К оглавлению журнала

УДК 553.98:551.73(571.14) © О.О.Абросимова, С.В.Рыжкова, 1997

В результате поисковых работ в Межовском нефтегазоносном районе (Новосибирская области) к настоящему времени в доюрских породах открыты залежи нефти на Малоичском, Межовском, Верх-Тарском и Восточном месторождениях. На двух последних залежи нефти локализованы и в пласте Ю₁ (васюганская свита позднеюрского возраста) , а на Межовском месторождении установлена нефтегазоносность меловых отложений.

Изучаемый объект объединяет две локальные структуры: Восточную и Касманскую - эрозионно-тектонические выступы доюрских пород. По структурной карте горизонта А (подошва мезозойского осадочного чехла) Восточная структура оконтуривается изогипсой -2640 м и имеет размер 1,3х1,5 км при амплитуде 20 м. Касманское поднятие также ограничено изогипсой -2640 м и характеризуется такой же амплитудой, но при больших размерах - 3,2х5,0 км (рис. 1). На месторождении проведена двухмерная сейсморазведка, а на северной части площади - трехмерная.

Глубокие горизонты палеозоя изучались бурением только на Малоичском месторождении [2 ]. На Восточном месторождении, открытом в 1986 г., все пробуренные скважины вскрыли доюрские породы на глубину от 107 до 320 м. Кровлю разреза палеозоя даже на небольшом расстоянии между скважинами (первые километры) слагают литологически разнородные толщи: аргиллиты, известняки, туфы. Также встречены межпластовые тела диабазовых порфиритов. Единственное определение возраста по брахиоподам в скв. 2 Касманская (К-2) из интервала 2817-2823 м датирует вскрытые здесь известняки нерасчлененным лохковско-пражским веком раннего девона [5 ]. По комплексу фораминифер породы охватывают широкий возрастной диапазон.

В палеозойских отложениях различают два типа резервуаров: нефтегазоносный горизонт зоны контакта палеозоя и мезозоя, индексируемый как М, а также резервуары внутренней части палеозоя.

По данным промыслово-геофизических исследований на Малоичском месторождении среди вскрытых палеозойских отложений горизонт М разбивается на несколько продуктивных пластов (рис.2). Это объясняется тем, что в зоне дезинтеграции коры выветривания и в закарстованных известняках и доломитах формируются специфические коллекторы порово-трещинного, трещинного, кавернозно-трещинного, порово-кавернозно-трещинного типов. Емкостные характеристики контролируются гипергенными (карстовыми) и тектоническими трещинами, порами и кавернами выщелачивания. Проницаемость зависит от густоты экзогенных (вызванных тектоническим фактором) и лишь отчасти гипергенных (связанных с выветриванием) трещин (Багринцева К.И., 1982). Коллекторы распространены локально как по площади, так и по разрезу и в основном приурочены к разломам. Отмеченные особенности трещинно-кавернозных коллекторов в приповерхностной части палеозойского комплекса ставят под сомнение целесообразность его отождествления с продуктивными пластами слоистых отложений, как это принято в нефтяной геологии, так как такой объект не представляет собой единого резервуара со стратифицированными границами раздела, а состоит из разновозрастных образований гетерогенного состава.

В верхней части палеозойских отложений Восточного месторождения во многих скважинах также были встречены измененные, дезинтегрированные породы по известнякам и эффузивам. Они представлены глинисто-кремнисто-сидеритовыми, кремнистыми, кремнисто-сидеритовыми породами, кремнеаргиллитами и радиоляритами, вскрытые толщины которых изменяются в широких пределах - от 0 до 60 м и более (см. рис. 1). Так, в скв. В-1 пласт М₁ был вскрыт на глубину 107 м, но скважина из этих отложений не вышла. Подобные образования были сформированы в результате воздействия гипергенных процессов на выходящие на доюрскую поверхность породы и последующей их экзогенной гидротермальной переработки.

Характер и глубина гидротермальных преобразований определяются не только физико-химическими особенностями пород, по которым была сформирована кора выветривания, и степенью их эродированности, но и историей последующего тектонического развития этого района и особенно на локальном уровне -в пределах блоков, на которые разбиты доюрские породы рассматриваемых месторождений.

Для иллюстрации разнообразия литолого-промысловых характеристик пластов группы М даже в одновозрастных отложениях приводятся разрезы близрасположенных (первые десятки километров) скважин (см. рис.2).

В скв. 3 Верх-Тарская продуктивный пласт М₁ представлен пористо-кавернозными слабосцементированными разностями известняков с пористостью 21,3-25,4 %. В скв. 2 Малоичская этот же пласт состоит из трещиновато-кавернозных известняков, дезинтегрированных и измененных в верхней части, имеющих открытую пористость 12-13 % и трещинную проницаемость до 0,06 мкм². От продуктивного пласта М₂ этот пласт отделяется прослоями непроницаемых известняков с пористостью всего лишь 0,5-1,2%.

По результатам испытаний и исследования керна в скв. В-1 пласт М₁ необходимо разделить на три пропластка: верхний, продуктивный - М¹₁, сложенный кремнеаргиллитами и радиоляритами с пористостью от 9 до 15 %; средний, непродуктивный - М²₁ (интервал,27б4-2800 м), представленный кремнеаргиллитами с пористостью 5-8 % и проницаемостью (0,03-2,8) •10^-3 мкм² ; нижний, продуктивный - М³₁ , также сложенный кремнеаргиллитами и радиоляритами с пористостью 9,0-21,9 % и проницаемостью (0,1-12,7) •10^-3 мкм².

При бурении горизонта М²₁ происходили обвал стенок скважины и поглощение бурового раствора интенсивностью 2-3 м /ч, что свидетельствует о присутствии между продуктивными пропластками "сухих" коллекторов с непроницаемыми разностями пород (см. рис. 2).

Подобные поглощения промывочной жидкости отмечались и на других месторождениях. Они зафиксированы в скв. 2, 3, 5, 7, 17 Верх-Тарские, 1 Малоичская, К-1 и приурочены к интервалам закарстованных известняков.

Несколько отличающийся разрез вскрыла скв. В-5. Пласт М₁ здесь непродуктивен (водоносный) и представлен кремнисто-глинистыми породами, переходящими вниз по разрезу в трещиноватые пористо-кавернозные доломиты с пористостью до 7,7 %. Последние перекрывают крупнозернистые известняки, очень крепкие, массивные, однородные с трещинной проницаемостью (0,085-0,14) •10^-3 мкм³ и пористостью 0,05-0,09 %. По материалам ГИС и результатам испытания выделен продуктивный пласт М₂ (интервал 2907-2940 м), имеющий эффективную пористость 2,0-4,2 %.

Сходный разрез был вскрыт в скв. 4 Восточная, в которой пласты m₁ и m₂ непродуктивны (водоносны) (см. рис. 2).

Для нефтей коллекторов палеозойского возраста севера Новосибирской области характерны легкая и средняя плотность, малая и средняя смолистость. Нефти парафинистые и высокопарафинистые, малосернистые и сернистые (таблица). Нефти Восточного месторождения отличаются от других только по содержанию парафина. В пласте m₂ Восточного и Малоичского месторождений отмечается повышенное количество неуглеводородных компонентов. Возможно, это обусловлено небольшими размерами залежи, что способствовало более глубокому изменению нефтей под влиянием подземных вод.

Ионно-солевой состав пластовых вод изучен только по двум скважинам: В-4 (пласт m₂) и В-5 (пласты m₁ и m₂). Воды нейтральные до слабокислых (рН = 6,4-6,8), хлоридно-кальциевого типа, элизионные, сильно метаморфизованные. Значения коэффициента метаморфизации вод (K^Na_Cl =0,86-0,91) подтверждают их единый генезис. Существенное различие ионно-солевого состава вод пласта m₂ в скв. В-4 и В-5 указывает на наличие между ними разлома, который проявляется в виде гидродинамического барьера (см. рис. 1). Практически отсутствуют сведения о корреляции ионно-солевого состава вод с литологическими особенностями пород.

Изучение газового, изотопного состава пластовых вод и водорастворенных органических веществ проводилось только по пласту m₁ скв. В-5. Результаты исследований подтвердили непродуктивность данного пласта в районе заложения этой скважины.

Таким образом, во вскрытой части палеозойских отложений Восточного месторождения выделяются несколько пластов с характеристиками коллекторов. По-видимому, залежь, вскрытая скв. В-1, как и на Урманском месторождении, находится в ловушке "жильного" типа [1 ]. Контур нефтеносности пласта m₂ (скв. В-5) выделен по материалам электроразведочных работ, проведенных Центральной геофизической экспедицией (Новосибирск) , однако его уточнение требует постановки трехмерной сейсморазведки на этом участке месторождения.

Различия концептуальных моделей геологического строения палеозойских залежей юга Западной Сибири [3,4 ] объясняются сложной складчато-блоковой тектоникой, разнообразием вещественного состава пород, многофазностью образования фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, отсутствием единых покрышек, причем не только региональных, но и локальных, в масштабе одного месторождения. Неопределенность положения нижней границы зоны дезинтеграции и ее некоррелируемость с поверхностью палеовыветривания обусловливают картину резкой изменчивости общего объема резервуара и различия в высоте залежей флюидов, что осложняет применение традиционных методов обоснования параметров залежей при подсчете запасов, апробированных на отложениях мезозоя [1 ].

Для дальнейшей корректировки геолого-геофизической модели Восточного месторождения требуются бурение дополнительных скважин и детальные геофизические исследования. Для уточнения параметров добычи нефти целесообразно уже сейчас начать опытно-промышленную эксплуатацию пластов М₁ и М₂ скв. В-1 и В-5. Подобная работа выполняется на Малоичском месторождении, где за счет продуктивных разведочных скважин с 1994 г. осуществляется пробная добыча нефти.

1. Коллекторы зоны дезинтеграции палеозойских отложений рассматриваемых месторождений изменчивы по толщине и имеют непостоянные параметры емкости и проницаемости.

2. В результате многофазности формирования подобных коллекторов образовались участки с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, выделяемые по результатам испытаний и исследования керна. Несмотря на то, что описание этих участков проводится по аналогии со слоистыми отложениями (горизонт, пласт, пропласток), их отождествление с последними нецелесообразно.

3. Дальнейшее изучение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов палеозойских отложений Восточного месторождения возможно при их опытной эксплуатации.

1. Геологические условия нефтегазоносности верхней части палеозойского разреза Западной Сибири /А.Э.Конторович, И.А.Иванов, А.Е.Ковешников и др. // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. - Новосибирск, 1991. - С. 152-171.

2. Запивалов Н.П., Соколов Б.С. Стратиграфическое расчленение нефтеперспективного палеозойского разреза Западной Сибири // Докл. АН СССР. - 1977. - Т.237, № 1. - С. 174-176.

3. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты / В.С.Вышемирский, Н.П.Запивалов, Ж.О.Бадмаева и др. - Новосибирск: Наука, 1984.

4. Севастьянов К.М. О перспективах нефтегазоносности доюрского комплекса пород в Западно-Сибирской мегавпадине // Геология нефти и газа. - 1980. - № 11. - С. 33-39.

В.Н.Дубатолов, В.И.Краснов, И.О.Богуш и др. -Новосибирск: Наука, 1990.

In the upper part of Paleozoic deposits by many wells there were drilled-in altered disintegrated rocks by limestones and effusives comprising М₁ pay horizon of the Vostochnoye field. Its thickness varies in wide range — from 0 to 60 m and more. By well logging and testing data, М₂ pay horizon was also distinguished.

For further study and improvement of geologic-geophysical model of Vostochnoye field with the aim to work outyi strategy of oil production from М₁ and М₂ formations by B-1 and B-5.

1 - изогипсы кровли палеозойских отложений по данным бурения, двух- и трехмерной сейсморазведки, м; 2 - тектонические нарушения; породы, подвергшиеся изменениям: 3 -известняки, доломитизированные известняки, 4 - диабазовые порфириты, 5 - туфы, б -аргиллиты, 7 - радиоляриты; 8 - результаты испытаний: а - нефть, б - вода, в - приток не получен; 9 - скважина: числитель - номер, знаменатель - абсолютная отметка кровли палеозойских отложений, м; 10 — предполагаемый контур нефтеносности; цифры в кружках -мощность интенсивно дезинтегрированных пород в кровле палеозойских отложений, м

1 - песчаники; 2 - аргиллиты; 3 - известняки; 4 - трещиноватые известняки; 5 - кавернозные известняки; б — доломитизированные известняки, доломиты; 7 — радиоляриты; 8 — мраморизованные известняки; 9 - диабазовые порфириты; 10-гиалобазальты; 11 -несогласное залегание; 12 - поглощающий интервал; 13 - измененные, дезинтегрированные породы; 14 - непроницаемые породы; 15 - нефтенасыщенный интервал; 16 - водонасыщенный интервал; 17 - толщина нефте- и водонасыщенного интервала; Qн, Qд, Qг -дебит нефти (м³/сут), воды (м³/сут), газа (тыс. м³/сут) соответственно, Гф - газовый фактор, м³/м³