Рис. 1. Корреляция пластов Ю3-Ю4 Кальчинского месторождения
Литологически пласты представлены, в основном, неравномерным переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов. Породы имеют горизонтально- косослоистую, волнистую, прерывистую, линзовидную слоистость, обусловленную намывами углисто-слюдистого и глинистого материала.
Аргиллиты темно-серые до черных, коричневато-бурые, плотные, иногда плитчатые, массивные, наблюдаются стяжения аргиллита с карбонатным цементом.
Алевролиты серые, серо-коричневые, разнозернистые.
Песчаники серые, серовато-желтые от тонкозер нистых до мелко,- среднезернистых, полимиктовые, алевритисто-глинистые, с глинистым и карбонатно-глинистым цементом, массивные, слоистой текстуры. Слоистость подчёркивают частые горизонтальные намывы (0.5–2 мм) растительного детрита и глинистого материала. Встречаются единичные включения уплощённых галек (0.5–2 см), представленных глинами, часто сидеритизированными. Среди пород наблюдаются прослои углей толщиной до 3–4 см.
В песчаных фациях пласты Ю3, Ю4 распростра нены по площади не везде. Есть скважины, в которых проницаемые разности пород отсутствуют, и разрез пластов представлен сильно глинистыми алевролитами, заглинизированными песчаниками и аргиллитами. Общая мощность пластов изменяется от 15 до 41 м. Установлено, что скважины с повышенными значениями эффективных толщин пластов Ю3, Ю4 находятся в относительно узких вытянутых зонах, неравномерно распределенных по площади. По данным сейсмических исследований во временном интервале залегания этих пластов была построена схема распределения максимальных положительных амплитуд (рис. 2), выполнен сейсмофациальный анализ. В результате комплексного анализа скважинной информации и данных сейсмических исследований были оконтурены участки распространения коллекторов пластов Ю3, Ю4 в виде узких полосовидных тел, которые нами предположительно интерпретируются как русловые. Детально проанализированные материалы 3D позволили пространственно ограничить местоположение русловых каналов с учетом данных бурения. Наиболее изучена раз ведочным и эксплуатационным бурением система русел в пределах центральной части Кальчинского поднятия, где была установлена промышленная нефтеносность рассматриваемых пластов.
Рис. 2. Схема распределения максимальных положительных амплитуд в интервале продуктивного комплекса (Paradigm Geophysical)
Возможно, на формирование продуктивных пластов юры Кальчинского месторождения наряду с палеогеографическими факторами существенное влияние оказали и палеотектонические. В результате интерпретации материалов сейсморазведки 3D в пределах Кальчинского месторождения выделены тектонические нарушения, подтверждаемые данными исследования керна, а также результатами испытаний скважин (рис. 3).
Рис. 3. Геологический разрез по пластам Ю3-Ю4 Кальчинского месторождения
По описаниям керна в скв. 80 отмечаются вертикальные трещины, заполненные каолинитом, в скв. 81 – разно ориентированные трещины, выполненные углистым материалом, в скв. 72 – зияющие трещины. Кроме того, в аргиллитах скважин 68, 80 и 81 отмечены многочисленные зеркала скольжения под углом 10о к оси керна.
Рассмотрим закономерности распространения продуктивных пластов в пределах Кальчинского месторождения.
Пласт Ю4 в песчаных фациях представлен на изучаемой площади не повсеместно (рис. 4). В центральной части поднятия выделяется узкая полосовидная зона субширотного простирания, в пределах которой пласт Ю4 более развит в песчаных фациях (скв. 74, 181, 66, 61, 117, 171, 128, 130, 120).
Рис. 4. Структурная карта по кровле пласта Ю4 Кальчинского месторождения
По имеющемуся макроскопическому описанию керна коллекторы пласта представлены песчаниками светло-серыми, серыми с буроватым оттенком, тонко-мелкозернистыми, полимиктовыми с частыми наклонными (5–8о) намывами (1–2 мм) обугленного растительного детрита и глинистого материала.
Только по данным бурения невозможно достаточно точно оконтурить русловые фации из-за их узкой локализации.
В скважинах, вскрывших коллектор, общая толщина пласта изменяется от 8 до 20.2 м, эффективная — от 0.8 до 9.6 м, песчанистость варьирует от 8 до 87%. Максимальные значения песчанистости приурочены к осевым частям русловых каналов, а минимальные — к их периферийной части.
Пласт содержит от 1 до 7 пропластков, расчлененность увеличивается по мере приближения к зоне глинизации.
Фильтрационно-емкостные свойства проницаемых разностей пласта определены по керну.
Средневзвешенная по толщине пористость коллектора в скв. 66 составляет 12.4%, проницаемость – 0.52×10–15 м2, остаточная водонасыщенность – 77.8%, карбонатность – 4.5%.
Над пластом залегают глины, максимальная мощность которых составляет 27 м (скв. 130), минимальная – 1.6 м (скв. 61).
Пласт Ю3 по условиям формирования и залегания близок к пласту Ю4. Полосовидная зона распределения коллекторов данного пласта также имеет субширотное простирание. Она совпадает с зоной развития песчаников пласта Ю3, однако более узкая и имеет свои особенности (рис. 5).
Рис. 5. Структурная карта по кровле коллектора пласта Ю3 Кальчинского месторождения
По данным бурения скважин, вскрывших пласт в песчаной фации, его общая толщина составляет 14–28.4 м, эффективная 1.2 – 22.4 м, песчанистость 7- 90% (в среднем 30%). Расчлененность пласта варьирует от 1 до 10, в среднем около 5.
В скв. 61 толщина пласта значительно увеличивается, и коллекторские свойства заметно улучшаются. В районе этой скважины резко сокращается толщина перемычки между пластами Ю3 и Ю4, что напоминает врез палеорусла. На возможность вскрытия этой скважиной палеорусла указывает и наличие гальки в керне этой скважины.
Керном пласт Ю3 охарактеризован в скв. 61, 66, 67, 68, 74.
Коллекторские свойства пласта Ю3 изучены в двух скважинах, где пористость в среднем составляет – 13.2%, проницаемость – 2.8×10–15 м2, остаточная водонасыщенность – 58.3%, карбонатность – 2.0%.
Следует отметить, что именно с палеоруслами, выделенными нами, связаны залежи нефти в отложениях пластов Ю3, Ю4 Кальчинского месторождения. Максимальные притоки безводной нефти отмечаются в центральных частях палеорусла, в зонах повышенных значений эффективных толщин и как следствие улучшенных фильтрационно-емкостных свойств.
Автор: Дещеня М.Н., Коровина И.О.
