Литолого-фациальные закономерности и особенности продуктивности нижнемеловых отложений заполярного месторождения (стр. 3 )

А	Б

 

Рис. 2. Распределение акцессорных минералов в песчаниках:

А - пласт БТ6 и Б - пласт БТ8

Распределение седиментационного коэффициента (СК) и устойчивых акцессорных минералов по латерали показало направление движения терригенного материала от источника сноса. Это направление четко прослеживается и на картах процентного содержания граната, циркона, сфена, эпидота. По этим данным, как и по картам распределения СК, Кпесч, СПФ, Md подтверждается, что источник сноса терригенного материала находился на СВ от изучаемой территории.

Изучение коэффициента пористости (Кп) в шлифах и взаимосвязь пористости с проницаемостью (Кпр) детализирует литолого-фациальную модель (табл. 3).

Таблица 3

Статистические характеристики фильтрационно-емкостных параметров

пород пластов БТ6 – БТ8

Пласт	Кп, % мин – макс среднее	Кпр, 10-3мкм2 мин – макс среднее	Водонасыщение, % мин – макс среднее	Плотность, г/см3 мин – макс среднее
БТ6	5.0-16.6 12.8	1.4-147.6 24.9	17.9-70.3 40.1	2.18-2.63 2.29
БТ7	2.8-18.7 13.1	1.4-437.0 32.2	20.0-83.2 40.55	2.16-2.62 2.31
БТ8	4.3-21.2 14.7	0.7-324.0 49.5	13.1-57.6 33.2	2.14-2.42 2.24

Приведенные в табл. 3 данные показывают, что наилучшей межзерновой пористостью обладают песчаники пластов БТ8 и БТ7. Тесной связью Кп и Кпр характеризуются породы в пласте БТ8 (R2 » 0,95). В пределах пластов БТ6 и БТ7 преобладает средняя корреляционная связь между Кп и Кпр, в то же время распределение этой корреляции имеет зональный характер, что связано с гидрофобностью пород за счет повышенного содержания в межзерновом пространстве цеолитов. Максимумы значений Кп и Кпр распределены мозаично в центральных частях площади, пониженные значения фиксируются на периферии – на северо-западе и юго-востоке. Структуру порового пространства ухудшает развитие регенерационных каёмок кварца. Выявлена хлоритизация гидрослюды и образование хлоритовых каёмок, делающих поровое пространство более извилистым, что затрудняет фильтрацию нефти.

Изучение цементного вещества в песчаниках и алевролитах показало, что все исследованные пласты характеризуются высоким содержанием цеолитов и несколько меньшим содержанием каолинита (табл. 4). Цеолиты в отличие от глинистых минералов заполняют свободные участки трещин и межзернового пространства. В зонах, где взаимодействие термальных растворов с аллотигенными компонентами происходит наиболее активно, развивается метасоматоз, выраженный замещением зёрен полевых шпатов и обломков эффузивов цеолитами. Наиболее неоднороден по содержанию цеолитов пласт БТ7, тогда как БТ8 – более выдержан.

Таблица 4

Соотношение основных компонентов цемента в песчаниках и алевролитах

(в процентах от общего объема цемента) в пластах БТ6 – БТ8

Пласт	Цеолит,% мин – макс	Каолинит,% мин – макс	Хлорит,% мин – макс	Лейкоксен,% мин – макс
БТ6	12.8-76.8	3.3-74.1	1.4-35.6	2.3-37.1
БТ7	18.5-98.5	3.0-72.5	0.9-39.4	7.8-15.8
БТ8	21.5-77.7	5.6-68.0	5.6-26.8	1.6-24.1

Анализ шлифов показал, что цемент в песчаниках и алевролитах изучаемых пластов пленочно-поровый (местами крустификационный) и микропойкилитовый, иногда в сочетании с регенерационным кварцем. Изученные породы преобразованы до стадии катагенеза, что значительно повлияло на структуру порового пространства и минеральный состав цемента. Влияние вещественного состава цементного материала на ФЕС коллекторов показывают зависимости Кпр, Кп от содержания цеолитов, каолинита и хлорита по ряду скважин исследуемого объекта. Зависимости Кпр от процентного состава цеолита по отдельным скважинам характеризуются тесной регрессионной связью (R² » 0.55 – 0.75).

На картах процентного содержания цеолитов показаны дебиты флюида (газа, нефти, воды) при испытании скважин. Это выявило зависимость дебита от содержания цеолита, а именно - чем больше в породе цеолита, тем меньше значение пористости, проницаемости и дебита газа. Проведённые исследования показали также, что наличие цеолитов в цементе породы приводит к высокому значению остаточного водонасыщения пород-коллекторов.

Полученные геолого-статистические результаты говорят о существенной роли цеолитов в процессах аккумуляции и фильтрации углеводородов и, что более важно, о влиянии цеолитов на фильтрационно-емкостные свойства породы и в конечном итоге на дебиты скважин.

В конце данной главы приведена структура БД четвертого этапа ЛФМ, включающая параметры микронеоднородности по материалам керна.

В главе 5 «Седиментологические особенности» выделены две группы фаций: 1) вдольбереговые бары и забаровые лагуны, 2) зоны морских разрывных течений (табл. 5). Вдольбереговые бары (ВБ), представляют собой аккумулятивные мелководно-морские образования. В ходе геологического времени фации баров многократно мигрировали в пространстве и в результате сформировались песчано-алевролитовые пласты БТ6-БТ8, сложенные разнонаправленными косослоистыми сериями с углами падения слойков от 7 до 200. Характерно нарастание углов наклона слойков и образование пучковидной слоистости, встречаются также горизонты с неправильной горизонтальной слоистостью (табл. 5, пласт БТ6, скв. 109, образец. 3540). Размер слоистости меняется от мелкой до крупной, как в направлении моря, так и к береговой линии. Фации ВБ состоят как из трансгрессивных (ТВБ), так и регрессивных (РВБ) отложений. По данным (1984) начальная стадия формирования ТВБ характеризуется высокой гидродинамической активностью, конечная – спадом активности до низкой. Для отложений РВБ свойственна противоположная закономерность. При высокой гидродинамической активности формируются преимущественно среднезернистые песчаники с включениями гальки и с крупной косой и косоволнистой слоистостью, при снижении активности образуются средне-мелкозернистые песчаники с мелкими косыми, косоволнистыми, волнистыми текстурами (табл. 5, пласт БТ7, скв.1, образец 106).

Таблица 5

Текстуры и формы диаграмм ПС и ГК пластов БТ6 – БТ8 по группам фаций

Группа фаций	Группа фаций вдольбереговых баров и забаровых лагун	Группа фаций морских разрывных течений
Фации	вдольбереговые трансгрессивные бары	вдольбереговые регрессивные бары	барьерный остров	предбаровых отложений	забаровые лагуны	конусы выноса разрывных течений	промоины разрывных течений
Диаграм-мы ПС –красный, ГК-розовый
Керн Пласт Скв. Образец	БТ6 Скв 109 Обр. 3540	БТ7 Скв 1 Обр. 106	БТ8 Скв 109 Обр.3598	БТ6 Скв 1 Обр. 100	БТ6 Скв 7 Обр. 59	БТ8 Скв 109 Обр.3579	БТ8 Скв 109 Обр.3607

Ширина зоны отложений ВБ изменяется от 7 до 16 км и длина – от 9 до 25 км. Для забаровых лагун (ЗЛ) характерна спокойная седиментационная обстановка. В отложениях, формировавшихся в условиях ЗЛ, преобладает пологая мелковолнистая, а также горизонтальная и мелколинзовидная слоистость (табл. 5, пласт БТ6, скв. 7, образец 59). Тела, сложенные фациями ЗЛ, в поперечном сечении имеют вогнуто-линзообразную форму, ширина их изменяется от 3 до 8 км, длина – от 10 до 15 км.