Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах

Узагальнена модель резервуарів ВВ в масивних карбонатах являє собою гідравлічне поєднання в спільний резервуар або в групи резервуарів різних типів порожнин, що утворюють просторові кластерні конструкції. При нинішньому стані вивченості, складовими просторової конструкції резервуарів ВВ є: тріщинува...

Ausführliche Beschreibung

Gespeichert in:

Bibliographische Detailangaben
Datum:	2013
1. Verfasser:	Трохименко, Г.Л.
Format:	Artikel
Sprache:	Ukrainian
Veröffentlicht:	Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України 2013
Schriftenreihe:	Геология и полезные ископаемые Мирового океана
Schlagworte:	Полезные ископаемые
Online Zugang:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/99274
Tags:	Tag hinzufügen Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Zitieren:	Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах / Г.Л. Трохименко // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2013. — № 4. — С. 46-62. — Бібліогр.: 19 назв. — укр.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-99274
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-992742016-04-27T03:02:02Z Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах Трохименко, Г.Л. Полезные ископаемые Узагальнена модель резервуарів ВВ в масивних карбонатах являє собою гідравлічне поєднання в спільний резервуар або в групи резервуарів різних типів порожнин, що утворюють просторові кластерні конструкції. При нинішньому стані вивченості, складовими просторової конструкції резервуарів ВВ є: тріщинувато порово кавернозні пласти колекторів переважно субгоризонтального залягання; складно побудовані, в т.ч. і примхливої форми, комбінації порожнин палео та термокарсту; резервуари у вигляді самостійних об’ємних тіл аномальної тріщинуватості різних форм, орієнтації та природи. В карбонатних розрізах більшість типів резервуарів схильна в процесі їх розбурювання піддаватись негативним впливам технологічних чинників, що може призводити до неоднозначних результатів оцінки їх продуктивності. Обобщенная модель резервуаров УВ в массивных карбонатах представляет собой гидравлическое объединение в общий резервуар или в группу резервуаров пустот различных типов, которые создают пространственные кластерные конструкции. При нынешнем состоянии изученности, составляющими пространственной конструкции резервуаров УВ являются: трещиновато-порово-кавернозные пласты коллекторов преимущественно субгоризонтального залегания; сложнопостроенные, в т.ч. причудливых форм, комбинации пустот палео0 и термокарста; резервуары в виде самостоятельных объемных тел аномальной трещиноватости различных форм, ориентировки и природы. В карбонатных разрезах большинство типов резервуаров в процессе их разбуривания подвергается отрицательным влияниям технологических факторов, что может приводить к неоднозначным результатам оценки их продуктивности. Generalized model of HC reservoirs in massive carbonates is a hydraulic combination of reservoirs of various types of porosity in a common pool or in a group of pools, which organize spatial clustered framework. At present state of investigation, there are following elements of spatial framework of HC reservoirs: joint0pore0cave collector layers mainly with sub0horizontal bedding, complex combination of vesicles of paleo0 and cold0set karst including three0dimensional ones, reservoirs in a view of self consistent volumetric bodies with abnormal fissuring of various forms, alignment and origin. The main part of reservoirs in carbonate section while drilling have a tend yield to negative influence of technology origin that can lead to ambiguous results in estimation of their productivity. 2013 Article Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах / Г.Л. Трохименко // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2013. — № 4. — С. 46-62. — Бібліогр.: 19 назв. — укр. 1999-7566 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/99274 uk Геология и полезные ископаемые Мирового океана Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
topic	Полезные ископаемые Полезные ископаемые
spellingShingle	Полезные ископаемые Полезные ископаемые Трохименко, Г.Л. Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах Геология и полезные ископаемые Мирового океана
description	Узагальнена модель резервуарів ВВ в масивних карбонатах являє собою гідравлічне поєднання в спільний резервуар або в групи резервуарів різних типів порожнин, що утворюють просторові кластерні конструкції. При нинішньому стані вивченості, складовими просторової конструкції резервуарів ВВ є: тріщинувато порово кавернозні пласти колекторів переважно субгоризонтального залягання; складно побудовані, в т.ч. і примхливої форми, комбінації порожнин палео та термокарсту; резервуари у вигляді самостійних об’ємних тіл аномальної тріщинуватості різних форм, орієнтації та природи. В карбонатних розрізах більшість типів резервуарів схильна в процесі їх розбурювання піддаватись негативним впливам технологічних чинників, що може призводити до неоднозначних результатів оцінки їх продуктивності.
format	Article
author	Трохименко, Г.Л.
author_facet	Трохименко, Г.Л.
author_sort	Трохименко, Г.Л.
title	Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах
title_short	Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах
title_full	Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах
title_fullStr	Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах
title_full_unstemmed	Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах
title_sort	особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах
publisher	Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
publishDate	2013
topic_facet	Полезные ископаемые
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/99274
citation_txt	Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах / Г.Л. Трохименко // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2013. — № 4. — С. 46-62. — Бібліогр.: 19 назв. — укр.
series	Геология и полезные ископаемые Мирового океана
work_keys_str_mv	AT trohimenkogl osoblivostíprirodnihrezervuarívvuglevodnívupotužnihkarbonatnihkompleksah
first_indexed	2025-07-07T07:44:30Z
last_indexed	2025-07-07T07:44:30Z
_version_	1836973315875405824
fulltext	46 Г.Л. Трохименко Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України, Київ ОСОБЛИВОСТІ ПРИРОДНИХ РЕЗЕРВУАРІВ ВУГЛЕВОДНІВ У ПОТУЖНИХ КАРБОНАТНИХ КОМПЛЕКСАХ Узагальнена модель резервуарів ВВ в масивних карбонатах являє собою гідравлічне поєднання в спільний резервуар або в групи резервуарів різних типів порожнин, що утворюють просторові кластерні конструкції. При нинішньому стані вивченості, складовими просторової конструкції резервуарів ВВ є: тріщинувато�порово�кавернозні пласти колекторів переважно субгоризон� тального залягання; складно побудовані, в т.ч. і примхливої форми, комбінації порожнин палео� та термокарсту; резервуари у вигляді самостійних об’ємних тіл аномальної тріщинуватості різних форм, орієнтації та природи. В карбо� натних розрізах більшість типів резервуарів схильна в процесі їх розбурювання піддаватись негативним впливам технологічних чинників, що може призводити до неоднозначних результатів оцінки їх продуктивності. Ключові слова: резервуар ВВ, колектор, тріщинуватість, карст, карбонати. Вступ Вирішення проблеми освоєння карбонатних формацій гальмуєть0 ся перш за все через стереотипи, що склалися в українських фахівців у результаті тривалих у часі набагато успішніших пошуків покладів вуглеводнів (ВВ) у теригенних відкладах. Сформовані стереотипи можливо суттєво відкорегувати в позитивному нап0 рямку тільки тоді, коли ентузіасти перспективності карбонатів у своїх обґрунтуваннях, плануваннях та практичній реалізації прог0 рам пошуку й розвідки будуть всебічно враховувати принципові особливості карбонатних об’єктів. У практиці пошуково0розвіду0 вальних робіт найвиразніше особливості карбонатних комплексів порід проявляються при їх значному площинному поширенні і потужностях понад 150—200 м. При проведенні пошуково0розвідувальних робіт в Україні ще недостатньо враховується цілий ряд принципових особливостей карбонатних порід. До таких, зокрема, відносяться: складна і дуже різноманітна структура пустотного простору колекторів та про0 © Г.Л.ТРОХИМЕНКО, 2013 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 47ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах сторова конструкція ВВ резервуарів; наявність в розрізах для нафти не тільки тра0 диційних «літологічних» покришок [1]; можлива відсутність гідродинамічного зв’язку нафтових покладів з природними водонапірними системами; присутність покладів ВВ із пониженою пластовою енергією [2]; дуже суттєвий вплив техно0 генних чинників, пов’язаних з бурінням, на проникні ділянки розрізу [3] та ін. В даній публікації аналізуються особливості природних резервуарів в потуж0 них карбонатних комплексах порід. Щодо чинників формування порожнинного простору. Особливостями речовин0 ного складу, специфікою його формування та подальшої еволюції визначаються структура й параметри порожнинного простору різних генетичних типів карбо0 натних порід. Серед карбонатних відкладів, які складають шельфи та палеосхили континентів, Н.К.Фортунатова виділяє 78 типів структур або літогенетичних типів порід [4]. Це є свідчення масштабів різноманіття літологічних особливостей порід, а також параметрів та структури порожнинного простору карбонатних ко0 лекторів. Седиментаційні чинники формування карбонатних колекторів є важливими, але далеко не єдиними, а тільки початковими. Після седиментації кожен етап тектоно0геодинамічного розвитку басейну карбонатного нагромадження має свої визначальні чинники, що впливають на формування і переформування пустот0 ного простору карбонатних порід. В результаті вторинних перетворень на певних етапах значна частина порожнинного простору може бути закольматована. На подальших етапах перетворень більша чи менша частка закольматованих порож0 нин може бути відновлена. Тобто, перетворення пустотного простору носять різнобічний характер. Але в більшості випадків карбонатні утворення з первин0 ною високою ємністю в результаті різноетапних і різноманітних перетворень зберігають значну частину порожнинного простору або навіть збільшують свої ємнісні характеристики. Тому орієнтація пошукових робіт на карбонатні тіла первинної високої ємності, зокрема — органогенно0рифові побудови, принци0 пово є обґрунтованою, хоч і не єдиною. В практиці пошуково0розвідувальних робіт і розробки покладів ВВ явно не0 достатньо приділяється уваги таким складовим карбонатних резервуарів, як па0 леокарст, гідротермальне вилуговування та аномальна тектонічна тріщинуватість. Консолідований характер карбонатних товщ та особливості їх речовинного скла0 ду забезпечують широкий розвиток вторинної пористості й кавернозності різного генезису. Хімічне та механічне руйнування карбонатів, їх доломітизація контро0 люють вторинну пористість і кавернозність. Тріщинуватість, вторинна пористість і кавернозність порід зазвичай досить тісно пов’язані між собою, бо вторинні по0 ри та каверни виникають і розвиваються переважно внаслідок утворення тріщин в масивах порід. По тріщинах і відбувається рух вод, який спричиняє процеси ви0 луговування, фізичного руйнування порід та утворення вторинних пор і каверн. Палеокарст. Серед вториннопорових і кавернозних порід досить широко роз0 винений палеокарст, який представляє принциповий інтерес при пошуках та розвідці ВВ у карбонатних комплексах порід. Основними умовами розвитку карсту Д.С. Соколов [5] називає: а) наявність розчинних порід; б) водопро0 никність порід; в) рух вод; г) здатність вод розчиняти породи. Тобто, прояв карс0 тового процесу стає можливим, коли розчинення (руйнування) карбонатної ре0 човини проходить в результаті зміни розчинів в порожнинах. Активний фізико0 48 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Г.Л. Трохименко хімічний вплив вод на розчинні складові порід та механічний вплив на породи призводять до формування тріщинувато0кавернозно0печеристих ділянок розрізу високої ємності (до 30—40 % і навіть більше) та високої проникності. Карстові ділянки розрізу мають різноманітні, у т.ч. примхливі, форми як в латеральному плані, так і по розрізу. Форми, розміри і просторова позиція карстових геологічних карбонатних тіл визначаються способом утворення основної маси карбонатної речовини та палео0 тектонічними, палеогеографічними, палеогідрогеологічними, палеокліматични0 ми особливостями розвитку конкретної ділянки земної кори. Серед акумулятивних геологічних карбонатних тіл такі форми біогенних, біоморфних та біоморфно0детритових споруд, як бар’єрні, берегові рифи, пінак0 ли, атоли, біогерми, біостроми, строматоліти, банки та ін., під час регресивних фаз тектонічного розвитку можуть підніматись над рівнем моря. Це зумовлює вторинні перетворення їх первинно високої порожності, у т.ч. і утворення кавер0 нозних порожнин, аж до карстового масштабу. Денудаційні процеси проходять в регресивні фази тектонічного розвитку території на поверхні землі та/або біля неї. Вони включають механізми руйнування гірських порід і перенесення про0 дуктів руйнації в понижені ділянки. В результаті денудації можуть виникати такі види геологічних карбонатних тіл, що вміщують карстові ділянки: а) абразивні та ерозійно0карстові; б) карстові. В ході абразії та ерозійно0карстової діяльності утворюються скельові виступи або останці горбоподібної, гребенеподібної та ін. форм. Висота скельових виступів («карстових грибів») становить від одиниць до декількох десятків метрів. Їх площа може складати від декількох квадратних метрів до сотень квадратних кілометрів [6]. Карбонатні утворення, що в регресивні фази розвитку території підіймаються на поверхню, в результаті перетворень створюють плащові покриви, переважно, на позитивних формах рельєфу, тобто, вони виражені морфологічно. Тіла цього типу зазвичай мають пластову, лінзоподібну та пластово0лінзоподібну форми, а також примхливі, відносно витягнуті та ізометричні контури в плані. Подібні тіла можуть займати площі в сотні квадратних кілометрів при товщині від десятків сан0 тиметрів до десятків метрів. Вони виникають там, де в регресивні фази були відслонення карбонатних порід. Інший тип карстових карбонатних тіл не має геоморфологічного вираження і представлений породами, які в регресивні фази розвитку території залягали нижче денної поверхні. Денудаційні карстові тіла цього типу утворюються побли0 зу денної поверхні. Їх утворення пов’язане з присутністю в розрізі проникних та легкорозчинних карбонатних порід. Оскільки формування карсту залежить і від літологічних особливостей карбо0 натних порід, і від характеру розвиненої в них тріщинуватості, морфологія гео0 логічних тіл, складених карстовими породами, а також орієнтування їх у просторі значною мірою залежать від названих умов. Якщо розвиток карсту визначається в першу чергу літологічними особливостями, то форма тіл порід з карстом зазвичай близька до тієї, яку мала карбонатна порода зразу після стадії її седиментації. Тоб0 то, в цьому випадку тіло карстових порід залягає згідно і може мати форму пласта, лінзи, масиву і т.ін. Зовсім інший, часто незгідний, характер залягання можуть мати тіла карбо0 натних порід з карстом, пов’язані з тріщинуватістю. У цьому разі тілам, що 49ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах вміщують карст, притаманні зональний характер і складна конфігурація в плані, обумовлена мінливістю ширини тіла даного типу карбонатних порід. Межі таких тіл зазвичай нечіткі, бо карстові породи ніби розчиняються в масі карбонатних порід, не зачеплених карстом. Денудаційні карстові тіла, що утворились нижче денної поверхні, можуть ма0 ти неправильні, відносно витягнуті, іноді ізометричні в плані контури. Площа їх може складати десятки як квадратних метрів, так і квадратних кілометрів, при товщині від декількох до сотень метрів. Уявлення про моделі карстових карбонат0 них тіл, що утворились нижче денної поверхні, про геодинамічні умови їх форму0 вання і еволюції дають результати вивчення доступних для спелеологів і геологів карстових масивів Криму та Кавказу. В піднесених над рівнем моря верхньоюрських вапняках Криму виявлено і вивчено численні карстові порожнини. За даними досліджень В.Н. Дублянсь0 кого [7], масиви цих вапняків розбиті субвертикальними розривними порушен0 нями на блоки різних розмірів. Геометричні параметри карстових порожнин такі: протяжність 100—1000 м, глибина 100—1000 м, об’єм 1000—100000 м3. Порожнини верхньоюрських вапняків мають кавернозну (у т.ч. карстову), тріщинувату і пористу складові. В різних частинах розвитку карстових масивів густота підземних карстових форм змінюється від 0 до 20 одиниць/км2. Конту0 ри розподілу карстових порожнин співпадають із зонами підвищеної сейс0 мічності, які, в свою чергу, корелюються з мережею діагональних порушень. Максимуми густості карстових порожнин відповідають зонам проявів восьми0 бальних землетрусів. Дослідник геодинаміки карсту Кримсько0Кавказького регіону Б.А. Вахру0 шев [8] показав «чутливість» карстових форм до сейсмічних подій в регіоні. На його думку, карстові порожнини здатні відчувати сейсмічні події при віддаленості епіцентрів землетрусів до 200 км. Він також звернув увагу на тісний зв’язок роз0 витку карсту з проникністю порід, яка забезпечується переважно тектонічною тріщинуватістю. На тектонічні та сейсмічні події піднятої ділянки карбонатів карст реагує на рівні як карстового масиву, так і карстових форм. Інтенсивність карстових проявів в масивах, розташованих в зонах активних розломів, на поря0 док вища. Блоковий характер тектонічної роздробленості територій розвитку карсту чітко підтверджується особливостями закладання карстових порожнин. Карстові порожнини можуть займати різні позиції стосовно до розломів, які обмежовують тектонічні блоки (рис. 1). Крупні порушення, які перетинають карстові масиви, переорієнтовуючи стік карстових вод, «змушують» карстові порожнини дотримуватися свого простягання, іноді на значні відстані. Ряд карстових порожнин використовує весь геологічний простір окремого тектонічного блоку або навіть декількох блоків. В зонах роз0 ломів, де тектонічні тріщини максимально розкриті, формуються субвертикальні ділянки порожнин. Усередині блоків закладаються субгоризонтальні галереї або сифонні канали, що об’єднують карстові порожнини. Такі галереї можуть повер0 татись до зон розломів, але вже нижче, потім знов зайти вглиб масиву у вигляді каскаду колодязів та шахт. У порожнин, закладених уздовж розломів, переважа0 ють ходи одного напрямку. Усередині блоків порожнини використовують тріщи0 ни різних напрямків. 50 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Г.Л. Трохименко В цілому, сучасні геодинамічні дослідження сучасних карстових масивів, результати яких ще мало використовуються в нафтогазовій геології, дозволя0 ють відмітити такі принципові прогностичні можливості палеокарстових ре0 зервуарів: • величезні резерви виявлення ділянок розвитку карсту високих ємності та проникності в межах активних (в певні історико0геологічні періоди) розломів та сейсмоактивних зон, бо в карбонатних масивах, що зазнали активних текто0 нічних та сейсмопроцесів, реальні об’єми тільки одиничних карстових порожнин можуть сягати сотень кубометрів; • виявлена в розрізі кора вивітрювання, що є результатом перериву в нагро0 мадженні осадів, може бути лише ледь помітною верхівкою «карстового айсбер0 гу», якщо на глибинах до 100—1000 м від палеоденної (на відрізок геологічного часу формування осадів кори) поверхні залягають карбонатні породи. Палеокарст характеризується вельми своєрідними ФЄВ і, при своїх примх0 ливих формах, має цілком певні закономірності поширення, які зобов’язані його залежності від тектогенезу даної ділянки земної кори. Він пов’язаний з регресив0 ними фазами карбонатного нагромадження і розвинений на ділянках і тери0 торіях, які в регресивні фази тектонічного розвитку піднімались над рівнем моря. Фахівці вважають карст дитям континентальних епох. Через системи субвертикальної (та/або скісної) сублінійної або стовпчастої аномальної тріщинуватості висхідні високонапірні термальні флюїди забезпечу0 ють утворення карстових порожнин «рудних» форм. По каналах аномальної тріщинуватості глибинні високонапірні термальні флюїди прориваються також в зони палеокарсту, піддаючи їх додатковому вилуговуванню, що забезпечує покра0 щення його фільтраційних властивостей. Рис. 1. План та розріз карстової системи Назаровська на Західному Кавказі (за Б.А. Вахру0 шевим [8], з використанням результатів топозйомки Московської комісії). Порожнини: 1 — шахта Назаровська, 2 — шахта Примусна, 3 — шахта Осіння, 4 — печера Барибана; 5 — тектонічні та сейсмотектонічні розривні порушення 51ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах Ще на початкових стадіях нафтогазопошукових робіт у Перській затоці та на її обрамленні були з’ясовані: а) виключно важливе значення палеокарсту як ре0 зервуару, що уміщує значні запаси нафти й газу; б) в багатьох випадках — вирі0 шальний вплив палеокарсту на високу продуктивність свердловин при видобу0 ванні ВВ. Показовим у цьому відношенні є невеликий фонд експлуатаційних свердловин в країнах Перської затоки, який майже на два порядки менший, ніж в США, і більше як на порядок менший, ніж в Росії. І такий фонд видобувних свердловин дозволяє країнам цього регіону, в залежності від світової ринкової кон’юнктури, без особливих зусиль регулювати рівні видобування нафти не тіль0 ки у бік зменшення, а і у бік необхідного нарощування. З ініціативи І.М. Губкіна [9] були започатковані спеціальні дослідження па0 леокарсту на території Волго0Уральської області Східно0Європейської платфор0 ми (СЄП). В результаті виконаних досліджень було встановлено широкий розви0 ток палеокарсту в карбонатних відкладах палеозою Волго0Уральської області. Але через деякий час інтерес до палеокарсту як об’єкта пошуків ВВ зник, бо: а) оди0 ничні випробування інтервалів розвитку карсту в свердловинах не дали позитив0 них результатів (з позицій сьогоднішнього бачення цієї проблеми — перш за все через технологічні причини, про які частково буде сказано нижче в п. «г»); б) структура зон розвитку палеокарсту не відповідала існуючим уявленням про «сприятливі умови для формування покладів нафти й газу»; в) над зонами розвит0 ку палеокарсту були відсутні традиційні літологічні покришки; г) у зв’язку з ін0 тенсивними поглинаннями промивальних рідин, розвиток палеокарсту в розрізі палеозою серйозно ускладнював буріння пошукових, розвідувальних і експлуа0 таційних свердловин на поклади нафти й газу в теригенних відкладах. В цілому, на основі упередженого очікування негативних результатів, недостатнього мето0 дичного та технологічного забезпечення спеціальних досліджень, у геологів скла0 лося стійке уявлення про повсюдне обводнення карстових резервуарів палеозою у Волго0Уральській, Нижньоволзькій та інших областях на сході СЄП. Роль і типи аномальної тріщинуватості. Якщо серед переважно кавернозних типів колекторів найбільший пошуковий інтерес являють зони розвитку карсту, то серед переважно тріщинуватих колекторів — зони розвитку аномальної тріщи0 нуватості. За даними А.І.Петрова та ін. [10], критеріями наявності аномальної тріщинуватості в породах за лабораторними визначеннями умовно можуть слугу0 вати: поверхнева густота тріщин понад 0,5 см\см2; ємність тріщин 1 % і більша; стійкість зазначених параметрів у певному інтервалі. Утворення тріщин на різних стадіях формування порід свідчить про те, що під дією напружень епізодично відбувається руйнування порід; породний масив втрачає тривкість в об’ємі, який відповідає масштабу деформацій. При виник0 ненні значних розривних порушень, що утворюють зони тріщинуватості і розло0 ми, має місце аномальна множинність зближених тріщин та зміщень по них в певному об’ємі порід. Саме такі порушення суцільності порід становлять інтерес як самостійні об’ємні тіла з характерними особливостями, зокрема — здатністю вміщувати ВВ і віддавати їх під час випробувань та розробки. Тріщинуватість різної інтенсивності є загальною особливістю ущільнених (консолідованих) порід. В якості потенційних резервуарів нафти й газу актуаль0 ним є виявлення в розрізах і вивчення аномальної, тобто зближеної, з кон0 диційними величинами ємності, проникної тріщинуватості. Відкриття родовищ 52 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Г.Л. Трохименко ВВ в глинистих, щільних карбонатних та кристалічних породах продемонструва0 ло колекторську роль тріщинуватості. Якщо визначальна роль тріщинуватості у фільтрації флюїдів визнавалась і визнається більшістю дослідників, то після від0 криття ВВ у нетрадиційних літологічних комплексах почала вивчатись і ємнісна роль тріщин як можливих самостійних резервуарів (або як важливої складової комбінованих резервуарів). За способом утворення розрізняються тріщини відриву та відколу (сколю0 вання). Відривні тріщини орієнтовані перпендикулярно до напрямку розтягу порід або мінімального головного напруження стиску і мають шорсткуваті нерів0 ні стінки. Тріщини сколювання виникають під впливом максимальних дотичних напружень по площинах, розташованих під гострими кутами до напрямку макси0 мального напруження стиску; вони мають гладенькі поверхні. Загальною особливістю субвертикальної тріщинуватості («тріщинуватих ко0 ридорів») є її просторова упорядкованість у вигляді серій та систем тріщин. Існу0 ючий досвід трасування в карбонатних відкладах, за результатами буріння та про0 мислових досліджень великої кількості експлуатаційних свердловин, сублінійних зон тріщинуватості [11] свідчить, що: • по відношенню до шаруватості осадових відкладів тріщини всіх інших структурних рівнів мають переважно вертикальне орієнтування; • тріщинуватість осадових порід характеризується відносно правильними гео0 метричними системами; • існують декілька напрямків тріщинуватості; • в кожному конкретному випадку переважають два основні напрямки, тоб0 то геометрична мережа (високо)проникних тріщин складена з двох основних систем зі взаємоортогональними напрямками. Наведений приклад практичного виявлення просторової упорядкованості тріщинуватості стосується конкретного родовища нафти. В загальному плані закономірності поширення тріщинуватості складніші, ніж у наведеному прик0 ладі. Для нафтогазоносних районів вони ще недостатньо вивчені. Тому для систе0 матизації тріщин варто застосовувати не тільки їх морфологічні особливості, спо0 соби утворення (відрив, сколювання) та генезис, що базується тільки на їх мор0 фолого0геометричних особливостях. При структурному картуванні в складчастих областях для вирішення «рудних» задач, де проблематика вивчення тріщинува0 тості опрацьована капітальніше, ніж в нафтогазовій геології, прийнято виділяти парагенезиси тріщин. Такий генетичний підхід враховує поєднання різнопоряд0 кових складчастих і розривних форм, близьких за віком та об’єднаних спільністю простору, причин та умов утворення. Цей підхід варто застосовувати і в нафтога0 зопромисловій геології, враховуючи його історико0геологічну обґрунтованість та прикладну спрямованість. На платформах повсюдно виділяється система тріщин раннього парагенези0 су, яка об’єднує три серії тріщин, близьких до взаємоортогональних. Дві з них ма0 ють вертикальне або стрімчасте падіння; вони добре виражені і є тріщинами відриву. Третя серія співпадає за орієнтуванням і часто за положенням з поверх0 нями пластів; її називають окремістю між пластами (верствами). Міжпластові тріщини мають складну природу. По мірі занурення та збільшення тиску й тем0 ператури, породи різного складу і структури у вигляді відносно однорідних пластів, пачок, товщ і т.д. зазнають різних об’ємних та пластичних деформацій, 53ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах температурного розширення, що спричиняє їх прослизання одне відносно іншого та утворення контактних дислокацій. Тріщини між верствами проявляють озна0 ки і сколювання, і відриву. Пізніша за часом генерація серій тріщин на платформах поєднується в пара0 генезис, супутній складчастості. Формування парагенезису тріщин, супутнього складчастості, на фоні загального ущільнення порід в процесі деформацій сприяє покращенню фільтраційних та ємнісних властивостей в межах всієї структури та/або окремих її елементів. Основний вклад у покращення ФЄВ консолідованих відкладів вносять тріщини відриву, які мають переважно вертикальне та стрімчас0 те падіння і утворюють у межах структур декілька серій, розвинених повсюдно та локально. На платформах також виділяється пізній парагенезис, який включає серії тріщин, що утворилися пізніше, ніж тріщини парагенезису, супутнього складчас0 тості. На основі парагенетичного підходу можна дійти висновку, що регіональне поле напружень зумовлює систему основних тріщин з двох або чотирьох субвер0 тикальних серій та однієї субпластової. Поле напружень в подальшому підтримує систему в активному стані на фоні постійних добових, залежних від обертання Місяця навколо Землі, та більш довгоперіодних коливань земної поверхні. Аномальна тріщинуватість розвивається тільки в ущільнених породах, які зазнали літогенезу та діагенезу. В міру занурення порід, зростання гірського тис0 ку та сил тертя на границях зерен і кристалів, все більше обмежується еволюція петрофізичних властивостей порід за рахунок переупакування та зміни структури порід. Утворення відокремлених тріщин не спричиняє повного зняття аномаль0 них напружень. Тим більше, що сили тертя можуть переважати міцність мо0 нолітних порід. В цих умовах легше реалізуються нові розриви суцільності, ніж зміщення по вже існуючих. А в неущільнених породах швидка релаксація ано0 мальних напружень призводить до виродження аномальної тріщинуватості у відокремлені розриви та зони підвищеної щільності порід. Аномальна тріщинуватість, поруч з пласкими, часто утворює локальні лінзо0 видні, стовпчасті та ізометричні зони, які охоплюють окремі пласти, їх пачки або цілі комплекси порід різного складу. Судячи з рудних штокверків, розміри таких зон в поперечнику змінюються від 0,1 до 4—5 км2; видовжені в плані зони можуть мати більші розміри, які для локальних зон аномальної тріщинуватості по розрізу сягають до 1 км. Утворення будь0якого розриву суцільності порід є актом їх розпушення. За своєю природою, на мікрорівні тріщини являють собою розриви зв’язків (дос0 тотніше — відриви) частинок. Розриви відбуваються як при розтягуванні, так і при нерівномірно0об’ємному стисненні порід. Утворення розриву супровод0 жується виділенням імпульсу енергії. Поширення імпульсу у вигляді хвилі спри0 чинює перенесення енергії із області розриву в навколишнє середовище, перероз0 поділ напружень та/або ущільнення середовища відповідно до об’єму порожнин0 ного простору, який утворився. Провідна роль в утворенні зон аномальної тріщинуватості належить полям напружень різного рангу. Тектонічні сили, безпосередньо або впливаючи на інтенсивність та характер напруженого стану, призводять до утворення зон ано0 мальної тріщинуватості і розломів різного динамокінематичного типу в залеж0 ності від орієнтування головних напружень. 54 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Г.Л. Трохименко Зони аномальної тріщинуватості можуть являти самостійний тип природних резервуарів нафти й газу або грати головну роль в будові складних колекторів. В якості природних резервуарів переважають, крім уже названих відривних тріщин вертикального або стрімчастого падіння, ще два типи зон аномальної тріщинува0 тості та пов’язаного з ними розпушування порід: дилатансійно0осередковий та сколення. Імпульсно0криповий розвиток та проростання розломів уверх по розрізу відбувається в результаті міграції концентрації напружень та руйнування порід за участю бокової релаксації напружень. Про важливу роль бокової релаксації нап0 ружень свідчить закритий характер вертикальних та стрімчастих розломів. Саме завдяки закритості розломи часто екранують поклади ВВ. Міграція флюїдів по розломах цього типу відбувається переважно в моменти їх відкриття під дією хвиль напружень на стадії імпульсного розвитку. Тобто з імпульсним формуван0 ням та розвитком розломів пов’язане утворення в розрізі осередків дилатансії. Для концентрації напружень та зароджування осередків дилатансії сприятливи0 ми є також виклинювання та зміщення порід в зонах конседиментаційних роз0 ломів, які підсилюють неоднорідність і аномальність полів напружень. Режим субгоризонтального тектонічного розтягнення є сприятливим для ут0 ворення осередків аномальної тріщинуватості вертикального або стрімчастого орієнтування з найбільшим розпушенням, яке може бути при невисоких значен0 нях середнього нормального напруження. Аномальна тріщинуватість при цьому створює як лінійні, так і осередкові зони тріщинуватості. Останні пов’язуються з вузлами перетину розломів, ділянками фаціального заміщення і т. ін. Горизонтальне тектонічне стиснення по0різному впливає на напружений стан порід. Якщо горизонтальне стиснення не перевищує величину вертикально0 го тиску, збільшуються параметри міцності порід через зростання значень се0 реднього нормального напруження. Якщо горизонтальне тектонічне стиснення по одному або двох напрямках значно перевищує вертикальну складову гірсько0 го тиску, відбувається утворення зон тріщинуватості та розломів підкидо0надви0 гового і здвигового типів. Осередкові зони тріщинуватості в цих умовах форму0 ються в місцях ускладнень та перетину лінійних зон. Принциповим є те, що під впливом хвиль напружень найближча до осередку розпушення зона є ущільненою. Це забезпечує другу важливу особливість резер0 вуарів цього типу — слабку проникність порід в обрамленні зони аномальної тріщинуватості. Цей процес поширюється і на колону тріщин або розлом, що відходять уверх від осередку. Тобто, резервуар опиняється в «шкаралупі» ущіль0 нених порід. В умовах пасивного режиму на платформі припливні (місячні та ін.) коли0 вання забезпечують довгочасне підживлення напруженнями вузла перетину роз0 ломів. Це може завершитись утворенням осередку дилатансії і землетрусом, який призведе до зняття аномальної неоднорідності поля напружень. В межах склепінь або мульд реалізація осередку дилатансії на окремій ділянці не знімає аномально0 го напруження в об’ємі структури, тому зародження та підживлення нових осе0 редків може відбуватись протягом усього етапу активізації. Тріщинуваті резервуари дилатансійно0осередкового типу наближаються за розмірами в поперечнику до крупних штокверків, тобто можуть сягати по площі 4—6 км2. В межах великих родовищ ВВ спостерігається по декілька осередків, що 55ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах є зближеними або перекривають один одного в розрізі і в латеральному плані; в та0 ких випадках кожен із «елементарних» штокверків має розміри по площі 1—2 км2. Осередкові зони аномальної тріщинуватості типу штокверків зазвичай мають ізометричну, овальну або випукло0лінзоподібну форму. Приріст порожнинного простору в осередку дилатансії тільки за рахунок утворених тріщин складає в се0 редньому біля 3,5—4 % незалежно від типу порід. В карбонатних породах, крім того, в процесі дилатансії можливе збільшення вторинної пористості під додатко0 вим впливом ефекту Ребіндера. До розривних порушень сколення А.І. Петров (1968) відносить зони тріщи0 нуватості та розломи в гірських породах із симетрією кульового або еліпсоїдного сегмента у формі чаші чи тарілки з увігнутою стороною, повернутою до земної поверхні. В проекції на земну поверхню вони мають форму кола або еліпса з центриклінальним, мінливим падінням по контуру і в розрізі — від стрімчастого до спадистого. За способом утворення вони належать до типових розломів розтя0 гу0відриву або, з урахуванням високої швидкості деформацій, сколювання. Пер0 винні тріщини, які формують зону порушення сколювання, не зазнають по0 мітних трансляційних зміщень. Такі зміщення є вторинним, подальшим по відношенню до первинних актом. Порушення сколювання парагенетично пов’язані з радіальними (по відно0 шенню до них) стрімчастими та вертикальними прямолінійними розривами суцільності порід, а також із кільцевидними (субциліндричними) зонами розломів з вертикальним і стрімчастим, витриманим по контуру падінням. В поєднанні усі ці розривні порушення утворюють комплекси0системи центриклінального типу. В усіх випадках у верхній частині розрізу вони мають більш стрімке падіння, із глибиною стають спадистими, а далі змінюють падіння на протилежне, подібно до розломів сколювання, які обмежовують клиноподібні блоки в районах, які просіли. Широко розривні порушення сколювання розвинені в осадочних басей0 нах, в розрізі яких є потужні товщі сульфатно0галогенних утворень, а особливо — в межах структур типу атолів. В реальному геологічному середовищі напруження розтягу, які перевищують літостатичний тиск та міцність порід на розтяг, досягаються в хвилі розтягу, що виникає при землетрусах. Про масштаби хвиль напружень, які генеруються при землетрусах, свідчить виникнення різноманітних деформацій в гірських породах на значній відстані від епіцентрів під впливом збуджених хвиль. Зони розломів сколювання широко розвинені у верхній частині земної кори платформ, як і в складчастих областях. Вони утворюють стійкий парагенезис з осе0 редками дилатансії, кільцевими та прямолінійними розривними формами. Розло0 ми сколювання грають важливу роль у формуванні таких структур платформного чохла, як мульди, соляні масиви і пасма, складки підвішеного типу над або під зо0 нами сколювання. Поширеною є думка, що тріщинуватість нібито властива більшою мірою щільним карбонатним породам і меншою — пористим. В цьому відношенні ціка0 вими є результати спеціальних експериментальних досліджень на колекції карбо0 натних порід башкирського ярусу Урало0Поволжя [11]. Отримані залежності від пористості коефіцієнта бічного розпору та бічного гірського тиску засвідчили, що до відкритої вертикальної тріщинуватості найбільш схильні породи з високою пористістю, що мають нижчі коефіцієнт Пуассона і бічний гірський тиск, і меншою 56 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Г.Л. Трохименко мірою — з невисокою пористістю. Тобто пористі породи більш тріщинуваті, ніж щільні. Практично виявити тріщинуватість у породах низької пористості можли0 во впевненіше, оскільки їх фільтраційні властивості обумовлені тільки тріщина0 ми. В тріщинувато0пористих зразках порід, в яких тріщини поєднані з порами, вичленувати тріщинувату складову із загальних величин ФЄВ складно, і далеко не завжди цю складову визначають. Просторові особливості та продуктивний потенціал карбонатних резервуарів. Уявлення про можливу конструкцію резервуарів ВВ чисто тріщинуватого типу да0 ють результати досліджень, отримані в ІПНГ РАН [12]. Тут виконано великий обсяг робіт з фізичного та математичного моделювання формування локальних структур, обумовленого вертикальними рухами блоків фундаменту. Основним результатом досліджень з моделювання стало обґрунтування розвитку зон верти0 кальної і горизонтальної тріщинуватості (розломів) в породах осадочного чохла, представлених верствами з різними фізико0механічними властивостями. Причім вертикальні зони розломів утворені переважно тріщинами відриву, а горизон0 тальні — тріщинами сколювання. Оскільки різноспрямовані рухи блоків фундамен0 ту мають не постійний, а періодичний характер упродовж усього часу формування структури, то в усьому комплексі осадочного чохла утворюється решітчаста кон0 струкція, яка представлена поєднанням вертикальних і горизонтальних зон підви0 щеної тріщинуватості. При перебудовах тектонічного плану території ці зони слугу0 ють каналами вертикальної і горизонтальної фільтрації різних флюїдів. Фільтрація флюїдів призводить до кольматажу окремих, наприклад — найменш проникних, місць цих зон та утворення непроникних або слабо проникних покришок. При на0 ступних геодинамічних процесах проникність певних ділянок флюїдопровідності (вертикальних і горизонтальних), що зазнали кольматажу, може поновлюватися. Результати моделювання ІПНГ РАН стосуються тріщинуватості, викликаної формуванням локальних структур під впливом вертикальних рухів блоків фунда0 менту. Реальна конструкція резервуарів ВВ у масивних карбонатах набагато складніша, ніж тільки решітчасте поєднання вертикальних і горизонтальних зон підвищеної тріщинуватості. Разом з Є.І. Паталахою в 2002 р. автором було сфор0 мульовано узагальнену модель карбонатного резервуару ВВ, структурні форми якого утворюють «ажурні просторові кластерні конструкції» [13]. Під «конструкцією» в даному випадку мається на увазі гідравлічне поєднан0 ня в єдиний резервуар або в групу резервуарів у межах карбонатного масиву по0 рожностей різних типів і будь0якої просторової позиції [14]. При нинішньому стані вивченості, складовими (кластерами) просторової конструкції резервуара ВВ (рис. 2) зокрема є: • тріщинно0порово0кавернозні пластові колектори, переважно субгоризонталь0 ного залягання, зі смугастою, плямистою, дугоподібною та іншими формами лате0 рального поширення. Згідно з результатами згаданих модельних досліджень ІПНГ РАН [12], тріщинувата складова субгоризонтальних форм колекторів пред0ставлена переважно тріщинами сколювання. Цей тип резервуара до сьогодні фактично є ос0 новним і майже єдиним цільовим об’єктом пошукових робіт в карбонатних відкладах; • складно побудовані резервуари палео0 та термокарсту, що можуть бути як геоморфологічно вираженими у вигляді «карстових грибів», лінзоподібних, плас0 тово0лінзоподібних форм та плащових покривів, так і такими, що не є геоморфо0 логічно вираженими, а мають складні набори примхливих форм порожнин; ці 57ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах набори представлені комбінаціями пластоподібних, лінзоподібних та субверти0 кальних і/або скісних порожнин (рис. 1); • резервуари у вигляді самостійних об’ємних тіл аномальної тріщинуватості жильних та/або стовпчастих форм переважно вертикального орієнтування, а та0 кож локальних дилатансійно0осередкових зон лінзоподібної, стовпчастої та ізо0 метричної форм; • резервуари зон аномальної тріщинуватості розривних порушень сколюван0 ня із симетрією кульового або еліпсоїдального сегмента з центриклінальним, мінливим падінням по контуру і в розрізі — від стрімчастого до спадистого. Відомий французький дослідник історії геологорозвідувальних робіт в основ0 них нафтогазовидобувних регіонах світу А. Перродон (Alain Perrodon) наводить та0 кий цікавий приклад, що стосується особливостей виявлення, розвідки та промис0 лової розробки родовища Меседжеде0Солейман [15]. Це іранське родовище — одне з перших, що дало поштовх до відкриття та освоєння великої нафти Середнього Сходу. На площі Меседжеде0Солейман в 1908 р. з вапняків формації Асмарі було отримано припливи нафти з першої свердловини. А до кінця 1918 р. з 46 пробурених на площі свердловин 44 дали 8 млн барелів нафти, до того ж, половина видобутої наф0 ти припадала тільки на одну свердловину. З позицій сьогоднішнього бачення особ0 ливостей розвитку різних типів колекторів у карбонатах зрозуміло, що свердлови0 на0рекордсменка випадково розкрила нафтовий резервуар (або його частину) з унікальними ФЄВ, і що цей тип резервуара не має пластового поширення. Дослідники Всеросійського науково0дослідного геологорозвідувального наф0 тового інституту (ВНДГНІ) [10] вважають зони аномальної тріщинуватості типів сколювання та дилатансійно0осередкового важливими складовими частинами природних резервуарів в таких гігантах Прикаспійського басейну як Астраханське Рис. 2. Двовимірний фрагмент конструкції резервуара ВВ у потужному масиві карбонатних порід палеозою перспективної ділянки західної окраїни СЄП. 1 — глинисто0карбонатно0 бітумна покришка; 2 — водоносні горизонти; 3 — зони розвитку аномальної тріщинуватості; 4 — тріщинно0порово0кавернозні резервуари; 5 — зони розвитку палео0, термокарсту та ано0 мальної тріщинуватост; 6 — осередкові зони аномальної тріщинуватості 58 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Г.Л. Трохименко ГКР, Карачаганацьке НГКР та Тенгізьке НР, які приурочені до потужних карбо0 натів палеозою. При невеликій потужності інтервалів тріщинуватості сколювання з них отримують великі припливи нафти (400 м3 /добу і більше). Згідно з гео0 логічними побудовами ВНДГНІ, свердловина 37 на родовищі Тенгіз розкрила роз0 лом сколювання. Ця свердловина дала аварійний приплив нафти, дебіт якого оцінювався в межах 10—18 тис. тонн/добу, що не зменшувався протягом 13 місяців; при цьому розкриття продуктивного комплексу склало всього 3—5 м. Технологічні чинники. Буріння глибоких свердловин, їх випробування, по0 дальше видобування нафти й газу, різноманітні впливи на продуктивні резервуа0 ри з екологічної точки зору є грубим техногенним втручанням людини у сформо0 вану екосистему надр. Аналіз взаємодії свердловини як гірничої споруди, тобто як чужорідного тіла в надрах, з урахуванням того, що ВВ є рухливими флюїдами, свідчить про залежність ефективності виявлення газових, а особливо нафтових покладів від типу резервуарів та їх пластової енергії [16]. І тільки всебічний аналіз характеру та масштабів негативних технологічних впливів на перспективний об’єкт, з повним урахуванням особливостей цього об’єкту, дозволить якщо не ліквідувати негативні наслідки, то, принаймні, їх мінімізувати. Існуючі організація пошуково0розвідувальних робіт, технічні засоби глибо0 кого буріння свердловин, комплекс і методика їх досліджень та випробувань доз0 воляють більш0менш надійно виявляти та оцінювати в розкритому розрізі про0 дуктивні об’єкти, пов’язані з резервуарами, здатними в процесі їх розбурювання певним чином «захиститись» від агресивного впливу свердловини. Здатністю «за0 хиститись» від свердловини в процесі її буріння, але таким чином, щоби цей «за0 хист» на етапі випробування було можливо «пройти» існуючими технічними й технологічними засобами, принципово володіють переважно колектори грану0 льованого типу середньої та підвищеної ємності. Саме до таких типів резервуарів в Україні приурочено понад 90 % ВВ сировини, що виявлено, розвідано, експлу0 атується або уже вилучено з надр. Тобто, серед різноманітності типів резервуарів, що існують в природі, тільки в певних їх типах принципово можливо, без засто0 сування спеціальних зусиль, оцінити характер флюїдного насичення та їх про0 мислову характеристику. Але в карбонатному розрізі більшість типів резервуарів схильна до значного й навіть катастрофічно негативного впливу технологічних чинників на фільтраційні параметри біля свердловинної зони. В нафтогазоносних регіонах України для карбонатних комплексів порід нерідкісними були і є суперечності між позитивною геофізичною характеристи0 кою об’єктів (і навіть — прямими ознаками їх нафтогазоносності) та негативни0 ми результатами їх випробувань, які поки що набагато переважають позитивні. На цій підставі окремі дослідники навіть робили узагальнюючі висновки про «безперспективність» або «слабку перспективність» окремих стратиграфічних товщ і навіть цілих територій [17, 18]. Проте, глибокий аналіз матеріалів по кар0 бонатних відкладах дозволяє зробити висновок, що при оцінці перспектив пози0 тивну геофізичну характеристику об’єктів не можна ігнорувати навіть отримавши негативні результати випробувань. Слід також мати на увазі, що в карбонатних відкладах за рахунок впливів на розкриті колекторські інтервали поглинань технічних рідин та перетікань пластових вод геофізична характеристика продук0 тивних пластів може бути викривлена до такої міри, що, з позицій формальної інтерпретаційної логіки, їх можливо ідентифікувати як водоносні. 59ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах В практиці мають місце такі типові суперечності між позитивною геофізич0 ною характеристикою та негативними результатами випробувань карбонатних розрізів. Перша — з колекторів за даними ГДС відсутні припливи флюїдів при випробуванні; друга — з пластів, рекомендованих за даними ГДС на продук0 тивність, отримують припливи води, іноді — з проявами газу або з плівками наф0 ти. Чим викликані ці суперечності? Перша зазвичай обумовлена формуванням при розбурюванні та подальшому промиванні зони кольматажу в колекторах навколо стовбура свердловини. Най0 більш схильними до кольматажу є розкриті тріщини, крупні каверни, в т. ч. карс0 тові порожнини. Наявність зони кольматажу сприяє більш впевненій ідентифі0 кації у розрізі колекторів за даними ГДС, але є головною перепоною в отриманні припливів флюїдів із пласта при його випробуванні. В високопроникних різно0 видах тріщин та каверн формування кольматажу може продовжуватись і в процесі цементування заколонного простору після спуску колони за рахунок проникнен0 ня в пласти цементного розчину. Оскільки в резервуарах зі складною структурою порожнинного простору утворення глибоких зон проникнення та/або кольмата0 жу навколо стовбура свердловини — явище поширене, необхідно: а) для первин0 ного розкриття перспективного карбонатного розрізу застосовувати технологічні засоби, що мінімізують глибину проникнення технічних розчинів в пласти; б) при випробуванні об’єктів застосовувати принцип — якщо із пластів, які за да0 ними ГДС та/або іншими даними характеризуються як колектори, приплив не отриманий, слід застосувати комплекс оптимальних для конкретного об’єкта тех0 нологічних заходів з покращення якості вторинного розкриття пластів та інтен0 сифікації припливів пластових флюїдів. Друга суперечність може бути обумовлена як позаколонними перетіканнями води, так і глибокою зоною проникнення фільтрату промивальної (технічної) рідини в розбурені проникні інтервали розрізу. В таких випадках перш за все слід переконатися, що приплив отримано саме з того інтервалу, який випробовується. Якщо ця умова виконується, не слід обмежуватись короткочасним викликом припливу. В процесі випробування горизонтів з глибокими зонами проникнення повинен враховуватись баланс технічної рідини, яка проникла в пласти, що вип0 робовуються. Оскільки об’єми технічної рідини, що проникла в конкретні гори0 зонти до їх випробування, оцінити складно, технологічний регламент випробу0 вання карбонатів повинен передбачати довгочасні відкачування та періодичний відбір на аналізи проб води і розчиненого в ній газу. Сформульовані принципи випробування карбонатних об’єктів в умовах України застосовувались поки що тільки в поодиноких випадках і тільки для ок0 ремих перспективних комплексів. Тому висновки дослідників про «слабку перс0 пективність» карбонатних комплексів певних районів, де карбонати розбурюва0 лись і не була доведена їх промислова нафтогазоносність, слід вважати передчас0 ними. Як свідчить аналіз особливостей будови карбонатних резервуарів, для пошукового етапу принципово важливими резервами підвищення його ефек0 тивності є: а) вибір і застосування оптимальних технологій первинного розкрит0 тя бурінням перспективного розрізу; б) відпрацювання ефективних технологій вторинного розкриття, випробування об’єктів та інтенсифікації припливів плас0 тових флюїдів. І на пошуковому, і на розвідувальному етапах повною мірою по0 винен застосовуватися сформульований В.Я. Соколовим принцип: «Усі докази 60 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Г.Л. Трохименко безперспективності повинні бути переконливими, однозначними та вичерпни0 ми. Будь0яку невизначеність або сумнів слід розглядати як доказ на користь дум0 ки про пласт як перспективний об’єкт» [19]. Для підтвердження суттєвості впливу технологічних чинників на параметри продуктивності варто звернути увагу на особливості дебіту нафтових свердловин родовища Тенгіз, де поклади нафти характеризуються аномально високою плас0 товою енергією. Вже згадувана аварійна свердловина 37 [10], «звільнившись» від людського «насилля», понад рік у некерованому режимі фонтанувала з дебітом 10—18 тисяч тонн нафти за добу. А в інших експлуатаційних свердловинах в ме0 жах родовища дебіт нафти не перевищує 470 т/добу, а зазвичай становить від 40 до 400 т/добу. З формальної точки зору, наведені величини дебіту «обладнаних» свердловин є великими. Але приклад свердловини 37 свідчить, що продук0 тивність високопроникної частини карбонатного резервуару, «звільненої» від людських технологічних рішень, на два порядки вища, ніж будь0якої частини то0 го ж карбонатного резервуару аналогічної чи іншої проникності, але в обладнаній свердловині. Висновки Сучасні ФЄВ карбонатних резервуарів, а також їх просторова по0 зиція та конфігурація є результатом історико0геологічної еволюції первинного порожнинного простору порід, подальшого формування тріщинуватості та її ево0 люції як в зонах залягання первинно пористих порід, так і в зонах розвитку пер0 винно щільних та ущільнених карбонатних масивів. Консолідований характер карбонатних товщ та особливості їх речовинного складу забезпечують широкий розвиток вторинної порожності і кавернозності різного генезису. Серед вторин0 нопорових і кавернозних порід досить широко розвинені палео0 та термокарст, які представляють принциповий інтерес при пошуках та розвідці ВВ у карбонат0 них комплексах порід. Тріщинуватість різної інтенсивності є загальною особливістю консолідова0 них порід, якими є карбонати. Регіональне поле напружень зумовлює систему ос0 новних тріщин з двох або чотирьох субвертикальних серій та однієї субпластової. Це ж поле напружень в подальшому підтримує цю систему тріщинуватості в ак0 тивному стані на фоні постійних різноперіодних коливань земної поверхні. По0 руч із пласкими, аномальна тріщинуватість часто утворює локальні лінзовидні, стовпчасті та ізометричні зони, які охоплюють окремі пласти, їх пачки або комп0 лекси порід різного складу. Узагальнена модель резервуарів ВВ в масивних карбонатах є гідравлічним поєднанням у спільний резервуар або в групи резервуарів різних типів порожнос0 тей, які утворюють ажурні просторові кластерні конструкції. Складовими прос0 торової конструкції резервуарів ВВ є: тріщинувато0порово0кавернозні пласти ко0 лекторів переважно субгоризонтального залягання; складно побудовані комбінації порожностей палео0 та термокарсту; резервуари у вигляді самостійних об’ємних тіл аномальної тріщинуватості різних форм, орієнтування та природи. Якщо враховувати особливості моделі карбонатних резервуарів, постановку пошукового, розвідувального і експлуатаційного буріння слід орієнтувати на прогнозні ділянки з високими ФЄВ різноманітних просторових форм. В карбо0 61ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах натних розрізах більшість типів резервуарів схильна до значного і навіть катастро0 фічно негативного впливу технологічних чинників на результати оцінки випро0 буванням перспективних інтервалів. Тому важливими резервами підвищення ефективності пошуку ВВ у карбонатах також є: а) вибір і застосування оптимальних технологій первинного розкриття бурінням перспективного розрізу; б) відпрацю0 вання ефективних технологій вторинного розкриття, випробування об’єктів та інтенсифікації припливів пластових флюїдів. СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ 1. Иванкин В.П., Зотова Е.М., Муслимов Р.Х. и др. Реологические залежи нефти и газа / Пути развития научно0технического прогресса в нефтяной геологии. Тезисы докладов научно0 технической конференции (1988г.). — Альметьевск, 1988. — С. 78—83. 2. Трофименко Г.Л. Особенности выявления продуктивных объектов в условиях аномальнос0 ти пластовой энергии / Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр. Тезисы докладов первой Всесоюзной научно0технической конференции (17 — 19 октября 1990 г.). — Ленинград, 1990. — С. 105—106. 3. Трофименко Г.Л. Федорцов, И.М., Мачулина С.А. и др. Карбонатные отложения — главный резерв наращивания запасов углеводородного сырья на Украине / Доразведка эксплуатиру0 емых нефтегазовых месторождений Украинской ССР — дополнительный источник увели0 чения ресурсов углеводородного сырья. Тез. докл. респ. науч.0техн. конф. (Харьков, 16—17 мая 1990 г.). — Киев: УкрНИИНТИ, 1990. — Вып. 2. Специальные методы доразведки неф0 тегазовых месторождений и их геолого0экономическая эффективность. — С. 12—15. 4. Атлас типовых моделей карбонатных резервуаров нефти и газа Европейской части России / Под ред. Н.К.Фортунатовой. — М.: РЭФИА, 1999. — 194 с. 5. Соколов Д.С. Основные условия развития карста. — М.: Гостоптезиздат, 1962. — 322 с. 6. Марьенко Ю.И. Нефтегазоносность карбонатных пород. — М.: Недра, 1978. — 240 с. 7. Дублянский В.Н. Карст Крыма и некоторые проблемы его геодинамики // Геодинамика Крымско0Черноморского региона. Сборник материалов рабочего совещания, проведенно0 го 22 — 28 сентября 1996 г. в г. Симферополе. — Симферополь, 1997. — С. 118—119. 8. Вахрушев Б.А. Геодинамика карста Крымско0Кавказского региона // Геодинамика Крымс0 ко0Черноморского региона. Сборник материалов рабочего совещания, проведенного 22 — 28 сентября 1996 г. в г. Симферополе. — Симферополь, 1997. — С. 120—127. 9. Губкин И.М. Урало0Волжская нефтеносная область (Второе Баку). — М.0Л.: Изд0во АН СССР.—1940. — 117с. 10. Клещев К.А., Петров А.И., Шеин В.С. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа. / ВНИГНИ. — М.: Недра, 1995. — 285 с. 11. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разра0 ботки нефтяных залежей. — М.: Недра, 1988. — 152 с. 12. Никонов А.И. Унаследованность палеогеодинамических условий и их влияние на экологи0 ческое состояние недр нефтегазовых месторождений при их разработке // Фундаменталь0 ные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки угле0 водородного сырья. Материалы Международной конференции (24 — 26 ноября 2004 г.) — Москва. — М.: ГЕОС, 2004. — С.271—272. 13. Паталаха Е.И., Трофименко Г.Л., Трегубенко В.И., Лебедь Н.И. Проблема краевых прогибов и прогноз УВ. — Киев: ПП «ЭКМО», 2002. — 252 с. 14. Трохименко Г.Л. Просторові особливості карбонатних резервуарів ВВ / Азово0Черноморс0 кий полигон изучения геодинамики и флюидодинамики формировання месторождений нефти и газа. Тезисы докладов X Международной конференции «Крым — 2012».— Симфе0 рополь, 2012. — С. 80—81. 15. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа: Пер. с англ.. — М.: Мир, 1994. — 255 с. 16. Трофименко Г.Л. О принципиально новых типах объектов поиска, разведки и доразведки на нефтегазоперспективных территориях УССР // Доразведка эксплуатируемых нефтегазо0 62 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2013. № 4 Г.Л. Трохименко вых месторождений Украинской ССР — дополнительный источник увеличения ресурсов углеводородного сырья. Тез. докл. респ. науч.0техн. конф. (Харьков, 16—17 мая 1990 г.). — Киев: УкрНИИНТИ, 1990. — Вып.1. Теоретические, методические и практические вопро0 сы доразведки разрабатываемых нефтегазовых месторождений. — С. 54—56. 17. Богаец А.Т. Перспективы нефтегазоносности верхнемеловых0палеоценовых отложений Северного Крыма и прилегающих районов. // Геология нефти и газа. — 1983. — № 3. — С. 45—48. 18. Григорчук К.Г. Гнідець, В.П., Баландюк Л.В. Седиментологопалеоокеанографічні передумо0 ви формування перспективних об’єктів у відкладах верхньої крейди Каркінітсько0 Північнокримського прогину / Азово0Черноморский полигон изучения геодинамики и флюидодинамики формирования месторождений нефти и газа. Тезисы докладов X Между0 народной конференции «Крым02012». — Симферополь, 2012. — С. 84—86. 19. Соколов В.Я. О некоторых причинах пропуска продуктивных горизонтов при поисках зале0 жей нефти и газа. // Геология нефти и газа. — 1983. — № 2. — С. 43—48. Стаття надійшла 20.02.2013 Г.Л. Трохименко ОСОБЕННОСТИ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В МОЩНЫХ КАРБОНАТНЫХ КОМПЛЕКСАХ Обобщенная модель резервуаров УВ в массивных карбонатах представляет собой гидравличес0 кое объединение в общий резервуар или в группу резервуаров пустот различных типов, которые создают пространственные кластерные конструкции. При нынешнем состоянии изученности, составляющими пространственной конструкции резервуаров УВ являются: трещиновато0поро0 во0кавернозные пласты коллекторов преимущественно субгоризонтального залегания; слож0 нопостроенные, в т.ч. причудливых форм, комбинации пустот палео0 и термокарста; резервуа0 ры в виде самостоятельных объемных тел аномальной трещиноватости различных форм, ори0 ентировки и природы. В карбонатных разрезах большинство типов резервуаров в процессе их разбуривания подвергается отрицательным влияниям технологических факторов, что может приводить к неоднозначным результатам оценки их продуктивности. Ключевые слова: резервуар УВ, коллектор, трещиноватость, карст, карбонаты. G.L. Trokhymenko PECULIARITIES OF NATURAL RESERVOIRS OF HYDROCARBONS IN THICK CARBONATE COMPLEXES Generalized model of HC reservoirs in massive carbonates is a hydraulic combination of reservoirs of various types of porosity in a common pool or in a group of pools, which organize spatial clustered framework. At present state of investigation, there are following elements of spatial framework of HC reservoirs: joint0pore0cave collector layers mainly with sub0horizontal bedding, complex combination of vesicles of paleo0 and cold0set karst including three0dimensional ones, reservoirs in a view of self con0 sistent volumetric bodies with abnormal fissuring of various forms, alignment and origin. The main part of reservoirs in carbonate section while drilling have a tend yield to negative influence of technology ori0 gin that can lead to ambiguous results in estimation of their productivity. Key words: HC reservoir, collector, jointing, karsts, carbonates.

Особливості природних резервуарів вуглеводнів у потужних карбонатних комплексах

Institution

Ähnliche Einträge