Файл: Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР.pdf

распределялась в благоприятных коллекторских прослоях путем постепенного освобождения пустотного пространства от свободной воды.

При поднятии структуры произошло изменение термодинами­ ческих условий, что способствовало выделению газа из нефти. Вна­ чале газ скапливался в виде шапки в купольной части структуры, отжимая свободную нефть к крыльевым частям. В дальнейшем с последующим поднятием структуры этот процесс усилился. Кроме того, но исключено поступление газа извне. Ранее существовавшее нефтяное месторождения превратилось в газовое. При этом в поро­ дах-коллекторах сохранялась остаточная нефть.

Весьма интересно распределение в карбонатных коллекторах Оренбургского месторождения остаточной воды и остаточной нефти. Как известно, остаточная вода занимает часть норового объема и тем самым уменьшает полезную емкость для газа и нефти. Количество остаточной воды, содержащейся' в нефтеносных и газоносных поро­ дах, не одинаково и изменяется в зависимости от особенностей струк­ туры порового пространства и сорбционных свойств породы.

Определение коэффициента газонасыщенности карбонатных по­ род, в особенности косвенными методами, значительно затрудняется в случае присутствия в них кроме остаточной воды остаточной нефти. Кроме того, не исключено воздействие на пленку остаточной воды некоторых поверхностно-активных веществ (парафины, различ­ ные полярные компоненты, содержащие кислород, серу и азот), присутствующих в нефти и конденсате. Они могут диффундировать через пленку воды, вытеснять ее из активных центров адсорбции и адсорбироваться на поверхности пород-коллекторов.

Кислотные полярные компоненты химически сорбируются на поверхности известняка, при этом некоторые центры поверхности становятся гидрофобными. Для выяснения возможности эффекта гидрофобизации при изучении газонасыщенности пустотного прост­ ранства карбонатных продуктивных толщ Оренбургского месторож­ дения остаточная вода определялась прямым и косвенными мето­ дами (А. А. Ханин и др., 1971).

Обычно применение прямого метода с целью определения остаточ­ ной воды возможно при отборе керна с пластовой водонасыщен­ ностью, для чего производится бурение специальных скважин на без­ водной основе. Однако такие скважины на данном месторождении пока что не были пробурены. Необходимость получения сведений о пластовой насыщенности коллекторов и решения вопроса о возмож­ ности применения косвенных методов заставила нас, исходя из тео­ ретических соображений и опыта других исследователей, изучить насыщенность керна с низкой проницаемостью (менее 1—3 миллидарси). Фильтрат бурового раствора в этих условиях не проникает

вкерн при его разбуривании и подъеме.

Всвязи с этим Оренбургским геологическим управлением было отобрано свыше 300 образцов керна пород из продуктивной части разреза с консервацией в них остаточной воды и остаточной нефти

валам пористости соответствуют средние величины остаточной водо- и нефтенасыщенности. По мере роста пористости наблюдается умень­ шение остаточной водо- и нефтенасыщенности и повышение коэффи­ циента газонасыщенности (рис. 14).

Указанная закономерность справедлива для интервалов пори­ стости от 2 до 12%, что соответствует средней проницаемости

3.5миллидарси. При пористости более 12% и проницаемости более

3.5миллидарси попадание части фильтрата бурового раствора и вы­ падение в керне конденсата искажают данные об остаточной водо- и нефтенасыщенности. Видна связь проницаемости к п ? с пористостью т и коэффициентом газонасыщенности qr.

Рис. 14. Корреляция проницаемости с пористостью и параметрами насыщенности порового объема про­ дуктивных карбонатных пород Оренбургского газо­ конденсатного месторождения.

1 — остаточная нефтенасыщенность; 2 — остаточная водонасыщенность; з — коэффициент газонасыщенности; 4 — пористость открытая.

Анализ распределения средних данных о проницаемости, оста­ точной водо- и нефтенасыщенности на площади структуры показы­ вает, что изменение названных параметров связано с особеностями формирования пустотного пространства карбонатного массива, фор­ мирования залежи, а также воздействия пластовых флюидов на часть остаточной воды. На участках площади, где развиты пористо­ проницаемые породы, наблюдается меньшее содержание остаточной воды и в особенности остаточной нефти. К ним относятся централь­ ная купольная зона поднятия и западная периклиналь складки (рис. 15). Эти же зоны отличаются наибольшими дебитами сква­ жин (500—1200 тыс. м3/сут).

Там же, где коллекторские показатели (емкость, проницаемость) низкие, в породах наблюдается повышенное содержание остаточной нефти и в большинстве случаев увеличение количества остаточной воды. Это характерно для восточной части складки, а также для северного и южного склонов поднятия (рис. 15).

Сообщаемомъ пород восточной части складки с центральной частью ограничена литологическим экраном плотных пород. Восточ­ ный блок складки отличается развитием пород с весьма низкой про­ ницаемостью. Распределение сероводорода в Оренбургском карбо­ натном массиве контролируется, с одной стороны, количеством оста­ точной нефти, содержащейся в породах, и с другой, — сообщаемостью участков массива друг с другом. В тех зонах площади структуры, где коллекторские показатели пород ниже, наблюдается большее

ЕЕЗ? Z

Рис. 15. Схематическая карта распределения остаточной водонасыщенности, остаточной нефтенасыщенности и свободных дебитов газа и конденсата по зонам на площади Оренбургского газоконденсатного месторождения.

1 — контур газоносности; 2 — контур зоны; I — дебит 500—1600 тыс. м3/сут; проницаемость 7 миллидарси; остаточная водонасыщенность менее 10%; остаточная нефтенасыщенность до 17%; I I — дебит 100—500 тыс. м3/сут; проницаемость 1 миллидарси; остаточная водона­ сыщенность 10—20%; остаточная нефтенасыщенность 17—35%; I I I — дебит 30—100 тыс. м* сут; проницаемость 0,1 миллидарси; остаточная водонасыщенность 20—30%; остаточная

нефтенасыщенность 35—45%.

содержание остаточной нефти и отмечается повышенная концентра­ ция сероводорода в газоконденсатном газе. Не исключено, что серо­ водородный газ образовался из остаточной нефти, включая сюда и нефть оторочки газоконденсатной зележи.

ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Разрабатываемые и разведываемые в настоящее время в ТиманоПечорской нефтегазоносной провинции газовые и нефтяные месторож - дения приурочены к ограниченной площади на северо-восточном склоне Южного Тимана и к прилегающей части Печорской депрес­ сии. В этом регионе известны нефтяные (Чибьюкское, Ярегское, Западно-Тэбукское и др)., газоконденсатные (Джеболское), газо­ нефтяные (Войвожское, Верхнеомринское, Нижнеомринское, Искосьгоринское и др.) и газовые (Нибельское, Нямедьское, Кушкоджское, Седьиольское и др.) месторождения.

Залежи нефти и газа на месторождениях Южного Тимана свя­ заны с чибыоской толщей верхнего живета (пласты III и Ів) и пашийским горизонтом франского яруса (пласты Іа и Іб).

Пласт III мощностью от 30 до 90 м сложен переслаивающимися песчано-алевритовыми породами, глинами и глинистыми сланцами-

Песчаники средне- и мелкозернистые, сравнительно хорошо прони­ цаемые, преобладают в нижней части (10—20 м), алевролиты и глины развиты в верхней части. Пласт III содержит преимущественно залежи газа. Пласт Ів представлен чередованием мелко- и средне­ зернистых песчаников, алевролитов и глин. Мощность песчаных прослоев достигает до 10 м. Пласт Іб выражен чередованием пре­ имущественно алевритовых и пелитовых пород; песчаные разности в нем распределены неравномерно, образуя линзы весьма разнообраз­ ной формы и размеров. Аналогичным составом пород харектеризуется пласт Іа.

Пласт III является основным эксплуатационным объектом на газ и нефть на ряде месторождений в Ухтинском и Верхнеижемском районах (Седь-Иольское, Нибельское месторождения и др.). Мощ­ ность и число песчаных горизонтов девона возрастают в восточном и юго-восточном направлениях.

Получение в Печорской депрессии мощных фонтанов девонской нефти на Западно-Тэбукской площади (интервал 1900—2000 м), установление промышленной нефтегазоносности в каменноугольных и пермских отложениях Курьинского-Лебяжской зоны поднятий указывают на значительные перспективы Тимано-Печорской про­ винции.

Породы-коллекторы девона рассматриваемого региона харак­ теризуются открытой пористостью от 1 до 20—25% и проницаемо­ стью от 1 до 5000 миллидарси. Наиболее часто в песчаных породах девона встречаются коллекторы II и III классов.

Залежь нефти на месторождении Западный Тэбук приурочена к карбонатным рифогенным пористым породам верхнего девона; пласт характеризуется мощностью 2—9 м; дебит нефти до 1000т/сут.

К сводовым залежам в южной части Тимано-Печорского бассейна относятся залежи нефти в эйфельских отложениях Западно-Тэбук- ского месторождения (пласты III и Пб), Ярегского месторождения (пласт III), газовые залежи Нибельского, Войвожского, СедьЙольского месторождений (пласт III), залежь газа в мелкозерни­ стых песчаниках яснополянских отложений нижнекаменноугольных отложений Печорогородской структуры, газовые залежи в кунгурских и верхнеартинских отложениях Курьинской складки.

В настоящее время в южном части Тимано-Печорской нефтега­ зоносной провинции известно около 30 зележей газа, газоконден­ сата и нефтегазоконденсата. В последние годы газонефтеносность выявлена в отложениях карбона и перми. Коллекторами газа в перм­ ских отложениях являются плотные трещиноватые песчаники верхнеартинского и кунгурского возрастов, характеризующиеся низкими значениями проницаемости. Эти породы слагают продуктивные пласты газовых залежей месторождений Аранец, Курья и некоторых других.

Широким распространением в Тимано-Печорском бассейне поль­ зуются залежи, литологически ограниченные со всех сторон. К лин­ зообразным относятся многие залежи, приуроченные к пашийскому