Статья посвящена обобщающей характеристике литологического состава и емкостно-фильтрационных свойств основных среднетриасового и юрского продуктивных комплексов Южного Мангышлакского нефтегазоносного бассейна.
Среднетриасовый продуктивный комплекс
Продуктивная вулканогенно-карбонатная толща среднего триаса сложена преимущественно карбонатными породами с редкими, подчинёнными по толщине прослоями терригенных пород — аргиллитов и туффитов.
Коллекторами являются известняки, известняки доломитизированные, светло-коричневато-серые, оолитово-обломочные, оолитово-комковатые, мелкозернистые, часто фиксируются мелкозубчатые стилолитовые швы и столбчатые стилолиты, в одном образце присутствует субвертикальная раскрытая трещина. Доломиты светло-коричневато-серые, оолитово-обломочные, оолитово- комковатые, мелкозернистые, глинистые. Поровое пространство представлено порами, иногда хорошо видимыми небольшими кавернами и реже тонким, разнонаправленными трещинами.
Юрский продуктивный комплекс в пределах Южно-Мангыстауского бассейна представляет собой мощную толщу неравномерного чередования песчано-алевритовых и глинистых прослоев при подчиненном значении глинисто-карбонатных и карбонатных пород; присутствуют маломощные линзовидные прослои углей, обугленный растительный детрит, включения сидерита и пирата. Комплекс расчленен на две продуктивные толщи.
Нижнеюрская продуктивная толща
Коллекторами, вмещающими продуктивную толщу нижней юры, являются песчаники различных оттенков, полимиктовые крупнозернистые.
Для коллекторов характерно высокое содержание песчанистых фракций, плохая сортировка кластического материала, частые переходы к гравелистым разностям с мелкой галькой кварца и черных сланцев.
Песчаники преимущественно не слоистые. Классический материал по составу довольно однообразный с незначительными количественными вариациями составляющих компонентов — кварц, полевые шпаты, обломки пород. Обломки пород представлены микрокварцитами, слюдистыми кварцитами, кислыми эффузивами и отличаются хорошей окатанностью. Цементация смешанная — соприкосновения, пленочная, регенерационная, поровая. Межзерневое пространство выполнено преимущественно непрозрачным пелит-гидрослюдистым агрегатом, переходящим в хлорит- гидрослюдистый и гидрослюдистый, редкие участки сложены каолинитом. Вторичные процессы выражаются в слабой (5–7 до 10 %) карбонатизации, проявляющейся в «пятнах» кальцита (до 0,3–0,5 мм), в которых видны пустоты выщелачивания от 0,001 до 0,1 мм. В цементе, реже на стыке между кластическими зернами, фиксируются неправильной формы пустоты 0,01–0,1 до 0,2 мм. Отмечаются слабоизвилистые микротрещины раскрытостью до 5–10мкм. В цементе наблюдаются короткие микротрещины (до 0,5 мм), более тонкие (< 5 мкм) секут или огибают отдельные зерна.
Исходя из особенностей пустотного пространство (межзерновые пустоты представлены порами, размер которых колеблется от 1 до 100 и более мкм) и физико-литологических параметров (емкостную и фильтрационную среду формируют межзерновые поры), эти породы относятся к коллекторам порового типа.
Верхне и среднеюрская продуктивная толща.
Общая мощность продуктивного разреза составляет 300–400м.
В литологическом отношении в верхней части разреза встречаются прослойки известняков и мергелей, в низках средней юры гравелиты и крупнозернистые песчаники.
Коллекторы, содержащие нефть и газ на месторождении Узень, представлены полимиктовыми песчаниками, преимущественно мелкозернистыми и алевролитами. Основные породообразующие минералы: кварц, полевые шпаты и обломки пород эффузивных, кремнистых, глинистых. Минералогический состав XIII-XIVгоризонтов характеризуется следующим соотношением породообразующих минералов (в среднем): кварц- 24,4 %, полевые шпаты- 24,0 %, обломки пород-51,6 %. Вещественный состав нижележащих продуктивных горизонтов близок составу коллекторов XIII-XIV горизонтов. Но в низах юрской продуктивной толщи отмечается существенное увеличение содержания кварцевых зерен.
Песчаники полимиктовые, мелко и среднезернистые, в нижней части разреза присутствуют крупнозернистые разности. Песчаники обладают невысокой карбонатностью, в общем, убывающей вниз по разрезу, но в отдельных прослоях карбонатность возрастает, что объясняется обильным содержанием микрофауны. В состав песчаников входят кварц, полевые шпаты и обломочный материал, причем последний большей частью превышает 50 %, иногда достигая 70–75 %. Кварц и полевые шпаты содержатся примерно в равных количествах и в сумме около 45 %, не превышая 50 %.
Состав цемента в песчаниках различен, в большинстве смешанный, кварцево-регенерационный и карбонатный. Основой цементирующего материала в большей части продуктивной толщи являются глины, образующие глинисто-хлоритовый, глинисто-карбонатный и глинисто-кремнистый цементы.
В коллекторах обычно присутствует цемент порового, контактного и подчиненно базальтового типов.
Алевролиты по составу ничем не отличаются от песчаников, но в общем их глинистость и карбонатность увеличивается по сравнению с песчаными разностями. Алевролиты слюдистые, плотные, очень часто с тонкими прослойками темно-серого слюдистого аргиллита, за счет чего приобретают слоистость.
Особенностью пород-коллекторов продуктивных горизонтов зеньского месторождения является высокая глинистость, содержание глинистого материала в этих породах значительно выше, чем по данным стандартного гранулометрического анализа. Но при этом, на долю собственно глинистых минералов в составе этой фракции иногда приходится только около 60–70 %. Значительную долю составляют тонкозернистые частицы полевых шпатов, слюд других легкоразрушающихся минералов. Характерным для полимиктовых пород является частичное или полное преобразование зерен полевых шпатов с превращением их в каолинит и другие глинистые минералы. При этом глинистый материал, слагающий корродированные зерна, оказывает влияние на различные физические свойства — на содержание остаточной воды, адсорбционную способность, удельное сопротивление, диффузионную активность, поверхностную проводимость. Однако, вторичная глинизация в значительно меньшей степени будет влиять на коллекторские свойства — пористость и проницаемость, по сравнению с глинистым цементом породы. Кроме того, нередко завышение глинистости при механализе происходит не только за счет истирания неустойчивых зерен, но и за счет глин, участвующих в микропересливании коллекторов.
Таким образом, коллекторами нефти и газа на месторождении Узень являются полимиктовые песчаники и алевролиты со сложным минеральным составом скелетной фракции и глинистым цементом. Их особенность состоит в наличии зерен полевых шпатов, которые в процессе диагенеза и эпигенеза подвергаются значительным преобразованиям, а именно — глинизации. В сочетании с глинистым цементом, содержащимся в поровом пространстве, это значительно повышает эффективную глинистость коллекторов, которая ухудшает их физические свойства, но практически не влияет на ФЕС и продуктивность.
Глинистость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к нижним: от 28,57 % в XII до 21,6 % — XVIII горизонте. Тенденция к уменьшению глинистости сверху вниз наблюдается и в нижнем этаже нефтегазоносности (от 28,44 % XIX горизонте до 18,77 — XXIV).
Нефтегазоносность Южно-Мангышлакского бассейна и пространственное размещение месторождений нефти и газа неоднократно рассматривались различными группами исследователей. Были обоснованы закономерности литологического и структурного контроля нефтегазонасыщенности юрских и триасовых продуктивных толщ.
Наибольшее количество месторождении и запасов нефти и газа связано со среднетриасовым и юрским продуктивным комплексами.
Региональная нефтегазоносность продуктивных толщ контролируется двумя региональными покрышками — келловей-оксфордской глинисто-мергельной и среднетриасовой вулканогенно-глинистой толщами. Значительную роль в контроля нефтегазоносности также играет зональные и локальные флюидоупоры представленные аргелитами и глинами.
Литература:
1. Липатова В. В., Волож Ю. А., Воцалевский Э. С. и др. Доюрский комплекс Северного Устюрта и полуострова Бузачи. Тр.ВНИГНИ. М.: Недра, 1985. Вып.254.
2. Калугин А. К., Грибков В. В. Корреляция разрезов палеозойско-триасовых отложений и их литолого-фациальная изменчивость как основа поисков нефти и газа на западе Туранской плиты. — Тезисы докладов IV Межведоственной конференции, Ашхабад, 1983.
3. Крылов Н. А., Летавин А. И., Оруджева Д. С. Перспективы нефтегазоносности доюрский отложений молодых платформ. М., Наука,1981.
4. Попков В. И., Клычников А. В. Сопоставление разрезов доюрских отложений Туаркыра и Карауданской зоны Юж. Мангышлака. — Известия АН Каз.ССР, сер.геол., 1985, № 3.
5. Кузьмина 0.А., Пантелеев Г.Ф, и др. Геология и перспективы газонефтеносности Северной Туркмении и прилегающих районов Узбекистана, М.; Недра, 1970.
6. Флоренский П. В. и др. Триасовые отложения Южного Мангышлака — новый этаж нефтегазоносности. Геол.нефти и газа. 1975. № 8.
7. Титов Б. И. и др. Геологическое строение, нефтегазоносности доюрских отложений Южного Мангышлака и методика поисково-разведочных работ: Автореф.канд.диссер. Л., 1974.
