уровня ВНК в случаях частичного заполне-
ния углеводородами высокоамплитудных структур и изменения поле-
вых шпатов в зоне стабилизации ВНК.
Литература
I. Ильясова Ё.Н., Сахиб гареев Р.С. Влия-
ние условий формирования нефтяных залежей на степень изменения
полевых шпатов//Влияние вторичных изменений пород осадочных
комплексов на их нефтегазоносность. Л., ВНИГРИ, 1982, с. 103-115,
2. Прозорович Г.Э., Валюженич З.Л. Реге-
нерация квариа и пелитизация полевых шпатов в нефтеносных и во-
доносных песчаниках Усть-Балыкского местороадения нефти// ДАН
СССР, 1966, т.168, Ж 4, с.893-895.
3.	Сахибгареев Р.С. О коррозии минералов нефтями
и битумами//Геология и геохимия горючих ископаемых, вып.50, Ки-
ев, I978.C.22-24.
4.	Сахибгареев Р.С. Изменение коллекторов на во-
донефтяных контактах//ДАН СССР, т.271: №6, 1983, с. 1456-1460.
5.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллек-
торов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.,
Недра, 1989. 260 с.
6.	Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минерало-
гические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозой-
ских отложений Западно-Сибирской плиты. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып.96,
Свердловск, Средне-Уральское издательство, 1978. 207 с.
7.	Чепиков К.Р., Ермилова Е.П.«Орлова
Н.А. Эпигенные минералы как показатели времени прихода нефти в
песчаные промышленные коллектора//ДАН СССР, 1959, т.125, > 5,
с.1097-1099.
те
УДК 552.5:553.58 (571.I)
Е.Н.Ильясова
ВТОРИЧНЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПОЛИМИКТОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ НА ДРЕВНИХ
ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТАХ В ЗОНЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО ВЫКЛИНИВАНИЯ
(НА ПРИМЕРЕ СЕВЕРО-ВАРЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОВДЕНИЯ)
Предварительное изучение полимиктовых песчаников пласта Юу
Северо-Варьеганского месторождения (Западная Сибирь) обратило
наше внимание на отсутствие сколько-нибудь заметных признаков
цементации их регенерационным кварцем на современном ВНК. Более
того, его оказалось заметно больше в пределах залежи, что за-
ставило нас поставить специальные количественные исследования
вторичных минералов путем подсчета их в шлифах микрометренной
линейкой.
Эти песчаники явились.необычайно благоприятным объектом
для количественных оценок содержаний регенерационного кварца,
поскольку новообразованные каемки четко отделяются от обломоч-
ной части зерен пленочным хлоритом. Именно это обстоятельство
позволяет достоверно проследить особенности распределения вто-
ричного кварца в разных частях залежи.
Количественные исследования показали, что для песчаников
пласта Юу Северо-Варьеганского месторождения по мере приближе-
ния к внешнему контуру нефтеносности залежи уменьшается содер-
жание регенерационного кварца. В зоне замещения песчаников гли-
нистыми породами (восточный склон Варьеганского поднятия) оно
достигает 2%, тогда как между внешним и внутренним контурами
нефтеносности не превышает 0,6%(рис.I). Иначе как растворением
регенерационного кварца в зоне современного ВНК не объяснить
минимальные содержания его между внутренним и внешним контура-
ми нефтеносности (рис.2). К сожалению, для рассматриваемой за-
лежи Северо-Варьеганского месторождения отсутствует керновый
материал по законтурным скважинам. В связи с этим трудно что-
либо говорить о месте выпадения кремнезема, вынесенного из зоны
растворения современного ВНК [з]. Однако, сам факт отсутствия
эоны цементации регенерационным кварцем ниже зоны растворения
современного ВНК очевиден.
Направленность вторичных изменений песчаников в области
относительно высоких содержаний регенерационного кварца в пре-
77
Рис.1. Распределение содержания регенерацион-
ного кварца в песчаниках пласта Ю(Северо-Варь-
еганского месторождения (О-внешний контур
нефтеносности и слева от него законтурные сква-
жины).
78
делах залежи, скорее всего, можно установить путем изучения
степени изменения полевых шпатов [l], чем площадного рас-
цределения содержаний регенерационного кварца. При высоких
фоновых содержаниях вторичного кварца даже в условиях ин-
тенсивной децементации остаточный уровень его содержаний мо-
жет быть достаточно высоким. Ведь есть чему растворяться, а
в труднопроницаемых участках чему и оставаться. К тому же
против модели цементации на древних ВНК в процессе формиро-
вания залежи K)j Северо-Варьеганского месторождения выступа-
ет отсутствие всплесков, максимумов в содержаниях регенера-
ционного кварца в присводовых зонах структуры. Максимальное
его содержание, как отмечалось, тяготеет к зоне литологиче-
ского замещения глинистыми мелкозернистыми алевролитам! и
собственно глинистыми породами.
В этой зоне при петрографическом изучении крупнозерни-
стых алевролитов нам удалось зафиксировать один и тот же
уровень стабилизации древ него ВНК в скважинах 27, 31 и 34,
достаточно четко подчеркиваемого наличием битумного веще-
ства окислительной природы. Его абсолютные отметки (табл. 1)
даже бе в поправок на искривление скважин оказались очень '
близкими, что свидетельствует о горизонтальном положении.
На этом древнем ВНК действительно процессы растворения реге-
нерационного кварца проходили на фоне максимальной степени
окварцованности коллекторских сред, . .существовавшей до фор-
мирования залежи.
В зоне замещения песчаников глинизированными и глини-
стыми породами встречаются песчаники с относительно высо-
кими показателями степени изменения полевых шпатов. По со-
держанию сильноизмененных полевых шпатов и коэффициенту по-
литизации они мало отличаются от песчаников в межконтурной
зоне современного ВНК (рио.2).
По признаку присутствия битумного вещества окислитель-
ной природы [3] в пределах залежи Bj Северо-Варьеганского
месторождения при петрографических исследованиях удалось
выявить несколько уровней стабилизации древних ВНК. Сведе-
ния о них приведены в тебл. 1. Даже по фрагментарно отоб-
ранному керну создается впечатление, что изменениями в про-
цессе (формирования залежи охватывается почти вся нефтенасы-
щенная среда за исключением нейтральных "слоев"., имеющих
79
a
Рис.2. Распределение параметров, отражающих
изменения полевых шпатов в песчаниках пласта Ю,
Северо-Варьеганского месторождения (О-внеш-
ний контур нефтеносности и слева от него закон-
турные скважины).
а-содержание сильно измененных полевых шпатов; б-коэф—
фицмент политизации.
80
Рис.З. Распределение содержания рассеянного
кальцитового цемента в песчаниках пласта Ю,
Северо-Варьеганского месторождения (©-внеш-
ний контур нефтеносности и слева от него за-
контурные скважины).
81
Таблица I
Данные о положении древних ВНК в пределах
залежи пласта K)j Северо-Варьеганского
месторождения
Ж скважины	№ образца	Интервал отбора керна, м	Абсолютная отметка глубины отбора образца
27	179	2782,0-2785,7	-2692,9
29	19869	2784,0-2786,0	-2702,4
31	44884	2778,0-2786,0	-2693,7
34	40633	2786,0.-2792,0	-2690,0
34	40641	2798,5-2805,5	-2698,0
35	148	2724 0-2728,0	-2635,6
35	36647	2736,0-2740,0	-2649,3
36	40433	2821,0-2827,0	-2724,0
37	35478	2811,5-2815,5	-2725,4
37	35503	2815,5-2820,0	-2731,0
37	35520	2820,0-2824,5	-2735,9
42	119	2760,0-2764,0	-2668,9
46	53570	2871,0-2885,0	-2790,4
49	40551	2829,0-2835,0	-2727,7
49	40560	2835,0-2841,0	-2731,6
49	40577	2835,0-2841,0	-2734,8
50	47322	2762,0-2767,0	-2677,5
53	5II95	2863,0-2868,0	-2768,9
64	54478	2779,0-2785,0	-2690,0
Примечание: Номера образцов (петрографических шлифов)
центральной лаборатории Главтюменьгеологии.
8>
небольшую мощность (до I м). В большинстве случаев зоны раство-
рения соседних ВНК сливаются. В песчаниках из нейтральных "сло-
ев" содержание сильноизмененных полевых шпатов уменьшается в
1,5-2 раза и увеличивается содержание рассеянного кальцитового
цемента. Растворение последнего (вплоть до почти полного унич-
тожения) подтверждается по битумсодержащим песчаникам. Рас-
сеянный кальцитовый цемент в них сохраняется лишь в труднопро-.
ницаемых участках.
Обращает на себя внимание, что повышенными содержаниями
реликтов рассеянного кальцитового цемента, как, впрочем, и ре-
генерационного кварца, отмечается зона литологического замеще-
ния песчаников, которая преимущественно обнаруживается на уда-
лении в 6,5-9,0 км от внешнего контура нефтеносности (рис.З).
Микростяжения кальцита образуются раньше регенерационного квар-
ца, Содержание сильноизмененных полевых шпатов в микростяжениях
с кальцитовым цементом не превышает 10%, а коэффициент полити-
зации находится на уровне .0,2-0,3. В зоне современного ВНК со-
держание рассеянного кальцитового цемента резко уменьшается
(рис.З). При этом степень изменения полевых шпатов увеличивает-
ся.
Таким образом, зона литологического замещения пласта K)j
Северо-Варьеганского месторождения отличается повышенными фоно-
выми значениями содержания регенерационного кварца и рассеянно-
го кальцитового цемента. Эти минералы в процессе многоэтапного
формирования залежи растворялись и выносились из области зале-
жи и современного ВНК. Как бы значительными ни были процессы
растворения на древних ВНК, все же повышенный фон содержаний
pi. енерационного кварпа и рассеянного кальцита сохраняется. От-
ветственным за диагенетическое перераспределение этих минералов
из глинистых отложений в проницаемые среды, скорее всего, яв-
ляется рассеянное органическое вещество.
Литература
I.	Ильясова Е.Н., Сахибгареев Р.С. Вли-
яние условий формирования нефтяных залежей на степень измене-
ния полевых шпатов//Влияние вторичных изменений осадочных комп-
лексов на их нефтегазоносность. Л., ВНИГРИ, 1982. C.I03-II5.
2.	Ильясова Е.Н. Аутигенный кварц в нефте- и водо-
насыщенных песчаниках//Особенности литогенеза нефтеносных отло-
жений. Л., ВНИГРИ, 1987. С.56-64.
83
3.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллек-
торов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей.
Л.: Недра, 1989. 260 с.
УДК 552.5:553.98 (571.I)
Т.А.Коровина, В.В.Шиманский
ОБ ОТНОСИТЕЛЬНОМ ВРЕМЕНИ ОБРАЗОВАНИЯ ЦЮЛИТОВОГО ЦЕМЕНТА
В НИЖНЕМЕЛОВЫХ ПЕСЧАНИКАХ СЕВЕРА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ
В песчаниках неокома севера Западной Сибири встречается
цеолитовый цемент. Происхождение цеолита, время его образования
относительно поступления углеводородов является важньм вопросом
для определения коэффициента нефте- и газонасыщенности. Несмот-
ря на некоторые попытки исследования, этот вопрос до настоящего
времени оставался открытым. Для его изучения был выбран пласт
БТд-4 Заполярного месторождения Западной Сибири.
Отдельному рассмотрению с подсчетом в каждом случае под-
верглись участки с цеолитовым цементом и без него. На рис.1 вид-
но, что наряду с общими для таких участков пород тенденциями
вторичных изменений существуют некоторые особенности и разли-
чия.
Проявляется преобладание сильноизмененных полевых шпатов в
цеолитоцементных породах, над участками порода, свободными от
цеолитового цемента внутри контура.
Около ВНК, за контуром картина теряет четкость, содержание
сильноизмененных полевых шпатов и регенерационного кварца для
рассматриваемых участков в среднем одинаково, а далее, по мере
удаления от ВНК, ситуация меняется: в цеолитсодержащих участках
сильноизмененных полевых шпатов становится меньше, чем в участ-
ках без цеолита.
В отношении регенерационного кварца картина постоянна: на
участках без цеолита регенерация значительно выше, как внутри,
так и вне контура. Если в участках с цеолитом содержание реге-
нерационного кварца только в двух скважинах незначительно пре-
вышает 1%, то в участках без цеолита содержание регенерационно-
го кварца не опускалось ниже 1,7%.
Содержание регенерационного кварца по периметру контура
залежи выше, чем в центре контура, но, так как гранулометриче-
84
нения полевых шпатов и распределение регенерацион-
ного нварца по отношению к внешнему контуру зале-
жи пласта БТ3 Заполярного месторождения.
аДв-распределение соответстяянко лооцентного содержа-
ния сильноизмененных полевых шпатов, коэффициента поли-
тизации, процентного содержания регенерационного кварца,
/-участии без цеолита; ^-участки с цеолитовым цементом
Слева от 0-законтурные скважины.
85
ски состав песчаников примерно однороден, то нельзя сказать 0
зависимости между увеличением содержания регенерационного квар-
ца и улучшением проницаемости пород, связанным с укрупнением
гранулометрического состава. Таким образом, наблюдаемая ситуа-
ция может быть объяснена растворением и перераспределением ми-
нералов в зоне ВНК по схеме, предложенной в работе [з].
Особо следует .становиться на причинах вторичных измене-
ний, зависящих от ci отава цемента.
Описанное выше положение во внутриконтурной зоне, когда в
цеолитсодержащих уча-тках сильноизмененных полевых шпатов боль-
ше, можно объяснить тем, что там, где цеолитов не было, нефть
консервировала полевые шпаты и препятствовала их разрушению и
политизации, а там, где был цеолитовый цемент, наличие цеолит-
ной воды могло оказать политизирующее воздействие на полевые шпа-
ты.
То, что за контуром в цеолитсодержащих участках сильноиз-
мененных полевых шпатов меньше, чем в участках без цеолитов,
объясняется большой степенью воздействия гравитационных вод,
чем цеолитной воды.
Все это может пролить свет на происхождение цеолитов, так
как консервация нефтью только части, свободной от цеолитового
цемента, говорит о первоначальном присутствии цеолита, еще до
прихода нефти. Однако, в некоторых скважинах можно наблюдать
как минимум две генерации цеолита, что позволяет предполагать
возможность 'его перераспределения. В пользу этого свидетель-
ствует относительный максимум содержания сильноизмененных поле-
вых шпатов (коэффициент политизации) и регенерационного кварца
в участках с цеолитовым цементом в зоне современного ВНК, так
как при перераспределении цеолит захватывал участки со вторич-
ным кварцем и с полевыми шпатами, подвергшимися воздействию на
ВНК.
Другим подтверждением перераспределения цеолитов в зоне
ВНК послужило рентгенографическое изучение образцов, содержа-
щих цеолит, что позволило определить его состав и ряд особен-
ностей распространения.
Основным цеолитовым минералом, входящим в состав цемента
песчано-алевролитовых пород, является ломонтит. Диагности-
ческим критерием для вьщеления ломонтита в ряду цеолитов с ре-
флексами 9,3-9,В А является прокаливание при температуре
88
*
L+Пш
И Й 13	12 Н W 9
5	4 [0,град)
б
Рис.2. Дифоактограммы воздушно-сухого (а) и прокален-
ного при Г 45О°С (б) образцов, содержащих цеолиты:
L-ломонтит, Т-томпсонит, Х-хлорит, Пш-полевые шпаты,
Г-гидрослюда.
87
450°С [4]. Для прокаленного ломонтита характерно смещение от-
ражендй: НО с 9,41 А до 8,58 А и 220 - с 4,72 А	до
4,75 А с некоторым увеличением их интенсивности (рис.2 а, б).
Промежуточные рефлексы при этом исчезают. Для лабораторных
экспериментов с эталонным ломонтитом было присуще появление
после прокаливания Х-фазы [4]. Примечательно, что ни в одном
из образцов Заполярного месторождения она не зафиксирована. Это,
по-видимому, указывает на различную природу эталонного ломонти-
та и ломонтита в составе коллекторов Тазовского района.
На дифрактограмме дегидратированного образца (рис,2) уда-
лось обнаружить набор дополнительных рефлексов, характерных для
томпсонита (табл.1). Из сравнения порошковых рентгенограмм
ломонтита и томпсонита (табл.1 и 2), отснятых при комнатной
температуре, очевидно, что определение незначительной примеси
томпсонита в поликомпонентных смесях алюмосиликатных минералов
в присутствии ломонтита затруднено.
Ломонтит имеет химический состав Са [ Alg s^OHjgJ-S 5 -4HgO
и соотношение giOg.’AIgOg - 3,95-4,16. Он относится к I группе
в структурной классификации цеолитов. Ломонтит кристаллизуется
в широком интервале температур (от 100 до 220°С) [ij и явля-
ется одним из наиболее высокотемпературных цеолитов.
ai5
и соотношение SiOgiAIgOg - 1,98-2,4. Он относится к
в структурной классификации цеолитов. Томпсонит формируется при
более низких температурах [l, 2] в условиях более низкой актив-
ности двуокиси кремния и является цеолитом с относительно невы-
соким содержанием кремнезема.
Область образования томпсонита генетически перекрывается
областью образования ломонтита [2], что предполагает их пара-
генезис, имеющий место на Заполярном месторождении.
Примесь томпсонита в цеолитовой составляющей цемента по-
род-коллекторов приурочена к зонам ВНК и количественно может
быть увязана со временем стабилизации ВНК. За контуром залежи
томпсонит не обнаружен ни в одном из изученных образцов. Внут-
ри контура породы водонасыщенной части пластов не затронуты
сколь-нибудь выраженными вторичными процессами, при формирова-
нии залежи £3},и томпсонит в них также отсутствует. Растворение
первичного ломонтита в зоне ВНК приводит к образованию раство-
ра, состав которого обеспечивает возможность последующей крис-
s%°2o]6H2°
У группе
Томпсонит имеет химический состав (KaCa^JF
88
Таблица I
Изменение межплоскостных расстояний томпсонита
при прокаливании до 450°С
20°			490°	
hkl	d		d	
101	9,359	5	9,410	3
on	6,617	46		
	6,559	49	6,568	62
102	5,906	86	.5,905	TOO
112	5,404	12		
220	4,663	46	4,647	27
212	4,374	66	4,385	65
301	4,144	33	4,148	25
222	3,990	5		
	3,645	II		
	3,513	33		
040	3,281	12		
223	3,198	46		
	3,197	44		
	3,153	36		
	3,113	51	3,131	40
204	2,950	94	3,059	15
			2,903	50-
142	2,860	100	2,818	46
332	2,797	2		
89
Таблица 2
Изменение межплоскостных расстояний ломонтита
при прокаливании до 450°С
ЙО					 4Й0		
hkl	1 а		а	1/10	Iff
НО	9,489	100	8,588	100	
200	6,847	77	6,290	9	X
201	6,172	63	5,532	33	X
			5,363	8	X
III	5,050	25			
220	4,727	29	4,750	37	
220	4,495	23			
310	4,311	4			
130	4,166	100	4,201	18	
131	3,768	5	3,703	35	
401	3,655	41			
002	3,516	63	3,548	14	
400	3,421	20	3,403	50	
312	3,356	15			
040	3,269	70			
331	3,199	34			
330	3,164	28			*
420	3,035	48	3,064	21	
240	2,951	4	2,957	10	
ао
таллизации вторичного томпсонита. Избыток кремнезема, остав-
айся при этом, может реализоваться в различных новообразо-
ваниях кварца в породе, что не противоречит данным, полученным
цри изучении шлифов.
Таким образом, по отношению к поступлению углеводородов в
залежь можно ввделить две генерации цеолита, различающиеся со-
ставом, соотношениями регенерационного кварца и сильноизменен-
ных полевых шпатов. Цеолиты первой генерации были образованы
до поступления углеводородов в залежь, а второй - на уровнях
Стабилизации древнего и современного ВНК.
Распространение цеолитового цемента в коллекторах не ог-
раничивается лишь одним месторождении и даже Тазовским райо-
ном в целом: на сегодняшний день таких разведочных площадей
более 20, они'формируют обширный район от Пуровско-Тазовского
на севере до Вахского на юге, от Уренгоя на западе до крайних
восточных границ Западно-Сибирской низменности. Такая расцро-
страненность цеолита обуславливает важность его дальнейшего изу-
чения.
Литература
I. Брэк Д. Цеолитовые молекулярные сита. М., Мир,
1976. 781 с.
4 Яда нов С.П., Егоров Е.Н. Химия цеолитов.
Л.: Наука, 1968. 157 с.
3. Сахиогареев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей.
Л.: Недра, 1989: 260 с.
4. E.Proct^azkova et al.Tepelny rozklad zeolitu.- In sb.:
(Sbornik Vysoke skoly chemicko-technologicke v-Praze.Praha,Mi-
neral Ogie, 1981, p.59-110.
УДК 552.578.2.0614 (571.5)
В.В. Самсонов
МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ ВТОРИЧНЫХ НЕОДНОРОДНОСТЕЙ ТЕРРИГЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ ВЕРХНЕЧОНСКОГО И ЯРАКТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
История развития скоплений углеводородов (УВ) в южной ча-
сти Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) рассматривалась в ра-
ботах Т.К.Баженовой, Л.Д.Виноградова, С.М.Данилкина, Д.И. Дро-
бота, А.Э.Конторовича, Б.Л.Рыбьякова, В.В.Самсонова. Р.С. Са-
91
хибгареева, Л.Ф.Тыщенко, Б.М.Фролова и др. Эволюция залежей сво-
дится большинством вышеперечисленных авторов к двум основным
этапам. На первом этапе происходило заполнение ловушек нефтью,
которое приводило к консервации процессов эпигенетического мине-
ралообразования, на втором - водонасыценная часть проницаемых
горизонтов цементировалась вторичными минералами.
Петрографическое изучение вендских терригенных коллекторов
Верхнечонского и Ярактинского месторождений показало, что про-
цессы заполнения ловушек и вторичная цементация песчаников про-
текали одновременно и взаимосвязанно. Благодаря методике иссле-
дований коллекторских пород в зонах стабилизации древних водо 
нефтяных контактов (ВНК) [2], представляется возможным объяснить
сложный характер распределения зон вторичной цементации как внут-
ри полей нефтеносности, так и на внешнем контуре продуктивности
вышеназванных месторождений.
Вторичные изменения коллекторов, связанные с процессами фор-
мирования и разрушения залежей, неодинаково отразились на от-
дельных участках Верхнечонского и Ярактинского газонефтяных ме-
сторождений. Это явление можно объяснить влиянием нескольких фак-
торов. Во-первых, вторичные процессы наиболее ярко проявляются в
коллекторах с хорошей емкостью и проницаемостью. Во-вторых, со-
став подошвенных вод на различных участках месторождений был не-
однородный, что повлияло на минеральный состав цементов в поро-
де. И, в-третьих, отдельные блоки месторождений имеют специ.рику
тектонического развития.
По характеру продуктивности и степени цементации песчаников
выделяется несколько типов вторичных неоднородностей терригенных
коллекторов, проявляющихся в обоих месторождениях. Для высоко-
продуктивных скважин характерно преобладание разуплотненных и
слабойзмененных песчаников над сцементированными. Вследствие это-
го продуктивные интервалы, как правило, плохо представлены кер-
ном. Примером такого типа неоднородности могут служить разрезы
базальных вевдских песчаников в скв.57 и в скв.100 Верхнечонско-
го месторождения.
В интервале 1634,0-1636,5 м скв.57 обломочные зерна кварца си-
льно корродированы, регенерационный кварцевый цемент отсутству-
ет, пористость составляет 13-15%. Ниже, в интервале 1636,5-1637,8м,
в песчаниках отмечается повышенное содержание регенерационного
кварца, источником которого являются породы из вышележащей зоны
92
растворения. Переотложение кварца привело к снижению пористо-
I сТц в зоне цементации до 7-8%. Поступление новых порций УВ и
^реформирование структурного плана нефтесодержащих отложений
приводило к изменению положения ВНК и формированию зон разуп-
лотнения и цементации уже на других уровнях.
В различных частях описываемых месторождений встречаются
участки коллекторов, где поровое пространство почти полностью
выполнено вторичными цементами. Наиболее показательно этот тип
неоднородности отражает разрез скв.26 Верхнечонского место-
рождения. По петрографическим признакам здесь выделяется не-
сколько уровней стабилизации древних ВНК, Формирование их
происходило, по-видимому, при периодической активизации дизъ-
юнктивных нарушений, так как в каждом отдельном случае име-
ются признаки вертикального смещения этих уровней. Речь идет
о цементации песчаников вторичным кальцитом. До отложения
кальцита обломочные зерна кварца были существенно корродиро-
ваны, что подчеркивается битумным веществом.
Механизм образования таких минеральных ассоциаций сводит-
ся к следующему: в кратковременные периоды тектонических
активизаций небольшие порции УВ уходили из залежи, ВНК при
этом смещались вверх, и, вследствие изменения термобарических
условий в подошвенных водах, растворенные минералы выпадали
в поровом пространстве битумсодержащей части зоны растворе-
ния [_2].
По лабораторным данным, в скв.26 песчаники коллектором
не являются. При изготовлении шлифов галитовый цемент не сох-
раняется, поэтому значения площади пустот, подсчитанной в
шлифах, резко отличаются от значений пористости, определенной
лабораторным путем. Эта разность, показывающая относительное
содержание галита в песчаниках, достигает 16-27%. Высокая
битуминозность разреза и получение притоков воды с пленками
нефти свидетельствуют о былом нефтенасыщении песчаников в
скв.26. Следовательно, галит отлагался в коллекторах после
ухода УВ из залежи на этом участке по разрывным нарушениям.
Цементация песчаников в приразломных зонах осуществлялась
И другими минералами: карбонатами и регенерационным кварцем,
^одержание их достигает, соответственно, 18-20% и 10-15%. Ре-
генерационный кварц, отлагавшийся после образования битумной
Пленки на обломочных зернах, представлен молочно-белыми, мик-
аз
розернистыми агрегатами. Такой кварц встречается исключительно
в приразломных скважинах [3]. Вторичный карбонатный цемент
так же как и регенерационный кварц, выполняет почти все поровц
пространство.
Формирование зон полной цементации коллекторов происходило
при длительной тектонической активизации территории, предполо-
жительно пермотриасовой. Повышение тектонической активности
приводило к оживлению дизъюнктивных нарушений, которое со про,
воздалось частичным, либо полным уходом УВ на ограниченных
участках залежей и высадкой галита на древнем внешнем контуре
нефтеносности в связи с изменением солевого равновесия в при.
контактовых пластовых водах.
Внутри контура нефтеносности участки полной цементации пес-
чаников галитовым цементом приурочены к линейно-вытянутой зоне
северо-западного простирания. Конфигурация этой зоны отражает,
скорее всего,наличие разрывного нарушения, которое в периода
активизаций служило путем миграции УВ из продуктивных песчани-
ков и подтока подошвенных вод. Эти высокоминерализованные вода
и являлись источником вторичных минералов.
В результате процессов вторичной цементации вецдских терри-
генных коллекторов гидродинамическая система залежей Верхнечон-
ского месторовдения существенно усложнилась. С северо-востока
продуктивность контролируется зоной вторичной цементации пес-
чаников кальцитом. С востока и юго-востока песчаники запечатана
галитовым цементом. Внутри контура нефтеносности зоны прираз-
ломной цементации коллекторов являются гидродинамическими ба-
рьерами, изолирующими отдельные участки залежей.
Модели формирования зон вторичных неоднородностей коллек-
торов позволяют показать, что основной причиной современного
сложного состояния флюидодинамической системы залежей Верхне-
чонского месторовдения служат процессы, связанные с эволюцией
самих залежей. Главным фактором контроля залежей являются зона
вторичной цементации коллекторов.
Отдельные части Ярактимского месторовдения, также приуро-
ченного к вендским песчаникам, характеризуются различной сте-
пенью выраженности вторичных процессов. Ранее уже отмечалось
зональное развитие эпигенетической минерализации в песчаниках
Ярактимского месторовдения [I]. В этой работе предполагалось,
84
дуо поступавшие УВ заполняли поровое пространство, сохранивше-
еОя после эпигенетической цементации пород. Детальное петрогра-
фическое изучение нами гаэонефтенасыценных сред обсуждаемого ме-
сТоровдения показало многоэтапность его формирования и позволи-
ло рассмотреть особенности вторичного минералообразования в
песчаниках с позиций истории развития самого месторождения [з].
Первоначально нефтяное насыщение коллекторов Ярактинского
месторовдения определяется по следам битуминозности песчаников
из газонасыщенной части. Многоэтапность формирования месторож-
дения запечатлена несколькими уровнями деасфальтизации нефтей
[з]> Обращает • на себя внимание субгоризонтальное положение древ-
них ВНК, сохранившееся до наших дней в виде признаков деасфаль-
тизации нефтей. Это указывает на крайне незначительное измене-
ние структурного плана на протяжении всей истории развития ме-
сторовдения.
Ранее, по результатам петрографических исследований песча-
ников Ярактинского месторовдения, были отмечены признаки бы-
строго ухода УВ из залежи по флюидопроводящим разломам [3j. На-
рушение равновесия в подошвенных водах в этих условиях сопро-
вождалось осаждением в переходных частях древних ВНК вторичных
карбонатов и сульфатов. Предполагалось, что на поднимающемся
древнем ВНК мог осаждаться и галит.
Сопоставление материалов петрографических исследований с
результатами определения содержания галита в песчаниках пока-
зало, что максимальное засолонение коллекторов приурочено к
уровням регрессивного смещения ВНК. В скважинах 10 и II таких
уровней насчитывается по три. Первый Сверхний) уровень в обоих
скважинах выражен цементацией пор песчаников карбонатами и ан-
гидритом после битума, остальные уровни - регенерацией кварца с
захватом каемок битумного вещества. Одинаковый состав вторичных
минералов и близость абсолютных отметок уровней цементации в
скважинах 10 и II позволяет предположить одновременность их об-
разования и протяженность по площади.
Следует отметить, что в интервалах современных ВНК в сква-
жинах 10 и 52 на глубинах, соответственно, 2611 м и 2669 м так-
же наблюдается повышенное содержание галитового цемента по срав-
нению с выше- и нижележащими коллекторами. Возможно, и послед-
ний ВНК испытывал небольшое (судя по мощности интервала галито-
вой цементации) регрессивное смещение.
es
Модель формирования интервалов галитовой цементации в код,
лекторах при частичном уходе УВ по разломам, показанная
примере скважин 10 и II, представляется очень важной. Осуще,
стеленный подход к вопросу о засолонении терригенных коллек.
торов позволяет объяснить полосовидное (в разрезе) расположи
ние интервалов цементации песчаников галитом. Причем количе»
ство интервалов цементации соответствует количеству уровней
регрессивного смещения ВНК.
Выполненные петрографические исследования показали еле,
дующее:
-	формирование Крактинского и Верхнечонского месторожде-
ний происходило дискретно-периодически;
-	первичное насыщение коллекторов было нефтяным, контуры
залежей неоднократно изменялись;
-	процессы разрушения залежей с участием разломов приво-
дили к образованию участков полной цементации коллекторов, как
в пределах контура продуктивности, так и на внешнем контуре
нефтеносности.
Таким образом, уровни максимального засолонения коллекто-
ров внутри нефтенасыщенных участков приурочены к интервалам
регрессивного смещения древних ВНК. Современное положение га-
зонефтяных месторождений в вендском терригенном комплексе
контролируется, преимущественно, зонами вторичной цементации
коллекторов, сформированными в процессе эволюции самих место-
рождений.
Наличие флюидодинамических барьеров внутри залежей и запе-
чатанность залежей галитом необходимо учесть при подготовке
месторождений к разработке.
Литератора
I.	Самсонов В.В., Рыбьяков Б.Л., Б у д -
д о Л.А., Одинцова Т.В. Эпигенетическая цементация
терригенных коллекторов и особенности распространения битумов
на южном склоне Непского свода//Геология нефти и газа, 1977,
JS 2, с. 18-25.
2.	Сахибга реев Р.С. Вторичные изменения коллек-
торов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей.
Л., Недра, 1989. 260 с.
3.	Сахибгареев Р.С., Ильясова Е.Н.,
ев
£амсонов В.В. Литогенетические аспекты процессов форми-
рования Ярактинского газонефтяного месторощцения//3оны нефтега-
зонакопления - главные объекты поисков. Л., ВНИГРИ, 1986, с.147-
153.
уд{ 553.981.6 (470.46)
Р.С.Сахибгареев, А.Д.Курышев
ОСОБЕННОСТИ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ АСТРАХАНСКОГО
ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОВДЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ФОРМИРОВАНИЯ
ЗАЛЕЖЕЙ
На Астраханском газоконденсатном месторождении продуктивны-
ми являются отложения башкирского яруса. Коллекторские породы
в основном представлены биоморфно-детритовыми (водорослевыми) и
органогенно-обломочными известняками с прослоями относительно
плотных шламовых известняков. В генетическом плане ассоциацию
этих известняков можно уподобить банковым образованиям, разви-
тым на мелководье, контролируемым крупным тектоническим бло-
ком. Последним, в сущности, и определяется Астраханский свод.
Быть может, в отдельные моменты усиления восходящих тектониче-
ских движений в башкирском веке он временами представлял архи-
пелаг островов, что приводило к накоплению органогенно-обломоч-
ного материала. Так или иначе, палеоструктура проявляется в
осадочном процессе большими размерами биоморфно-детритовой со-
ставляющей известняков и лучшей сортировкой органогенно-обломоч-
ного материала на своде и присводовых зонах структуры, чем на
удаленных его склонах. Куполовидные ее отложения также проявля-
ются в осадочном процессе. Именно этим обстоятельством объяс-
няется улучшение коллекторских характеристик известняков на
своде куполовидных отложений Астраханской структуры.
На фоне вышеотмеченных закономерностей происходили суще-
ственные изменения коллекторских параметров в период формирова-
ния нефтяной залежи, ранее существовавшей на месте газоконден-
сатной. В газоконденсатсодержащих средах по высоте залежи около
150 м петрографическими исследованиями было зафиксировано не
менее 8-10 древних ВНК (рис.1). Их было гораздо больше, но сле-
ды многих из них слились, поскольку при больших размерах за-
лежи дискретные порции редко превосходили объем зоны растворе-
В7
иия. В большинстве же случаев зоны растворения древних ВНК фор_
мировались в недрах битумсодержащей части предшествующих ВНК
(скважины 8, 16). В таких условиях, если и бывают реализованы
зоны цементации, то их выделить практически невозможно, поско-
льку отсутствуют надежные показатели установления тех или иных
генераций кальцита. Иное дело, когда ВНК формируется в средах,не
измененных в период стабилизации предшествующего ВНК. В этих
случаях чрезвычайно полезным становится принцип учета кальцито-
вой минерализации тектонических трещин.
На Астраханском месторождении большинство древних ВНК, с
более или менее надежно выделенной зоной цементации, тяготеет к
верхней половине залежи. О выпадении кальцита ниже зоны их рас-
творения' свидетельствует кальцитовая минерализация субверти-
кальных тектонических трещин. Зоны растворения развивались как
в высокоемких, так и плотных средах (рис.Di В последних они
идентифицируются обилием стилолитовых швов, выполненных битум-
ным веществом. Это позволило дифференцировать эоны растворения
древних ВНК по проявленности их в средах преимущественно с гра-
нулярной и трещинной проницаемостью.
В нижней половине залежи возможность реализации зоны цемен-
тации за счет переотложения кальцита из зоны растворения древ-
них ВНК даже в скважинах, близко расположенных к контуру зале-
жи, зависит от проницаемости среды и,в частности,по горизонталь-
ным трещинам. Если плотные известняки сильно растресканы (до пли-
тчатой и тонкоплитчатой отдельности), то при интенсивном разви-
тии на ЗНК процессов микритизации [2]зона цементации не образу-
ется (скв.16). Такие известняки в зоне растворения древних ВНК
вследствие грануляции приобретают рыхлый и листоватый облик. Мо-
билизованный кальцит, очевидно, в основном выносился подошвен-
ными водами за контур нефтеносности по наиболее проницаемым ла-
теральным путям фильтрации, которыми и служили горизонтальные
трещины. При слабой же горизонтальной растресканности плотных
известняков даже вблизи контура залежи ниже зоны растворения
образуется зона цементации (скв.45).
Таким образом, неоднородность по латеральной фильтрации из-
вестняков, существовавшей на этапе формирования нефтяной зале-
жи, во многом контролировала возможность реализации в плотных
известняках. При сильной горизонтальной растресканности даже в
плотных средах в зоне растворения древних ВНК интенсивно разви-
ве
ваится процессы микритизации.
Нефтяная залежь на Астраханском месторождении, судя по сле-
дам древних ВНК, по размерам превосходила современную- газокон-
денсатную залежь. Достоверно установленный прогрессивный древ-
ний ВНК с признаками деасфальтизации (скв.8) по механизму, пред-
ложенному И.С.Гольдбергом [I], находится на 37-40 м ниже сов-
ременного гаэоводяного контакта. Явные асфальтениты отмечены
нами и на прогрессивном древнем ВНК на уровне абсолютной отмет-
ин - 4083 м (рис.1). Эти и ниже установленные асфальтениты ме-
таморфизовались до керитоподобного состояния вне углеводород-
содержащей среды. Они выполняют как мелкие, так и крупные пу-
стоты растворения и не ассоциируют с сульфидами железа (пирит,
мдрказит).
Возможно, деасфальтизация нефтей началась еще раньше, вер-
ный (матовый в шлифах) битум, выполняющий мелкие пустоты, при-
сутствует в пределах газоконденсатной залежи на абсолютной от-
метке около - 4000 м. При этом диагностируется пленочный корич-
невый битум окислительной природы по периферии крупных пустот
(скв.45). Создается впечатление, что метаморфизация битумов
происходила на этапе разрушения нефтяной залежи.
В скв.40 древний ВНК с признаками деасфальтизации нефтей,
где асфальтениты представлены керитоподобным веществом, фикси-
руется на 10 м выше, чем уровень с аналогичными показателями в
скв.8 (рис.1). В таком случае на этапе формирования нефтяных
скоплений древние ВНК были слабо наклонены.
Многие древние. ВНК, фиксируемые в пределах залежи, после их
стабилизации испытывали частичное регрессивное смещение, что со-
провождалось избирательной цементацией кальцитом наиболее про-
ницаемых участков зон растворения. Этому в большинстве случаев
были подвержены и тектонические трещины. При наложении процес-
сов цементации регрессивно смещавшихся ВНК на зоны растворения
в силу избирательности этих процессов сохраняется не менее по-
ловины емкостного потенциала зон растворения. В частности, на
Участках со вторичной емкостью до 25-30% после избирательной
Цементации остаточная емкость не превышает 15%. Необычайно ха-
рактерно, что регрессивному смещению древних ВНК в процессе фор-
мирования нефтяной залежи обязано общее ухудшение коллекторско-
го потенциала известняков Астраханского газоконденсатного ме-
сторождения.
ее

Разрушенная часть бывшей нефтяной залежи (ниже современного
ГВК) по степени цементации кальцитом выгладит по-разному. В од,
них случаях известняки несут признаки сплошной цементации каль-
цитом после битумного вещества, в других - они как будто бц
цементированы избирательно. Вместе с тем, имеются случаи отсут-
ствия признаков наложенной цементации, хотя, по характеру рас-
пределения битумного вещества, разрушенная часть нефтяной зале,
жи определяется практически однозначно (рис.1). Выть может, это
связано о кольматацией битумом основных путей (фильтрации подош-
венных вод.
Сплошная цементация кальцитом разрушенной части нефтяной
залежи может быть обязана активизации разломов [2]. В таком
случае, надо полагать, нарушение карбонатного равновесия подош-
венных вод носило локальный характер. Однако строгих дока-
зательств по втому поводу до сих пор нет. К тому же сам факт
наличия разломов в пределах залежи многими исследователями ста-
вится под сомнение.
Качество покрышек, в первую очередь, проявляется в измене-
нии коллекторских пород при регрессивном смещении древних ВНК
особенно тогда, когда они успели стабилизироваться до суще-
ственного окисления нефтей в переходных зонах. Показателем их
регрессивного смещения является наложение процессов цементации
на разуплотненные битумсодержащие среды. Именно битумное веще-
ство является носителем информации относительных временных вза-
имоотношений минералов и оценки степени цементации коллектор-
ских пород. По нему устанавливается и направленность процессов.
Во всяком случае по взаимоотношению битумного вещества с мине-
ральной частью можно сказать, были ли они направлены в сторону
децементации или цементации пород, а при наличии тех и других
процессов - связаны ли они регрессивным или прогрессивным сме-
щением древних ВНК.
Как правило, регрессивным смещением характеризуется древний
ВНК, соответствующий первой порции нефтей [37. Это вызвано,
во-первых, частичной потерей УВ на сорбционное насыщение пород
покрышек, во-вторых, на заполнение их емкости в случае полупок-
рышек и, в третьих, на диффузиозные потёри.
На Астраханском месторождении признаки регрессивного сме-
щения имеются не только для первых древних ВНК куполовидных под-
нятий, но и для многих других. Вместе с тем, они не сопровожда-
100
Рис.1. Вторичные неоднородности коллекторов Астраханского газоконденсатного месторождения,
связанные со стабилизацией древних ВНН.
/,2-зона растворения (разуплотнения) соответственно коллекторских и плотных пород на прогрессивных
древних ВНН; 3-зона цементации прогрессивных древних ВНН; ^коллекторские среды, не затронутые
влиянием процессов стабилизации прогрессивных древних ВНН; 5-наложение зоны растворения (разу-
плотнения) на зону цементации прогрессивных древних ВНН; б-частичная цементация пород при регрес-
сивном смещении древхих ВНН; 7-битум плёночный; 8,9-битум соответственно коричневый и чёрный,
выполняющий мелкие пустоты, с содержанием, до 5%-один знак, до 10%-два знака; /0-битум генетичес-
ки связанный с диасфальтизацией нефтей (асфальтениты), с содержанием: до 5%-один знак, до 10%-два
знака; //-положение современного ГВН.
р*ся сплошной цементацией за исключением редких случаев и осо-
бенно ниже современного ГВК в районе скв.8. Все это говорит о
несоответствии современного состояния качества покрышек тому их
состоянию, которое имело место на этапе формирования нефтяной
залежи.
Участие флюидопроводящих разломов в перетоке углеводородов
в верхние комплексы, насколько можно судить по отсутствию приз-
наков сплошной цементации известняков на регрессировавших древ-
них ВНК в пределах самой залежи, маловероятно. Какое-то ухуд-
шение качества пермской сульфатно-галогеннэй покрышки в связи
с активизацией разломов можно предполагать при частичном раз-
рушении газоконденсатной залежи, поскольку ниже современного
ГВК известняки местами интенсивно цементированы .кальцитом, т.е.
локально цементация носит интенсивный характер. Если это имело
место, то падение давления, чадо полагать, в основном происхо-
дило в эоне самого разлома и в приразломных участках.
Если бы нижнепермская сульфатно-галогенная покрышка суще-
ствовала на этапе формирования нефтяной залежи, то вряд ли древ-
ние ВНК так сильно смещались вверх и вряд ли эффузионные потери
УВ были столь велики. Ведь смещение их подчас достигало 6-10 м,
и это при огромных размерах площади месторождения.
Сказанное предполагает отсутствие нижнепермских сульфатно-
галогенных отложений в эпоху формирования нефтяной залежи. Оче-
видно, башкирский продуктивный комплекс в то время перекрывался
более мощными отложения» карбона. Основные флюидоупорные тол-
щи, похоже, были размыты в условиях преднижнепермского регио-
нального перерыва. Качество покрышек нефтяной залежи, видимо,
Существенно менялось по латерали. Так или иначе, в районе скв.
26 регрессивному смещению были подвержены практически все древ-
ние ВНК.
Выведение нефтяной залежи близко к поверхности могло при-
вести к диссипации летучих компонентов нефтей и к неравномер-
ному промыванию нефтяной залежи инфильтрационными водами.Обога-
щением нефтей гетероэлементами на этапе инфильтрационной дегра-
дации залежи можно объяснить причину высоких содержаний двуоки-
си углерода и сероводорода газоконденсатных скоплений. С вовле-
чением деградированной нефтяной залежи на большие глубины (близ-
ких к современному залеганию) тяжелые нефти по мере метаморфиз-
ма, ввдимо, освобождались от гетеросоединений. Последние, в
101
свою очередь, могли ассимилироваться газообразными УВ, пришед-
шими из нижних комплексов.
Импульсное поступление углеводородов, похоже, осуществляв
лось путем струйной миграции. На Астраханском газоконденсатном
месторождении пути струйной вертикальной миграции газообразных
углеводородов более или менее уверенно фиксируются ниже по-
следнего прогрессивного древнего ВНК (скв.8, интервал 409У-
4102 м). Здесь субвертикальные тектонические трещины выполне-
ны черным керитоподобным битумным веществом, явно образован-
ным при прорыве высоконапорных газов, содержавших ретроградно
растворенные высокомолекулярные компоненты типы асфальтенов.
Последние осаждались на путях миграции в связи с уменьшением
давления газообразных углеводородов по мере приближения их к
месту аккумуляции. Такие битумы, как правило, не ассоциируют с
сульфидами железа (пирит, марказит).
О неоднократности тектонической активизации с образованием
новых и раскрытием старых трещин свидетельствуют различные со-
четания в них кальцитового и битумного заполнителя. Ряд трещин
выполнен или только керитоподобным битумным веществом или то-
лько крупнокристаллическим кальцитом. Вместе с тем, в одних и
тех же образцах встречаются трещины, выполненные битумом и
кальцитом. При этом в одних трещинах битум находится по краям,
а центральные части выполнены кальцитом. В других - распреде-
ление этих выполнителей обратное. Иногда в кальцитовых крис-
таллах имеются включения битума, а иногда фрагменты кристаллов
кальцита находятся в битумном заполнителе трещин.
В миграции углеводородов принимали участие не только суб-
вертикальные тектонические трещины, но и стилолитовые швы. Они,
видимо, под напором сжатых флюидов раскрывались, на что ука-
зывает высадка в некоторых из них асфальтенов. Битумный выпол-
нитель таких стилолитовых швов практически не отличается от
субвертикальных тектонических трещин.
В стилолитовых швах по периферии асфальтенового выполни-
теля кое-где сохраняется битум окислительной природы. Он отли-
чается меньшей конденсированностью и нередко ассоциирует с пи-
ритом и вторичным каолинитом, образованным по гидрослюдистым
минералам нерастворимого остатка на поверхности стилолитов. По
толщине асфальтенитового выполнителя можно определить степень
102
раскрытости стилолитов в момент внедрения сжатых газов. Во
всяком случае толщина стилолитов с асфальтенитовым выполните-
лем до 3-х раз превосходит толщину стилолитов с битумбм окис-
лительной природы.
Такой нам представляется модель формирования Астраханско-
го газоконденсатного месторождения по сугубо минералого-петро-
графическим показателям. Мы не претендуем на полноту объясне-
ния всех процессов и преднамеренно не стремились увязывать ми-
нералого-петрографические наблюдения с данными геохимических
исследований. Это работа будущего. В настоящем же сообщении
важно было осветить пути и подходы получения петрографической
информации формирования месторождения.
Литература
I.	Гольдберг Л.С. Природные битумы СССР. Л., Нед-
ра. 1981. 195 с.
2.	Сахибгареев Р.С. Особенности изменения кар-
бонатных коллекторов в процессе формирования и разрушения неф-
тяных залежей//3акономерности размещения коллекторов сложного
строения и прогноз нефтегазоносности. Л., ВНИГРИ, 1985. С.85-
93.
3.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллек-
торов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей.
Л., Недра, 1989. 260 с.
УДК 553.981.6 (470.46)
Е.И.Лученко
ЛИТОЛОГО-ПЕ1РОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ
АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОВДЕНИЯ
Газоносная толща Астраханского газоконденсатного месторож-
дения (АГКМ) представлена комплексом органогенных карбонатных
отложений башкирского яруса, которые перекрываются регионально
развитой покрышкой - нерарчлененной ассельско-артинской толщей
(Pj) плотных пород глинисто-карбонатного состава. Продуктивный
Разрез слагается нормально-морскими мелководными известнякам!.
Эффективная емкость карбонатных коллекторов обеспечивается
объемом открытых пор и каверн, а фильтрационные свойства - меж-
зерновой проницаемостью матрицы и проницаемостью систем макро-
юз
и микротрещин.
Обобщение данных литолого-петрографического состава коллек-
торов АГКМ в ПГО "Нижневолжскгеология" показывает, что сложная
морфология пустотного пространства, когда пористые участки
сообщаются между собой через тончайшие каналы, обуславливает
низкую проницаемость пород при достаточно высокой их пористо-
сти.
По материалам лаборатории физики пласта ПГО "Нижневолжск-
геология", из 490 образцов (взятых из скважин 5, 8 и 26) 40%
имеют газовую проницаемость ниже 0,1x10“^ М^; 49,6% - в пре-
делах 0,1- 1x10”^ лишь 10,4% - более 1x10“^ м^. Преобла-
дающая часть (60%) всех образцов показала пористость выше 6%.
При испытаниях скважин из таких пород получен значительный
приток газа (более I млн.м3).
Породы продуктивной толщи Астраханского месторождения про-
низаны множеством трещин различного генезиса, имеющих различные
геометрические параметры и различную пространственную ориенти-
ровку. В разрезе скважин 5, 8, 20 и 26 открытые горизонтальные
и вертикальные трещины имеют широкое развитие.
На основании петрографического изучения коллекции шлифов
по скважинам 8, 26, 32, 45, 16, 20, АГКМ Р.С.Сахибгареевым ус-
тановлено, что в углеводородсодержащих средах запечатлены следы
дискретно-периодического характера формирования нефтяных скоп-
лений, некогда существовавших на месте газоконденсатной залежи.
Приход дискретных порций нефтяных углеводородов в ловушку,
судя по петрографическим исследованиям, характеризуется стаби-
лизацией соответствующих водонефтяных контактов. На уровнях
стабилизации древних ВНК под воздействием продуктов окисления
углеводородов происходит изменение самого коллектора - обра-
зуются вторичные неоднородности [2-4] , которые в углеводород-
содержащих средах Астраханского месторождения представлены в ос-
новном 1У типами:
I тип - зоны растворения (разуплотнения) коллекторских из-
вестняков ;
П тип - зоны растворения в плотных средах (идентифицируются
обилием стилолитовых швов). Толщина зон растворения на древних
ВНК составляет 7-8 м.
Ш тип - эоны цементации. Толщина таких эон не превышает 2 и,
редко 3 м. При этом цементация осуществляется по принципу кон-
креционных стяжений, что предполагает гидродинамическую связь
104
fl
l2
3900-
3910
3920
3930
3940
3950
3960
3970
3980
3990
4000
4010
4020
4030
4040
4050
Литотипы пород		
		
		
		
		
		
о°с./7		
		
		
		
		L
'4 Z \		
4? Л		
		
		
		
		
		
		
		
		
	Ой(^	
		
®	(Zb	
		
1		
		
		
		
		
I		
		
		
		
		
Данные лаборатории фазана пласта		Трощмматасть аа нерву		Данные лаборатории фазана пласта
Открытая аарастость то,% 5 10	Пропинаем, катраны к, ид 9,112 34 5	Густота открытых трещав а , снолов+даагр.) 20 40 60	Густота горизонт трещав г, I/m 20 40 60	Объемная плотность г, /см 2,4 2,5 2,6 2,7 1	11	1
		—	1		© о о о о о о
		1		
			1	= = =	
	✓	j 1		
		,	—1	1 II	II II 1 II	II II L_li	LL1	
		...» 	.	1		
				
		—1 а		
		тт! тТ Т Г гТт	1 II	ни 1 II	1111 II 1111	
				о 1
			1,111111	III lllllll	III LilHll	ill	
			“	
			1	III III III II 1	III III III II 1HJ1LI11J	
				
				
			= = =	
Харантерные признаки изменения
карбонатных пород
	aA/vtwk		k о i ° i
i l 1 1 ДЗ			M tZ/TL ±
1 II 1 II		i I	v////\ 1
«=1*111	ААЛЛАЛЛ/	I	to <4
СП T* I”!		J	e i *
СД Г !~T ]	$$$$		” V4 \ ^o<5  iin i\ I
i —।		1	
Рис.1. Литолого-геологический разрез продуктивной толщи АГНМ по скв.26.
Известняки: 1-биоморфные водорослево-фораминиферовые, 2-биоморфные, биоморфо-детритовые
криноидно-водорослевые, 3-оргагенно-детритовые, 4-органогенно - обломочные и обломочные,
5-шламово-детритовые; трещины и наверны: 6-наверны, связанные с трещинами, 7-плитчатость по
горизонтальным трещинам; 8-стилолитовые швы, выполненные битумом, 9 -извилистые трещины,
выполненные битумом, 10-открытые тектонические трещины, //-тектонические трещины, выполнен
ные кальцитом, /2-признаки пленочного и сорбированного битума (а) и битума, генетически связан
ного с деасфальтизацией нефтей (б), /3-битум коричневый (а), черный (б), /4-нейтральный „слой"
/5-здна разуплотнения в коллекторских (а) и плотных (б) средах, /8-зона цементации, /7-зона час-
тичной цементации.
5
8
3900
3920
3940
3960.
3980
4000
4020
4030
4050
4080
-410Q.
32
26
5493
5257
5425
5096
5123
5426
5652
5181
5780
1	м/с
4800 5200 5600 6000
•__।__।__।__।__।__।
4800 5200 5600 6000 м/с
• ।____1___।___।___।___।
м/с
4800 5200 5600 6000
।___।__।—।__।__। ।
4800 5200 5600 6000 М/С
I_I III I I
• 5376
5340
5656
5309
5610
5557
6026
5750
5744
4884
5070
5734
5490
523
893
5920
6016
5110
5482
►5618
4784
4878
5730
5720
Рис.2. Скоростная модель башкирских отложений АГНМ.
5388
5317
5772
►5825
5830
5306
5718
5360
5390
5360
5873 [5950]
5400]
5344
5516
5628
5722
1 -скважина и номер; 2-значение средневзвешенной интервальной скорости в пласте; 3-границы пластов по данным радиоактивного
каротажа; 4-уровень современного ВНН; 5-значение средневзвешенной интервальной скорости для пластов модели; 6-пласты с
субгоризонтальными границами; 7-кровля отложений башкирского яруса.
МвяЩУ зонами растворения.
1У тип - зоны частичной цементации на регрессивно-смещающих
древних ВНК, толщина которых достигает 10 м.
Исследованиями Р.С.Сахибгареева доказано, что в башкирских
отложениях АГКМ суммарный коллекторский эффект от процессов ра-
зуплотнения и цементации на древних ВНК смещен в сторону улуч-
шения их резервуарных возможностей. Поэтому качественная и ко-
личественная оценка фильтрационно-емкостных и петрофизических
свойств эон древних ВНК имеет практический интерес для прогноза
нефтенасыщения.
Из анализа данных лабораторных измерений керна и промысло-
вой геофизики (объемная плотность,•проницаемость, трещиноватость
пористость и интервальная скорость) видно С'рис.1), что разрез
месторождения в разных частях структуры слагается сходными ти-
пами пород - органогенными и органогенно-обломочными известня-
ками, характеризующимися неоднородностью коллекторских свойств
по разрезу и по площади. Пласты коллекторов с эффективной' емко-
стью чередуются с пластами плотных и слабопрристых пород. Одной
из основных причин тому является неравномерность и неравнознач-
ность процессов перекристаллизации, выщелачивания, кальцитиза-
ции и тектонической трещиноватости [I].
Сопоставление результатов лабораторных исследований керна,
данных акустического каротажа и петрографических исследований
показывает (таблица I ), что зоны разуплотнения коллекторских
сред характеризуются низкими значениями объемной плотности
2,3-2,52 г/смэ. При этом коэффициент трещиноватости составляет
50-140 I/м, коэффициент пористости - 6-15%, газопроницаемость
- 1-2,5x10“^ м , интервальная скорость колеблется в пределах
4880-5600 м/с.
Зоны цементации в разрезе изучаемых скважин малочисленны.
Они характеризуются высокими значениями объемной плотности -
2,65-2,69 г/см3 и интервальными скоростями 5850-6370 м/с, газо-
проницаемость для них не превышает O.IxIO--1^ м2, коэффициент
пористости достигает 5%, густота трещин составляет 20-40 1/м.
Зоны разуплотнения коллекторских сред с наложенной частич-
ной цементацией характеризуются промежуточными значе-
ниями петрофизических и геофизических параметров между зо-
нами растворения коллекторских сред и зонами цементации. Объ-
емная плотность пород в этих зонах составляет 2,47-2,6 г/см3,
105

коэффициент трещиноватости - 25-60 I/м, интервальная скорость
5680-6000 м/с, газопроницаемость - 0,5x10"^° tr и пористость -
6-10%.
Как видно из рис.1, число зон вторичных неоднородностей,
вдавленных Р.С.Сахибгареевым в разрезах скважин, значительно,
цричем зоны растворения преобладают над эонами цементации. Они
могли проявиться и в петрофизических параметрах, замеренных по
керну, и в промыслово-геофизических характеристиках, в первую
очередь, на плотностных и скоростных параметрах [2, 4] .
Б связи с этим были проанализированы кривые акустического
каротажа по линии скважин 5-8 - 26-32. Так как карбонатная про-
дуктивная толща отличается большой неоднородностью, корреляция
разрезов скважин оказалась достаточно сложной. По данным методов
радиоактивного каротажа ГК и НГК, были вццелены пачки карбо-
натных пород (цри этом учитывались результаты интерпретации гео-
физиков ПГО "Нижневолжскгеология"). В интервале каждой пачки
были рассчитаны средневзвешенные интервальные скорости на осно-
ве данных метода акустического каротажа. Скоростные характерис-
тики каждой скважины были сопоставлены между собой, по ним бы-
ла построена скоростная модель АГКМ (рис.2). Дальше нужно было
оценить, существует ли связь между скоростными неоднородностя-
ми, выделяемыми методом АК по площади, и вторичными изменения-
ми коллекторов, образовавшихся в процессе (формирования и раз-
рушения залежи.
В интервалах продуктивной части АГКМ наблюдается большая из-
менчивость акустической характеристики по сравнению с данными
радиоактивного каротажа, на основе которого каменноугольные от-
ложения разбиты на геофизические пачки. Перераспределение ве-
щества коллекторских сред на древних ВПК накладывается на плас-
товую неоднородность, которая нарушает стратиграфические грани-
цы, выделенные по данным радиоактивного каротажа. Обнаруживает-
ся несоответствие их границ акустическим. По данным акустиче-
ского каротажа, фиксируются физические неоднородности в -виде
субгоризонтально залегающих двух "пластов" в интервале глубин-
ных отметок 3990-4015 м.
Первый пласт является низкоскоростным, он имеет у-5490 м/с
и прослеживается в разрезе скважин 8 - 26 - 32. Ниже него выде-
ляется второй, почти параллельный. Он характеризуется большей
скоростью (средняя его пластовая скорость составляет 5920 м/с).
107
Если сопоставить эти скоростные неоднородности со схемой
расположения эон древних ВНК, то видно, что первый "пласт" в
скв.26 соответствует зоне разуплотнения на плотных породах с
наложением частичной цементации при регрессивном смещении
древнего ВНК, а в скв.32 (где этот пласт увеличивается с 15 «
до 20 м) - он соответствует зоне разуплотнения в коллекторе.
Нижний пласт следится в скважинах 8 и 26 и соответству-
ет зоне разуплотнения в плотных породах. К краям скважин 5 и
32 субгориэонтальная зона выклинивается.
Таким образом данные исследования показывают, что вто-
ричные изменения коллекторов, возникших в процессе формиро-
вания нефтяной залежи, существовавшей на месте газоконден-
сатной, проявляются в акустических характеристиках. Это пред-
полагает возможность прогнозирования залежей в сейсмическом
волновом поле, в частности, по признаку появления горизон-
тальных отражений.
Литература
I.	Миталаев И.А., Макарова А.М., Воро-
нин Н.И., Е е н ь к о S.И./.. Строение башкирского резер-
вуара Астраханского газоконденсатного месторождения// Геоло-
гия нефти и газа, 1987, № 7. С.40-43.
2.	Наливкин В.Д., Сахиб гареев Р.С.
Литогенетические аспекты прямых поисков залежей нефти мето-
дами полевой геофизики//Прогнозирование геологического раз-
реза по геофизическим данным. Л., ВНИГРИ, 1982. С.26-36.
3.	Сахибгареев Р.С. Этапность формирования и
разрушения залежей по вторичным изменениям коллекторов на
древних ВНК//Происхождение и прогнозирование скоплений газа,
нефти и битумов. - Л., Недра, 1983, с.130-143.
4.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования и разрушения залежей. Л.,
Недра, 1989. С.223-250.
108
УДК 552.578.2.061.4 (571.5)
А.Б.Ивановская
ВТОРИЧНЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ
ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ В СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ
ЧАСТИ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
Настоящая статья посвящена реконструкции онтогении залежей
УВ на Мирненском своде на северо-западе Непско-Ботуобинской ан-
теклизы. Прежде чем анализировать формирование нефтегазовых
месторождений, необходимо реконструировать историю возникнове-
ния терригенных вендских пород-коллекторов как результат взаи-
мосвязи тектоники и процессов седименто-лито'генеза. Важную роль
здесь играла продолжительность и последовательность событий.
Приведших к формированию и разрушению нефтегазовых месторожде-
ний.
Как известно, все месторождения нефти и газа Непско-Ботуо-
бинской антеклизы состоят обычно из двух горизонтов, нижний из
которых генетически связан с породами кристаллического фунда-
мента. Как показало изучение состава пород основания [ij, они
сложены преимущественно гранитоидами и кварцсодержащими сланца-
ми.
На Мирненском выступе в его северо-восточной части (рис.1)
на Северо-Нелбинской (скв.2322, 2321), Мирненской (скв.738, 713),
Маччебинской (скв.902, 904), Озерной (скв.765, 74Ц, Таас-
Юряхской (576, 573, 572) и многочисленных скважинах Средне-
Ботуобинского месторождения также характерно двухчленное строе-
ние. Нижний - улаханский (В™) в РВДв скважин залегает непо-
средственно на породах фундамента, непостоянен по составу, из-
менчив по мощности и разделен глинистыми прослоями - алевроли-
тами и аргиллитами от вышезалегающего верхнего ботуобинского
(В^) песчаного горизонта. Терригенные отложения перекрываются
карбонатно-сульфатными отложениями, содержащими соль нижнего ке-
мбрия.
М.В.Лебедев и П.Н.Мельников [5J проследили распространение
улаханского горизонта в северо-вострчной части Мирненского
свода на севере Средне-Ботуобинского месторождения и установили
совпадение с южной границей плато, сложенного породами фунда-
мента, чем и определяется его состав. Следует согласиться с от-
108
1
несением этого горизонта стратиграфически к нижней части тир-
ского горизонта.
Улаханский горизонт на Северо-Нелбинской площади (скв.2322)
(мощность 5 м) залегает на биотит-хлорит-кварцевых сланцах и
гранит-порфирах. Он сложен гравийными кварцевыми прослоями с
примесью полевых шпатов (2-8%) и олигомиктовыми средне-мелкозер-
нистыми песчаниками (количество полевых шпатов до 15%). Первич-
ный глинистый поровый цемент составляет 15-20%, широко развит
базальный карбонатный пойкилитовый (15-25%) и ангидритовый
(10-15%) коррозионные цементы. Вторичные процессы развиты до-
вольно слабо, отмечается регенерация полевых шпатов (1-2%). Не-
редко наблюдаются конформные структуры, а на отдельных участках
кварцевые зерна „спаиваются в один агрегат.
Отличное строение обнаруживает улаханский горизонт на Мир-
ненской площади (скв.738), его мощность II м, он сложен средне-
мелкозернистыми песчаниками с примесью крупных полуугловатых
зерен. Песчаники по составу кварцевые, зерна хорошо окатаны и
сортированы, в крупнозернистых разностях наблюдаются две раз-
новидности кварцевых зерен - мозаичной структуры из гранитов и
микрокристаллической из сланцев. Среди песчаников встречаются
прослои олигомиктового кварцевого состава с зернами полевых
шпатов (10-15%) и обломками кремнистых пород. Первичный глини-
стый цемент отмечен в виде реликтов (1-3%), наблюдается слабая
регенерация зерен кварца и микроклина, инкорпорация с образова-
нием сливных участков, пелитизация плагиоклазов. Вторичный кар-
бонатный цемент составляет от 5 - 20 до 30-35%, ангидритовый
- от 2-10 до 15-20%, коррозионный и замещения. Открытые поры
составляют 2-5%, они нередко окаймлены пленками коричневого
битума.
На Маччебинской площади (скв.902) на биотитовых хлоритизи-
рованных гнейсах и микроклиновых гранитах с размывом залегают
глинистые кварцевые алевролиты и кварцевые средне-крупнозернис-
тые песчаники с гравийной примесью. Песчаники часто светло-се-
рые и косослоистые (мощность 20 м) с прослоями песчаников (мощ-
ность 6 м), содержащих обломки кварца и полевых шпатов. В пес-
чаниках отмечается слабая регенерация кварцевых зерен. Карбо-
натный цемент (20-25%) крустифицирует обломки и придает псевдо-
олитовый облик, он также вместе с ангидритовым цементом (20-
30%) корродирует зерна. В сквА'04 на микроклиновых гранитах, за-
по
цененных карбонатом и сульфатом, залегают базальные кварцевые
песчаники (мощность 8 м) с остроугольными обломками кварца из
гранитов. Цемент песчаников хлоритовый, биотитовый, каолинизиро-
ванный. В песчаниках отмечаются прослои аргиллита. Выше базаль-
нлх песчаников залегают мелко-среднезернистые кварцевые песча-
ники с ангидритовым и карбонатным цементом (30-35%), коррозион-
ным и замещения. Отмечается слабая регенерация зерен кварца и
полевых шпатов, часто выветрелых с оптической ориентировкой кай-
иы и зерна, не совпадающих друг с другом. Глинистый реликтовый
цемент в виде пленок, а ангидритовый и карбонатный (10%) в виде
пятен, пойкилитовый, коррозионный и замещения.
На Таас-Юряхской площади (скв.572) на микроклиновом сильно-
выветренном граните залегают гранитный элювий и гравийные пес-
чаники видимой мощности 5 м с обломками сильносерицитизирован-
ного микроклина с реликтами контура зерен, обломками мозаично-
го кварца, сростками кварц-плагиоклаза. Цемент песчаников као-
линитовый с реликтами гидрослюды. Гравийные песчаники сменяются
конгломератами аркозово-кварцевого и олигомиктового кварцевого
состава. На отдельных участках глинистый цемент составляет
5-10%, карбонатный - 3%, регенерация кварца достигает 5%.
Далее улаханский горизонт прослеживается на Озерной площа-
ди, где он там практически выклинивается. В скв.741 на гранит-
порфирах, на гранитной дресве, состоящих из катаклазированных
обломков микроклина, полевых шпатов (каолинизированных пятна-
ми), кварца мозаичной структуры залегают гравийные крупно-сред-
незернистые песчаники (примерно 2 м мощности) аркозово-кварце-
вого состава с маломощными прослоями (0,1 м) олигомиктово-квар-
цевых песчаников. Цемент песчаников регенерационно-кварцевый
(2%) и ангидритовый (8-10 до 20%). Их сменяет аргиллит (мощ-
ность 1,5 м). В скв.765 распространены гравийные песчаники и
гравелиты олигомиктовые кварцевые, изредка аркозово-кварцевые
(мощность 5,4 м). Первоначальный цемент глинистый (5-7%), кар-
бонатный цемент распределен в виде пятен (5-7%), в отдельных
прослоях 20-25 и 30-40%, ангидритовый цемент составляет 2-3%
До 25-40% и характеризуется коррозией и замещением обломочных
зерен. Открытые поры (3-4%) иногда заполнены битумом (2-3%).
Таким образом, на Мирненском своде улаханский горизонт, за-
легающий на кристаллическом фундаменте, сложен аркозово-кварце-
выми, олигомиктовыми кварцевыми, а затем и кварцевыми песчани-
iit
ками, которые представляют собой продукты переотложения кор вы-
ветривания. Подобный состав характерен для всех без исключения
стратиграфических подразделений основания вендских терригенных
отложений Непско-Ботуобинской антеклизы.
Ботуобинский горизонт сложен песчаниками, он залегает под
карбонатными отложениями венд-кембрия иктехской серии и подсти-
лается глинистыми породами, изредка залегает непосредственно на
породах фундамента. Он прослежен на Мирненском своде, его фа-
циальные аналоги трассируются на Непско-Пеледуйский выступ
(.Центрально- Талаканская , Южно-Хамакинская, Верхне-Нюйская пло-
щадь). В основании разреза Ботуобинских песчаников встречаются
единичные прослои аркозово-кварцевых и олигомиктово-кварцевых
разностей. Преобладают в разрезе кварцевые песчаники.
На Северо-Нелбинской площади (скв.2322) ботуобинский гори-
зонт (мощность 14 м) сложен внизу олигомиктовыми кварцевыми пе-
счаниками с трещинами высыхания и глинистыми гальками. Вверху
песчаники среднезернистые гравийные, рыхлые с содержанием поле-
вых шпатов до 10-15%. Первичный глинистый цемент составляет 2%,
вторичный - карбонатный коррозионный - 25-30%, ангидритовый до
40%. Отмечается коррозия полевых шпатов минеральным цементом и
битумом. Наблюдается регенерация кварца и полевых шпатов в виде
"щетки", нередко конформные структуры. Открытые поры составляют
1-2%.
На Мирненской площади (скв.738) ботуобинский горизонт отде-
лен от улаханского прослоем аргиллитов и алевролитов, мощностью
7 м, он сложен мелко-среднезернистыми светло-коричневыми песча-
никами с глинистыми прослоями и гальками. Цемент глинистый (до
10%), карбонатный (1-2 до 5%) и ангидритовый (1-5 до 20-25%).
Отмечаются очень слабая регенерация зерен кварца и конформные
структуры.
Ботуобинский горизонт на Маччебинской площади (скв.904) сло-
жен разнозернистыми от крупно- до мелкозернистых полевых шпатов
(7-9%, редко 10-15%). Структура мелкозернистых песчаников кон-
формная, регенерационно-кварцевая (2-3%), вплоть до восстанов-
ления первичных кристаллографических очертаний, регенерированы
и микроклины. Поры часто заполнены доломитом (30-35%) и ангид-
ритом (10-12%), корродирующие зерна, иногда пойкилитовой струк-
туры.
112
юз
св
Рис.1. Корреляционная схема сопоставления по скв. улаханского (ulh) и ботуобинсного (bt) горизонтов
Мирненского свода.
I. Современное положение горизонтов
II. Положение горизонтов на время максимального погружения в Д,
l./7-гранит; 2-сланцы; 3-гравелиты; 4-песчаники; 5-алебролиты; 6-аргиллиты; 7-доломиты.
•l/8-улахансний горизонт; 9-ботуобинский горизонт.
	
Э-О-О -0 -о •	
^0-00-00-<	
		 • • —	
зо - оо • оо	
-J3		
::::	
00*00*00	
30 А- 00-00	-
АО—I О,’ —	-
м^л <
ЛЛАЛ х.
е
О
II
1
9
17
25
I 32
О
О
оеооос
572
1906
1908
Iм
1910
1912
1914
1916
1918
> 1920
$ 1922
1924
1926
ГВНК
1915
576
Iм
1938
1940
1942
гвнк
1944 43
1943
1946
1948
1950
1952
1954
573
1962
1966
о
1968
1958
1970
1960
8* — о— о
1972
1962
1974
1964
1976
1976
2- 5
8
6
1980
14
15
16
1982
23
24
''ааха 22
1984
30
31
1986
2
4
в
ВНК
1910
10 О--О»-О-О- 11	• - •		12		13
/8 о /9	<	Х> 20	®	21
26	•	27	28	| I 29
33	34	6 35		36
1964
ВНК
1965

о--о»д-о«-
о- А о • -X о
010-00 -оо
00-00 «0*0
0 0*00 -оо.

II
III
О • -о
о
о
О
О
О
Рис.2. Схема сопоставления ботуобинского горизонта на Таас-Юряхсном месторождении.
1-брекчия; 2-гравелиты; 3-песчаники; 4-алевролиты; 5-мергели; 6-доломиты; 7-известняни; 8-ноннреции глинистые. Петрографические признаки: 9-14 разно-
видности песчаников с указанием места отбора образцов: ,9-песчаниии средне-нрупнозернистые; /О-песчанини мелно-среднезернистые; //-песчаники средне-
мелно зернистые; /2-песчаники мелкозернистые; /3-песчанини мелкозернистые глинистые; /4-песчанини средне-мелкозернистые глинистые; /5-алевролиты;
/6-карбонатная цементация; /7-ангидритовая цементация; /8-пиритизация; /9-регенерация кварца, один знан до 3%, два знана до 5%, 20,21-цементация после об-
разования битума; 20-нарбонатом; 2/-ангидритом; 22-стилолиты, выполненные битумом; 23~корродированность, подчеркиваемая битумом; 24-нороодированность
зерен без признаков битуминозности; 25-битум сорбированный пленочный; 26-битум коричневый, выполняющий пустоты, один знак с содержанием битума до 5%,
два знака- до 10%; 27-битум чёрный, выполняющий мелкие пустоты, один знан с содержанием битума до 5%, два знака-до 10%; 28-битум чёрный, выполняющий
пустоты, генетически связанный с деасфальтизацией, один знак с содержанием битума до 5%, два знана- до 10%; 29-зона цементации прогрессивных ВНН; 30-зо-
на растворения на прогрессивных ВНН; 3/-наложение зоны растворения на зону цементации прогрессивных ВНН; 32-повторное растворение на прогрессив-
ных ВНН; 33_глубина современного ВНН; 34-притоки нефти: 35-ппитлмм гаоо- -- эсние нарушения.
На laac-Юряхской площади (рис.2) состав песчаных пород бо-
Ьуобинского горизонта существенно кварцевый, иногда слабоалев-
ритистый с карбонатным или ангидритовым цементом, редкими <ipo-
слоями олигомиктово-кварцевого состава, еще реже аркозово-
кварцевые разности. Песчаники средне-мелкозернистые, часто хо-
рошо окатаны и сортированы. Связь с породами фундамента прак-
тически утрачена, и этот горизонт представляет собой продукт
церемыва и переотложения дельтового, прибрежного, мелководно-
морского типа. Фациальные особенности горизонта в зависимости
от гранулометрического состава детально показаны Л.С.Черновой
Изучение состава порс^ ботуобинского горизонта на Средне-
юотуобинском месторождении преходилось по системе профилей
(рис.З) с севера на юг, самый еэсточный - через продуктивные
скважины - представляет наибольший интерес. Мощность песчани-
ков в северной части месторождения небольшая 0,6-6,8 м, она
резко увеличивается в южной центральной части месторождения до
29 м, и в скв.72 - практически отсутствует. Песчаники подсти-
лаются аргиллитами или алевролитами, причем чем больше мощ-
ность песчаников, тем меньше мощность глинистых отложений и
наоборот.
В северной части ботуобинский горизонт сложен коричневыми
и светло-серыми песчаниками с глинистыми линзами или глинисты-
ми прослоями (до 1,5 м мощности), глинистыми гальками. Песча-
ники среднемелкозериистые олигомиктовые кварцевые и кварцевые
с карбонатным и ангидритовым цементом (до 25-30%).
В центральном» блоке мощная пачка песчаников в скв.50 пред-
ставлена кварцевыми, реже олигомиктовыми кварцевыми песчаника-
ми (полевые шпаты до 12-20%), мелко-среднезернистыми, по от-
дельным прослоям плохо сортированными,с гравийной примесью и
крупными песчаными зернами. Здесь ангидритовый цемент встречен
в нижней части песчаников. В скв.69 на серых аргиллитах в мощ-
ной песчаной пачке, сложенной светло-серыми мелко-среднезерни-
стыми песчаниками кварцевого состава, с редкой примесью оли-
гомиктовых кварцевых разностей, встречаются тонкие глинистые
прослои, отмечается гравийная примесь. В песчанике
Цемент составляет незначительную часть, ангидрит,
ствеино в верхней половине пачки, выполняет поры (1-2%
до 5%), то же и карбонаты (1-2%), в нижней половине пачки ко-
глинистый
преимуще-
редко
113
личество карбонатного цемента увеличивается от 3-5 до 7%, реже
15-20%, распределение его в виде пятен. В скв. 92 песчаники
кварцевые и олигомиктовые кварцевые мелко-среднезернистые е
примесью крупнозернистых и гравийных разностей, приуроченных
к средней и верхней части разреза, залегают на черных и зеле-
ных аргиллитах. В скв.72 песчаный горизонт отсутствует, на ар-
гиллитах залегает окремненный доломит.
Прежде чем непосредственно перейти к вопросам преобразо-
вания вещества в породах-коллекторах, к преобразованию в зале-
жи и взаимодействию с УВ, следует рассмотреть последователь-
ность и продолжительность событий, приведших к 'формированию, а
затем и разрушению залежей на Мирненском выступе Непско-Ботуо-
бинской антеклиэы. Максимальное погружение этой части антекли-
зы и заполнение УЕ осуществлялось до глубины 2700 м на Средне-
БотуобиНском месторождении (рис.1) и до 2900 м на Северо-Нел-
бинской площади со второй половины венда и вплоть до раннего
девона. Погружение сменилось поднятием и переориентировкой
структурного плана с конца раннего девона и до ранней юры £з].
На этом (фоне тектонической инверсии происходило накопление УВ
с середины кембрия до конца силура, время окончательного за-
полнения ловушки УВ завершилось к середине девона. Время раз-
рушения залежи совпадает со временем подъема, оно происходило
с середины девона и продолжалось до конца карбона.
Терригенные породы вецда не были затронуты влиянием УВ на
протяжении 50 млн.лет с У2 до 6р когда терригенно-карбонатно-
соленосные отложения были погружены на глубину 1800 м и перво-
начальная степень вторичных изменений была довольно слабая
ранний эпигенез.
Представляется возможность выполнить некоторые расчеты.
Скорость осадконакопления в этой части антеклизы была нерав-
номерной. На протяжении У2 и Gj толща терригенных отложений
верхнего вецда (мощность 50 м) и перекрывающие ее терригенно-
карбонатные осадки нижнего кембрия (мощность 1750 м) были сфор-
мированы в течение 50 млн.лет со скоростью погружения 36 м/млн.
лет. В последующем с 62 до за 160 млн.лет осадочные породы
мощностью 1150 м погружались со скоростью гораздо меньшей
7 м/млн.лет. Время поднятия с раннего девона до ранней юры до
глубины 1800 м происходило со скоростью 6 м/млн.лет.	Данные
согласуются со скоростями седиментации в платформенных впади-
114
Сибирской
преобла-
нах £4]. В этой связи особый интерес представляет изучение вто-
ричных процессов в разрезах скважин, находящихся за контуром
залежи, каковой является скв.100 на Средне-Ботуобинском место-
рождении, где породы почти не затронуты влиянием УВ и являются
"фоновыми" для скважин, находящихся в пределах контура залежи.
Специфической особенностью терригенных отложений венда НБА
является широкое распространение в цементе минералов сульфатов
и карбонатов. Л.Н.Капченкэ Q2J связывает их происхождение с
подземными рассолами максимальной минерализации в артезианских
бассейнах, содержащих в разрезе соленосные отложения. Эти рас-
солы заполняют поровое пространство, в том числе подсолевые су-
льфатные, карбонатные и песчаные коллекторы венда
платформы. Состав рассолов хлоридный Mj, М^-Са и Са,
дают Са - рассолы, которые сформировались за счет эвтонической
рапы, остающейся после садки калийных и магнезиальных солей,
захороняемой и метаморфизуемой в осадочных месторождениях.
Во время регрессивного эпигенеза, когда процессы, связанные
с погружением,сменяются на восходящие,, обломочные компоненты -
кварц, полевые шпаты, слюды и глинистое вещество корродируются
гидрослюдистым цементом, карбонатами и сульфатами с привносом и
выносом вещества в значительных масштабах. Получают широкое раз-
витие процессы выщелачивания Скарбонатов и ангидрита) с образо-
ванием открытых пор и рыхлых прослоев среди сцементированных
разностей, коррозия, замещение, образование трещин, избыточная
доломитизация и сульфатизация.
Вторичные изменения песчаников ботуобинского горизонта в
значительной мере связаны с распределением битума. Битум явля-
ется тем индикатором, при помощи которого можно восстановить
онтогению залежи, т.е. проследить последовательность и взаимо-
отношение как с обломочными минералами,так и с минералами цемен-
та, а также реконструировать последовательность формирования
газонефтяной залежи. Этапность складывается из соотношения
положения зон древних ВНК по отношению к современному ВПК. Древ-
ние ВНК являются тем инструментом, который позволяет выяснить
современное состояние залежи, восстановить первоначальные кон-
туры ее. Зональность строения древних ВНК рассмотрена детально
Р.С.Сахибгареевым [8], однако каждое месторождение имеет свои
особенности.
На газонефтяных залежах - Средне-Ботуобинском и Таас-Юрях-
113
оком -хорошо видно (рис. 2 и 3) многократное заполнение ловушю
Граница распространения залежи на Средне-Ботуобинском место-
рождении не совпадает с современной и находится ныне за преде-
лами контура залежи, что доказывается дискретным трехкратным
положением древних ВНК (скв. 23). Стадийность нефтеобразования
отражается уровнями стабилизации прогрессивных ВНК, т*е4 чере-
дованием зон растворения и цементации.
На Средне-Ботуобинском месторождении на древних ВНК пре-
обладают процессы растворения,и поэтому зоны растворения дости-
гают толщины 6 м. В зоне растворения иногда ввделяется безби-
тумная зона. Зона цементации не всегда выражается отчетливо.
Битумсодержащая зона растворения в ботуобинских песчаниках
находит свое минералогическое выражение.Следует напомнить, что
до проникновения нефти породы были преобразованыдо стадии раннего
эпигенеза. Поэтому регенерация отдельных зерен кварца слабая (I-
2, изредка 3-4%), отмечаются структуры соприкосновения и инкор-
порации,и пленки битума окружают уже регенерированные зерна
кварца. Полевые шпаты часто серицитизированы1 и пелитизиро:ваны,
гидрослюдизированы, по трещинам их спайности проникает битум.
В цементе отмечаются пленки гидрослюды, на границе корродиро-
ванных обломочных: зерен с цементом отмечаются пленки битума.
Здесь же происходит растворение карбонатного и ангидритового це-
мента с образованием открытых пор (3-4 до 5-7%), но на отдель-
ных порах ангидритовый и карбонатный цемент (от 2 и до 25%) кор-
родируют обломочные зерна. В этой зоне на древних ВНК коричне-
вый или черный битум присутствует в трех формах - сорбирован-
ной, в виде пленок вокруг зерен в цементе (1-2, реже 3-4%), ино-
гда вместе с гидрослюдой в виде пленок по краям открытых пор
или вокруг зерен, прилегающих к порам, а также выполняет поры.
Пиритизация на древних ВНК слабая, иногда отмечаются* скоп-
ления зерен пирита в виде гнезд (5-7%) и изредка в виде конкре-
ций (диаметр 0,2-1,5 мм), обычно окаймленных пленками коричне-
вого битума.
Безбитумная зона растворения располагается ниже битумсодер-
жащей зоны, но выше зоны цементации. В мелко-среднезернистых
кварцевых и олигомиктовых кварцевых песчаниках цемент корро-
зионный ангидритовый (.1-2%) и доломитовый (3-5%). Открытые
поры выщелачивания составляют 5-7%. Отмечаются на отдельных
участках конформные структуры и регенерация отдельных зерен. В
не
и п и н и ин
ib ерновом пространстве в труднодоступных для растворения
участках по стилолитовым контактам иногда вместе с гидрослю-
мстыми пленками присутствует коричневый битум.
Зона цементации или уплотнения выражается в уменьшении по-
рового пространства, в регенерации как зерен полевого шпата,
так и кварца, а также иногда в крустификационных каемках гид-
рослюды вокруг зерен, до того регенерированных. Характерны и
вторичные структуры - конформные и инкорпорационные с зубчатым
характером сочленения зерен, т.е. образуются на отдельных уча-
лках сливные структуры.
В самом западном профиле (скважины 24, 17, 23), где текто-
ническая активность по разломам была несколько ослаблена, на
древних ВНК контакт между зонами цементации и- растворения вы-
ражен довольно четко. Преобладает толщина зон разуплотнения
(4 м) над зонами цементации. По отношению к современному ВНК
в самой северной части (скв.24) древний ВНК был ниже современ-
ного на 3 м, в скв. 17 зона разуплотнения небольшая (.2 м),
древний ВНК вьше современного на 2 м. Скв. 23 находится за
контуром залежи, древний ВНК находился ниже современного ВНК
на 30 м, здесь же наблюдается наложение битумсодержащей зоны
створзния на зону цементации, что возможно и при разрушении
залежи.
В восточном црофиле (скважины 99, 54, 50, 69, 93, 72), где
сеть разломов сгущается, контакты древних ВНК нестабильны, под-
питка по разломам была постоянна, здесь нет резких ВНК, под-
черкиваемых битумом, зоны разуплотнения растяцуты, растворение
преобладает над цементацией, т.е. разлош активизировались в
I период форшрования залежи.
На Таас-Юряхском месторождении (рис.2) в скв.572 отмеча-
ются три древних достаточно различимых ВНК. Песчаный пласт
।некогда был полностью заполнен нефтью. В скв.573 третий ,самый
нижний и самый древний ВНК, располагался на 13 м ниже совре-
менного ВНК, а первый - на уровне современного ВНК. Здесь от-
мечается деасфальтизация нефти и черный битум на 3-5% и 10-15%
заполняет центральные участки пор. В скв. 572 первый древний
ВНК ниже современного на 10 м.
Из сказанного следует, что хотя Средне-Ботуобинское и Таас-
Юряхское месторождения отделены узким гарбенообразным разло-
мом, но генетически сходны. Оба этих месторождения, кроме
117

близости состава пластовых вод [7], объединяет общая трехкрат-
ная история заполнения нефтью ботуобинской ловушки, рекон-
струированная с помощью изучения процессов на древних ВНК.
Автор искренне признателен Р.С.Сахибгарееву за консульта-
ции во время работы над статьей.
Литература
I.	Ивановская А.В., Подковыров В.В.,
Гембицкая Л.А. Процессы выветривания пород фундамента
Сибирской платформы и их связь с нефтегазоносностью//Особенно-
сти литогенеза нефтегазоносных отложений. Тр.ВНИГРИ, 1987,
с.64-70.
2.	Капченко Л.Н. Генезис рассолов максимальной
минерали5ации//Формирование воднорастворимого комплекса под-
земных вод нефтегазоносных бассейнов. Тр. ВНИГРИ, вып.396, Л.,
1977, с.7-10.
3.	Катагенез и нефтегазоносность/Г.М.Парпарова, С.Г. Неру-
чев и др. Л.: Недра, 1981. 240 с.
4.	К у к а л 3. Скорость геологических процессов, М.,
1987, 246 с.
5.	Лебедев М.В., Мельников П.Н. Условия
формирования песчаных пластов венда Непско-Ботуобинской анте-
клизы//Сов.геология, 1989, № 9, с.28-36.
6.	Литология и условия формирования резервуаров нефти и
газа Сибирской платформы./Т.И.Гурова, Л.С.Чернова и др. М.:
Недра, 1988. 254 с.
7.	Н е п с к о-Б отуобинская антеклиза - новая
перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР/А.С.
Анциферов, В.Е.Бакин и др., Новосибирск: Наука, 1986. 243 с.
8.	Сахибга реев Р.С. Вторичные изменения коллек-
торов в процессе формирования и разрушения залежей. Л.: Недра,
1989. 260 с.
118
УДК 550.8.013:553.982.2 (574.14)
Е.ГЖрымгольц, Е.И.Лученко
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РЕЗЕРВУАРА НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЬЙ
В ГРАНИТНОМ МАССИВЕ МЕСТОРОЙЩЕНИЯ ОЙМАША
Месторождение Оймаша приурочено к локальным структурным
осложнениям палеозойско-триасового комплекса в средней части
Песчаномысского свода, расположенного в пределах юго-западной
части Южного Мангышлака.
Главной особенностью этого месторождение является наличие
промышленной залежи нефти, сосредоточенной в верхней (апикаль-
ной) части палеозойского гранитного массива [l, 2, 3, 7j. Мас-
сив находится в центральной части площади Оймаша, апикальная
часть его (площадью около 3,3x5,4 км) по данным гравиразведки
и глубокого бурения, смещена на I,5-2,0 км к северо-западу от
присводовой часди триасовой структуры. В соответствии с резуль-
татами интерпретации материалов гравиразведки и сейсморазведки
гранитный массив разбит серией разрывных нарушений северо-вос-
точного и северо-западного направлений на три основных блока [2].
В последнее время неоднократно освещался вопрос об условиях
залегания нефтяных залежей в гранитном массиве Оймаша. Установ-
лено, что породами-коллекторами служат трещиноватые разуплот-
ненные (плотность обычно в пределах 2,46-2,6 г/см3) гранитоиды,
в различной степени измененные вторичными процессами (хлорити-
зация, карбонатизация и др.). При микроскопическом изучении
этих пород отмечается ряд отличительных их признаков: серицити-
зация плагиоклазов, пелитизация калиевых полевых шпатов, интен-
сивная раздробленность и перекристаллизация кварца и др. [2, б] .
Представления о модели резервуара нефтяной залежи в гра-
нитном массиве различные. Среди них выделяются, по-нашему мне-
нию, три основных варианта этой модели. Согласно первому [J, 2,
6], нефтяная залежь приурочена к центральному приподнятому бло-
ку гранитного (интрузивного) массива, ограниченному разломами,
при этом сам блок разделен экранирующей дайкой диабазов на два
обособленных участка (район скв. 13 обособлен от скважин 16 и
25). В соответствии со вторым вариантом [5, 7] - это нефтяная
залежь жильного типа, приуроченная исключительно к зоне дезин-
теграции гранитов по кольцевой системе разрывных нарушений в
не
гранитном массиве, активизированных в новейшее время. Наконец, по
третьему варианту модели [ej, - допускается сочетание двух типов
залежи - жильного и пластообразного. Существование последнего
объясняется образованием зоны разуплотнения гранитов в процессе
охлаждения внедряющегося магматического расплава. Цри этом, узлы
пересечения разрывными нарушениями пластообразной зоны разуп-
лотнения вьщеляются как участки с наилучшими коллекторами. По-
крышкой залежи, по мнению авторов, служат гранитоиды "в зоне за-
калки".
Наши представления о модели нефтяной залежи гранитного ре-
зервуара ранее высказывались [4]. Они наиболее близкц последне-
му описанному варианту. Однако в качестве покрышки для основной
нефтяной залежи в гранитном массиве ввделяются плотные (.2,67-2,7
г/смэ) окремненные мелкокристаллические разности гранитоидов (рис.
I) . В местах значительного уменьшения толщины покрышки (или пол-
ного ее отсутствия) экраном служат вмещающие интрузию палео-
зойские сланцы. При этом в разрезе гранитного массива нами вы-
делен газонефтеносный комплекс трехчленного строения: верхняя
зона (I) - экранирующие гранитоиды, средняя (П) - нефтенасыщен-
ные (или зона разуплотнения) и нижняя (Ш) - гранитоиды, нахо-
дящиеся ниже уровня современного ВНК (условно принят по нижней
отметке установленной продуктивности). Перечисленные.зоны гра-
нитоидных пород образуют тела пластообразного типа.
Гранитоиды верхней зоны разуплотнения (П), к которой при-
урочена основная газонефтяная залежь месторождения, представлены
в различной степени разуплотненными (плотность по керну 2,46-
2,64 г/см3), сильноизмененными вторичными процессами и катакла-
зированными (до гранитовых гравелитов и катаклазитов), преиму-
щественно, средне- и крупнокристаллическими разностями. Откры-
тая пористость этих пород, (замеренная по керну) изменяется в
пределах 1,77-8,65%. Они характеризуются значительной трещино-
ватостью (трещинная проницаемость по шлифам изменяется от 5,7
до 31хЮ-15 м2) и кавернозностыо. При этом характерно наличие от-
крытых трещин, секущих породу в различных направлениях, и пусто-
ты выщелачивания. Часть трещин выполнена черным битумом. Таким
образом, тип коллектора может быть классифицирован как сложный -
порово-трещинный.
По геоакустической характеристике разрез средней (продуктив-
120
Рис.Г Геологическая модель резервуара верхней залежи в гранитном массиве пло-
щади Оймаша (в разрезе по линии скважин: 30,16,25,12,10).
Составили : Е.Г. Нрымгольц, Е.И. Лученко.
1-интервалы разуплотнения пород по промыслово-геофизическим методам: a-АН, б-НС, НВ и ГН с
учетом лабораторных определений физических свойств образцов керна, Iа-тоже, предполагаемые;
2-7-результаты опробования скважин по материалам ПО „Мангышлакнефть" [8]; в том числе при пер-
форации эксплоатационной колонны: 2-притоки нефти; 3-слабые притоки пластовых вод:а-с нефтью,
б-с пленками нефти, в-лритони пластовых вод; 4-отсутствие пластовых флюидов; 5-водонефтяной
контакт (по результатам опробования); при испытании (ИПГ) в процессе бурения: 6—притоки нефти и
газа; 7-отсутствие пластовых флюидов; вторичные изменения гранитоидных пород в зоне разуплотне-
ния- 8а,-86,8 в, 8г-зоны растворения на древних ВНН, соответственно с плёночно-сорбированным
битумом, д. черным битумом в пустотах , с коричневым битумом в пустотах и с битумом, генетически
связанным с деасфальтизацией нефтей; 8-зона цементации; Ю-гранитоидные породы в зоне экрана
(I), средне взвешенные скорости V»k 5300м с; /7-гранитоидные породы в зоне разуплотнения (П),
средневзвешенные скорости Vo < 5300м с; /2-сланцевая толща палеозоя (верхнего?) в зоне кон-
такта с гранитоидным массивом; 13-алевролито- глинистые породы палеозоя (Р2?Х породы среднего
триаса: 14— вулнаногенно— карбонатные, /5-вулканогенно-терригенные; 18-глиниСто-мергелистые; 77-по-
верхности несогласия; 18-предполагаемые тектонические нарушения по данным сейсморазведки и
бурения; 78-площадная кора выветривания.
Рис.2 Геологическая модель резервуара
залежей в гранитном массиве площади
Оймаша (в разрезе по линии скважин:
1-э, 25,18).
Составили : Е.Г. Нрымгольц, Е.И. Лученко.
См. условные обозначения к рис.1.
ной)эоны резервуара представлен чередованием плотных и разуп-
лотненных пород. Первые отмечаются по данным АН, несколько
пониженными значениями скоростей по сравнению с плотными раз-
ностями в зоне экрана. Их средневзвешенные скорости составляют
5300-5400 м/с. По другим методам: гамма-каротаж (ГК), каверно-
метрия (КВ) и кривая сопротивлений (КС), эти породы выделяют-
ся аналогично экранирующим гранитоидам. Интервалы разуплотне-
нмя фиксируются по низким значениям скоростей (3900-5200 м/с) и
значительным размывом ствола скважин на кавернограммах.Размеры
их часто превышают номинальный диаметр скважины в 1,2-1,5 раза.
На диаграммах ПС они отмечаются заметным снижением естествен-
ной гамма-активности, а по КС - уменьшением значений кажущихся
сопротивлений пород (табл.1). Общая мощность продуктивной час-
ти резервуара рассматриваемой залежи составляет 90-140 м.
Образование участков разуплотненных сильноизмененных гра-
нитоидов в продуктивной части резервуара обусловлено, как счи-
тает Р.С.Сахибгареев, взаимодействием пород в зонах стабилиза-
ции уровней древних ВНК с водорастворенными продуктами непол-
ного окисления нефтей. Это приводит к растворению определенных
минералов и образованию участков разуплотненных пород [9, 10).
Помимо того, разуплотнение гранитоидов может происходить по
трещинно-разрывным зонам, приуроченным к тектоническим нару-
шениям различного типа [*8j.
Как видно в продольном сечении геологической модели резер-
вуара верхней залежи, он представляет собой сложную систему
чередования участков плотных и разуплотненных попод (рис.1). В
результате исследований характера вторичных неоднородностей
гранитоидных пород установлены несколько горизонтальных уров-
ней стабилизации древних ВНК (скважины 12, 16, 18, 25). Они
приурочены к разуплотненным гранитоидам в верхней, средней и
нижней частях основной продуктивной части резервуара (или зо-
ны П).
В последнее время, в результате продолженных исследований
по интерпретации и обработке данных промысловой геофизики, в
том числе методов АК, НГК, ГК, КС и КВ, анализа материалов
бурения и опробования поисково-разведочных и отдельных эксплу-
атационных скважин, с учетом петрофизических свойств пород
(,определенных в аналитическом секторе ВНИГРИ) нами было рас-
смотрено строение нижней части резервуара в гранитном массиве
121
Таблица I
Усредненные параметры петрофизических и геофизических
характеристик гранитоидных пород
(по данным I71C и лабораторных исследований)
а) для верхней части резервуара
Нефтегазо- носный комплекс	Геофизические параметры					
	W/C	/к, омм	1 гк,#	КВ	1 G, г/см3	ш > %
Экранирую- щие ГраНИ- ТОИДЫ (I)	5320-5600	45-125	24-30	d^d н	2,63-2,73	0,5-0,7
Нефтенасы- щенные гра- нитоиды(и)	3900-5200	10-65	10-25	И	2,46-2,6	6,73-8,65
Гранитоиды ниже зоны нефтенасы- щения (щ)	5320-5680	40-125	25-30	X <п	2,63-2,73	0,74-1,48
б) для нижней части резервуара
Нефтегазо- носный комплекс	Геофизические параметры					
	Уинт,м/С	1 J) к, омм	гк,у	КВ	£, г/см3	о, %
Гранитоиды в нижней зоне раз- уплотнения Ь1') 		4800- 5320	10-63	13-25	d»dH	2,54-2,58 2,91- 4,32 реже до 2,63	
Гранитоиды	5600- ниже зоны	р. ТОО разуплотне- ния Св зоне !«• )		40-130	22-30	d2dH	2,63-2,71 0,7- 2,17	
Примечани е.Уинг - интервальная средневзвешенная скорость,
G- плотность, замеренная по керцу, m - открытая пори-
стость, замеренная по керну.
U2
ОЙмашинского месторождения.
Б разрезе резервуара по поперечному профилю (скважины ;	1-э,
25 и 18) также*намечаются три пластообразные зоны, залегающие
ниже отметки современного ВНК основной (верхней) залежи (рис.2).
При этом, по данным специальных петрографических исследований,
проведенных Р.С.Сахибгареевым в разрезах скважин ; 1-э, 18 и
22, в интервале нижней (П*) зоны разуплотнения, как и в верхней,
трассируется несколько горизонтальных уровней стабилизации древ-
них ВНК с соответствующими признаками разуплотненных гранитои-
дов.
Основная верхняя залежь месторождения разобщена от нижней
зоны разуплотнения интервалом плотных гранитоидов, толщина ко-
торых меняется от 10-45 до 120 м.
Гранитоидные породы, находящиеся ниже уровня современного
ВНК (т.е. в зоне Ш), отличаются большей уплотненностью (в основ-
ном 2,63-2,73 г/см3), обусловленной, как полагают отдельные ис-
следователи, регенерацией зерен плагиоклаза и окварцеванием. По
мнению Р.С.Сахибгареева, эти слабоизмененные породы представля-
ют собой зону цементации современного ВНК, где происходило обра-
зование вторичного альбита и кварца.
На отдельных участках площади (скв. 12) в объеме указан-
ной зоны 111 выделяются интервалы разуплотненных гранитоидов (2,5b-
2,63 г/см3),из которых получены небольшие притоки нефти.
Нижняя эона разуплотнения (П*) характеризуется ограниченным
количеством интервалов разуплотненных пород небольшой толщины.
Здесь получены притоки пластовой воды (скв.22) и воды с пленками
нефти (скв.25). Судя по характеру эпигенетических изменений гра-
иитоидов (скв.22 - в образцах ; 35, 36, 37, 38 и 40, т.е. в ин-
тервале абсолютных отметок от - 3905 до -3965 м; скв.1-э - в об-
разцах: 37, 39 и 49, т.е. в интервалах - 3840 - 3870 м и -3980-
3990 м), скопления углеводородов промышленного значения в нижней
зоне разуплотнения, вероятно, отсутствуют.	Вторичные
изменения гранитоидов свидетельствует лишь о наличии здесь сле-
дов разрушения ранее существовавшей залежи. Таким образом, ниж-
няя зона разуплотнения представляет собой, по-видимому, шлейф
расформированной залежи. Разрушение ее сопровождалось нарушением
солевого рановесия, что привело к высадке карбонатов и залечи-
ванию основных цутей фильтрации. Это, в свою очередь, вызвало
избирательное сцементирование некогда разуплотненных гранитоидов
(на прогрессивных древних ВНК) и предполагает сохранение целиков
123

Рис.З. Схема строения поверхности гранитного
массива газонефтяного месторождения Оймаша.
Составили: Е. Г. Крымгольц, 1989г.
1-контур распространения разуплотненных гранитоцдов
по данным сейсморазведки; 2-тентоничесние нарушения
по данным грави-и сейсморазведки; j-скважины, вскрыв-
шие гранитоиды: в числителе номер скважины, взнаме-
нателе-абсолютная отметка поверхности гранитов;
4-скважины, не вскрывшие гранитоиды; 5-скважины,
давшие промышленные притоки нефти из гранитоидных
пород. 6-изогипсы поверхности гранитного массива;
7-контур нефтеносности залежи в верхней части гранит-
ного массива;
124
залежей, а также остаточной нефтеиасыщенности (плен?и нефти, за-
пах нефти в образцах керна й пр.).
Рассмотрение вертикального сечения построенной модели ре-
зервуара нефтяных залежей в гранитном массиве позволяет отметить
главные ее черты: наличие горизонтальной зональности в разрезе
основной продуктивной части резервуара (верхняя зона П), обус-
ловленной несколькими уровнями стабилизации древних ВНК, и гори-
зонтальную "расслоенность" массива в целом,обусловленную, в свою
очередь трехчленным строением нефтегазоносного комплекса.
В площадном отношении положение контура нефтеносности конт-
ролируется, как выше отмеиалось, несколькими тектоническими на-
рушениями, ограничивающими центральный гипсометрически приподня-
тый блок (рис.З).
Наиболее отчетливо проводится северо-западное нарушение (44)
фиксируемое по данным космических снимков,грави- и сейсморазвед-
ки, по которому отсекается западная часть гранитного массива (в
районе скважин II и 24). .Наличие дизъюнктивов северо-восточной
ориентировки, отделяющих северных и южный блоки от центрально-
го (соответственно 3-3 и I-I), подтверждается результатами опро-
бования в скважинах 30 и 10. Так, выше установленной отметки сов-
ременного ВНК притоки пластовых флюидов отсутствуют или получе-
ны лишь слабые притоки воды. Кроме того, характер вторичных из-
менений, отмеченных при изучении шлифов из образцов керна сква-
жин 30 и I-е, также свидетельствует о наличии здесь приразломных
зон.
По данным петрографических исследований, гранитоиды в зоне И
(скв.ЗО) подвергнуты заметно выраженным вторичным изменениям.От-
мечается оеритизация полевых шпатов и плагиоклазом, карбонатиза-
ция и пиритизация, наличие открытых трещин иди вторичных пустот
в зернах полевых шпатов и кварца. Пирит местами ассоциирует с
черным битумным веществом, но битума мало. Таким образом вторич-
ные изменения в рассматриваемых гранитоидах,несомненно,подтверж-
дают правомочность выделения их в составе зоны разуплотнения feo-
ны П), с отдельными признаками растворения на древних ВНК.
Отсутствие промышленной продуктивности в северо-западной
части площади (скв.ЗО) помимо указанных причин вызвано и значи-
тельным ухудшением экранирующих свойств гранитоидов над верхней
зоной разуплотнения. Здесь значительно увеличена мощность площа-
дной коры выветривания, что привело к почти полному разрушению
12S
верхнего флюидоупора (зона I). Она приурочена к апикальной час-
ти массива, где вскрыта в нескольких скважинах (рис.1). Однако
в центральном блоке, в отличие от северо-западного,выветриванию
подверглась только верхняя часть экранирующих гранитоцдов.
Таким образом, северо-западный блок отсечен от основной
части месторождения нарушением 3-3 (рис.З) и характеризуется
почти полным отсутствием верхнего экрана, что отрицательно по-
влияло на сохранность ранее существовавших здесь скоплений УВ.
Однако, есть и другое объяснение. Скв.ЗО пересекла (с глубины
3712 м и ниже) несколько даек диабазовых порфиритов, которые,
по мнению Отдельных специалистов, могли послужить надежным эк-
раном, изолировавшим этот участок от основной площади распро-
странения залежи [l, б].'
Важно отметить, как установлено В.В.Козмодемьянским.В.СЖу.
рочкиным, Б.И.Титовым и др. при обработке и интерпретации сейс-
мических материалов и ГИС методом ПГР на площади Оймаша, что в
разрезе волнового поля гранитного массива прослежены два отра-
жения. Судя по положению в разрезе намечается отражение (У1 )
ниже кровли гранитного массива. По привязке материалов ГИС к
сейсмическому временному разрезу это отражение отвечает кровле
зоны П (скв.16) и верхней части этой зоны (скважины 25 и 12).
На этом основании можно считать, что появилось косвенное
доказательство горизонтальной "расслоенности" гранитного мас-
сива сейсмическим методом. Это предполагает возможность непо-
средственного прогнозирования залежи в резервуарах подобного
типа по признаку появления горизонтальных отражений в сейсми-
ческом волновом поле.
В результате комплексного изучения промыслово-геологичес -
ких материалов по месторождению Оймаша, промыслово-геофизичес-
ких характеристик пород палеозойского комплекса в гранитном
массиве, его петрофизических особенностей и характера вторич-
ных изменений пород-коллекторов установлены следующие основные
положения.
I)	Подтверждена и уточнена геолого-геофизическая модель
резервуара основной газонефтяной залежи в гранитном массиве.
2)	Впервые показана неоднородность в разрезе продуктивной
части резервуара и намечена горизонтальная зональность в его
строении, обусловленная следами древних ВНК.
1 од
3)	Ввделена никняя зона развития разуплотненных пород,
представляющая, по-видимому, разрушенную часть бывшей залежи.
4)	Подтверждено наличие двух разрывных нарушений по ха-
рактеру вторичных изменений пород-коллекторов (в скважинах 1-э
И 30).
5)	Выявлена зависимость между промыслово-геофизическими па-
раметрами и типами гранитоидов, различающихся по емкостно-плот-
цостным характеристикам. Гранитоиды в эоне разуплотнения пред-
ставляют породы в различной степени преобразованные вторичными
Процессами, которые выделяются резко пониженными значениями ин-
тервальных скоростей 3900-5200 м/с (в нижней зоне разуплотне-
ния 4800-5320 м/с); значительным размывом стволов скважин и от-
носительно низкими значениями гамма-активности пород.
Таким образом, построенная геолого-геофизическая модель
позволяет уточнить строение залежей в гранитном массиве место-
рождения Оймаша, которая может быть использована для рациональ-
ного размещения разведочно-эксплуатационных скважин на этой,
площади.
Литература
I.	Асмолов В.С. 0 возможности обнаружения на Ман-
гышлаке новых типов месторождений нефти и газа на примере ме-
сторождения Оймаша//Информационный листок Мангышлакского ЦНТИ,
Шевченко. 1981, № 30-31.
2.	Козмодемьянский В.В. Модель Оймашинского
нефтяного месторождения//Информационный листок Мангышлакского
ИНТИ. Шевченко, 1984, № 46.
3.	Крым гольц Е.Г. Об условиях залегания нефти на
месторождении Оймаша (Южный Мангышлак)//Нетрадиционные источни-
ки углеводородов. Л.: ВНИГРИ, 1982. С.81-90.
4.	Крымгольц Е.Г., Л у ч е н к о Е.И. Принци-
пиальная схема строения нефтяного резервуара гранитного мас-
сива месторождения Оймаша. Деп. в ВИНИТИ. 4.05. 1988 г.,
№ 3392 - В - 88.
5.	Махутов К.А., Нугманов Я.Д., Тимур-
з и е в А.Н. Методика картирования трещинно-разрывных зон но-
вейшей активизации - резервуаров нефти и газа в низкопроницае-
мых толщах (на примере Южного Манпышлака)//Изв. АН СССР, сер.
геол. 1985, № 6. C.II3-II7.
127	I
6.	Нефтяная залежь в гранитах месторождения Ойма-
ша/Л.Ф.Чербянова, Л.Ф.Федулова, М.Н.Коростышевский и др.//Изв.
АН Каз.ССР, сер.геол. 1988. № 5. С.67-77.
7.	Обоснование рационального комплекса и ме-
тодики поисков залежей нефти и газа/Л.П.Дмитриев, С.И. Нылкай-
даров, К.А.Махутов и др.//Обзорная информация. Серия нефтега-
зовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Был.5(78). 53 с.
8.	П о п к о в В.И., Рабинович А.А., Туров
Н.И. Модель резервуара нефтяной залежи в гранитном массиве//
Геология нефти и газа, 1986. № 8. С.27-31.
9.	Сахибгареев Р.С. Этапность формирования и
разрушения залежей по вторичным изменениям коллекторов на древ-
них ВНК//Происхождение и прогнозирование скоплений газа, нефти
и битумов. Л.: Недра, 1983. С.130-143.
IQ. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных зале-
жей. Л.: Недра, 1989. С.21-72.
УДК 552.578.2.061.4 (470.1)
О.В.Бескровиая
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ВТОРИЧНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ НЕФТЕ- И ВОДО-
НАСЫЩЕННЫХ ПЕСЧАНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ДЕВОНА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ
ПРОВИНЦИИ
Одним из перспективных объектов дальнейшего прироста за-
пасов нефти и газа в Печорском нефтегазоносном бассейне явля-
ются ореднедевонеко-иижнефранские отложения. Прогноз их не-
фтегазоносности в значительной мере зависит от степени и на-
правленности вторичных изменений, происходящих как в водона-
сыщенных, так и в нефтеиасмцеиных средах,и в значительной сте-
пени связан с выявлением закономерностей их формирования.
Сравнительный анализ первичных и вторичных особенностей
песчано-алевролитовых пород среднедевонско-нижнефранских отло-
128
$ений нами проведем для условий Варандей-Адзьвинской зоны под-
нятий как наименее изученной территории. Комплексные исследо-
вания коллекторов рассматриваемых отложений были ранее пре г -
демы автором по площадям Колвинского мегавала, Денисове кой впа-
дины, Шапкинско-Юрьяхинского вала и др. [I, 2].
В современном структурном плане Варавдей-Адэьвинская зона
представляет собой систему валов и депрессий, выраженных по
различным горизонтам верхней части осадочного чехла, начиная с
верхнего девона. По поверхности фундамента Варандей-Адзьвинской
зоне соответствует система разновысоких блоков, погружающихся
на восток и северо-восток (вал Сорокина, Мореюская депрессия,
вал Гамбурцева).
Среднедевонско-нижнефранские отложения в рассматриваемой
зоне залегают на глубинах 2510-4000 м. Увеличение мощностей
рассматриваемых отложений происходит в северном направлении,
что говорит об увеличении интенсивности прогибания в этом на-
правлении. Максимальная мощность среднедевонских отложений
отмечается на Варандейской (161 м) и Тобойской (158 м) площа-
дях. К концу среднедевонской эпохи происходит подъем дна бас-
сейна седиментации, и среднедевонские отложения оказываются в
южной части зоны размытыми в самых высоких участках рельефа
(Седьягинская и Северо-Сарембойская площади). В нижнефранское
время отмечается аналогичная картина - наиболее высокими уча-
стками суши вновь являются Седьягинская и Северо-Сарембойская
площади.
Для восстановления палеорельефа рассматриваемой террито-
рии на конец среднего девона и на конец нижнефранского времени
нами была применена методика М. В.. Проничевой [5]. Слишком ред-
кая сеть скважин не позволила выявить детали рельефа, однако,
представить общую картину оказалось возможным. Репером для
отсчета мощностей была взята поверхность, образованная подош-
вой доманика, т.е. поверхность выше той, которую мы пытались
восстановить. Так, самыми высокими частями рельефа дна бассей-
на седиментации на конец нижнефранского времени на всей терри-
тории Варандей-Адзьвинской зоны оказались Седьягинская,
Падно-Лекейягинская, Лекейягинская и Северо-Сарембойская
Щади. На этих площадях происходили более активные процессы
взмучивания и переотложения осадков.
В целом динамика среды осадконакопления оказывала сущ*
128
ственкое влияние на формирование породы, как коллектора; сла-
бые волновые движения во,цы способствовали накоплению глинисто.,
го и тонкозернистого карбонатного материала в довольно большом
количестве в районах Варавдейской, Тобойской площадей, в ?0
время, как в эонах более активных волновых течений количество
глинистого материала резко сокращалось ('Седьягинская, Северо-
Сарембойская, Лекейягинская и Западно-Лекейягинская площади).
Таким образом, уже на стадии седиментогенеза степень от-
сортированное™ осадка предопределила структуру породы и яви-
лась одним из информативных показателей энергетических уровней
среды седиментации. Степень отсортированное™ осадков относи-
тельно их гранулометрического уровня нами определялась по ко-
эффициенту вариации-V	(безразмерному параметру). Б основу
бралась шкала градаций по Г.Ф.Рожкову [2]: при V -0,25-0,5 -
отличная сортировка терригенного материала, 0,5-0,75 - очень
хорошая, 0,75-1,0 - хорошая, 1,0-1,5 - средняя, 1,5-1,75 - пло-
хая, 1,75-2,0 - очень плохая, более 2,0 - чрезвычайно плохая.
На примере осадков среднедевонских отложений значения’ коэффи-
циента вариации показывают четкое различие между осадками То-
бойской и Мядсейской площади, с одной стороны и Лабоганской, с
другой; в первом случае отмечается средняя отсортированность
(коэффициент вариации менее 1,5), во втором - плохая отсорти-
рованность. Для нижнефранских отложений хорошая отсортирован-
ность осадков отмечается по Тобойской, Северо-Сарембойской
(скв.22, 23, 28), Седьягинской (скв.7), средняя отсортирован-
ность осадков - на Западно-Лекейягинской, Талотинской, Усть-
Талотинской площадях.
Сравнивая песчаные породы в водонасыщенной и нефтенасы-
щенной зонах (скв.5 и 7 Седьяга), нами отмечается несколько
лучшая отсортированность песчаных пород в нефтенасыценной зоне
(0,98-1,05), в водонасыщенной зоне отмечается плохая отсорти-
рованность, коэффициент вариации равен 1,5-1,55. Песчаники не-
фтенасыщенной зоны залегают на глубине - 2952-2967 м (скв.7-
Седьяга), водонасыценные - на глубине 3193-3207 м (скв.5-Седь-
яга). Основываясь на значениях коэффициента вариации, нами
делается вывод, что динамика осадконакопления в районе скважи-
ны 7-Седьяга была более активной, в сравнении со скв.5-Седьяга.
Для оценки механической дифференциации обломочных частиц
пеочано-алевритовой размерности нами были использованы парамет-
130
ры асимметрия и эксцесс. Все значения асимметрии гранулометри-
ческого состава осадков по косвенному счету зерен для средне-
девонских отложений всюду отрицательные, а их абсолютная ве-
личина изменяется в пределах от 0,14 до 0,75. Для нижнефран-
ских отложений характерны как отрицательные (абсолютная вели-
чина изменяется от 0,04 до 0,75), так и положительные (абсо-
лютная величина изменяется от 0,01 до 0,43) значения. Для не-
фтенасыщенньк песчаных пород коэффициент асимметрии оказался
положительным (абсолютные значения составляют 0,08-0,14), для
водонасыщенных песчаных пород - всюду отрицательным (абсолют-
ные значения составляют 0,13-0,19). Отрицательные значения
^симметрии показывают, что процессы седиментации начинаются
на низких энергетических уровнях, когда в массу тонкозернистых
осадков привносилось небольшое количество крупнозернистого ма-
териала; положительные значения асимметрии - процессы седимен-
тации происходили на достаточно высоких энергетических уровнях,
когда привносилось значительно большее количество крупнозерни-
стого материала в массу тонкозернистых осадков, именно по зна-
чениям параметра асимметрии нами выделяются две зоны - зона
повышенных энергетических уровней (скв.7-Седьяга, 22, 26. С.Са-
рембойская) и зона пониженных энергетических уровней (скв.5,
21 Седьяга, Лабоганская, Тобойская, Мядсейская и др. площади).
Значения эксцесса рафинированного гранулометрического со-
става для среднедевонских отложений колеблются от -0,02 до
♦0,37, для иижнефранских отложений - от -0,52 до 40,62. Из ма-
тематического анализа можно принимать абсолютные величины это-
го параметра меньшие, или равные 0,85, за нулевые. Исходя из
этого вСе значения эксцесса гранулометрического состава изу-
чаемых осадков являются нулевыми. Нулевые значения эксцессов
рафинированного гранулометрического состава осадков указывают,
Что скорость динамической переработки соответствовала интен-
сивности привнося обломочного материала. По характеру распре-
деления эксцесса можно сделать заключение, что в более повы-
Венных частях рельефа дна бассейна седиментации существовали
относительно повышенные энергетические уровни среды седимента-
ции (скв.7-Седьяга, 22, 26-С.Сарембойская) в сравнении с дру-
гими площадями, как Тобойская, Лабоганская и др.
Для выделения зон различной гидродинамической активности
Вами использованы данные значений нерафинированных параметров
131
асимметрии и эксцесса. Данные нанесены на диаграмму Г.Ф.Рожко-
ва [2] асимметрия-эксцесс (рис.1-3). Как видно из рисунков,
гуративные точки легли в разные генетические поля, что еще раа
говорит о существовании различных обстановок седиментации как
в среднедевонское, так и в нижнефранское время. Нами выделяют-
ся зоны подвижности среды осадконакопления: высокой (I), уме-
ренной (П), слабой (Ш) и весьма слабой (1У) (рис.2). Таким об-
разом, динамика осадконакопления носила неравномерный по пло-
щади характер; она менялась и во времени, и в пространстве,
что не могло не отразиться на структуре первичного порового
пространства пород и в дальнейшем на характере вторичных про-
цессов. Все вторичные процессы предопределяются структурой пер-
вичного порового пространства, которая, в свою очередь, обус-
лавливается гидродинамическими условиями осадконакопления.
Рассматриваемые песчано-алевролитовые породы, в основном
кварцевого состава (80-96%), с незначительной примесью зерен
полевого шпата, обломков кремнистых, глинисто-кремнистых пород,
слюдисто-кремнистых сланцев, хлорита. Среди акцессорных выде-
ляются циркон, турмалин, титанистые минералы. Как показали ис-
следования, гидродинамические условия осадконакопления оказа?
ли существенное влияние на характер распределения обломочного
материала по гранулометрии, но не на его состав. Обломочный ма-
териал песчано-алевролитовых пород как водонасыщениой, так и
нефтенасыщенной зон одинаков, отличием является состав аути-
генных минералов, количество которых также меняется. Веще-
ственный состав цемента является показателем вторичных процес-
сов, происходящих в породе и показателем среды, в которой эти
процессы проходили. Цемент в рассматриваемых песчано-алевро-
литовых породах полиминеральиый: хлоритовый, гидрослюдисто-
хлоритовый, каолинитовый, кальцитовый, доломитовый, сидерито-
вый, кварцевый. В редких случаях цементирующим веществом явля-
ется твердый, окисленный битум. Тип цемента поровый,пленочный,
базальный, регенерационный.
В рассматриваемых породах цементы встречаются в различном
сочетании: а) хлоритовый, кварцевый, кальцитовый, б) каолинито-
вый, хлоритовый, доломитовый, кальцитовый, кварцевый, в) сиде-
ритовый, кальцитовый, хлоритовый, кварцевый. Выделяются как
первичные цементы, образование которых обусловлено литолого-
фациальнъаи условиями седиментации, так и вторичные, обязанные
132
Т(-)
Рис.1. Распределение точек-анализов элементов
аккумулятивного тела на динамической диаграмме
асимметрия (а)-эксцесс (Т) по скважинам:
1-12 Тобойсная, 2-46 Мядсейсн|ая, 3-56 Наульская, Ч -76
Лабогансная (среднедевонсние отложения); 5-асимметрия,
6-эксцесс, 7-направление потоков; 7-подвижность среды
осадконакопления: 8-высоная, 9-умеренная, 10-слабая,
11-весьма слабая.
Рис.2. Распределение точек-анализов аккумулятивного, тела
на динамической диаграмме асимметрия-эксцесс по скважи-
нам :
1-12 Тобойская, 2-13 Тобойская, 3-56 Наульская, 4-46 Мяд-
сейсная, 5-76 Лабоганская, 6-47 Западно-Лекейягинская,
7-61 Западно-Лекейягинская, 8-1 Усть-Талотинская,9-1-Та-
лотинская, 10-24 Северо-Сарембойская, 11-22 Северо-Са-
рембойская, 12-23 Северо-Сарембойсная, 13-15 Северо-Са-
рембойская, 14-20 Северо-Сарембойская, 15-26 Северо Са-
рембойская, 16-19 Северо-Сарембойсная (нижнефранские
отложения)
Условные обозначения см. рис.1
Рис.З. Распределение точек-анализов элементов анку -
мулятивного тела на динамической диаграмма асимметрия-
-эксцесс по скважинам Седьягинской площади (нижне -
франсние отложения): 1-скв.7,2-скв.5,3~снв.41, 4-скв.2.
Условные обозначения см. рис.1
процессам вторичного аутигенного минералообразования в постсе-
диментационный период - в стадию диагенеза (осадке) и катаге-
неза (породе). Количеств) цемента колеблется от 5 до 30%.
Обращает на себя внимание наибольшее распространение кар-
бонатного (кальцитового) цемента во всех песчано-алевролитовых
породах, содержание которого меняется от единиц процента до
35%. Кальцит тонко-мелко-среднезериистый (крупнозернистый каль
цит встречается редко) порового базально-порового и базального
типа.
Н.М.Страхов [8]устаыовил, что формирование карбонатных
минералов, рассеянных в терригенных породах, осуществляется,
главным образом, на стадии диагенеза, когда главным фактором
являются биогенные процессы. Микроорганизмы разрушают органи-
ческие вещества, содержащиеся в осадках и выделяют в ил COg,
СН^, HgS и другие газы. В результате обилия COg происходит
обогащение ила бикарбонатом и отложение карбонатов из- раство-
ра.
Максимальное количество пелитоморфного, тонкозернистого
кальцитового цемента отмечается в зонах, где динамика осадко-
накопления была ослабленной, т.е. в более пониженных частях
рельефа дна бассейна седиментации (Вараидейская, Лабоганская,
Тобойская площади), где в значительном количестве отмечается
глинистое вещество, представленное гидрослюдой и смешанослой-
ными образованиями. Содержание кальцита и доломита для песча-
ников иефтенасыщенной и .водонасыщенной зоны отличается: в не-
фтенасыщенных песчаниках, как правило, кальцитового цемента
меньше (доломита больше) в сравнении с песчаниками водонасы-
щенной воны. Примерно это соотношение идет как 1:2 или 1:3.
Расчеты, проведенные Р.С.Сахибгареевым показали, что пес-
чаники законтурной зоны, не затронутые влиянием залежи, ха-
рактеризуются наибольшим содержанием кальцитового цемента. В
нефтенасыщеиных песчаниках отмечаются отдельные реликты каль-
цитового цемента (кальцит выщелочен). Кальцитовый цемент, ве-
роятнее всего, растворен в процессе формирования залежи. Легче
всего выщелачивается кальцит порового и-неполнопорового типа
(поры соединены мельчайшими мещдупоровыми каналами, через ко-
торые идет движение газово-жидких флюидов); при базальном типе
седиментации порода становится непроницаемой. Нефгенасыщениые
песчаники хорошо выделяются на каротаже: они характеризуются
133
повышенным кажущимся сопротивлением (45-80 Омм) в сравнении с
водонасыщенными (7-II Омм), пониженными значениями плотности
по ЛК (190 -213 мкс/м) против 220-260 мкс/м в водонасыщеиных
породах. Для нефтенасыщенных пород характерны повышенные зна-
чения по НГК (2,10-2,34 усл.ед.) против 1,08-1,96 усл.ед. для
водонасыщемных песчаников; несколько пониженные значения по
ГК (2,0-2,4 мкр/час) против 2,0-2,8 мкр/час для водонасыщен-
ных песчаных пород.
Таким образом, можно сделать вывод - важным минералоги-
ческим индикатором наличия нефтяной залежи является эпигене-
тический Кальцит.
Если кальцитовый цемент является господствующим в рас-
сматриваемых породах, то этого нельзя сказать о кварцевом
(регенерационном) цементе, содержание которого составляет не
более 3,0% (от общего содержания цемента в породе). Наиболее
распространенной формой цементации кремнеземом является реге-
нерационный кварц. Неодинаковая окварцованность четко прояв-
ляется при сравнении пород различного гранулометрического со-
става (в более крупнозернистых песчаниках отмечается слабая
регенерация). Наибольшее содержание регенерационного кварца
отмечается в водонасыщенных породах в сравнении с нефтенасы-
щенными). Породы, в которых отсутствует вторичный кварц, как
отмечает Р.С.Сахибгареев [7], больше тяготеют к области зале-
жи, что связано, главным образом, с растворением кварца и
уничтожением регенерационных новообразований в процессе мно-
гоэтапного формирования залежи.
При сравнительном анализе вторичных процессов в нефте- и
водонасыценных песчаных породах, необходимо учитывать и пове-
дение таких минералов цемента, как каолинит, гидрослюда, монт-
мориллонит, хлорит. Гидродинамические условия осадконакопле-
ния оказали существенное влияние в распределении этих минера-
лов. Отмечается зональное распределение глинистых минералов
от берега к более глубоководным участкам, что еще было подме-
чено Н.М.Страховым [в]. Так, каолинит откладывается в самых
прибрежных зонах, поскольку он более крупнозернист и предпо-
чтительнее адсорбирует Ca*z из морской воды, что повышает
агрегацию его частиц. Мелкие частицы, как монтмориллонит, ад-
сорбируют, главным образом, на*, Mg+^ и К* что еще более
увеличивает их диспергацию и они уносятся в более отдаленные
участки моря. Гидрослюды имеют промежуточный размер частиц
134
между каолинитом и монтмориллонитом. Гидравлическая крупность
возрастает в направлении - монтмориллонит - гидрослюда - каоли-
нит. Каолинит отлагается в более подвижной гидродинамической об-
становке, в зоне действия волн, где происходило неоднократное
взмучивание глинистого вещества, его перемыв. Более тонкие,
мелкочешуйчатые формы каолинита вместе с гидрослюдой и смешано-
слойными образованиями выносились в более глубоководные участки
с менее активной средой осадконакопления (п’.ля I, П, рис.1-3).
По данным рентгеноструктуриого анализа глинистой составляющей
цемента песчано-алевролитовых пород нижнефр анских отложений от-
мечается наибольшее содержание каолинита на Седьягинской площа-
ди (20-41%), Лабоганской и Тобойской площадях (10-20%). В райо-
не Наульской и Варандейской площадей каолинит практически от-
сутствует (менее 3%). Наибольшее содержание в цементе дегради-
рованных гидрослюд отмечается в песчаных породах Тобойской пло-
щади до 75%, на Наульской - до 62%, на Лабоганской - до 60%.
Сравнение песчаных пород из нефтенасыщенной и водонасыщенной
зон показало увеличение каолинитового цемента в нефтенасыщен-
иых песчаниках (41%) против 10% (в водонасыщениых песчаниках).
Нам представляется, что развитие каолинита вызвано, в основном,
наложенными процессами. Явления эпигенетической каолинитизации
широко распространены в нефтегазоносных толщах и описаны многи-
ми авторами по разным регионам [4, 6, 3].
Если каолинит образуется при наложенных процессах, то нуж-
но считать каолинитизацию обязательным этапом формирования не-
фтяных и газовых скоплений.
Каолинит обычно заполняет наиболее крупные пространства
между зернами и часто корродирует их, нередко выделение као-
линита отмечается по вторичным порам.
Как в водонасыщениых, так и в нефтенасыщенных песчано-алев-
ролитовых породах отмечаются первичные и вторичные поры. Вто-
ричные поры преобладают в нефтенасыщенных разностях. Расчет
дифференциальной пористости по замерам на ртутном поромере по-
казывает, что для нефтенасыщенных песчаных пород объем пор с
радиусом более 1,0 мкм, составляет более 60%, в водонасыщенных
песчаниках поры с радиусом более I мкм отсутствуют (табл.1).
135
Таблица I
Дифференциальная пористость по замерам ртутного поромера
Водонасыщенный песчаник глубина 3193 м, скв.Ь-Седьяга		Нефтенасыщенный песчаник глубина 2959 м, скв.7-Седьяга	
Размер пор, мкм	Содержание, %% от общего объема пор	Размер пор, мкм	Содержание, %% от общего объе- ма пор
5,973	0,02	5,977	3,43
0,2804	6,86	2,4975	34,86
0,2030	6,51	1,7556	16,85
0,1464	13,48	1,4174	8,95
0,0815	24,33	1,1885	4,65
0,0733	2,64	0,8981	6,00
0,0524	4,79	0,6572	4,85
0,0367	8,71	0,4541	4,82
0,0245	12,49	0,2805	5,74
0,0184	7,73	0,1784	3,97
0,0122	9,53	0,0977	3,26
0,0105	1,76	0,0733	0,81
0,0092	0,63.	0,0524	0,45
0,0082	0,22	0,0367	0,57
0,0073	0,30	0,0245	0,79
100%	100%
136
Можно сделать заключение, что песчаники водонасыщенной эо-
ны отличаются от песчаников нефтенасьщенной зоны структурой
порового пространства, вещественным составом цемента. Это свя-
зано с процессами седиментации, отражающими особенности гидро-
динамического режима в период осадкообразования, о одной сторо-
ны, и вторичными процессами на стадии диагенеза и катагенеза -
с другой.
Формирование вторичной пористости на стадии катагенеза
могло быть связано с процессами окисления углеводородов на древ-
них ВНК.
Знание отмеченных выше закономерностей формирования и
Преобразования пород в водонасыщенных и чефтенасыценных зонах
позволит более обоснованно проводить поисковые работы на нефть
и газ, ввделять участки, перспективные в нефтегазоносном отно-
шении.
Литература
I. Бескровная О.В. Опыт изучения терригенных кол-
лекторов среднедевонских отложений Колвинского мегавала. Экс-
пресс-информация, ВИЭМС, 1985, в.5, 10 с.
	2. Гроссгейм В.А. и др. Методы палеогеографиче-
ских реконструкций Спри поисках залежей нефти и газа). Недра,
1984. 271 с.
3.	Лазарева В.М., Елизарова Е.Н. Некото-
рые закономерности состава глинистых минералов и битумов в про-
дуктивных горизонтах и покрышках нижнемеловых обложений Запад-
ного Предкавказья//Нефтегаз.геология и геофизика, 1969,	№ 8,
с.31-37.
4.	Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных осадочных по-
род юры и мела юго-восточной части Западно-Сибирской низменно-
сти. М., Недра, 1971. 159 с.
5.	Проничева М.В., С а в и н а Г.Н. Палеогеомор-
фологический анализ нефтегазоносных областей. М., Недра, 1980.
254 с.
6.	Сахибгареев Р.С. Особенности эпигенетических
изменений пород-коллекторов нефтяных месторождений Сургутского
свода. Тр.Гипротюменьнефтегаз, 1968, в.8, с.45-53.
7.	Сахибга реев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей.
Л., Недра, It89. 260 с.
137
8.	Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. М., Изд.
АН СССР, I&32, т.Ш. 550 с.
УДК 552.578.2.061.4 (24:181)
О.А.Наливкина
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ВТОРИЧНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ ТЕРРИГЕННЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ПАЛЕОЗОН ПРИКАСПИЙСКОЙ И МЕЗОЗОЯ-КАЙНОЗОЯ
ФЕРГАНСКОЙ ВПАДИН В СВЯЗИ С ПРОГНОЗИРОВАНИЕМ КОЛЛЕК-
ТОРОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Поиск месторождений на глубинах свыше 4000-5000 м, в конеч-
ном итоге, сводится к выявлению условий сохранения первичных и
возможности формирования вторичных коллекторов. В этом свете,
особенно актуальным представляется изучение возможностей фор-
мирования коллекторов в различных тектонических условиях в по-
родах разного возраста. Ряд черт сходства и различия в развитии
осадочных бассейнов Прикаспийской и Ферганской впадин позволяет
провести сравнительный анализ условий формирования коллекторов
на больших глубинах в молодых и древних впадинах, а хорошая
разбуренность регионов создает возможность исследований на ве-
щественном, минералого-петрографическом уровне.
Прикаспийская и Ферганская впадины - бассейны с большой
мощностью разновозрастного сложнопостроенного, интенсивно тек-
тонически нарушенного осадочного чехла, с нефтегазопроявлениями
по всему разбуренно1лу разрезу и со значительными перспективами
на больших глубинах.
В Прикаспийской впадине изучались прибортовые структуры
восточной и юго-восточной части депрессии. Месторождение Кенки-
як-Бозоба содержит многопластовые залежи в известняках карбона,
терригенных молассах нижней перми (непосредственный объект ис-
следований) и залежи в надсолевых отложениях. На структуре Тор-
тай изучались терригенные породы нижнего карбона с нефте- и
битумопроявл ениями.
В Ферганской впадине рассматривались Терригенные разрезы
южной и северной бортовых зон. В них, в пределах северного бло-
ка, изучалось месторождение Тергачи, с многопластовой залежью в
карбонатно-терригенных отложениях палеогена и в красноцветных
породах неогена. В пределах южного тектонического блока изуча-
лось месторождение Хартум с залежью л нижнемеловых песчаниках
138
Муянской свиты.
При изучении петрографических шлифов особенное внимание
уделялось последовательности образования и растворения аути-
генных минералов порового и трещинного пространства и взаимо-
отношению этих минералов с тяжелыми нефтями и битумами на во-
донефтяных контактах (ВНК). Диагностика минералов проводилась
как в шлифах, так и методом порошковой дифрактометрии (глини-
стые минералы). Физические свойства коллекторов охарактеризо-
ваны пористостью и объемной плотностью. Для выводов и теорети-
ческих построений использовались опубликованные данные о гео-
логическом строении и нефтегазоносности регионов [I, 4, 5] .
Теоретической основой применяемой в работе методики являются
учение о постдиагенетических преобразованиях осадочных пород,
детально разработанное Е.Г.Коссовской, Н.В.Логвиненко и В.В.
Ивановым [2, 3, 7} и модели (формирования вторичных неоднород-
ностей осадочных пород под непосредственным влиянием формирую-
щихся и разрушающихся залежей, как одного из основных факто-
ров локального катагенеза, разработанные Р.С.Сахибгареевым [б] .
Вторичные изменения подсолевых отложений палеозоя
Прикаспийской впадины
Толща терригенных пород нижней перми вскрыта на месторож-
дении Кенкияк-Бозоба, расположенного в восточной прибортовой
зоне впадины на глубинах 4200-4700 м и 3700-4200 м (в зависи-
мости от приподнятого, либо опущенного тектонического блока).
Она сложена породами сакмарского и артинского ярусов, несог-
ласно залегающими на размытой поверхности нижнекарбоновых от-
ложений под мощной соленосной толщей кунгурского яруса. Породы
представлены чередованием полимиктовых гравелитов, песчаников,
алевролитов и аргиллитов. Песчаные и гравийные разности отли-
чаются плохой сортировкой и слабой окатанностью. Аргиллиты
глинисто-карбонатного Состава с отдельными слойками, обогащен-
ными обугленным органическим веществом. Все литологические раз-
ности интенсивно трещиноваты, со сложной системой вертикаль-
ных и горизонтальных нарушений нескольких генераций.
Характерной особенностью сакмаро-артинских отложений ме-
сторождения Кенкияк-Бозоба является чередование в разрезе во-
донасыщенных, более плотных слоев с рыхлыми нефте-битумонасы-
щенными породами. Подобное распределение неоднородностей в
138
коллекторских средах описано Р.С.Сахибгареевым по многим ме-
сторождениям и нефтегазоносным областям в более высоких гори-
зонтах осадочного чехла [б]. Катагенетические процессы, проте-
кающие в отдельных слоях в ходе сложного взаимодействия раз-
нонаправленных региональных и локальных факторов собственно и
приводят к образованию вторичной неоднородности - к чередова-
нию рыхлых и плотных горизонтов.
На рис.1 схематически показано соотношение нефтенасыщен-
ных, битумонасыщенных, разуплотненных и уплотненных горизон-
тов. Отмечены особенности аутигенеза этих горизонтов и пока-
зано распределение физических характеристик (пористости и плот-
ности).
Так, наиболее уплотненные горизонты без следов нефти и
битума со значениями плотности	2,6-2,7 г/см3 и пористости
ниже 3% ограничиваются прослоями массивных аргиллитов и сце-
ментированных алевролитов. В этих слоях наиболее явно прояв-
ляется региональное уплотнение, сопровождающееся коррозией
обломочных зерен цементом (карбонатным и глинистым). Наблюда-
ется альбитизация полевого шпата, коррозия и регенерация квар-
ца, гидрослюдизация и хлоритизация глинистого цемента и от-
дельных обломков. Отмечается трещиноватость двух генераций,
образующая сложную систему горизонтальных и вертикальных на-
рушений. Вертикальные трещины поздней генерации зачастую несут
следы миграции нефти, тогда как ранние горизонтальные трещины
минерализованы или цементированы черным битумом. Глинистое
вещество представлено смешанослойными образованиями иллит-смек-
титового типа с содержанием разбухающих слоев до 15%, магне-
зиально-железистым хлоритом (до 30-40% от глинистой состав-
ляющей). При относительно невысокой зрелости гидрослюд 	с0~
держание в них разбухающих слоев ниже, чем в нефте- и битумо-
насыщенных горизонтах.
Нефтенасыщенные горизонты отмечены в песчаниках. Всего
выделяется от двух до четырех нефте- битумонасыщенных горизон-
тов в зависимости от положения скважин в структуре. В них не-
зависимо от гранулометрической разности, сортировки обломочной
составляющей и минерального типа цемента вторичные изменения
развиты незначительно. Глинизированные поверхности обломков
пород и полевого шпата пигментированы битумом. Поровое про-
странство с карбонатным и глинистым цементом пропитано биту-
ме

мидш&Егтк----
Рис.1. Модель формирования зон вторичных неоднородностей в
пермсних отложениях месторождения Ненкияк-Бозоба.
/-аргиллиты; 2-песчаники; 3-интенсивная коррозия с признаками битумной
цементации и пиритизации; 4-интенсивная коррозия и последующая мине-
ральная цементация; 5-максимальное уплотнение и регенерация кварца и
полевого шпата; 6-поровое пространство нефтенасыщено, цемент пигмен-
тирован битумом; 7-зона разуплотнения на ВНК; 8-битумная цементация
и пиритизация на ВНК; 8-зона нефтенасыщения; /0-зона вторичной цемен-
тации под зоной разуплотнения на ВНК; П-водонасышенмыл
мом от светло-коричневого до темно-коричневого цвета. Следует
отметить, что наиболее темный (окисленный), битум отмечается в
открытых участках крупных пор и в трещинах ранней генерации, в
то время как участки с микропористой структурой порового про-
странства и поздние трещины заполнены нефтью и светло-коричне-
вым битумом.	__
Подобное распределение битума и нефти в поровом простран-
стве и малая степень преобразованности минерального вещества
свидетельствуют о раннем заполнении пород нефтью, до погружения
на большие глубины, с последующим частичным разрушением зале-
жей в результате потери легких фракций и анаэробного окисления.
Об этом же свидетельствуют глинистые минералы нефтенасы-
щенных горизонтов. Для них характерен гидрослюдисто-монтморил-
лонит-хлоритовый состав с содержанием разбухающих слоев сме-
шанослойных образований до 40%. На дифрактограммах отражения
хлорита и гидрослюды сливаются: присутствует целый спектр пе-
реходных смешанослойных образований. Степень кристаллического
совершенства гидрослюды также низка 0,36-0,56, что является
еще одним свидетельством низкой степени необразованности веще-
ства. По-видимому, сказывается тормозящий эффект нефти, рано
заполнившей коллекторские слои.
Переходные зоны ВПК, растворения и цементации, наклады-
ваясь друг на друга, образуют единую битумонасыщенную толщу, в
которой колеблется содержание минерального либо битумного це-
мента. Рассматривая три переходные зоны вместе, укажем на пре-
обладание минеральных признаков, характерных для каждой из них.
Непосредственно под нефгенасыщенными горизонтами отмечаются по-
роды с максимальным битумонасыщением. Битум заполняет все пер-
вичные и вторичные-поры выщелачивания, пропитывает карбонатный
и глинистый цемент и измененные поверхности зерен. Интенсивно
развивается пелитоморфный пирит, содержание которого в некото-
рых образцах достигает 5-8%. Цемент активно коррозионный. Ниже
отмечается зона максимальной коррозии с наложенной цементацией
(рис.I). Битум здесь лишь остаточный в виде темно-коричневых
каемок. К этим же каемкам тяготеет аутигенный пирит, содержание
которого менее 0,5%. Вее зерна и обломки интенсивно корродирова-
ны вплоть до частичного разрушения. Глинистый цемент сохраняет-
ся в основном в виде оторочек вокруг зерен и цропитан битумом.
Остальное поровое пространство заполнено вторичным карбонатным
I 41
цементом. Эти горизонты можно отнести к остаточным зонам раз-
уплотнения древних ВПК с наложенной цементацией. Под горизонтом
остаточного разуплотнения наблюдаем зону цементации, отличаю-
щуюся от вышеописанного интенсивной вторичной карбонатной це-
ментацией, меньшей корро.цированностью поверхностей зерен и
лучшей раскристаллизацией аутигенного пирита. Интенсивно разви-
ты процессы регенерации кварца и полевого шпата. Так что, при
интенсивной вторичной цементации, зону разуплотнения отличает
преобладание коррозионных процессов над регенерацией, тогда как
в зоне цементации соотношение этих процессов противоположно.
В разрезе, под нефтенасыщенными пластами переходные зоны
несколько раз последовательно повторяются, растягиваясь на де-
сятки метров. В этой толще маркирующими горизонтами служат древ-
ние водонефтяные контакты. Подобная картина с регрессивным сме-
щением древних ВНК, с наложенной цементацией, преобладающей над
разуплотнением, описана Р.С.Сахибгареевым [6] и характерна для
разрушенных и частично разрушенных залежей.
Терригенные, плохо сортированные, полимиктовые песчаники,
алевролиты и аргиллиты среднего карбона, вскрытые на этих же
глубинах на структуре Тортай (юго-восточная бортовая зона), не
содержат промышленных нефтяных залежей. Здесь битумонасыщенные
горизонты представляют серию древних ВНК через горизонты раз-
уплотнения и наложенной цементации, переходящие из одного в дру-
гой и разделенные горизонтами интенсивно трещиноватых водонасы-
щенных аргиллитов. Процесс разрушения залежи зашел здесь значи-
тельно дальше, чем на месторождении Кенкияк. Глинистое веще-
ство водонасыщенных горизонтов представлено иллитом (до 80%) и
хлоритом (20%). Иллитовый кристаллический индекс относительно
высокий - 1,24 (по сравнению с битумонасыценными горизонтами,
где его значения колеблются от I до 0,72). Для водонасыщенных
пород характерно отсутствие смешанослойных образований иллит-
смектитового состава с разбухающими слоями, тогда как в битумо-
насыщенных горизонтах их содержание достигает 15-20%.
Можно отметить, что как по структурному облику пород водо-
насыщенных горизонтов, так и по минералогии их глинистой 1 со-
ставляющей уровень регионального катагенеза в терригенных отло-
жениях карбона на структуре Тортай выпе, чем в сакмаро-артин-
ских породах месторождения Кенкияк на тех же глубинах (4000-
4500). Здесь сказывается отсутствие мощной соляной покрышки и
142
менее значительный тормозящий эффект углеводородов. В какой-то
степени сказывается, вероятно, и возраст.
Сравнивая катагенетические процессы, протекавшие в поро-
дах двух вышеописанных площадей, видим, что наиболее чутким
индикатором вторичных превращений является глинистое веще-
ство. Повышенное содержание смешанослойных образований с раз-
бухающими слоями в нефте- и битумонасыщенных горизонтах и
низкий индекс кристалличности гидрослюды свидетельствуют о
том, что заполнение ловушек углеводородами происходило до на-
чала протекания основных катагенетических процессов, как на
одной, так и на .другой структуре. Однако впоследствии, если
залежь в пермских отложениях частично сохранилась, то на
структуре Тортай разрушилась относительно быстро, так как от-
сутствовала хорошая покрышка. Отсюда, некоторое различие в
принципиальных схемах формирования эон вторичных неоднородно-
стей при сохранении общей тенденции преобладания цементации
над растворением.
Вторичные изменения мезозойско-кайнозойских терригенных
отложений Ферганской впадины
Нижнемеловые отложения Цуянской свиты вскрыты на место-
рождении Хартум, расположенном в приразломной восточной части
южного тектонического блока Ферганской впадины на глубинах
4000-5000 м. Породы представлены пестроцветной толщей пере-
слаивания песчаников с алевролитами и аргиллитами. Песчаники
полимиктовые, разнозернистые с окатанным) и полуокатанными об-
ломками разной степени отсортированное™ и сложным желеэисто-
сульфатно-карбонатным цементом. Аргиллиты преимущественно сло-
жены иллитом с незначительной примесью хлорита, гицроокислов
железа и ангидрита.
Характерными особенностями отложений являются обилие
частично яндвпоченного вторичного сульфатного и карбонатного
цемента, относительная рыхлость пород по сравнению с вышеле-
жащими палеогеновыми и неогеновыми отложениями, наличие следов
битума во всех литологических разностях толщи (.на фоне двух не-
фтенасыщенных продуктивных горизонтов), интенсивная трещинова-
тость косых и вертикальных направлений.
Все это является результатом специфических условий проте-
кания катагенетических процессов в отдельных литологических раз-
143
ностях в нефтенасыщенньи, переходных и водонасыщенных горизон-
тах в процессе формирования залежей (рис.2), В разрезе уплот-
ненные горизонты, не насыщенные углеводородами, отмечены в
алевролитах с обильной железисто-гидрослюдисто-сульфатно-карбо-
натной цементацией, Обломочная составляющая практически не пре-
терпевает катагенетических изменений,так как надежно защищена
пленками гидрослюдисто-железистого цемента. В цементе же проис-
ходит замещение сульфатов карбонатами. Глинистое, вещество
представлено иллитом (90%) и магнезиально-железистым хлоритом
(10%). Иллитовый кристаллический индекс (1,67-1,70) отражает
хорошо раскристаллизованный иллит, однако, в пределах полити-
пии IM. Водонасыщенными являются и отдельные горизонты мас-
сивных красных аргиллитов, состоящих из гидрогематита и иллита
о незначительной примесью хлорита (до и следами смешано-
слойных иллит-смектитового состава с иллитовым кристаллическим
индексом 1,45-1,50. Для этих горизонтов характерны повышенные
значения плотности (2,70-2,75 г/см3) и пониженные значения по-
ристости (1% и менее).
Нефтенасыценные горизонты представлены разнозернистыми пе-
счаниками и, в подчиненном количестве, трещиноватыми аргиллита-
ми и алевролитами. Б аргиллитах частично или полностью выщела-
чиваются диагенетические микростяжения сульфатов. Образовавшее-
ся вторичное пустотное пространство, равно как и открытые тре-
щины, заполнены нефтью. Глинистое вещество нефтенасыщенных ар-
гиллитов представлено иллитом (85-70%), хлоритом (15-25%) и
гидрогематитом со следами смешанослойных образований иллит-сме-
ктитового состава с иллитовым индексом 1,10-1,30.
Б нефтенасыценных песчаниках гематитовый пленочный цемент
присутствует в отдельных участках, предохраняя обломочные зер-
на от коррозии. Нефть заполняет поры вторичного выщелачивания
и пропитывает пленочный хлоритовый и иллитовый цемент (в серо-
цветных разностях). В менее проницаемых участках частично со-
храняются ангидритовый и карбонатный поровый вторичный цемент.
Причем, по распределению их в поровом пространстве, карбонат-
ный цемент определяется как более поздний. В глинистой состав-
ляющей наряду с относительно высоким (1,55-1,40) иллитовым ин-
дексом наблюдается присутствие смешанослойных иллит-смектитов и
хлорит-смектитов. Внутри нефтенасыценных песчаников отмечен
горизонт, в котором на фоне общего нефтенасыщения отмечаются
144
Г71« MS9 ЮЖ» SEE'2
и
HE1
14
Рис.2. Модель формирования зон вторичных неоднородностей в мело-
вых отложениях месторождения Хартум.
/-песчаники; 2-аргиллиты; 3-максимальное уплотнение и катагенетичесная пере-
кристаллизация; 4-нефтенасыщение вторичного порового и трещинного простран-
ства; 5-и.1тенсивное выщелачивание цемента и коррозия обломочной составляю-
щей; б-вторичная минеральная цементация; 7-зона регионального уплотнения;
8-зона лональноге разуплотнения,; р-нефтенасыщение в зоне разуплотнения;
/0-разуплотнение на ВНН с битумной цементацией и аутигенным пиритом; //-ра-
зуплотнение на ВНН без битумной цементации; /2-вторичная минеральная цемен-
тация под ВНН; /3-минеральная цементация с последующим частичным. выщела-
чиванием; /4-следы древних ВНН в зоне нефтенасыщения.
присутствие темно-коричневого битума и повышенное содержание
аутигенного пирита. Обломочные зерна песчаников этого гори-
зонта более корродированы. Горизонт этот можно отнести к
древнему ВНК. По мере заполнения ловушки последующими пор-
циями углеводородов, современный ВНК сместился ниже. Для гли-
нистого вещества этого горизонта характерно повышенное со-
держание смешанослойных (до 30%) образований с разбухающими
слоями и несколько более низкий иллитовый индекс (1,10). По-
ристость нефтенасыщенных песчаников достигает If-18%, а плот-
ность не превышает 2,2-2,3.
Рост смешанослойных образований на современных и древ-
них ВНК, а также в эонах активного выщелачивания - общая
тенденция для всех изученных пород Ферганы.
Непосредственно под нефтенасыщенными горизонтами можно
выделить маломощную зону ВНК, отличающуюся наличием частич-
ной битумной цементации, отсутствием обильного нефтенасыще-
ния, присутствием пирита, интенсивной коррозией обломочной
составляющей и наличием пустот вторичного выщелачивания. Под
зоной ВНК располагаются горизонты активного выщелачивания.
Макроскопически - это рыхлые песчаники мощностью от 0,2 до
I м. В этих песчаниках, как первичный, так и вторичный кар-
бонатный и сульфатный цементы подвергаются активному выще-
лачиванию. Сохраняется цемент лишь в отдельных изолированных
порах. Обломочные зерна интенсивно корродированы. По пери-
ферии отдельных пор выщелачивания отмечаются примазки битума.
Трещины вертикальных и косых направлений преимущественно от-
крытые, со следами битума.
Ниже, располагаются горизонты частичной и полной це-
ментации. Мощность этих зон достигает нескольких метров. Это
песчаники и алевролиты с интенсивной вторичной сульфатной и
карбонатной цементацией, сопровождающейся коррозией обломоч-
ной составляющей. Центральные участки отдельных пор и часть
трещинного пространства выдел очены, с примазками битума по
периферии цустот. В этих эонах количество открытых пор и
трещин колеблется от 0 до 10% и растет в крупнозернистых раз-
ностях с лучшей сортировкой. Пористость зон цементации колеб-
лется в пределах 3-8%, а плотность - 2,65-2,40 г/см3.
Рассмотрев вторичные преобразования пород А'уянской сви-
ты, можно отметить, что миграция углеводородов происходила
143
после завершения основных катагенетических процессов, т.е. пос-
ле погружения на большие глубины. Об этом свидетельствуют уро-
вень вторичной измененности глинистого вещества и явная вторич-
ность битумной цементации по отношению к аутигенному карбонат-
ному и сульфатному цементу. Слаборазвитые зоны ВНК указывают
на кратковременность их стабилизации, тогда как интенсивно раз-
витые зоны выщелачивания и цементации являются результатом воз-
действия на породы агрессивных опреснение' сопутствующих вод.
Что касается роста содержания смешанослойных образований в пе-
реходных зонах, то это явление может свидетельствовать о про-
цессах деградации гидрослюд и хлоритов уже после их относитель-
ной раскристаллизации - о чем свидетельствуют глины водонасы-
щенных горизонтов, где гидрослюды лучше раскристаллизованы, а
смешанослойные образования практически отсутствуют.
Верхнепалеогеновые и неогеновые терригенные красноцветные
отложения вскрыты на месторождении Тергачи, расположенном в се-
верном тектоническом блоке впадины, на глубинах свыше 4000 м.
Многопластовые залежи этого наиболее значительного из глубоких
месторождений Ферганы открыты в терригенных отложениях кирпич-
но-красной свиты неогена, сумсарского и хандбадского ярусов
палеогена и в более глубокопогруженных карбонатных отложениях
нижнего и среднего палеогена. Практически каждый песчаный пласт
этих отложений разуплотнен и в той или иной степени нефтенасы-
щен.
Водонасыщенные горизонты, в пределах изученного разреза,
представлены трещиноватыми аргиллитами и плотнили краснэцветны-
ми алевролитами. Из минеральных новообразований можно отметить
гидрослюдизацию полевых шпатов, хлоритизацию обломков слюды .и
кристаллических сланцев, образование вторичного кальцита, ан-
гидрита и барита в порах выщелачивания, образование гематита по
гидроокислам железа. Глинистое вещество этих горизонтов состоит
преимущественно из иллита (00-95%) и хлорита (10-5%) с незначи-
тельной примесью гематита. Смешанослойная фаза иллит-смектито-
вого ряда с разбухающими слоями отсутствует. Для пород харак-
терны повышенная плотность (2,70-2,75) и пониженная пористость -
менее 1%.
Нефтенасыщенные горизонты представлены среднезернистыми
плохо сортированными песчаниками с пленочным железистым и гли-
нистым цементом и вторичным, частично выщелоченным сульфатным и
146
карбонатным цементом. Ь осветленных участках глинисто-железистый
цемент замещается глинисто-хлоритовым. Эти осветленные пятна
приурочены к максимальной вторичной пористости выщелачивания, за-
полненной нефтью. Если в неогеновых песчаниках это явление носит
локальный характер, то в отложениях.верхнего палеогена осветлен-
ные участки широко распространены, придавая породам пестроцвет-
ный облик. Обломочная составляющая не {ненасыщенных горизонтов
подвергается интенсивной коррозии. Полевые шпаты частично гидро-
слюдизированы. Вторичный сульфатный и карбонатный цемент имеет
активно коррозионный облик в тех участках, где -н сохраняется.
Трещинно-поревое пространство с выщелоченным цементом заполнено
нефтью. В приразломных скважинах нефтенаемценные горизонты от-
мечены не только в песчаниках, но и в трещинова-ых аргиллитах.
Таким образом, локальный стресс приводит, на стадии растяжения,
к формированию дополнительного пустотного пространства. Глини-
стое вещество, в отличие от глин зодонасыщенных слоев, отличает-
ся повышенным содержанием хлорита (до 20%). Пллит имеет более
низкий кристаллический индекс (1,30-1,20), и появляются, смешано-
слойные образования с разбухающими слоями (5-10%). Пористость
нефтенасыщенных песчаников достигает 11-12%, плотность колеб-
лется в пределах 2,35-2,50 г/смэ.
Переходные горизонты представлены на месторождении Тергачи
не в полном объеме и, в значительной степени, отличаются по сво-
ему характеру от зон, наблюдаемых на месторождении Хартум. Здесь
хорошо развиты древние и современные ВНК, сопровождающиеся би-
тумной цементацией и пиритизацией, тогда как зоны разуплотнения
в чистом виде отсутствуют, а зоны цементации затронуты наложен-
ным выщелачиванием и нефтенасыщены. Глинистое вещество по своим
характеристикам близко к глинам из водонасыденных горизонтов. Ил-
литовый индекс колеблется в пределах 1,25-1,0. Примесь сметано-
слойных образований составляет 5-10%.
Сравнивая формирование вторичных неоднородностей на место-
рождении Хартум и Тергачи, можно заметить, что формирование за-
лежей происходило на поздних этапах катагенетических преобразо-
ваний (после погружения на большие глубины), однако заполнение
коллекторских слоев в месторождении Тергачи происходило медлен-
ней, о чем свидетельствуют более развитые и стабилизированные
древние и современные водонефтяные контакты. Кроме того, более
активный окислительный потенциал самих пород в красноцветах ме-
сторождения Тергачи также способствовал более интенсивной битум-
147
ной цементации.
Черты сходства и различия в развитии процессов катагенеза
в Прикаспийской и Ферганской впадинах
Рассмотрев катагенетические процессы, протекающие в тер-
ригенных отложениях Прикаспийской и Ферганской впадин, следует
отметить, что если общность черт определяется условиями проте-
кания регионального катагенеза (близкие температуры, давления)
и полимиктовым составом пород с преимущественно плохой сорти-
ровкой и обилием цемента, то различия связаны в основном с
проявлением локальных факторов катагенеза и, прежде всего, о
условиями нефтегазоносности. С точки зрения вторичных измене-
ний, различия сводятся к разному распределению вторичных мине-
ралов по зонам неоднородностей и в поровом пространстве.
В Прикаспии 1рис.1) наиболее явно развиты битумонасыщен-
ные горизонты и зоны вторичной цементации, тогда как нефтена-
сыщенные зоны разуплотнения имеют подчиненный характер. В не-
фтенасыщенных слоях частично сохраняется первичный цемент, ин-
тенсивно пропитанный нефтью, а обломочная составляющая слабо-
корродирована, следовательно заполнение пород нефтью происхо-
дило на ранних стадиях, до погружения на большие глубины. Об
этом свидетельствует состояние глинистых минералов нефтекасы-
щенных слоев, Интенсивно развиты горизонты с обильной битумной
цементацией и аутигенным пиритом, значит, происходило длитель-
ное расформирование залежей с постепенным окислением нефтей на
ВНК и частичным уходом легких фракций УВ. Зоны разуплотнения
совмещаются с зонами цементации, с преобладанием последних,
опять таки свидетельство в пользу постепенного разрушения за-
лежей.
Б Ферганской впадине, напротив, битумонасыщенные горизон-
ты либо отсутствуют, либо развиты слабо, в то время как интен-
сивно развиты нефтенасыщенные зоны и горизонты неоднократно
наложенных цементации и разуплотнения, с явным преобладанием
выщелачивания. В нефтенасыщенных горизонтах первичный цемент
порового типа отсутствует. Обломочные зерна интенсивно корро-
дированы. В некоторых участках сохраняется вторичный сульфат-
ный и карбонатный цемент, а нефть заполняет центральные уча-
стки пор и трещины, практически не пигментируя вторичного j
мента. Образование сметанослойных минералов в зонах разу
148
нения и в нефте-битумонасыщенных слоях имеет вторичный характер
регрессивной деградации. Таким образом, в Ферганской впадине за-
полнение ловушек углеводородами происходит на поздних стадиях
(после погружения на большие глубины), чему прещдествует актив-
ное выщелачивание проницаемых участков пород. Процесс заполне-
ния ловушек протекал быстро, причем в несколько стадий, с не-
значительными промежутками, так что ЬНК не успевают стабилизи-
роваться. Заполнение коллектора сопровождается цементацией ни-
жележащего слоя, но приход следующей порции углеводородов с
сопутствующими реакционно-активными водами способствует его
частичному выщелачиванию.
Можно заключить, что залежи в Ферганской впадине находятся
на стадии формирования, причем активно влияют на образование
вторичного коллектора, тогда как в Прикаспии пустотоформирующая
роль мигрирующих флюидов выражена слабо. Там углеводороды ран-
него заполнения способствуют сохранению первичного . коллектор-
ского потенциала и значительно тормозят развитие катагенетиче-
ских процессов. Становится понятней роль углеводородов как од-
ного из факторов локального катагенеза. Вещественное выражение
влияния углеводородов - неоднозначно и зависит от геологиче-
ских условий развития региона. В одном случае (Прикаспийская
впадина) проявляется тормозящая роль углеводородов, в другом -
преобладает результат агрессивного влияния продуктов окисления
углеводородных флюидов (на древних ВНК) на вмещающую толщу (Фер-
ганская впадина). Именно по следам проявления в породах преи-
мущественно одного, либо другого процесса, можно судить о вре-
мени и скорости формирования и разрушения залежей.
Использование результатов сравнительного анализа
для прогноза коллекторов
Определение черт сходства и различия в развитии катагене-
тических процессов в Прикаспийской и Ферганской впадинах дает
возможность наметить пути к осуществлению прогноза коллекторов
на больших глубинах, как в пределах изучаемых регионов, так и
выходить на прогноз в других бассейнах с большой мощностью оса-
дочного чехла, используя принцип аналогии.
Близкий уровень измеиенности осадочного вещества палеозой-
ских пород Прикаспийской впадины и кайнозойских пород Ферган-
ской свидетельствует о том, что определяющим фактором катагене-
149
за является не возраст, через который выражается длителииость
постседиментационного периода, а термобарический режим недр,
кратковременное воздействие которого приводит к тем же резуль-
татам, что и медленное преобразование в менее жестком режиме
Степень регионального изменения пород обеих впадин определяет-
ся как умеренный катагенез с чертами глубокого катагенеза, в
зонах влияния приразломного стресса. Данный уровень преобра-
зоваиности вещества теоретически не обеспечивает высоких кол-
лекторских возможностей, следовательно необходим поиск других
факторов, оказывающих противодействие региональному уплотнению
и перекристаллизации.
При прогнозировании коллекторов в других регионах описан-
ная выше особенность свидетельствует о том, что не следует
автоматически предполагать в более молодых бассейнах лучших
коллекторов, чем в более древних.
Важным поисковым признаком для больших глубин разных ре-
гионов является выявление зон максимальной контрастности по
физическим характеристикам на фоне увеличивающейся с глубиной
однородности осадочных пород. Эти области прямо зависят от мас-
штабов нефтегазообразоваиия в молодых бассейнах, либо от сте-
пени сохранности залежей в древних бассейнах. В конечном ито-
ге, как в Прикаспийской, так и в Ферганской впадинах,независи-
мо от механизмов образования формируются области максимальной
контрастности со значениями пористости от 1% до 18%, плотно-
сти - от 2,14 до 2,75 г/см3, проницаемости - от 0,2.10“до
900*10-^0 м^, на фоне регионально уплотненных пород с пористо-
стью от 0,5% до 3%, плотностью 2,60-2,75 г/см3 и проницаемостью
не более 1.10“^ м .
Не менее важным поисковым признаком является тип пустот-
ного пространства. Основное различие механизма формирования
пористости в молодых и древних нефтегазоносных бассейнах на
больших глубинах сводится к преимущественному формированию вто-
ричной, либо сохранению первичной пористости. Так, в Прикаспии
локальный катагенез имеет прогрессивную направленность при кон-
сервирующей роли углеводородов раннего заполнения. Тот факт,
что залежь здесь формировалась до погружения палеозойских по-
род на большие глубины и находится в частично разрушенном со-
стоянии, и определяет принципиальный подход к прогнозированию
в данном регионе. При рассмотрении необходимых условий суще-
150
ствования коллекторов на первое место выступают палеофациаль-
ный анализ, хорошая сохранность покрышки, отсутствие разло-
мов молодого возраста в пределах структуры, застойный ’режим
вод. В структурах, нарушенных разломами, можно ожидать либо
полностью разрушенную залежь, либр сохранение нефтяных пластов
в зонах с худшими коллекторскими характеристиками (например,
в крыльевых частях структур).
При рассмотрении необходимых условий для формирования кол-
лекторов в.Ферганской впадине на первое место выступают песча-
ные горизонты с высоким содержанием сульфатного и карбонатного
цемента, пласты и зоны повышенной трещиноватости, присутствие
разломов в пределах структуры,, либо в непосредственной близо-
сти от нее, наличие в разрезе опресненных вод,- обогащенных уг-
лекислотой. Покрышкой может служить любой регионально уплот-
ненный пласт, не затронутый процессами вторичного выщелачива-
ния, тектонический, геохимический экран. По аналогий с Фер-
ганской впадиной, в других молодых межгорных впадинах и нефте-
газоносных бассейнах с поздним нефтегазонакоплением (сюда, ве-
роятно, можно отнести области Альпийского пояса - Предкавказье,
Азербайджан ....) можно предполагать тот же подход к прогнозу
коллекторского потенциала, учитывающий позднее формирование
залежей и наличие путей миграции поровсформирующих вод и угле-
водородных флюидов. Таким образом, можно определить принци-
пиальное отличие подхода к прогнозированию коллекторов на ма-
лых и больших глубинах. Если на малых глубинах первоочередными
задачами являются поиски коллекторов и покрышек, то на больших
глубинах важное значение приобретают поиски зон проявления ло-
кального катагенеза, тесно связанных с процессами нефтегазона-
копления и, превде всего, со временем заполнения ловушек угле-
водородами .
Литература
I.	Акрамход ж а е в А.М., Саидходжаев
Ш.Г. О вертикальной зональности распределения нефти, газа и
конденсата (на примере нефтегазоносных отложений Узбекистана)//
Литология и геохимия мезозоя Узбекистана. Ташкент, 1983, с.75-
86.
2.	Коссовская А.Г., Шутов В.Д., Сима-
нов и ч И.М. Современное состояние и перспектива развития
151
проблемы эпигенеза на континентах и океанах//Литология на но-
вом этапе развития геологических знаний. М., Наука, 1981, с.45-
62.
3.	Логвиненко Н.В. Постдиагенетические измене-
ния осадочных пород. Л., Наука, 1968. 91 с.
4.	Нефтегазоносность подсолевых отложе-
ний./А.А.Аксенов, Б.Д.Гончаренко, М.К.Калинко и др. М., Недра.
205 с.
5.	Прошляков Е.К., Гальянова Т.И., П и-
м е н о в Ю.Г. Коллекторские свойства осадочных пород на боль-
ших глубинах.И., Недра, 1987. 200 с.
6.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования и разрушения залежей. Л., Нед-
ра, 1989. 260 с.
7.	Ш в а н о в В.Н. Петрография песчаных пород (компо-
нентный состав, систематика и описание минеральных видов). Л.,
Недра, 1987, 269 с.
УДК 552.54:553.982(571.5)
В.Е.Пономарев
ДИАГНОСТИКА ВНК И ЗОН ЦЕМЕНТАЦИИ НА НИХ В ПРОДУКТИВНЫХ
ОТЛОЖЕНИЯХ ЯРО-ЯХИНСКОГО МЕСГОРОВДЕНИЯ
Зоны ВНК автором изучены на Яро-Яхинском месторождении,
которое расположено в 60 км к востоку от Уренгойского. На ме-
сторождении открыто 4 залежи газоконденсата с нефтяными ото-
рочками (рис.2). Высота газоконденсатной части залежи от 18 м
(залежь пласта ВТ-10) до 45 м (залежь пласта БТ-3-4). Высота
нефтяной части от 4 м (залежь пласта БТ-3-4) до 20 м	(залежь
пласта БТ-5-7). Положение ВНК практически горизонтально.
Литологическая характеристика пород изучалась в шлифах,
гидродинамические свойства пластов-коллекторов - по керну и
результатам испытания, обработанным с помощью ЭВМ ЕС-1061.
Проницаемые пласты характеризуются невысокими значениями
проницаемости и продуктивности при значениях пористости 10-15%.
Это является следствием малого сечения поровых каналов. Порезу-
х)
' В порадке дискуссии.
152
льтатам изучения керна и шлифов продуктивная толща представле-
на крупнозернистыми алевролитами, алевритистыми песчаниками,
мелко- и, в лучшем случае, среднезернистыми песчаниками.
Из-за множества литологических разностей пород-коллекто-
ров и флюидов, их насыпающих, геофизические методы на сегод-
няшний день не могут дать однозначную оценку насыщения и от-
бить границу раздела фазового состояния пластовых флюидов.
Поэтому нередки случаи несовпадения заключений по ГИС и ре-
зультатам испытания скважин. Чтобы хоть как-то прогнозировать
возможность более точного получения определенного продукта,
автором предпринимались попытки различными способами совме-
щать результаты ГИС и структурные построения. Наиболее простой
метод заключается в следующем: по скважинам строятся схемы
сопоставления (схемы корреляции), на которых коррелируются все
литологические разности продуктивных отложений разреза, как
это показано на рис.1. В результате этого сопоставления водно,
что некоторые плотные пропластки, представляющие собой песча-
ники, сцементированные карбонатным цементом (по данным ГИС),
не коррелируются с разрезами других скважин. На рис.1 - это
плотные пропластки в скважине Р-43 (пласты БТ-3-4 и БТ-5-7) в
скважине Р-32 (пласт БТ'-7). Толщина их порядка 30-50 см. Дру-
гие пропластки песчаника, сцементированного карбонатным це-
ментом, прослеживаются во всех скважинах пластов БТ-3-4 .
Причем положение плотного пропластка в разрезе совпадает
с положением кровли и подошвы. Отсюда делается вывод ,
что пропластки, коррелируемые по двум и более скважинам,
параллельные или субпараллельные кровле-подошве, являют-
ся конседиментационными. Пропластки-, некоррелируемые на
схеме сопоставления, занимают горизонтальное положение на схе-
мах опробования и геологических профилях (рис.2). Причем их
положение совпадает с положением ВНК. На этом основании де-
лается предварительный вывод, что эти уплотнения являются пост
седиментационными - как результат взаимодействия УВ и пласто-
вой воды. Из приведенных построений ясно, что совсем не обяза-
тельно, чтобы в каждой скважине существовали такие некоррели-
руемые пропластки, т.к. схемах опробования часть скважин
может находиться ниже современных ВНК или положение ВНК на
этих схемах может попадать на подошву пластов или плохоцрони-
цаемые (аргиллит, алевролит) разности пород.
153
Рис.1. Схема сопоставления разрезов снважин
Яро-Яхинсного месторождения.
/-песчаник, 2-песчаник сцементированный карбонатным цементом,
5-песчанин плотный в зоне ВНН, 4-аргиллит, 5-влевролит.
154
42	40	41	30	32	43
Л	л________л_____д____________д___________д
Рис.2. Схематический геологический профиль
Яро-Яхинского месторождения.
Условные обозначения см. рис.1.
155
Для более подробного изучения разреза по месторождению
отобрано 180 образцов керна, по 150 из которых изготовлены
шлифы.
В результате изучения шлифов и имеющихся геологических
материалов можно сделать следующие выводы:
I.	Заполнение ловушек пластов БТ-3-4, БТ-9 и пластов
БТ-5-? до абс.отм. - 3147 м происходило непрерывно-поступате-
льно. На это указывает коррозия минералов скелета породы от
кровли пластов до современных ВНК.
2.	Образование залежей произошло в довольно короткий про-
межуток времени. Плотные пропластки сингенетического проис-
хождения остались практически в первоначальном виде.
3.	Первоначальное насыцение было нефтяное, или залежь с
момента ее образования имела нефтяную оторочку. Заключение
следует из того, что в шлифах, взятых даже из газовой части
залежей, присутствует битумное насыщение, которое не экстра-
гировалось впоследствии более легкими УВ.
4.	Первичным цементом песчаников являются в основном гли-
нистые минералы и, в небольшом количестве, карбонатный мате-
риал. Исключение составляют пропластки, прочно сцементирован-
ные в процессе накопления, осадка карбонатным цементом. В
таких пропластках подчиненное значение в цементе занимают гли-
нистые минералы. В процессе прогрессивного изменения ВНК
карбонатная часть цемента непрерывно растворялась и выпала
в осадок в зоне современных ВНК.
5.	Положение ВНК в залежах БТ-3-4 и БТ-9 на сегодняшний
день является стабильным, так как гипсометрически выше плот-
ных пропластков на ВНК получают чистую нефть, а ниже - чистую
пластовую воду. Причем, чем ближе к ВНК - тем меньше минера-
лизация пластовых вод.
Стабильное положение ВНК в этих залежах объясняется, ви-
димо, следующим:
а)	миграция УВ в ловушки может происходить только со
стороны Пуровского желоба, т.е. с запада на восток. Залежь
пласта БТ-9 литологически экранирована на западе;
б)	в обеих ловушках коэффициент заполнения равен 1,0
("под замок"), поэтому УВ, поступавшие в эти ловушки после
их заполнения, мигрировали на восток, по восстанию пластов,
не проявляя какого-либо влияния на залежи*';
т) 1
' При условии, если поступавшие углеводороды были в жидкой
фазе, т.е. нефтью (прим.ред.).
ise
в)	переходная зона залежи пластов БТ-5-7 связана, по-види-
мому, с тем, что после стабилизации ловушки и образования свое-
го ВНК, в ловушку поступила новая порция УВ. Произошло это, ви-
димо, из-за перестройки структурного плана месторождения, нахо-
дящегося гипсометрически ниже и западнее Яро-Яхинского, в ре-
зультате неотектонических движений. Так как строение ловушки
позволило сконцентрировать дополнительную порцию УВ - они за-
держались в ловушке пластов БТ-5-7. Предположение о "неотектони-
ческом" движении делается из того, что переходная зона в на-
стоящий момент является нестабилизированной системой. По ГИС -
это интервалы, по которым геофизиками выдаются следующие не-
однозначные заключения: "водонефгяное насыщение", "переходная
зона", "возможно продукт", "характер насыщения неясен" и т.д.
По результатам испытания из этой части залежи получены при-
токи нефти с водой. По геологическим построениям и изучению
шлифов нижняя граница переходной зоны не имеет явно выраженных
плотных пропластков, аналогично другим залежам.
По всему месторождению собраны и вновь обработаны резуль-
таты испытания скважин, по которым можно заключить, что зоны
уплотнения на ВНК являются хорошими экранами, препятствующими
вертикальному движению пластовых вод и образованию воронки де-
прессии при испытании и освоении скважин*'. Так например, в
скважине Р-43 при испытании интервала 3291-3295 м (пласт БТ-9)
получен фонтан газоконденсатной смеси с нефтью без признаков
пластовой воды при депрессии (на штуцере 22,1 мм) 13,06 МПа!
Толщина плотного пропластка на ВНК составляет всего 0,4 м. В
скважине Р-44 при испытании интервала 3305-3308 м (пласт БТ-9)
получен фонтан безводной нефти при депрессии на пласт 28,07 МПа!
Толщина плотного пропластка - 2 м. В скважине Р-54 при Испыта-
нии интервала 3174-3182 м (пласт БТ-5-7) получен безводный
ток нефти при депрессии 7,20 МПа!
В то же время получение притоков нефти с водой часто
таются объяснить положением интервалов испытания в зоне
На наш взгляд, в случаях, если стреляется интервал выше
уплотнения на ВНК и получают приток нефти с водой, то получение
при-
пы-
ВНК.
эоны
Без анализа изменения пластового давления в водонасыценной
части пласта вывод автора о наличии флюидного экрана на ВНК не
убедителен (прим. ред.).
157
воды связано с заколонными перетоками х\ В тех случаях, когда
стреляют ниже зоны уплотнения на первоначальном ВНК, в пере-
ходной зоне пласта БТ-5-7, получают вполне закономерный ре-
зультат: нефть с водой.
Выводы:
I. Так как плотные пропластки на ВНК залежей БТ-9 и БТ-3-4,
вероятно, являются гидродинамическим экраном при эксплуатации
залежей, следует отказаться от поддержания пластового давле-
ния с помощью закачки воды. В связи с тем, что пластовые воды,
при грамотном вскрытии продуктивной части, не будут проникать
в нее, необходимо использовать только сайклинг-процесс. Целе-
сообразность применения этого метода обоснована еще и тем, что
после отработки нефтяных оторочек его можно продолжать исполь-
зовать для более полного извлечения конденсата из газоконден-
сатной части залежи.
2. С точки зрения эксплуатации к залежи кластов БТ-7 не-
обходимо отнестись следующим образом. Переходную зону пласта
можно эксплуатировать методом вытеснения нефти.водой, при этом
вполне обоснованно, что коэффициент извлечения нефти будет не-
высоким, а выше отметок 3147 м работы проводить аналогично за-
лежам пластов БТ-9 и БТ-3-4.
Литература
I.	А ш и р о в К,Б. Цементация приконтурного слоя нефтя-
ных залежей в карбонатных коллекторах и влияние ее на разра-
ботку. Тр. Гипровостокнефть, 1959, выл.2, с.163-174.
2.	Геология нефти и газа Западной Сибири/А.Э.Кон-
торович, М.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. М., Недра, 1975.
680 с.
3.	Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Запад-
но-Сибирского нефтегазоносного бассейна. М., Недра, 1976, 340 с.
4.	Прямые поиски нефти и газа и их применение в Си-
бири/А.А.Трофимук, М.М.Мандепьбаум, И.Н.Цузырев, В.С.Сурков//
Геология и геофизика. I98T, № 4, с.3-15.
5.	Сахибгареев Р.С. Этапность формирования и
разрушения залежей по вторичным изменениям коллекторов на древ-
0 заколонных перетоках воды достоверно можно судить по со-
поставлению состава получаемой воды и пластовой воды ниже ВНК
Сприм.ред.).
tse
них ВНК//Происхоадение и прогнозирование скоплений газа, нефти
и битумов. Л., Недра, 1983, с.130-143.
6.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования к разрушения нефтяных зале-
жей. Л.: Недра, 1989. 260 с.
7.	Ф а р ф е л ь Л.Х. Органическое вещество и подземные
воды как факторы рудообразования//Геология и разведка, 1986,
№ 6, с.125-128.
8.	Ф и з и к о -химическиз основы прямых поисков залежей
нефти и газа/Под ред. Е.В.Каруса, М., Недра, 1986, с.205-220.
УДК 550.4:С556.3:553.98)(571.1)
В.В.Нелюбин
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПЛАСТОВЫХ ВОД НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОВДЕНИЙ НА СТАДИЯХ ФОРМИРОВАНИЯ
И РАЗРУШЕНИЯ
Геохимические особенности пластовых вод большинства не-
фтегазоносных бассейнов и региональные факторы их формирования
нашли отражение во многих публикациях [l-3, 5, 6, в]. Обще-
признанным является увеличение минерализации вод, содержания в
них микроэлементов и растворенных органических веществ от
периферии к внутренней эоне бассейнов по мере погружения не-
фтегазоносных комплексов. Формирование геохимического облика
подземных вод связано с процессами литогенеза, преобразованием
рассеянного органического вещества, общей гидрогеологической
обстановкой недр [б, 13, 15].
При изучении гидрогеохимических условий локальных про-
дуктивных ловушек исследователи постоянно сталкиваются с ано-
мальным по сравнению с фоном химическим составом и минерализа-
цией окружающих залежь вод. Такие аномалии образуют гидрогео-
химические ореолы нефтяных и тазовых месторождений; параметры,
их характеризующие, могут быть и выше, и ниже аналогичных фо-
новых значений данного водонапорного горизонта, а изменения
состава вод целиком связаны с влиянием углеводородных залежей
[5, 9, II, 12]. Влияние это далеко не однозначное и зависит в
основном от условий формирования углеводородных скоплений, их
фазового состава, геохимических особенностей подземных вод и
150
вмещающих пород.
На стадии формирования углеводородных залежей в связи с
концентрированным поступлением водоуглеводородной смеси в ло-
вушки [9, if] происходит резкое изменение гидрогеохимической об-
становки, обусловленное в первую очередь смешением пластовых
вод с мигрирующими флюидами. Последние представляют собой мно-
гокомпонентную систему, состоящую из жидких и газообразных уг-
леводородов, коцценсатогенных и солюционных вод, растворенных
и свободных неуглеводородных газов, а также вовлеченных в про-
цесс миграции седиментогенных или древнеинфильтрогенных вод
[В.В.пелюбин, 1985, 1989 ггГ].
Наибольшее влияние на химический состав контурных вод фор-
мирующихся газовых и газоконденсатных залежей оказывают коцден-
сатогенные воды, выпадающие из смеси в пласте при процессах ре-
троградной конденсации. Изучение их проводилось на многих раз-
ведываемых и разрабатываемых месторождениях Средней Азии, Ук-
раины, Црикаспия и Западной Сибири |4, 9, 10, 1б]. Многочислен-
ные анализы проб конденсационных *^вод СКВ) эксплуатируемых га-
зовых месторождений севера Западной Сибири показали, что по со-
ставу они’являются чаще всего гидрокарбонатными натриевыми, бес-
сульфатными, с суммой минеральных веществ до 0,3-0,4 г/л, редко
выше. Содержание ионов кальция в КВ не более 5-40 мг/л, магния
до 4-5 мг/л, хлора до 30 мг/л. Концентрации в них брома не пре-
вышают I мг/л, йода и бора - до 0,5 мг/л, нередко присутствует
фтор.
Конденсационные воды отличаются высоким содержанием рас-
творенных органических веществ и значительным набором микро-
элементов ро]. Среди последних определены Мп ,Zn , cu.Mo ,Со ,
Ni»V >Cr»Bi»Ti»Cd » Ag и др. Повышенные концентрации чаще
характерны для Си, V , Ст , И. ; минимальны содержанияВе, Bi ,
Ag, Sn . Количестве растворенных органических веществ в КВ мо-
жет достигать.1-2 г/л и больше, а состав их весьма разнообра-
зен. Концентрация С0^щ может превышать 0,25-0,5 г/л; фенолы
(летучие и нелетучие) обнаруживаются в количествах соответ-
ственно до 1,4 и 0,2 мг/л, содержание общего азота из хлоро-
форменной вытяжки составляет 0,05-0,12 мг/л. Жирные кислоты
х)
' Конденсационным* называют воды, сконденсировавшиеся в сква-
жине или в технологической системе добычи газа.
1BO

Фоновые седиментогенные воды
Рис. 1. График смешения фоновых седиментогенных и конденсато-
генных вод (по Огильви-Малярову-Барс с добавлением автора).
М-минерализация вод в г/ л, С-концентрация ионов в них; ГН.ХН-соответственно
гидрокарбонатно-натриевый и хлор кальциевый типы вод (по В.А. Сулину).
встречаются в количестве 12-15 мг/л, а содержание нафтеновых и
гуминовых кислот нередко на порядок ниже. Наибольший процент
из люминесцирующих органических веществ КВ газовых залежей
составляют нефтяные углеводороды, а смолистые вещества и ас-
фальтены присутствуют лишь в отдельных пробах. Более полный на-
бор этих компонентов характерен для вод газоконденсатных зале-
жей, для которых, кстати, и сумма минеральных веществ может
увеличиваться до 4 г/л.
Итак, отличительными чертами геохимического облика КВ яв-
ляются невысокие концентрации основных неорганических состав-
ляющих, значительное содержание растворенных органических ве-
ществ и достаточно широкий спектр микроэлементов. Последние,
очевидно, находятся в виде сложных металлоорганических соеди-
нений типа хелатов и др. [nJ. Маломинерализованные конденсато-
генные воды, смешиваясь с фоновыми пластовыми водами, понижают
их минерализацию, меняют первоначальный химический состав, су-
щественно обогащают микроэлементами и органическим веществом.
В зависимости от объемов ц состава смешивающихся вод мо-
жет образоваться несколько гидрогеохимических типов контурных
вод. Так, согласно приводимому графику смешения пластовых хлор-
кальциевых вод и КВ (рис.1) формируются два типа вод (по клас-
сификации В.А.Сулина). Примером более сложной гидрогеохимиче-
ской палитры является водный ореол юрской газоконденсатной за-
лежи Лугинецкого месторождения, где помимо хлоркальциевых рас-
солов встречены воды гидрокарбонатно-натриевого, хлормагниевого
и сульфатно-натриевого типов с минерализацией соответственно до
7; 19 и 4 г/л[9[|. Несколько менее разнообразны гидрогеохими-
ческие ореолы аналогичных залежей йиьджинского, Северо-Варье-
ганского, Новопортовского и др. месторождений рассматриваемого
региона.
Большинство гцдрогеохимических ореолов газоконденсатных за-
лежей неокома характеризуются гидрокарбонатно-натриевым типом
вод и минерализацией до 4-7 г/л, возрастающей щишь при удалении
от контура залежи на 2-4 км. Наиболее ярко такие ореолы низко-
минерализованных вод прослеживаются на Уренгойском, Заполярном,
Ямбургском, Харасавэйском, Бованенковском и др. месторождениях
12]. Может быть прослежен и ряд ореолов по отдельным микро-
элементам контурны! вод неокомских залежей, нацример, по хрому,
уитану и т.д. Гадрогеохимические ореолы газовых залежей сено-
1в1
манских отложений Западной Сибири выражены менее четко в связи
с интенсивной динамикой подземных вод и особенностями формиро-
вания углеводородных скоплений fllj. И тем не менее они фраг-
ментарно фиксируются на Юбилейном, Ямсовейском и других место-
рождениях [12].
При образовании нефтяных залежей, помимо охарактеризован-
ных КВ, существенное влияние на изменение состава и минерали-
зации пластовых вод оказывают солюционные воды (СВ) и воды,
вовлеченные в миграционный поток из нижележащих пород. По хи-
мическому составу СВ могут быть гидрокарбонатно-натриевыми или
хлоркальциевыми с минерализацией до 1,5-12 г/л и выше £4]. Для
нефтяных залежей Западной Сибири сумма минеральных веществ СВ
составляет чаще всего 0,6-4 г/л (Салымское, Когалымское, Федо-
ровское, Бахиловское, Ягунское, Гун-Еганское и др. месторожде-
ния). Содержание ионов кальция и магния в СВ редко превышает
соответственно 50 и 10 мг/л, а хлор-иона не более 1,5 г/л. Кон-
центрации брома могут достигать 3 мг/л, йода - до I мг/л, бо-
ра - до 5 мг/л, иногда выше, а фтора - до 2 мг/л. Что касается
микроэлементов и водорастворенного органического вещества
(ВРОВ), то их содержится не меньше, чем в КВ; более того, за-
метно увеличиваются концентрации смолистых веществ и асфальте-
нов.
При смешении солюционных вод с фоновыми пластовыми водами
должен происходить процесс разубоживания последних, хотя и ме-
нее интенсивно, чем при формировании газоконденсатных залежей
и соответствующем воздействии КВ. Это обусловлено тем, что ми-
нерализация СВ несколько выше, чем у КВ, а поступающие в пласт
объемы меньше из-за незначительной растворимости воды в нефти.
И-тем не менее вокруг нефтяных залежей наблюдается, как пра-
вило, положительные гидрогеохимические аномалии по минерализа-
ции вод, основным компонентам состава и 1®крокомпонентам Q9,
II].
Объяснить подобную картину можно только совместной мигра-
цией с нефтью или вслед за ней высокоминерализованных вод из
глубоких горизонтов бассейна. Для Западно-Сибирского нефтега-
зоносного мегабассейна появление рассолов в низах мезозойского
осадочного чехла издавна трактуется с позиций широкомасштабной
вертикальной миграций [А.А.Розин, 1976 г.], а в последнее де-
сятилетие увязывается с локальной миграцией углеводородов из
162
палеозоя и более древних пород фундамента [9, 12]. Действитель-
но, повышенные по сравнению с фоном значения ' минерализации,
концентраций кальция, магния, брома и других компонентов’ ха-
рактерны для водных ореолов нефтяных, реже нефтегазокоцценсат-
ных залежей, обусловленных подтоком рассолов, поступающих сов-
местно с углеводородами или вслед за ними из домеэозойских по-
род на Останинском, Калиновом, Тамбаевском, Северо-Останиноком
и др. месторождениях [12].
Наличие положительных аномалий по микроэлементам и ВРОВ
объясняется обогащением пластовых вод этими компонентами за счет
всех трех миграционных составляющих водоуглеводородной смеси:
КВ, СВ и высокоминерализованных вод и рассолов. Нефтяные ме-
сторождения на рассматриваемой стадии формирования сопровожда-
ются водными ореоламизг ,Cu ,Zn ,РЪ, Y ,Ni ,Сг ,Со ,Т1, , нередко
So.As>Sb.Bi>Cd,Y .Ge, ряда лантаноидов, актиноидов и др. эле-
ментов. Концентрации тяжелых металлов, редких и рассеянных эле-
ментов меняются в широком диапазоне: от нескольких мкг/л до
десятков мг/л [В.М.Матусевич, 1976 г.; В.В.Нелюбин, 1985 г [[.Раз-
нообразны и гидрогеохимические ореолы по ВРОВ; наиболее пока-
зательны из них по СОрГ., Сдет. ароматическим углеводородам и
т.п.
На стадии формирования нефтяных и газовых залежей помимо
смешения поступивших в пласт водных -компонентов углеводородной
смеси с пластовыми водами активно выражены и процессы выщелачи-
вания, растворения и термобародиффузии. Углекислотное выщела-
чивание возникает при поступлении в пласты вместе с водоугде-
водородной смесью значительных порций водорастворенного или сво-
бодного диоксида углерода. Последний активно воздействует на
карбонатные и силикатные породы [15] • Более интересен процесс
углекислотного разрушения полевых шпатов, когда имеет место
гидролиз, сопровождающийся образованием устойчивых вторичных
минералов. Не вдаваясь в подробности процессов, протекающих в
породах и во многом освещенных в работе [17], отметим основные
результаты углекислотного выцелачивания для контурных вод зале-
жей. При значительных поступлениях диоксида углерода геохими-
ческая неравновесность системы порода-воды-углекислый газ под-
держивается довольно долго и потому углекислотное выщелачивание
силикатов ведет к образованию гидрокарбонат-ионов, а катионный
состав вод обусловлен составом разрушающихся силикатных мине-
163
радов (чаще всего, натриевых полевых шпатов). В этом случае
уже имеет место процесс растворения, который/контролируется ко-
личеством гравитационной воды в пласте, интенсивностью ее
взаимодействия с минералами и иными гидрогеологическими уело-
' виями [14]. Описанные процессы типичны для ряда месторождений
Западной Сибири, Предкавказья, некоторых районов Южно-Каспий-
ского, Сахалинских и других бассейнов.
Характерным признаком стадии формирования углеводородных
залежей является термобародиффузия, протекающая весьма интен-
сивно в обстановке сверхгидростатических давлений и повышенных
пластовых температур. Перераспределение большинства водорас-
творенных компонентов, вызванное этим процессом, проходящим в
специфических условиях неоднородной геологической среды, яв-
ляется одним из главных факторов формирования инъекционных ги-
дрогеохимических ореолов, возникновения их геохимической зо-
нальности. Ранее нами уже отмечалась различная контрастность в
изменении геохимических параметров на разных расстояниях от
контура нефте- или газоносности залежи на разных этапах ее
формирования [II, 12].
В обобщенном виде зональность инъекционного гидрогеохиш-
ческого ореола выглядит следующим образом: максимальные изме-
нения всех ингредиентов происходят в приконтактной эоне зале-
жи, где контурные воды больше всего содержат водорастворенных
углеводородов, активнее и продолжительнее взаимодействие с
контурными водами КВ, СВ, газовых и других миграционных компо-
нентов ; резкое снижение концентрации геохимических компонентов
( или повышение некоторых из них для "отрицательных" орео-
лов ) происходит при удалении от контура залежи на расстоя-
ние 0,1-0,3 км, которое можно принять за границу второй, про-
межуточной зоны, в Пределах которой фиксируется постепенное
уменьшение (или рост) содержания всех химических элементов,
ЕРОВ и металлоорганических соединений, а'также газовых состав-
ляющих пластовых вод; наконец, за пределами этой двух- реже
трехкилометровой зоны, где существенно ослабевает влияние
внедрившихся флюидов, имеет место медленное снижение (или воз-
растание) концентраций перечисленных геохимических составляю-
щих до их фоновых значений в пластовых водах данного горизон-
та или толщи, Максимальные латеральные размеры инъекционных
ореолов, зафиксированные нами в Западной Сибири, достигают 9 км
[I2J.
"	164
Стадию формирования нефтяных и газовых залежей можно считать,
очевидно, завершенной с момента прекращения поступления водо-
углеводородных флюидов в ловушку, прекращения рассмотренных-
выше процессов смешения и высокоэнергетической термобародиф-
фузии геохимических компонентов системы. В период достижения
геохимического равновесия все более доминирующим становится
процесс концентрационной диффузии, формирующий другой генети-
ческий тип водных ореолов - ассимиляционный [II]. Его отличи-
тельной чертой является тенденция к нивелированию всех воз-
никших на предыдущей стадии гидрогеохимических аномалий. Про-
исходит ассимиляция водами избыточного количества органиче-
ских и неорганических веществ, которые поступали или еще мо-
гут поступать из залежи в меньшем количестве, дальнейшее раз-
рушение сложных соединений Св том числе металлоорганических),
перенос, рассеивание отдельных элементов, их переотложение.
14<нерализация контурных вод, сохраняя иногда пестроту зна-
чений в пределах отдельных микроэон ореола, постепенно вырав-
нивается; уменьшается, а затем исчезает разнотипность вод.
Изменения в химическом составе вод связаны с уменьшением до-
ли гйдрокарбонатных ионов, восстановлением сульфатов, если
они появились на предыдущей стадии формирования ореолов,
снижением концентраций магния. Концентрации йода и бора в вод-
ных растворах еще могут оставаться высоки»», а содержание фто-
ра резко падает [llj. Спектр хютческих элементов, связанных
с ВРОВ, постепенно сокращается. И тем не менее, на данной
стадии формирования в водных ореолах нефтяных залежей фикси-
руются повывенные концентрации Сц Zitfb fir , V , Hi , Со , Mo , Ti ,
и некоторых других элементов. Гидрогеохимических ореолов газо-
вых и газоконденсатных залежей меньше; более достоверно, су-
дя по исследованиям в Западной Сибири, они фиксируются по зг,
Cr,v , Ti. Большинство из перечисленных элементов сохраняется
в водах, очевидно, за счет существования в ионной форме неже-
ли в виде комплексных соединений.
Доминирующи»» 1фоцессами, определяющими химический со-
став контурных вод становятся Сорбция и ионный обмен; при этом
адсорбционные процессы обусловлены в значительной мере нали-
чием гли»истых пород в продуктивной толще, а катионный обмен -
их геохимическим потенциалом. В целом для ассимиляционщх гид-
рогеохимических ореолов новообразование соединения достаточ-
на
но показательны [II] .
Геохимическая зональность водных ореолов на ассимиляцион-
ной стадии выражена слабее, чем на предыдущей; порой фикси-
руются лишь две зоны: повышенных содержаний химических элемен-
тов и ВРОВ близ контура залежи и постепенно понижающихся кон-
центраций этих компонентов за пределами первой зоны. Фоновых
содержаний большинство микроэлементов дости гает на расстоянии
до 3-4 км от границ углеводородных скоплений. В зависимости
от гидрогеологической обстановки и времени существования зале-
жей сокращаются и эти размеры гидрогеохикических ореолов, ис-
чезает их контрастность, и следующая стадия характеризуется
уже разрушающим воздействием агрессивных водорастворенных ком-
понентов на существующие залежи или их реликты. И даже при
полной диссипации последних геохимические улики их пребывания
в ловушке могут некоторое время сохраняться в подземных водах
(реликтовые ореолы) и более продолжительный период - в виде
литохимических ореолов.
Итак, процессы взаимодействия водоуглеводородных смесей с
пластовыми водами достаточно сложны на всех стадиях, но наибо-
лее революционным в преобразовании геохимического облика вод
является период формирования нефтяных и газовых залежей. В за-
висимости от стадии их существования формируются генетический
тип гидрогеохимического ореола, его зональность и контраст-
ность соответствующих показателей. Установленная идентичность
стадий их существования создает теоретические предпосылки и
для совершенствования поискового процесса.
Литература
I.	Б а р с Е.А. Органическая гидрогеохимия нефтегазо-
носных бассейнов. М., Недра, 1981. 300 с.
2.	Капченко Л.Н. Гидрогеологические основы теории
нефтегазонакопления. Л., Недра, 1983. 263-с.
3.	К а р ц е в А.А., Вагин. С.Б., Матус ев и ч
В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М., Недра, 1986.
224 с.
4.	К о л о д и й В.В. Подземные конденсационные и солю-
ционные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторожде-
ний. Киев, Наукова дума, 1975. 122 с.
5.	К о л о д и й В.В. Подземные воды нефтегазоносных про-
1(36
винций и их роль в миграции и аккумуляции нефти (на примере
юга СССР). Киев, Наукова думка, 1983. 248 с.
6.	Крайнов С.Г., Швец В.М. Основы геохимии
подземных вод. М., Недра, 1980 . 283 с.
7.	Матусевич В.М., Нелюбин В.В. К гео-
химии конденсационных вод газовых месторождений Березовско-
Игримского района//Вопросы гидрогеологии и инженерной геоло-
гии. Тюмень, 1975. (Тр.Тюменского индустр.ин-та, вып.42).
8.	Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Запад-
но-Сибирского нефтегазоносного бассейна. М., Недра, 1976.
157 с.
9.	Нелюбин В.В. Гидрогеохимия мегабассейна//Гид-
рогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и
особенности формирования залежей углеводородов. Л., Недра,
1985, С.79-ПЗ.
10.	Н е л ю б и н В.В., Зобнина Н.А. Геохимиче-
ские особенности конденсационных вод газовых месторождений
севера Западной Сибири//Геология и минерально-сырьевые ре-
сурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления.
Тюмень, 1985, с.186-187.
II.	Нелюбин В.В. Формирование гидрогеологических
ореолов нефтяных и газовых залежей//Гидрогеологические кри-
терии нефтегазоносности локальных структур и зон нефтегазона-
копления. Л., 1986, с.ЮО-Ш. (Тр.ВНИГРИ).
12.	Н е л ю б и н В.В. Гидрогеологические ореолы не-
фтяных и газовых месторождений Западной Сибири и их роль при
опоисковании неантиклинальных ловушек//Методика и практика
выявления и оконтуривания несводовых литологических ловушек
на севере Западной Сибири. Л., 1987, с.74-89. (Тр.ВНИГРИ).
13.	Никаноров А.М., Тарасов М.Г., Фе-
доров Ю.А. Гидрогеохимия и формирование подземных вод и
рассолов. Л., Гидрометеоиздат, 1983.
14.	Основы гидрогеологии. Гидрогеохимия/Под ред.
С.Л.Шварцева. Новосибирск, Наука, 1982. 286 с.
15.	Посохов Е.В. Общая гидр'огеохимия. Л., Недра,
1975. 208 с.
16.	Рачинский М.З. Конденсационные воды газо-
вых и газоконденсатных залежей. М., Недра, 1981. 84 с.
17.	Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения кол-
лекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных зале-
жей. Л., Недра, 1989. 260 с.
187
УДК 550.835:553.981’982.2.061.15(470.1)
О.Н. Бескровная
МИКРОЭЛЕМЕНТЫ - ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ИСТОЧНИК ИНФОРМАЦИИ о
ФОРМИРОВАНИИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖлЙ (НА ПРИМЕРЕ ТИМАНО-
ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ)
Изучение микроэлементного состава нефтей имеет большое зна-
чение для решения целого рада вопросов, имеющих как теоретиче-
ское, так и все возрастающее практическое значение. Именно поэ-
тому нами была предпринята попытка поиска корреляционных связей
меаду микроэлементным составом нефтей, битумоидов, вмещающих их
рифогенных известняков и других литологических типов пород се-
веро-востока Тимано- Печорской нефтегазоносной провинции (Хорей -
верская впадина и Варандей-Адэьвинская зона).
В раде нефтегазоносных районов СССР уже проводилось сопо-
ставление концентраций шкроэлементов в нефтях и битумоидах,
изучалось распределение микроэлементов по их отдельным фрак-
циям, проводилось сопоставление микроэлементов пород, битумои-
дов и нефтей [l, 2, з], была показана высокая информативность
микроэлементов при решении ряда задач нефтегазопоисковой гео-
логии [4 ].
Широкое распространение для опредачения микроэлементного
состава нефтей и битумоидов получили спектральные и хишческие
методы анализа, и только в последние годы в нашей стране наблю-
дается определенна "всплеск" в применении более прогрессивных
адерно-физических методов: нейтронно-активационного (НАА) и
флуоресцентного рентгенорадиометрического (ФРРА). Преимущества-
ми адерно-физических методов по сравнению с другими методами
анализа является то, что они не имеют ограничений, обусловлен-
ных природой и состоянием атомов в исследуемом веществе пробы,
так как основаны на адерных взаимодействиях, и дают общее (ва-
ловое) содержание ткроэлементов. Формы нахождения микроэлемен-
тов в веществе пробы на результаты анализа не влияют. Достоин-
ствами этих методов являются хорошая чувствительность (10~^
10~4%), экспрессность, точность результатов (в большинстве слу-
чаев погрешность составляет менее 10% отн.), возможность работы
в широком диапазоне концентраций, многоэлементность анализа,
возможность проведения анализа без дополнительной пробоподготов-
168
ки и без разрушения пробы, достаточность небольшого объема про-
бы для анализа.
Исследования микроэлементного состава нефтей и битумоидов
мы проводили методом флуоресцентного рентгенорадиометрического
анализа,разработкой ряда методических приемов которого и мето-
дик анализа применительно к нефтям мы занимаемся.
ФРРА основан на анализе элементного состава вещества гробы
по характеристическим рентгеновским спектрам испускания (флуо-
ресценции) образца, возбудденюго рентгеновским или гамма-излу-
чением. В качестве источника возбуждения используют радионук-
лидные источники или рентгеновские трубки.
НАА по сравнению с ФРРА позволяет определять более широкий
круг элементов, его чувствительность значительно выше, но для
его применения требуется дорогостоящее и достаточно громоздкое
оборудование, а также использование ядерного реактора, что от-
рицательно сказывается на энологической обстановке. В зависи-
мости от круга определяемых элементов экспрессность НАА раз-
лична и колеблется от нескольких мицут до десятков суток. И это
несколько ограничивает его универсальность.
К достоинствам ФРРА относятся возможность портативного ис-
полнения используемой аппаратур» и, соответственно, возможность
ее использования в условиях палевых лабораторий, ее меньшая
стоимость и простота в эксшуатшдеи (по сравнению с НАА), хоро-
шая воспроизводимость (0,01-0,1% масс.), достаточная для реше-
ния мюгих практических задач чувствительность (IO-0 - I0-1 %)
удовлетворительная экспрессность (время анализа одной пробы не
более 15-20 мин.), небольшей объем навески для анализа (от мил-
лиграммов до нескольких граммов), возможность повторного анали-
за одной Пробы.
Во ВНИГРИ изучение микроэлементного состава нефтей и биту-
мов методом ФРРА с использованием энергодисперсионного спектро-
метра проводится уже несколько лет. Методика апробирована на
пробах с различных местороодгииЛ СССР и зарубежных стран. Были
выявлены содержания металле® в роде нефтяных месторождений Вол-
го-Уральской, Тимано-Печорсий провинций, Мангышлака и др.
Для возбуждения рентгеновской флуоресценции мы использо-
вали 4 источника (ИРИЛ-3которые выпускаются в виде
закрытых амцул. Применение данкого источника позволяет доста-
точно эффективно возбуждать флуоресценцию определяемых элемен-
1№
тов (ванадий, никель, железо, медь, цинк). Использование
обеспечивает стабильность работы Спо сравнению с рентгеновскими
трубками) и, следовательно, точность измерений и вносит неболь-
шой фон в интенсивности определяемых алементов.
Анализ проб нефтей и битумоидов на основные микроэлементы
выполняли с помощью полупроводникового спектрометра, построенно-
го на основе серийных спектрометрических блоков: кремниевого де-
тектора БДРК - 1/50 (разрешение 350 эВ по линии JHnlQ, что по-
зволяет раздельно регистрировать флуоресценции определяемых и
мешающих элементов, а также рассеянное излучение источника воз-
буждения), предварительного и линейного усилителей выходного сиг-
нала, блоков высоковольтного и низковольтного питания, многока-
нального анализатора импульсов АИ-256-6, микроЭВМ "Электроника
ДЗ-28". Для связи анализатора с микроЭВМ во ВНИГРИ был разрабо-
тан специальный блок интерфейса, позволяющий переписывать ин-
формацию в ОЗУ микроЭВМ, где она подвергается обработке по за-
данной программе. Обработанная информация может быть выведена
на табло ДЗ-28 или на цифропечатающее устройство УВЦ2-95.
Анализ микроэлементного состава нефтей и битумоидов прово-
дили в так называемых "промежуточных" слоях, по методике спект-
ральных отношений (способ "стандарт—фон", в котором в качестве
стандарта используется рассеянное пробой излучение) [5 !• Анализ
проводится непосредственно в "сырых" пробах нефтей, без допол-
нительной пробоподготовки и без разрушения пробы во время анали-
за. Время измерения одной пробы и обработки полученной информа-
ции составляет 15 мин. Необходимое для анализа количество веще-
ства - один грамм. Пределы обнаружения микроэлементов следующие:
ванадий - 2-10~^%, никель, железо, медь, цинк - 5> Ю-4^.
Полученные нами с помощью ФРРА данные по микроэлементному
составу нефтей и хлороформных битумоидов, а также результаты
спектрального анализа пород использованы для изучения степени
генетических связей между нефтями, битумоидами и нефтесодержащи-
ми породами северо-востока'Тимано-Печорской нефтегазоносной про-
винции.
Район исследования включает две разнородные по истории раз-
вития и геологическому строению территории; Хорейверскую впадину
и Варавдей-Адзьвинскую зоцу. Исследовался микроэлементный состав
нефтей и вмещающих их отложений верхнего и нижнего девона сле-
дующих месторождений: Сюрхаратинское, Южно-Сюрхаратинское, Урер-
170
нырдское, Северо-Хоседаюскоэ ,Варктнавское, им.7о-летия Октября,
Тобойское, Мядсейское, Вост.Колвинское, Зап.Ошкотынское, Хо~
солтинское, Наульское, Лабоганское, Седьягинское, принадле-
жащих к нижнефранско-турнейскому карбонатному и верхнеор-
довикско-нижнедевонскому карбонатному комплексам. Исследован
ряд хлорофоршых битумоидов различных литологических типов
пород на содержание в них ванадия, никеля и в роде случаев
железа, меди, цинка и других элементов. Изучен микроэлемент-
ный состав 60 образцов горных пород, 47 проб и нефтей и 8
хлороформных битумоидов.
Изучение ванадия и никеля в нефтях представляет практи-
ческий интерес, поэтому этим элементам мы уделили наиболь-
шее внимание.
Все рифогенные нефтевмещающие известняки, а также ниж-
недевонские (по- результатам спектрального анализа) имеют
практически одинаковый микроэлементый состав V JTife,Cu , Zn ,
Ba • В Ла , Yb Ло , Mg Ж . Sr , Ti , Cr , Zr ,	. Микроэлементный
состав нефтей характеризуется значительным разбросом в со-
держаниях ванадия и никеля.
На рис.1 приведена схема изменения содержаний никеля для
нефтей из различных по возрасту вмещающих отложений и самих
этих отложений. Достаточно четко прослеживается однотипный
характер полученных кривых для изученных месторождений Хо-
рейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны и отсутствие
связи в распределении никеля в нефтях от состава нефтевмещаю-
щих пород. На рис.2 аналогичная зависимость представлена для
ванадия. Здесь также четко видно отсутствие связи между рас-
пределением ванадия в нефтях и нефтесодержащих породах. Зна-
чительная обогащенность нефтей ванадием отмечается лишь для
Варандей-Адзьвинской зоны.
Содержания ванадия и никеля в нефтях нижнедевонских от-
ложений Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны на-
ходятся либо ниже пределов обнаружения используемой нами ап-
паратуры, либо присутствуют на уровне, незначительно отли-
чающемся от фоновых значений. Исключение составляют только
нефти Хосолтинского месторождения. Можно предположить, что
эта обогащенность нефтей в какой-то мере связана с близостью
месторождения к зоне сочленения глубинных разломов, по кото-
рым мог иметь место привнес микроэлементов к залежи. Нами
171
!»• **l' CZZI2	\^\s
Рис.1. Содержание никеая  нефтях (а) и нефтевмещающих
порош (б)
I-нефти Варандей-Адзьвинсной -кмад. 2-нефти Хорейверсной впадины,
J-нефтевмещающие отложение.
Рис.2. Содержания ванадия в нефтях (а) и нефтевмещающих
породах (б).
1-нефти Варандей-Адзьвинсной зоны, 2-нефти Хорейверсной впадины,
Л-нефтевмещающие отложения.
173
172
был исследован микроэлементы!* состав хлороформных битумоидов
Гобойского месторождения Варандей-Адзьвинской зоны из раз-
личных литологических типов пород разного возраста и прове-
дено их сопоставление с составом нефтей и вмещающих пород.
По содержаниям ванадия и никеля хлороформные битумоиды верх--
недевонских отложений оказались близки к нефти нижнедевон-
ских отложений этого месторождения. Это позволяет предполо-
жить наличие процесса миграции и рассеяния нижнедевонской
нефти в верхнедевонских известняках. Аналогичные исследова-
ния были проведены ^3^ по некоторым районам Туркмении. Авто-
ры предлагают битумоиды такого типа .относить к аллохтонным,
по отношению к породам,их содержащим. Таким образом, отсут-
ствие связи в микроэлементном составе верхнедевонских отло-
жений, хлороформных битумоидов из этих отложений и нефтей
указывает на вторичную природу залежей углеводородов.
Содержания ванадия и никеля в битумоидах карбона и пер-
ми практически одинаковы, а соотношения между ними близки к
верхнедевонским нефтям. Эту согласованность можно рассматри-
вать как отражение генетической связи верхйедевонских нефтей
с битумоидами карбона и >перми.
Исследованные нами нефти из верхнедевонских рифогенных
отложений Хорейверской впадины приурочены к различным рифо-
генным зонам: Сюрхаратинской, Дюсушевской, Центрально-Хорей-
верской и Северо-Хоседаюсской и характеризуются отсутствием
направленного изменения по площади концентраций микроэлемен-
тов. Даже в пределах одной рифогенной зоны наблюдаются рез-
кие колебания в содержаниях микроэлементов для месторождений,
относимых к одной группе. Авторы работы [б], исследовавшие
микроэлементный состав нефтей Южно-Каспийской впадины, пола-
гают, что подобные колебания указывают на незначительную роль
латеральной миграции, а также на формирование месторождений
за счет вертикальной миграции из нижележащих горизонтов по
трещинам и разломам.
В результате проведенного сопоставления состава микро-
элементов пород, нефтей и хлороформных битумоидов ряда ме-
сторождений северо-востока Тимано-Печорокой провинции можно
сделать следующие выводы.
I.	В верхнедевонских отложениях исследованных месторож-
дений Варандей-Адзьвинской зоны и Хорейверской впадины связь
174
между микроэлементным составом нефтей и хлороформных битумои-
дов практически не обнаруживается, что указывает на вторичную
природу залежей УВ в рифогенных известняках.
2.	Наличие определенной связи между содержаниями ванадия
и никеля хлороформных битумоидов карбона и перми и нефтей
верхнедевонских отложений позволяет говорить о формировании
их за счет единого источника (Тобойское, Мядсейское месторож-
дения) .
3.	Сходство в распределении микроэлементов нижнедевон-
ских нефтей и хлороформных битумоидов верхнедевонских отложе-
ний может рассматриваться как критерий их сингенетичности.
4.	Обогащенность нижнедевонских, нефтей Хосолтинскогс ме-
сторождения и верхнедевонских - Тобойского и Мвдсейского ме-
сторождений ванадием и никелем может быть связано с приуро-
ченностью их пространственного положения к зонам крупных глу-
бинных разломов.
5.	Детальное изучение микроэлементного состава нефтей,
битумоидов и вмещающих пород в сочетании с другой геолого-гео-
химической информацией позволяет более достоверно выявлять
особенности миграции и формирования залежей нефти.
Литература
I.	Деменкова П.Я., Захаренкова Л.Н.
Порфирины нефтей и битуминозных компонентов органического ве-
щества как показатель их генетической связи. Л., Недра, 1971,
с«20-35 (Труды ВНИГРИ, вып.294).
2.	Катченков С.М. 0 соотношении ванадия и ни-
келя в нефтях//Докл. АН СССР, 1977, т.153, № 2, с.456-458.
3.	Старобинец И.С., Пунанова С.А. ,
К урганская Э.В. Поиск генетических связей нефтей
и битумоидов по микроэлементам//Геохимия нефтегазоносных толщ.
М., 1979, вып.23. С.51-59.
4.	Чахмахчев В.А., Пунанова С.А., Ло-
си ц к а я И.Ф. Геохимия микроэлементов в нефтегазопоиско-
вой геологии. Обзорная информация. Серия "Нефтегазовая геоло-
гия и геофизика". М., ВНИИОЭНГ , 1984.
5.	Якубович А.Л., Зайцев Е.И., Пржиял-
г о в с к и й С.М. Ядерно-физические методы анализа горных
пород. М., Энергоиздат, 1982. с.264.
из
6.	Прикладные аспекты геохимии микроэлементов нефтей Южно-
Каспийской впадины /Багир-заде Ф.М..Бабаев Ф.Р.,Нариманов А.А.
Изв. вузов - "Нефть и газ:, 1988, № 6, с. 3-8.
Св., план, 1990, лоз. 20
Вторичные изменения коллекторов в процессе
формирования и разрушения залежей
углеводородов и их значение для оптимизации
геологоразведочных работ
Редактор С.П.Аристова
Корректор С.Е.Репина
Подписано к печати 31.10.90.
Формат 60x90 1/16 Уч.-изд. л. 10 Т - 500 экз.
Заказ /5?	Цена 1р. 50 к.
Ленинград, 191104, Литейный, 39
Картолитография ВНИГРИ