Reservoir properties of carbonate rocks of Triassic deposits of southern Mangistau

Abstract


Reservoir properties of carbonate rocks of the Triassic deposits are considered. The rocks have the most importance for Southern Mangistau in terms of oil and gas potential. According to the lithological composition there are two types of reservoirs in the Triassic sediments determined such as clastic and carbonate. Carbonate reservoirs are localized in the tuffaceous-dolomite and tuffaceous-calcareous strata of the Middle Triassic period. Those rocks are characterized by a complex type of reservoir and represented by porous-fractured, porous-cavernous and fractured rocks. The carbonate matter in reservoirs of the Middle Triassic period is lithologically nonuniform. There are micro-grained and oolitic dolomites and their hybrids with limestones, clays and silicites among them. The cavernous nature of carbonate rocks and reason for their formation are studied. The largest number of caverns was recorded in clayey and siliceous dolomites and dolomitized oolitic limestones. There are intervals of development of cavernous-porous rocks detected in the sections of the Middle Triassic period fields of Northern Karagie, Ala-Tyube and in the areas of Tarly-Kuyjak and Kamenistaya as well. As a result of microscopic studies, it is established that the storage capacity in that rocks is formed due to caverns and primary intergranular pores. Storage capacity of oolitic dolomites, oolitic, pseudo-oolitic limestones, organogenic detritus limestones was increased under significant influence of leaching processes at the stage of catagenesis under the action of circulating chloralkalic or chloromagnesium waters. It is established that the main part of the storage capacity of porous-cavernous rocks consists of caverns, which size reaches 5-6 mm. According to reservoir properties and structure of the void space, the cavernous-porous rocks of the productive Triassic sequence refer to the cavernous-porous reservoir. There are two genetic types of micro fractures in the pelitomorphic limestones in the areas of Akkar and Kamenistaya such as post sedimentation and tectonic. It is established that for carbonate reservoirs of the volcanic-dolomitic sequence fracture permeability is the main component of the total permeability.


Full Text

Введение Во второй половине прошлого столетия на Южном Мангышлаке был проведен большой объем регионально-геофизических работ и глубокого разведочного бурения («Мангышлакнефть») с целью выяснения геологического строения, стратиграфии, вопросов седиментологии и нефтегазоносности триасовых отложений. В результате были установлены широкое распространение триасовых отложений на Южном Мангистау и их промышленная нефтегазоностность [1-9]. Большой вклад в изучение триасовых отложений Южного Мангышлака внесли И.О. Брод, М.Ф. Мирчинк, А.И. Летавин, Н.А. Крылов, Н.Ф. Фролов, Д.В. Флоренский, В.С. Князев, О.В. Япаскурт, А.М. Чарыгин, Р.Г. Горецкий, Н.Я. Кунин, Д.С. Оруджева, В.В. Липатова, С.С. Ендеркина, В.И. Попков, В.П. Крымов, В.А. Проняков, Ч.М. Халифа-заде, С.С. Самедов, В.Ш. Гурбанов и др. Для триасовых отложений рассматриваемых регионов характерны большие градиенты изменения мощностей отдельных стратиграфических подразделений, резкая смена фаций на коротком расстоянии, наличие стратиграфических, в том числе нередко угловых, несогласий между установленными литостратонами, большая анизотропия в обломочных, карбонатных и вулканогенно-обломочных коллекторах. Открытие месторождения-гиганта Кашаган в Казахском секторе Каспийского моря еще раз доказало высокую перспективу нефтегазоносности как квазиплатформенного, так и ортоплатформенного комплексов на Средне-Каспийской впадине и Южном Мангистау. Между тем эффективность поисково-разведочных работ в триасовых отложениях указанных регионов в значительной степени зависит от проведения фундаментальных обобщающих литолого-стратиграфических, седиментологических исследований в едином комплексе и создания литологической, катагенетической, палеогеографической моделей квазиплатформенного комплекса [1-13]. Карбонатные коллекторы локализованы в среднем триасе в туфогенно-доломитовой и туфогенно-известняковой толщах. По вещественному составу среди них встречаются доломиты, оолитовые известняки, оолитовые и органогенно-детритовые известняки, спонгалитовые известняки, микриты и изредка кремнистые доломиты. Кроме того, в туфогенно-доломитовой толще среднего триаса обнаружены кремнистые, трещиноватые породы халцедониты, которые могут играть роль потенциального коллектора. По морфологии порового пространства среди карбонатных пород выделяются порово-трещинные, порово-кавернозные и трещинные коллекторы. Литологический анализ и коллекторские свойства карбонатных пород Трещинные и кавернозные коллекторы литологически представлены глинистыми и кремнистыми доломитами, доломитизированными известняками, пелитоморфными известняками (микриты), доломитами. Форма и размер микротрещин и каверн изучены в пришлифовках под бинокулярным и поляризационным микроскопами [14-16]. В карбонатных породах, особенно в пелитоморфных доломитах, доломитизированных оолитовых известняках, отчасти органогенных детритовых известняках, отмечаются различные микротрещины и каверны (туфогенно-доломитовая толща пл. Тарлы-Куйджак, Каменистая, Северное Карагие, Ала-Тюбе, Аккар, Ташкум) размером 0,05-0,01; 0,05-0,15; 0,35-0,40 мм и т.д. Большинство трещин пересекаются друг с другом, другие, протяженностью несколько миллиметров, затухают в однородной карбонатной массе. Обнаруженные нами микроструктуры различных типов карбонатных коллекторов среднего триаса приведены на рис. 1. Рис. 1. Различные типы трещин в карбонатных породах среднего триаса площади Аккар-1: а - трещины напластования в слоистых известняках, глубина 2495-2500 м; б - трещины в стилолитах, заполненные твердыми нафтидами, глубина 2960-2985 м; в - тектонические трещины в пелитоморфных известняках, глубина 2986-2992 м Значительная часть трещин пустые и имеют хорошую сообщаемость между собой. Степень раскрытости этих трещин достигает 30-40 мкм. Встречаются и слепые трещины. Места пересечения трещин наиболее расширены и образуют с другими более свободные сообщающиеся каналы. Часть микротрещин выполнена крупнокристаллическими кальцитами, доломитами и мозаичными халцедонами, кварцами. Коэффициент плотности трещин имеет большое значение в доломитах и доломитизированных оолитовых известняках. В этих породах величина открытой пористости достигает 6-8 %. В других карбонатных породах из-за неравномерного распределения трещин значение открытой пористости не превышает 3,5-4,0 %. На площади Каменистая породы вулканогенно-терригенной толщи отличаются низкой карбонатностью и характеризуются умеренными емкостными свойствами. В этой толще выделяются пачки кварцевых песчаников мощностью 90 м, в которых величина открытой пористости изменяется в интервале 7,5-12,1 %. В подстилающей туфогенно-известняковой толще карбонатные, глинистые породы и силициты характеризуются низкими емкостными свойствами. Лишь в трещиноватых известняках отмечается повышение открытой пористости до 6,7 % (таблица). Оценка петрофизических свойств карбонатных пород среднего триаса Южного Мангистау Районы и скважины Кол-во опреде-лений Плотность, кг/м3 Пористость, % Коэф-фициент уплотне-ния Кб Ала-Тюбе, скважина № 3 8,0 25,00-27,80 26,30 3,3-11,6 6,2 0,94 Ала-Тюбе, скважина № 8 12 25,50-26,00 25,80 4,1-9,5 5 0,95 Аккар, скважина № 6 11 2520-2580 2560 3,5-8,2 4,7 0,96 Атамбай, скважина № 2 10 2510-2600 2560 5-7 6 0,94 Жантанат, скважина № 2 4 2550-2600 2570 2,1-4 2,8 0,97 Кокбахты, скважина № 1 12,0 - 2-4,4 3,8 0,97 Придорожная, скважина № 2 8,0 2500-2600 2570 3,7-6 4,5 0,96 Ракушечная, скважина № 23 12 2400-2600 2500 0,4-9 5 0,95 Тасбулат, скважина № 2 8,0 2300-2600 2470 1,1-10 3,4 0,97 Оймаша, скважина № 10 6,0 2400-2650 2500 1-12 6,8 0,94 Юж. Жетыбай, скважина № 20 14,0 2450-2570 2500 0,8-6,5 4 0,96 Примечание: в числителе - min-max, в знаменателе - среднее значение. Нами изучены кавернозность карбонатных пород и причина ее образования. Больше всего каверн отмечено в глинистых и кремнистых доломитах и доломитизированных оолитовых известняках. Размер каверн меняется от 0,06 до 0,75 мм. Часто отмечаются каверны размером 0,15-0,35 мм. Нередко они возникают на месте пересечения двух микротрещин. В доломитах каверны образуются в результате выщелачивания кремнезема, глинистых минералов, кальцита и окиси железа, марганца. Основным продуктом выщелачивания в доломитах является кремнезем и карбонат кальция. Нередко было отмечено выполнение каверн (пл. Северное Карагие, Каменистая, Ташкум, Аккар) твердыми нафтидами. В разрезах среднего триаса месторождений Северного Карагие, Ала-Тюбе, а также на площадях Тарлы-Куйджак и Каменистая выявлены интервалы развития кавернозно-пористых пород, которые значительно отличаются от трещинных не только по характеру выполнения флюидами пустотного пространства, но и по емкости и фильтрационным характеристикам. Эти породы на месторождениях Северное Карагие и Ала-Тюбе сложены оолитовыми доломитами и детритовыми, капролитовыми известняками. Цементирующее вещество в оолитах представлено кристаллическим доломитом, халцедоном и реже кальцитом. По данным микроскопических исследований, емкость в этих породах образуется за счет каверн и первичных межзерновых пор. Обычно к порам относятся пустоты размером от 0,2 до 120 мкм, в которых жидкости движутся под действием капиллярных сил, преодолевая гравитационные силы. К кавернам относятся пустоты размером более 100 мкм, в которых гравитационные силы преобладают над капиллярными. На повышение емкостных свойств оолитовых доломитов, оолитовых, псевдоолитовых известняков, органогенно-детритовых известняков в значительной степени влияли процессы выщелачивания на стадии катагенеза под действием циркулирующих хлоркальциевых или хлормагниевых вод. Выщелачивание оолитовых, органогенно-детритовых карбонатных пород, вероятно, происходило на локальных структурах Жетыбай-Узеньской и Кокумбайской ступеней, а также в северной и северо-восточной частях Карагиинской седловины в ранней юре и в результате поднятия триасовых отложений на дневную поверхность за счет проявления киммерийской фазы тектонических движений на Южном Мангистау. Результаты экспериментальных исследований В результате циркуляции инфильтрационных вод в межзерновом пространстве оолитовых и детритовых карбонатных пород образовались сообщающиеся пустоты и каверны самого различного размера, что обусловило их физическую неоднородность (Ала-Тюбе, Аккар и др.). Установлено, что основную долю емкости пористо-кавернозных пород составляют каверны, размер которых достигает 5-6 мм. Размер основной массы пустот, как правило, колеблется в пределах 0,01-0,5 мм. Открытая пористость в кавернозных карбонатных породах среднего триаса Северного Карагие, Ала-Тюбе, Аккар и Атамбай достигает 25-28 %, газовая проницаемость - 0,3-0,6 мкм2. Именно на площади Ала-Тюбе (скв. № 4) мощный фонтан нефти и газа был получен из кавернозных пород туфогенно-доломитовой толщи среднего триаса [3, 5]. К сожалению, в исследованных кернах карбонатных пород подобные коллекторы не были выявлены (см. таблицу). Эффективная емкость кавернозно-пористых пород представлена кавернами и порами, в которых сосредоточены извлекаемые запасы углеводородов и осуществляется их фильтрация. По своим емкостным, фильтрационным характеристикам и строению пустотного пространства кавернозно-пористые породы продуктивной триасовой толщи относятся к кавернозно-поровому коллектору [16-21]. Рис. 2. Зарисовки различных типов микротрещин в карбонатных коллекторах: а - площадь Аккар; б - площадь Северо-Ракушечная Кавернозно-поровые коллекторы, вмещающие основные промышленные залежи углеводородов среднего триаса, установлены на месторождениях Северное Карагие, Ала-Тюбе, Аккар, Каменистая, Южный Жетыбай и Северное Ракушечное. Для микрозернистых, пелитоморфных доломитов (микриты) площадей Ала-Тюбе и Аккар характерно широкое развитие микротрещинной пористости. На отдельных участках каверны и трещины выполнены твердыми нафтидами. Этот процесс широко распространен в доломитовых породах пл. Аккар-1, в которых наблюдается микротрещиноватость, связанная с стилолитовыми швами (см. рис. 1, 2). Вероятно образование зубчатой поверхности, связанной с растворением и выщелачиванием карбонатных минералов на ослабленных участках. Высота стилолитовых швов достигает нескольких сантиметров. В этом разрезе стилолитовые швы играют важную роль в образовании вторичной трещинной емкости. Они зачастую выполнены твердыми нафтидами (см. рис. 2). В пелитоморфных известняках площадей Аккар и Каменистая установлены два генетических типа микротрещиноватости: постседиментационный и тектонический (см. рис. 2). В первом случае микротрещины расположены по напластованию слоистых известняков и, по-видимому, образовались за счет уплотнения и перекристаллизации тонкозернистых карбонатов. Во втором случае трещины хаотично расположены в породе и зачастую являются слепыми. Открытость этих микротрещин достигает 5-10 мкм. Они, по-видимому, образовались в результате деформации известняков благодаря тектоническому напряжению [21-27]. Выводы В карбонатных коллекторах вулканогенно-доломитовой толщи трещинная проницаемость является главной составляющей общей проницаемости. Авторами установлено, что пористость и проницаемость в карбонатных породах зависят от количества в них доломитовой фазы. Это свидетельствует о том, что микротрещиноватость в этих породах целиком контролируется объемом постдиагенетической доломитизации известняков.

About the authors

Vagif Sh. Gurbanov

Oil and Gas Institute of the Azerbaijan National Academy of Science

Author for correspondence.
Email: gzinalova@mail.ru
9 F. Amirov st., Baku, AZ 1000, Republic of Azerbaijan

Doctor of Geology and Mineralogy, Professor, Deputy Director for Science

Gaukhar D. Zinalova

Azerbaijan State Oil and Industrial University

Email: gzinalova@mail.ru
20 Azadlyg av., Baku, AZ1010, Republic of Azerbaijan

Doctoral Student

References

  1. Brushtar M.S., Bush V.A., Kiriukhin L.G., Shvemberger Iu.N. Geologiia i perspektivy neftegazonosnosti doiurskikh otlozhenii Skifskoi i Turanskoi plit [Geology and prospects of oil and gas content of pre-Jurassic deposits of Scythian and Turanian plates]. Trudy VNIGNI, Moscow, 1974, iss.144, pp.134-138.
  2. Vinnikov V.N. Permskie i triasovye otlozheniia Mangyshlaka [Permian and Triassic deposits of Mangyshlak]. Trudy VNIGRI, 1963, iss.218, pp.43-48.
  3. Gurbanov V.Sh., Khalifa-zade Ch.M., Kadri Naser Sadik. Litofizicheskie kharakteristiki triasovykh otlozhenii Iuzhnogo Mangyshlaka [Lithophysical characteristics of the Triassic deposits of Southern Mangyshlak]. Materialy respublikanskoi konferentsii molodykh uchenykh i aspirantov po problemam geologii i geofiziki. Baku, 1988, pp.43-48.
  4. Letavin A.I. Tafrogennyi kompleks molodoi platformy iuga SSSR [The taphrogen complex of the young platform of the south of the USSR]. Moscow, Nauka, 1978, 147 p.
  5. Gurbanov V.Sh., Khalifa-zade Ch.M. Litologo-paleogeograficheskaia model' trias-paleozoiskikh otlozhenii Iuzhnogo Mangyshlaka [Lithological-paleogeographic model of the Triassic-Paleozoic deposits of the Southern Mangyshlak]. Baku, Nafta-Press, 2003, 216 p.
  6. Aliev M.M., Gofman E.A., Benenson V.A. et al. Osnovnye cherty geologicheskogo stroeniia triasovykh otlozhenii i perspektivy ikh neftegazonosnosti v Predkavkaz'e i Zakaspii [The main features of the geological structure of the Triassic sediments and prospects of their oil and gas potential in the Pre-Caucasus and Fore-Caspian]. Problemy geologii nefti. Мoscow, 1975, iss.5, pp.58-47.
  7. Vinogradova V.N. Permskie i triasovye otlozheniia Mangyshlaka [Permian and Triassic deposits of Mangyshlak]. Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost'. Trudy VNIGRI, 1963, iss. 218.
  8. Volozh Iu.A., Lipatova V.V. et al. Trias Iuzhnogo Mangyshlaka [Trias of South Mangyshlak]. Moscow, Nedra, 1981.
  9. Geologiia i neftegazonostnost' Iuzhnogo Mangyshlaka [Geology and oil and gas potential of Southern Mangyshlak]. Moscow, Nauka, 1965, 165 p.
  10. Gurbanov V.Sh. Litologo-petrofizicheskie osobennosti triasovykh otlozhenii Iuzhnogo Mangyshlaka [Lithological and petrophysical features of the Triassic deposits of the southern Mangyshlak]. Azerbaidzhanskaia mezhdunarodnaia geofizicheskaia konferentsiia. Baku, 2000.
  11. Gurbanov V.Sh., Khalifa-zade Ch.M. Stroenie fundamenta Iuzhnogo Mangyshlaka i ego kollektorskii potentsial [The structure of the basement of Southern Mangyshlak and its reservoir potential]. Neftegazonosnost' fundamenta osadochnykh basseinov: materialy mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii. Moscow, 2001.
  12. Litofizika i neftegazonosnost' triasovykh otlozhenii zapada Turanskoi svity [Lithophysics and oil and gas content of the Triassic deposits of the west of the Turan suite]. Moscow, Nauka, 1984, 130 p.
  13. Khalifa-zade Ch.M., Askerov F.G., Gurbanov V.Sh. et al. O kollektorskikh svoistvakh dolomitov i khaltsedonitov v srednetriasovykh otlozheniiakh Iuzhnogo Mangyshlaka [About the reservoir properties of dolomites and chalcedonites in the Middle Triassic sediments of Southern Mangyshlak]. Izd. vuzov, seriia neft' i gaz, 1990, no.1.
  14. Khanin A.A. Porody – kollektory nefti i gaza i ikh izuchenie [Reservoir rocks of oil and gas and its study]. Moscow, Nedra, 1969, pp.112-116.
  15. Galkin S.V., Efimov A.A. Zonal distribution of oil reservoir viscosity, permeability and mobility coefficient for bashkir deposits of Perm Krai. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2013, no.6, pp.43-53
  16. Kochnevа О.Е., Moiseeva T.V. Influence of geological reservoir heterogeneity of bashkir formation on the oil extraction process of Sivinskoe field. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2013, no.8, pp.28-34.
  17. Cherepanov S.S. Integrated research of carbonate reservoir racturing by Warren – Root method using seismic facies analysis (evidence from tournaisian-famennian deposit of Ozernoe field). Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2015, no.14, pp.6-12.
  18. Gurbanov V.Sh., Sultanov L.A., Valiyev S.A., Babaeva M.T. The lithophysical and collector characteristics of mesozoic-cenozoic deposits of north-western part of the Caspian depression. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2015, no.17, pp.5-15
  19. Gurbanov V.Sh., Gasanov A.B., Narimanov N.R., Sultanov L.A., Ganbarova Sh.A. Physical and reservoir properties of potential oil and gas bearing intervals at the bottom of productive thickness onshore in Azerbaijan (at the example of Kalamaddin field). Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2017, vol.16, no.3, pp.204-214. doi: 10.15593/2224-9923/2017.3.1
  20. Efimov A.A., Savitckii Ia.V., Galkin S.V., Shapiro S. Experience of study of core from carbonate deposits by X-ray tomography. Bulletin of PNRPU. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2016, vol.15, no.18, pp.23-32. doi: 10.15593/2224-9923/2016.18.3
  21. Bostick N.H. Thermal alteration of classics organic matter as an indicator of contact burial metamorphism in sedimentary rocks. Geosciences and Man, 1971, vol.3.
  22. Potter P.E., Pettijohn F.I. Paleocurrents and Basin analysis. Berlin, Gottingen, Heidelberg, Springer/Verlag, 1963, 296 p.
  23. Reading H.G. Sedimentary basins and global tectonics. Proc. Geol. Assoc., 1982, vol.93, no.4, pp. 421-450.
  24. Gurbanov, V.Sh. Lithostratigraphic characteristic and lithology of triassic-paleozoic rocks of Southern Mangyshlak. Lithology and Mineral Resources, 2004, no.39 (6), pp.541-554.
  25. Efimov A.A., Savitskii Ia.V., Galkin S.V., Soboleva E.V., Gurbanov V.Sh. Issledovanie smachivaemosti kollektorov neftianykh mesto­rozhdenii metodom rentgenovskoi tomografii kerna [Investigation of wettability of reservoirs of oil fields by the method of X-ray core tomography]. Nauchnye trudy NIPI Neftegaz GNKAR, 2016, vol.4, no.4, pp.55-63.
  26. Gurbanov V.Sh., Narimanov N.R., Sultanov L.A., Babaev M.S. Geologicheskoe stroenie i kollektorskie svoistva mezokainozoiskikh otlozhenii Dzharly-Saatlinskogo neftegazonosnogo raiona na bol'shikh glubinakh [Geological structure and reservoir properties of meso-cenozoic deposits of Dzharly-Saatli oil and gas region at great depths]. Izvestiia Ural'skogo gosudarstvennogo gornogo universiteta, 2016, no.2(42), pp.25-27.
  27. Gurbanov V.Sh., Sultanov L.A. On oil-and-gas content of Mesozoic deposits in Azerbaijan. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2015, no.16, pp.7-13.

Statistics

Views

Abstract - 264

PDF (Russian) - 784

PDF (English) - 54

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2018 Gurbanov V.S., Zinalova G.D.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies