Условия формирования пород-коллекторов в палеогеновых отложениях впадины Дунин (бассейн Бохайского залива, КНР)

Глава 5. Нефтегазоносные комплексы в палеогеновых отложениях впадине Дунин.

Нефтематеринские отложения. В качестве основных нефтематеринских комплексов в палеогеновой части разреза впадины Дунин рассматриваются среднеэоценовые глины в составе толщи Шасышан (Еs₄²), а также горючие сланцы и глины среднего и верхнего эоцена в разрезе толщи Шасань (Еs₃¹ и Еs₃²). Содержание С_орг колеблется в пределах 2-5% в глинах и 5-19% в горючих сланцах. По составу кероген принадлежит к I или II типам. Помимо водорослевых остатков в глинах и сланцах фиксируются аморфный сапропелевый материал. Вместе они составляют 80-100% в составе ОВ. Мощность пород с высокими и хорошими нефтегенерационными свойствами возрастает в центральной депрессии впадины Дунин., Прогибание здесь носило устойчивый характер, что благоприятствовало сохранению ОВ, а в дальнейшем генерации большого количества УВ. Очаги их генерации в настоящее время приурочены к микровпадинам центральной депрессии. По данным Цзинь Чжицзюня [2007], глины и горючие сланцы среднего и верхнего эоцена генерировали большую часть УВ (97,3%), которые сконцентрированы в месторождениях нефти, открытых во впадине Дунин.

Исследование химического состава пород в толщах Шасышан, Шасанься и Шасаньчжун (Еs₄², Еs₃¹ и Еs₃²), способных генерировать УВ, показало, что они накапливались в водной среде с разной соленостью. Так, отложения в составе толщи Шасышан образовались в условиях повышенной солености вод и некомпенсированного прогибания. Соответствующие образования из нижних подразделений свиты Шасанься - в условиях перехода от водоема с высокой соленостью к пресноводному озеру и компенсированного прогибания. Наконец, глинистые породы и горючие сланцы из разреза толщи Шасаньчжун - в пресноводном водоеме [Li, Xiao,1988].

В настоящее время нефтематеринские отложения залегают в центральной депрессии на глубину 3400-3800 м. Значения отражательной способности витринита колеблются в них между 0,6 и 0,8%. При этом большинство горизонтов горючих сланцев из верхней части толщи Шасышан (Еs₄²), принадлежащих к нефтематеринским породам высокого класса, в настоящее время находятся на пике генерации нефтяных УВ (R₀ превышает 0,9%). Породы среднеэоценового возраста (Шасанься, Еs₃¹) залегают на глубинах более 3000 м и характеризуются значениями R₀ около 0,67%. Они также могут быть отнесены к высококачественным нефтематеринским образованиям. Содержания С_орг в темно-серых алевритовых глинах из разреза толщи Шасаньчжун (Еs₃²) колеблется от 0,1 до 2,1 %, в большинстве образцов - от 0,2 до 1,2 %. Так как главной составляющей ОВ являются остатки высшей растительности, кероген нефтематеринских пород в данном случае принадлежит к типам II₂ и III. Индекс УВ-генерации обычно здесь ниже 190 мг/г. Глубины, на которые погружены эти нефтематеринские отложения, не превышают 2.800 м, а значения отражательной способности витринита обычно достигают лишь 0,4%. В большинстве своем эти образования еще находятся на стадии протокатагенеза.

Сопоставление параметров нефтематеринских пород с составом нефтей из разных месторождений, открытых во впадине Дунин, свидетельствует о том, что основными источниками УВ являлись темноцветные глины и горючие сланцы из разрезов среднего эоцена (Еs₄² и Еs₃¹).

Породы-коллекторы. Основными коллекторами во впадине Дунин являются песчаники, представленные преимущественно средне- и мелкозернистыми разностями с цементом порового типа. Как было показано в гл. 3, по составу это граувакки, граувакковые аркозы и аркозы. Содержание кварца в них меняется от 35 до 60% (среднее 46%), полевых шпатов - от 25 до 40% (среднее 32%), обломков пород - от 10 до 33% (среднее 23%). В цементе преобладают глинистый материал (среднее содержание 11%) и кальцит (среднее содержание 8,2%). По мере увеличения концентрации цементирующего материала значения пористости и проницаемости заметно снижаются. Их ухудшению способствует также разрастание регенерационных каемок вокруг кварцевых зерен, следствием чего является закупорка поровых каналов.

Месторождение Нючжуан является типичным по строению, составу и свойствам коллекторов для центральной депрессии, где сосредоточено большинство из открытых к настоящему времени скоплений нефти. Согласно статистическим данным, коллекторы в районе этого месторождения представлены песчаниками в составе линзовидных тел субширотного простирания. Протяженность наиболее крупных из них варьирует от 1,5 до 4 км (среднее 2,3 км) при ширине 0,6-2,6 км (среднее 1,28 км) и площадью от 1 до 6 км² (среднее 2,23 км²). Глубина залегания песчаных коллекторов обычно составляет 2800-3200 м, максимальная их мощность не превышает 30 м. В большинстве своем толщина отдельных песчаных пластов значительно ниже, причем в кровле и подошве они граничат с глинистыми породами.

Песчаные коллекторы в центральной депрессии в целом характеризуются не очень высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Согласно статистическим данным, средняя пористость песчаников, эксплуатируемых на площади Нючжуан, не превышает 15,2%. Значения же проницаемости сильно варьируют от 0,018 до 5000 мкм². При этом у половины образцов она была ниже 5^.10^-3 мкм². Следует отметить, что между значениями проницаемости и пористости часто наблюдается прямая зависимость.

Основным видом коллектора в пределах северного крутого впадины являются гравелиты и песчаники в составе древних фан-дельт. Они хорошо изучены в районе Чжэнцзя, где находится одноименное месторождение нефти. В фациальном отношении в разрезе верхнего эоцена здесь выделяются фации прибрежной равнины, подводных разветвленных русел, а также приустьевых баров, сложенных преимущественно песчаниками, конгломератами и гравелистыми песчаниками.

Коллекторские свойства в отложениях разветвленных русел и устьевых баров заметно различны. Первые в основном представлены серыми или буровато-черными разнозернистыми гравелистыми песчаниками, сложенными обломками пород (45-55%) при довольно низком содержании кварца (22-30%). Размер обломков, которые характеризуются угловатой формой и плохой сортировкой, колеблется от 2 до 4 мм при максимальных размерах 8 мм. Цемент в описываемых породах - поровый, базальный, контакты между зернами точечные. При этом пористость пород-коллекторов очень высокая, от 25% до 30%. Значения проницаемости меняются в широких пределах 201-1400^.10^-3 мкм². Описываемые породы принадлежат к типу хороших коллекторов.

Песчаные валы в устьях ветвящихся русел образованы разнозернистыми песчаниками. Содержание обломков пород меняется в них в широких пределах от 24% до 43% при содержании кварца 26-36%. Окатанность зерен и обломков, имеющих в основном угловатую форму, очень слабая, также как и степень сортировки. Цемент в породах - поровый, контакты между зернами - точечные. При содержании цемента от 1 до 8% величина пористости коллекторов колеблется от 28% до 30%, а проницаемости в пределах 400-1200^.10^-3 мкм². Таким образом, несмотря на короткое расстояние, на которое перемещался обломочный материал, сложенные им гравелиты и песчаники обладают хорошими коллекторскими свойствами.

Среди месторождений нефти, открытых в районе южного и восточного пологих бортов впадины Дунин, самым крупным является месторождение Лянцзялоу, площадь которого составляет 180 км². Здесь продуктивны песчаники в составе толщи Шасань и Шаэр, которые по составу относятся к полевошпатово-кварцевым грауваккам. Содержание кварца в них меняется от 28 до 57% (среднее 44%); полевых шпатов от 20 до 35% (среднее 29%); обломков пород около 26% при максимальных значениях более 50%. Зерна и обломки плохо окатаны, коэффициент сортировки обычно составляет 1,5 - 2,0, медианный размер зерен около 0,5 мм. Тип цемента - поровый, контактовый. В его составе преобладает глинистый материал, до 6,2%, и кальцит - 2,7 %.

Таким образом, роль основных коллекторов для залежей нефти и газа в палеогеновых отложениях впадины Дунин являются обломочные породы: песчаники, гравелиты и алевролиты, формировавшиеся в различных седиментационных обстановках. Эти породы принадлежат к типу поровых, реже порово-трещинных коллекторов с пленочным или базальным цементом, в составе которого преобладает глинистый материал и карбонаты. Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают песчаники и гравелиты в составе фан-дельт и подводных конусов выноса.

В подводных конусах выноса наиболее высокой пористостью и проницаемостью обладают песчаники в составе тел, выполняющих подводные каньоны и крупные русла в составе конусов, сформировавшихся в среднем эоцене в основании пологого южного склона впадины. В северном секторе впадины отличными коллекторскими свойствами характеризуются отложения распределительных русел в средней части фан-дельт и приустьевых баров. Несмотря на низкую степень зрелости обломочного материала, слабую окатанность и сортировку зерен и обломков, пористость песчаников здесь может достигать 28-30%, а проницаемость от 400 до 1200^.10^-3 мкм².

Нефтегазоносные комплексы и типы ловушек. Для впадины Дунин характерно не только большое количество интервалов, включающих нефтематеринские образования и породы с коллекторскими свойствами, но также многочисленные пути миграции УВ и разнообразие ловушек. В соответствие с основными структурно - тектоническими зонами можно выделить три различные области аккумуляции: в пределах крутого борта впадины, центральной депрессии и пологого ее борта (Wang, Qian, 1992). Наибольшие доказанные запасы нефти и газа сосредоточены в районе крутого, северного борта впадины, более 40%. На центральную депрессию и пологий борт приходится 26,8 и 28,5% от объема всех запасов соответственно.

Как упоминалось выше, в депрессиях центральной котловины были вскрыты бурением преимущественно отложения глубоководных конусов выноса, среди которых помимо турбидитов широко распространены оползшие массы осадков и комплексы обвальных образований (флаксо-турбидиты). Их формирование было обусловлено выдвижением речных дельт к краю прибрежной отмели и эродирующим действием мутьевых течений на окружавшие подводные русла валы, что приводило к их обрушению. Многие линзовидные песчаные тела внедрялись в толщи глинистых гемипелагических осадков. Эти тела разбиты разломами и зачастую не сообщаются между собой, что благоприятствовало формированию литологически экранированных залежей нефти. Там же, где более древние комплексы гравитационных осадков контактируют с горизонтами песчаников, сформировавшихся позднее, происходила миграция УВ из нижних коллекторских горизонтов в расположенные выше.

Литологически экранированные залежи УВ обнаружены и в пределах северного борта впадины, преимущественно в отложениях фан-дельт и расположенных в основании древнего подводного склона гравитационных образованиях. Помимо них здесь известны залежи в стратиграфических ловушках, приуроченных к поверхностям несогласия, а также залежи в структурных ловушках с элементами литологического экранирования. Для северо-западного сектора впадины Дунин характерно большое разнообразие открытых здесь типов месторождений. Наиболее крупные залежи нефти в ловушках литологического и стратиграфического типа были открыты в районе южного борта впадины, в зонах Лянцзялоу и Далуху.

Следует отметить, что многие залежи нефти в бортовых частях впадины приурочены к поверхностям несогласия, разделяющим крупные комплексы палеогеновых отложений. Несогласия были связаны с действием мутьевых и других гравитационных течений, активизация которых была вызвана подвижками по основным системам разломов. Поверхности несогласия часто становились каналами миграции УВ, что благоприятствовало формированию скоплений УВ как в бортовых, так и периферийных частях впадины.