Литологические особенности пласта БП12(1)к Южно-Песцового месторождения

Переходный (доплитный) комплекс представлен осадочными и вулканогенными отложениями, возрастной диапазон которых зависит от времени консолидации подстилающего фундамента. Образования этого комплекса вскрыты бурением в зонах грабен-рифтов в теле фундамента, установлены они также и в многочисленных локальных депрессиях. Триасовая толща переходного комплекса выполняет крупные грабены, широко развитые в Надым-Пур-Тазовском регионе. В северной половине Ямала и на Гыдане предполагается плащеобразное развитие триаса, где он, возможно, должен включаться в чехол.

Плитный (собственно платформенный) чехол, начинается с триаса, который фрагментарно развит в различных зонах рассматриваемой территории, перекрывается толщей пород юрского, мелового и палеогенового возраста и заканчивается маломощными осадками неогена.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. НЕФТЕГАЗОНОСТНОСТЬ

 

Залежи песчано-глинистой неокомской формации характеризуются различным по фазовому составу насыщением УВ. Содержание нефти в пластах увеличивается вниз по разрезу от нижней части аптского яруса (22% от суммарных геологических запасов нефти и газа) к валанжинскому (61%). Соотношения газа к нефти были приняты из расчета 1 млн м3 к 1 тыс. т. Газонасыщенные толщины отдельно взятых пластов месторождений формации изменяются в пределах от 1 м до 20 и более м. Наибольшее количество из них (30%) имеет газонасыщенную толщину 2,1-4 м. Количество залежей в месторождениях колеблется в пределах от 1 до 35 пластов. Основную часть (62%) составляют месторождения, содержащие от 1 до 5 пластов. Значения пористости коллекторов лежат в интервале от 12% до 28% и более. У наибольшего количества исследованных образцов керна (27%) пористость составляет 18%. Значения проницаемости коллекторов изменяется от 0,025 до 0,325 мкм2. Наибольшее количество исследованных образцов (41%) имеют проницаемость 0,025 мкм2, значение водонасыщенности варьирует в пределах от 10% до 55%. Значения пластовых температур колеблется до 108 0С (пласт БУ10-2 на Песцовом месторождении Надым-Пурской НГО). На средних глубинах залегания кровли горизонтов формации (2200-2800 м), пластовые температуры изменяются от 51 0С до 95 0С. Средняя температура на этой глубине составляет 71-75 0С. Содержание стабильного конденсата в залежах колеблется до 684 г/м3 (пласт БУ10-1 Песцового месторождения Надым-Пурской НГО).

 

 

 

 

 

 

 

3. ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА БП12(1)

 

3.1 Описание литотипов

 

3.1.1 Макроскопическое

 

Пласт БП12(1)к, охарактеризованный керном в интервале глубин (2744,1 – 2744,1 м) в целом представляет собой неравномерное переслаивание песчаников и аргиллитов и алевролитов, а так же зоны нестабильного осадконакопления.

Песчаник светло- серого (черного), в отдельных прослоях с бурым (за счет нефтенасыщения, на глубине 5,37 - 5,51 м от начала интервала) и голубоватым оттенком, от мелко - до мелко-среднезернистого, местами алевритистый и частыми прослоями аргиллитов, с глинистым и карбонатно-глинистым цементом, плотный, крепкий, с косонаправленной и полого-волнистой слабосмещенной, подчеркнутой тонкими слойками слюдисто-углисто-глинистого материала слоистостью, сменой гранулометрического состава, углефицированным растительным детритом, сечкой, мелким и крупным детритом. На отдельных участках текстура пород нарушена за счет интенсивной биотурбации, вызванной ихнофоссилиями Palaeophycos. Встречаются еденичные прослои аргиллита темно-серого и серого, от тонкоотмученного до алевритового, плотного, средней крепости, с неровным изломом, с линзовидно-пологоволнистой слоистостью, подчеркнутой слойками и включениями алевро-песчаного материала.

Алевролит с прослоями и включениями песчаника. Алевролит серый, от разнозернистого до разно-крупнозернистого, песчанистый, с глинистым цементом, плотный, крепкий, в первой половине слоя биотурбирован, ниже по разрезу с текстурами, нарушенными оползанием и смятием осадка, за счет песчаника светло-серого, мелкозернистого, с глинисто-карбонатным цементом, с нарушенной первичной слоистостью, подчеркнутой тонкими слойками глинисто-углистого материала (до 0,2 см). На глубине 2,70 - 2,83 м от начала интервала прослой песчаника светло-серого, мелкозернистого, от алевритистого до алевритового, с карбонатно-глинистым цементом, с косоволнистой, слабосрезанной слоистостью, нарушенной взмучиванием осадка, за счет частых тонких слойков алевро-глинистого с неравномерной примесью углистого и слюдистого материала. По слою многочисленный углефицированный растительный детрит и сечка по наслоению, следы карбонатной минерализации - единичные сингенетические конкреции сидерита. Без признаков УВ.

        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

            3.1.2 Микроскопическое

 

Петрографически пласт представлен песчаниками и алевролитами.

 

Песчаник серый, средне-мелкозернистый до мелко-среднезернистого,  аркозовый, с глинисто-карбонатным цементом. (рисунок 1).

 

Текстура микрослоистая, подчеркнута ориентированным расположением удлиненных компонентов.

 

 

 

  

 

 

 

   а)                  б)

 

Рисунок 1. Образец № 5. Песчаник серый мелкозернистый, аркозовый с глинисто-карбонатным цементом. а) в параллельных николях; б) в скрещенных николях;

Обломочный материал составляет 80%. Минимальный размер зерен – 0,01 мм, максимальный - 0,39 мм, преобладающий 0,18 – 0,25 мм. Содержание алевритовой примеси 5-6 %; среднезернистой песчаной примеси 30-35 %. По классификации В. Д. Шутова песчаник относится к группе аркоз, с содержанием кварца – 35-40 %, полевых шпатов – 40-50 %, обломков пород – 20-25 %, слюды – 1-2 %.

Кварц прозрачный, бесцветный, отдельные зерна окружены неполными регенерационными каемками. Полевые шпаты - калиевые разности и плагиоклазы от свежих до сильно измененных. Обломки пород: эффузивы, кремнистые разности, гранитоиды, есть сланцы. Слюда - биотит и мусковит.

Тип цементации пленочно-поровый, до базально-порового. В цементе кальцит ≈ 15 %, в отдельных порах каолинит 2-3 %, хлорит (пленки)  1-2 %.

Комплекс акцессорных минералов представлен отдельными зернми титаносодержащих, циркона. Аутигенный комплекс минералов представлен кальцитом ≈ 20 %; редкие примазки лейкоксена..

К постседиментационным изменениям относится пелитизация, серпицитизация, редко деформация с изломом полевого шпата; гидратизация слюды; частичная карбонатизация обломочного материала.

Отмечаются единичные бесструктурные углистые растительные остатки. Свободное поровое пространство составляет 5-6 %.

Алевролит серый, разнозернистый, слабо песчанистый, аркозовый, слабослюдистый, с глинистым цементом, с небольшой примесью карбоната. (рисунок 2).

 

Микрослоистая, подчеркнута ориентированным расположением удлиненных компонентов.

 

    

 

 

 

 

 

 

 

 

а)        б)

 

Рисунок 2. Образец № 16. Алевролит серый, с глинистым цементом, с небольшой примесью карбоната. а) параллельные николи;

б) скрещенные николи.

 

Обломочный материал составляет 92-94%. Минимальный размер зерен – 0,01 мм, максимальный - 0,26 мм, преобладающий 0,04 – 0,07 мм. Мелкозернистой песчаной примеси - участками до 10%; среднезернистой песчаной примеси - 2 зерна. По классификации В. Д. Шутова песчаник относится к группе аркоз, с содержанием кварца – 50-55 %, полевых шпатов –30-10%, обломков пород ≈ 5%, слюды – 8-9%.

Кварц прозрачный, бесцветный, в основном без следов регенерации, с прямым и волнистым угасанием. Полевые шпаты - калишпаты и плагиоклазы, часто в средней степени изменены. Обломки пород - кремнистые, осадочные, гранитоиды, есть эффузивы. Слюда - в основном биотит.

Тип цементации пленочно-поровый. В цементе преобладает гидрослюдисто-хлоритовый материал (пленки) 3-4 %; гидрослюда 2-3 %; каолинит до 1%; кальцит - сотые доли %.

Комплекс акцессорных минералов представлен зернами титаносодержащих, циркона. Аутигенный комплекс минералов представлен кальцитом 2-3 %; пелитоморфный сидерит по отдельным чешуйкам биотита; пирит - доли %, отдельные примазки лейкоксена.

К постседиментационным изменениям относится пелитизация, серицитизация полевого шпата; гидратизация , хлоритизация слюды.

Отмечаются единичные бесструктурные углистые растительные остатки. Свободного порового пространства практически не отмечается.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     4. ХАРАКТЕРИСТИКА  ФЕС ПЛАСТА БП12(1)

 

Проведены лабораторные исследование образцов керна, определена привязка глубин по ГИС, установлены значения коэффициентов пористости и проницаемости, для выделенного литотипа песчаников.

 

 

 

Рисунок 3. Зависимость коэффициента пористости от коэффициента проницаемости.

Парный коэффициент корреляции R2 = 0,20, что говорит об отсутствии связи между коэффициентами пористости и проницаемости.

Рисунок 4. Изменение коэффициента проницаемости с глубиной

 

Коэффициент проницаемости не стабилен. С глубиной происходят резкие подъемы и спады значений, достаточно сложно однозначно установить уменьшается он или увеличивается с глубиной. На основании тренда, можно предположить, что коэффициент проницаемости с глубиной незначительно увеличивается в пределах интервала глубин 2745 – 2755 м.

 

 

Рисунок 5. Изменение коэффициента пористости с глубиной

 

Коэффициент пористости также не стабилен. С глубиной происходят резкие подъемы и спады значений,. Отмечается резкое уменьшение значений на отрезке глубин 3560 м 3638 м. На основании тренда, можно предположить, что коэффициент пористости с глубиной незначительно увеличивается в пределах интервала глубин 2745,50 – 2749,30 м. Коэффициент пористости меняется в пределах от 0,065 до 0,174%.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6. Зависимость изменения плотности с глубиной

 

 

Можно отметить, что зависимость изменения коэффициента пористости от глубины и зависимость изменения плотности с глубиной – взаимообратны.

 Резкое увеличение  плотности отмечается на глубинах  2740-2760 м. На основании тренда можно предположить, что плотность с глубиной имеет тенденцию к незначительному уменьшению. Плотность пород меняется в пределах от 0 до 2,60 г/см3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

 

Пользуясь послойным описанием керна, описанием шлифов, фото шлифов была дана литолого-петрографическая характеристика пласта БП12(1) Южно-Песцового месторождения и выделены следующие литотипы пород: песчаники, алевролиты.

Литотип «песчаники» представлен песчаниками серыми мелкозернистыми, аркозовыми с глинисто-карбонатным цементом, а также песчаниками серыми мелкозернистыми. По составу породообразующих минералов песчаники представлены относится к группе аркоз, с содержанием кварца – 35-40 %, полевых шпатов – 40-50 %, обломков пород – 20-25 %, слюды – 1-2 %.

 Отмечаются  микрослоистая, подчеркнутая ориентированным расположением удлиненных компонентов. Тип цемента: пленочно-поровый, до базально-порового. Отмечены единичные бесструктурные углистые растительные остатки. Свободное поровое пространство составляет 5-6 %.

.

Литотип «алевролиты» песчанистый, с глинистым цементом, плотный, крепкий, в первой половине слоя биотурбирован, ниже по разрезу с текстурами, нарушенными оползанием и смятием осадка. По слою многочисленный углефицированный растительный аттрит и сечка по наслоению, следы карбонатной минерализации - единичные сингенетические конкреции сидерита. Без признаков УВ. По классификации В. Д. Шутова песчаник относится к группе аркоз, с содержанием кварца – 50-55 %, полевых шпатов –30-10%, обломков пород ≈ 5%, слюды – 8-9%. Тип цементации пленочно-поровый. В цементе преобладает гидрослюдисто-хлоритовый материал (пленки) 3-4 %; гидрослюда 2-3 %; каолинит до 1%; кальцит - сотые доли %.

 

 

Список используемой литературы

 

1. Алексеев В. П. Атлас фаций, Екатеринбург, 2007.
2. Барабошкин Е. Ю. Практическая седиментология, Томск, 2005.
3. Ботвинкина Л. Н. Методическое руководство по изучению слоистости, труды, вып. 119, Москва, «Наука», 1965.
4. Градзиньский Р. Седиментология, Варшава, 1976.
5. Марковский Н. И. Палеогеографические основы поисков нефти и газа, Москва, «Недра», 1983.
6. Рединг Х. Обстановки осадконакопления, Москва, «Мир», 1990.
7. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность, Москва, «Мир», 1983.
8. Чернова О. С. Литолого-фациальный и формационный анализ нефтегазоносных толщ, Томск, 2008.
9. Чернова О. С. Седиментология резервуара, Томск, 2004.