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

горизонту нижнефранского подъяруса ряда площадей (Нижнеомринская, Верхнеомринская и др.), а также залежи, относимые к джеболъскому подъярусу терригенной толщи турне Верхнепе­ чорского района. Имеется указание на наличие рукавообразных залежей, например нефтяная залежь пласта Іг (живетский ярус) на Войвожском месторождении, приуроченная к песчано-галеч­ никовому скоплению вытянутой формы, и залежь газоконденсата на Северо-Джебольском месторождении в песчаных породах изве­ стняково-глинистой пачки малевского и упинского горизонта турне.

Известны залежи стратиграфического типа (пласты III и Пб, Ваньюская площадь) и стратиграфически экранированные (пласт Ів Нибельской, Верхне- и Нижнеомринской, Западно-Тэбукской, Северо-Джебольской площадей и др.), приуроченные к терригенным отложениям. Залежь нефти в нижней части пласта Ів (черноярский горизонт) Западно-Тэбукского месторождения отнесена к группе структурно-стратиграфических (наличие антиклиналь­ ного перегиба слоев, резкое срезание последних и несогласное зале­ гание глинисто-алевролитовых пород на пашийском горизонте).

Промышленные залежи нефти выявлены на месторождениях Западно-Тэбукском, Лузском (франский и фаменский ярусы), Пашнинском, Северо-Савиноборском (фаменский, турнейский и кунгур­ ский ярусы), Джьерском (фаменский ярус), Усинском (фаменские и нерасчлененные верхнекаменноугольные — нижнепермские отло­ жения).

Залежи в карбонатных отложениях палеозоя приурочены к струк­ турам платформенной части Тимано-Печорской провинции и Предуральского прогиба (Верхнепечорская впадина).

Нефтяное месторождение Северо-Савиноборское содержит три за­ лежи: в нижней перми (959—881 м), нижнем карбоне (1043—1053 м) и фаменском ярусе девона (1246—1270 м). Коллекторы верхнего девона, по данным Л. Д. Максимовой и В. А. Канева, представлены известняками пористостью от 2 до 10% ; дебиты нефти 1,8—3,5 т/сут. Коллекторами нефти нижнего карбона являются известняки пористо­ стью от 6 до 30%, средняя пористость 15%; проницаемость колеб­ лется от 0,1 до 480 миллидарси. Коллекторы нижней перми также выражены известняками пористостью от 6 до 30%; средняя величина пористости составляет 15%, а проницаемых разностей 23%.

Нефтяное месторождение Пашнинское имеет две залежи. Про­ мышленные притоки получены из карбонатных нижнепермских (927—1002 м) и фаменских (1300—1500 м) отложений. Эффективные мощности составляют 20—23 м, дебиты нефти 5—10 т/сут. Извест­ няки фаменского яруса характеризуются пористостью 2—6% (плот­ ные) и 12—20% (кавернозные); развиты коллекторы порово-тре- щинно-кавернозного типа с преобладанием в них порово-трещинной проницаемости. Нижнепермские коллекторы представлены чере­ дованием кавернозных пористых (22—24%) и плотных (2—8%) известняков и доломитов.

Западно-Тэбукское месторождение содержит три промышлен­ ные залежи, приуроченных к карбонатным коллекторам девона. В известняках верхнефранского подъяруса (1439—1410 м) залежь нефти приурочена к карстовой зоне. Среди плотных пород с низ­ кой пористостью и проницаемостью встречаются породы пористо­ стью 20—30% и приницаемостью 170 миллидарси. В фаменских отложениях известны две залежи: в пласте (1358—1408 м) и пласте Ф5 (1100—1200 м). В пласте Ф і развиты коллекторы порово-трещин- ного типа, преобладают поровые со средней пористостью 12%. Дебит нефти из скважин 2—35 т/сут. Известняки пласта Ф5 практи­ чески характеризуются теми же свойствами, что и известняки пласта ФіОднако наличие в пласте Ф5 тяжелой (0,900 г/см3) высо­ ковязкой (100 кгс/см2) нефти сказалось на малых дебитах скважин (менее 2—18 т/сут).

Усинское нефтяное месторождение имеет две залежи в карбо­ натных породах фаменского яруса (2195—1970 м) и пермо-карбона (Рі + С2, 1055—1400 м). Известняки фаменского яруса характери­ зуются пустотностью норово-трещинного типа. Межзерновая пори­ стость их в основном составляет 1—2% и не превышает 6%. Трещин­ ная пористость и проницаемость являются основными для данных известняков. По А. А. Соломатину, изучавшему большие шлифы, трещинная пористость равна 0,06% и трещинная проницаемость 4,9 миллидарси. Породы-коллекторы содержат тяжелую (0,971 г/см3), высоковязкую (54,9—97,0 сст) нефть, в силу чего дебиты скважин

биты нефти из скважин здесь выше и составляют 6—13 т/сут, что связано с наличием пористо-проницаемых пород. Так, пористость проницаемых пород колеблется от 10 до 30%, в среднем равна 19,3%; проницаемость отдельных образцов достигает 400 миллидарси,

всреднем 34 миллидарси.

Врассматриваемой провинции известны две залежи легкой нефти в карбонатных породах верхнего девона на месторождениях Лузском и Джьерском. Дебиты нефти на Лузском 28 и 8 т/сут и на Джьерском 0,7 т/сут. По данным Л. Д. Максимовой, содержание остаточной воды в терригенных породах девона ряда месторождений

колеблется от 3 до 18% (рис. 16).

В карбонатных коллекторах открыто два газоконденсатных месторождения: Вуктыльское и Рассохинское. По геологическому строению Рассохинское месторождение напоминает Вуктыльское. Скв. 57 при испытании дала 970тыс. м3 конденсатного газа при дав­ лении 44 кгс/см2.

Крупнейшее в Тимано-Печорской провинции Вуктыльское газо­ конденсатное месторождение характеризуется огромным (около 1350 м) этажом газоносности и сложным массивным строением за­ лежи, вмещающей в себя породы различного возраста и литологи­ ческого состава (А. М. Груздев, Л. Д. Максимова, А. В. Соло­

матин, 1969; А. Я. Креме, Б. Я. Вассерман, Н. И. Литвиненко, 1967).

Промышленная газоносность Вуктыльского месторождения свя­ зана премущественно с карбонатными отложениями от нижнеартинского подъяруса нижней перми до визейского яруса нижнего карбона включительно. К ним относятся различные типы известняков, доломитов и доломитизированных известняков от сильно уплотнен­ ных глинистых, окремненных и тонко­

А.А. Ханин, 1971).

Газоносными породами нижней пер­

продуктивного разреза. Породы-коллекторы характеризуются меж­ зерновой, трещинной и в меньшей степени каверновой пори­ стостью.

В карбонатных породах Вуктыльского месторождения встре­ чаются породы с относительно высокой пористостью, но с различ­ ной проницаемостью (рис. 17). Мощность отдельных пористо-про­ ницаемых прослоев обычно составляет 1—5 м, иногда достигая 10— 15 м. Суммарная мощность этих прослоев в среднем карбоне изме­ няется от 60 до 120 м.

Трещины в основном развиты в плотных разностях карбонат­ ных пород, пористость которых обычно составляет 1 —2%, редко воз­ растая до 4%. Проницаемость матрицы, определенная стандартными

лабораторными методами, изменяется тысячными и сотыми долями миллидарси. Макро- и микроскопическое изучение керна подтверждает высокую степень трещиноватости карбонатных пород Вуктыльского месторождения. Величина плотности трещин дости­ гает 1,6—2,1 на 1 см.

Среди трещин наблюдаются: 1) горизонтальные сквозные, т. о. протягивающиеся через весь образец, и горизонтальные затуха­ ющие, те и другие параллельны друг другу; 2) вертикальные сквоз­ ные, обычно параллельные друг другу, и вертикальные затухающие,

Рис. 17. Распределение пор в карбонатных породах Вуктыльского газоконденсатного месторождения.

а —скв. 7, интервал 2541,8—2544,3 м, проницаемость 167 мил­ лидарси, пористость 15%; б — скв. 120, интервал 2758,2— 2760,2 м, проницаемость 58 миллидарси, пористость 13%.

последние либо соединяют между собой горизонтальные трещины, либо располагаются независимо от них, затухая в образце на рас­ стоянии 2—3 см; 3) наклонные (под углом 45° к горизонтали) сквоз­ ные и затухающие, соединяющие друг с другом горизонтальные трещины; 4) сутуры вертикальные и горизонтальные.

По данным К. И. Багринцевой, Я. Н. Перьковой и др. (1971), форма раскрытое™ микротрещин различная. Они представляют собой либо ровные по ширине каналы диаметром 7—30 мк (чаще 10—20 мк) с ровными стенками, либо каналы, переходящие в порообразные расширения диаметром до 300 мк. Порообразные расши­ рения имеют округлую или эллипсоидальную форму, стенки их сильно изрезаны, слабая изрезанное™ имеется также на стенках каналов, соединяющих расширения. Морфология этих трещин ука­ зывает на то, что по ним шло активное продвижение вод, сопровож­ дающееся выщелачиванием окружающей породы.

Вследствие тектонических напряжений, приведших к образо­ ванию открытой трещиноватости, происходило как растрескивание плотной матрицы, так и раскрытие ранее существовавших трещин, заполненных минеральным веществом и метаморфизованным битумом.