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

Трещиноватые породы в основном отличаются незначительной пористостью матрицы, величина которой в основном изменяется от 0,5 до 2,5%. Емкость трещин (по насыщению люминофора) колеблется от 0,5 до 3%, т. е. пористость трещин и пористость матрицы являются соизмеримыми величинами. Проницаемость, замеренная по шлифам, изменяется от 0,25 до 18 миллидарси, составляя в среднем 4 миллидарси.

Трещинная проницаемость может быть увеличена применением вторичных методов воздействия на пласт, путем растворения кар­ бонатного и ангидритового выполнения трещин. В случае практи­ чески непористой матрицы трещины в карбонатных коллекторах не только являются путями миграции, но и могут быть вместили­ щем газа.

В разрезе в основном присутствуют коллекторы следующих

в среднем 1,12%) и незначительной проницаемостью (тысячные доли миллидарси, в среднем 0,006 миллидарси).

Коллекторы норово-трещинного типа также распространены в плотных породах, однако их матрица характеризуется несколько большей пористостью (4,38%) и проницаемостью (0,04 миллидарси). В коллекторах названных типов проницаемость матриц меньше проницаемости микро- и макротрещин.

. Коллекторы трещинно-норового типа развиты в породах с вто­ ричными порами, большая часть которых является межзерновыми. Матрица этих пород обладает наибольшей пористостью (10,8%) и проницаемостью (46 миллидарси). Проницаемость матриц больше или равна трещинной проницаемости.

В карбонатном разрезе продуктивной толщи Вуктыльского место­ рождения встречаются доломитизированные породы и доломиты с относительно высокой пористостью, но с различной проницае­ мостью (от малых до больших величин), а также породы с высокой пористостью (22—25%) и проницаемостью (4—8 дарси), особенно в московском ярусе среднего карбона. Однако в своем большинстве (70%) карбонатный продуктивный разрез сложен плотными низко проницаемыми разностями пород.

Наибольший объем коллекторов тонкопорово-трещинного типа с низкой межзерновой пористостью и проницаемостью приходится на I пачку артинско-сакмарских пород (94%) и II пачку ассель- ских-верхнекарбоновых пород (74%). Трещинно-поровый тип кол­ лектора с наиболее высокой средней пористостью (11,2%) и про­ ницаемостью (65 миллидарси) матриц развит в среднем карбоне.

Открытая пористость пород с межзерновой пористостью изме­ няется от 0,1 до 27,2%, проницаемость от величин менее 0,001 до 4513 миллидарси. Распределение коллекторов в разрезе месторож­ дения неравномерное. Сравнительно низкими коллекторскими

свойствами обладают карбонатные отложения нижней перми и верх­ него карбона, башкирского яруса среднего карбона и намюрско-верх- невизейские образования нижнего карбона. Отложения московского яруса среднего карбона, служащие основным эксплуатационным объектом, характеризуются большим диапазоном изменения пори­ стости и проницаемости. Они представлены доломитами светло- и желтовато-серыми, равномерно и неравномерно зернистой струк­ туры, в различной степени пористыми и мелкокавернозно-пори- стыми; известняками светло-, иногда коричневато- и желтоватосерыми, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными, бо­ лее плотными и массивными; доломитизированными известняками и известковистыми доломитами.

Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают рав­ номернозернистые и кавернозные доломиты. Менее пористыми и про­ ницаемыми являются разнозернистые доломиты, а еще более плот­

странства продуктивных пород необходимо знание остаточной водо­ насыщенности. Примененные ранее косвенные методы, основанные на конверсии кривых капиллярного давления ртути в кривые капил­ лярного давления воды и отжатия свободной воды с помощью цент­ рифуги, послужили основой для установления остаточного водосодержания. По установленной ориентировочной зависимости между остаточным водосодержанием и пористостью открытой получалось, что при пористости 6% остаточная вода составляет 70%. Однако после изучения содержания остаточной воды прямым методом в кер­ нах с пористостью менее 5% и проницаемостью менее 1 миллидарси (А. А. Ханин, 1970) стало очевидным ее малое присутствие. Можно только предположить, что высокая конденсатонасыщенность газа могла повлиять на снижение остаточного водосодержания.

Из табл. 17 следует, что при средней проницаемости 0,01 мил­ лидарси, средней пористости 3% содержание остаточной воды равно 15% от норового объема, что обеспечивает газонасыщенность 0,85. В породах со средней проницаемостью 10 миллидарси и более оста­ точная вода вероятно полностью отсутствует и коэффициент газо­ насыщенности равен единице.

При рассмотрении коллекторских свойств продуктивных карбо­ натных пород всех промышленных залежей Тимано-Печорской про­ винции Л. Д. Максимова выделяет два типа коллектора: поровый

итрещинный. Коллекторы норового типа могут обладать высокими

инизкими фильтрующими свойствами. Коллекторы с хорошими фильт­ рующими свойствами встречены на Вуктыльском и Западно-Тэбук- ском месторождениях. Высокие дебиты газа и нефти получены из коллекторов данного типа. Коллекторы норового типа с низкими фильтрующими свойствами широко распространены в Тимано-Печор-

Т а б л и ц а 17

Средние значения проницаемости кПр, открытой пористости т0, остаточной водонасыщенности а в и газонасыщенности qr

карбонатных продуктивных пород Вуктылъского газоконденсатного месторождения

* Данные косвенного метода.

ской нефтегазоносной провинции в отложениях верхнего девона, карбона и перми на месторождениях Печорской впадины (Пашнинское, Северо-Савиноборское, Западно-Тэбукское) и на Колвинском вале. Преимущественно они тяготеют к глубинам до 1500 м. Поровое пространство заполнено тяжелой высоковязкой нефтью, недонасы­ щенной газом. Дебиты скважин низкие. Распространены эти кол­ лекторы в отложениях московского яруса среднего карбона Вуктыльского и Усинского месторождений, где они более или менее хорошо изучены.

Процессы доломитизации и перекристаллизации наиболее интен­ сивно протекали в чистых выщелоченных разностях карбонатов Вуктыла. Они способствовали созданию кристаллически зернистых структур в доломитах, что в свою очередь положительно отрази­ лось на фильтрующих свойствах данных пород.

Трещинный тип коллектора присутствует в карбонатном раз­ резе всех месторождений. Система волосяных трещин в таком кол­ лекторе соединяет различные пустоты, образованные вторичными процессами: доломитизацией, стилолитизацией, перекристаллиза­ цией.

Коллекторы трещинного типа развиты в нижнеперсмких отло­ жениях Вуктылъского месторождения, в фаменском ярусе Усинского месторождения и, вероятно, в фаменских отложениях Джьерского месторождения. Для таких залежей характерны очень низкие дебиты нефти и газа, так как проницаемость пород и их вскрытая мощность малы. Породы-коллекторы порового типа с хорошими фильтру­ ющими свойствами преимущественно развиты на глубоких структу­ рах Предуральского прогиба (Вуктыльская, Рассохинская) и в рифо­ вых образованиях Печорской впадины. Трещинный тип коллектора в Тимано-Печорской провинции, по данным Л. Д. Максимовой, имеет промышленное значение в том случае, когда в нижних гори­ зонтах находятся мощные толщи порового коллектора, в которых сосредоточены основные запасы нефти и газа.

Северная часть Тиманс-Печорской провинции представляет ин­ терес для поисков нефтяных и газовых месторождений. В этом регионе выявлен ряд структур, приуроченных к Шапкинско-Юрьяхин- скому валу Денисовской впадины. На Васильковской структуре, расположенной на северной оконечности вала к северо-востоку от Нарьян-Мара, при бурении скв. 152 и опробовании интервала 1743—1712,7 м из пластов песчаника кунгурского и уфимского ярусов получен фонтан газа. При депрессии на пласт до 30 кгс/сма дебит газа составил до 330 тыс. м3/сут. Кроме конденсата с газом выносилось небольшое количество нефти (О. А. Солнцев, А. Н. Осин­ ников, В. Р. Родыгин, 1970).

На Лаявожской структуре при вскрытии карбонатных отложений нижней перми и, возможно, отложений каменноугольной системы получен фонтан газа. Таким образом, перспективы нефтегазонос­ ности Денисовской впадины доказаны.

ПРЕДУРАЛЬСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Предуральский прогиб предсталяет собой переходную зону между Русской платформой и Уральским складчатым сооружением. Поперечными поднятиями прогиб расчленяется на три части: Се­ верное, Среднее (Пермское) и Южное (Башкирское и Оренбургское) Приуралье. Все основные промышленные месторождения нефти и газа Предуральского прогиба находятся в пределах Башкирского Приуралья, в котором большое промышленное значение имеют рифо­ вые месторождения, приуроченные к погребенным рифовым мас­ сивам.

В последние годы значительное внимание уделено поискам нефте­ носных рифов, что способствовало открытию новых месторождений в Предуральском прогибе. Здесь открыто около 40 месторожде­ ний нефти, газа и конденсата, из которых до десяти расположено в Юрюзано-Сылвенской депрессии и Косьвинско-Чусовской седло­ вине, тогда как большинство месторождений приурочено к Бель­ ской депрессии. В Юрюзано-Сылвенской депрессии известны Кордонское газовое месторождение, приуроченное к небольшому ку­ полу, сложенному известняками и доломитами нижней перми и верх­

газовое месторождение, в котором продуктивны кавернозно-пори­ стые и трещиноватые известняки и доломиты верхнего и среднего карбона пористостью 7—14%.

В Косьвинско-Чусовской седловине нефтяные месторождения Верхнедобрянское, Ольховское и Истокское связаны с песчаниками и алевролитами яснополянского и Малиновского надгоризонтов, пористость 8—15%. Верхнечусовское нефтяное месторождение при­ урочено к известнякам рифового массива артинского возраста, пористость 3—25%.

В Бельской депрессии промышленные залежи нефти и газа приурочены главным образом к рифогенным массивам в карбонатных породах ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми и отчасти верхнего и среднего отделов каменноугольной системы.

Рифовые массивы развиты в основном в Южном Приуралье. Здесь известно более 25 нефтяных и газовых месторождений в погре­ бенных рифовых массивах в сакмаро-артинских отложениях. Залежи этих месторождений приурочены к пористым и кавернозным, отчасти трещиноватым известнякам и доломитам, неравномерно распределен­ ным среди плотных разностей. Пористость пород колеблется от 5—

дой. Покрышкой являются галогенные отложения кунгурского яруса.

Основные месторождения находятся в пределах трех нефтегазо­ носных районов: Ишимбайского, Столяровского и Мелеузского. Рифовые нефтеносные массивы Ишимбайского района имеют площадь основания до 3—4 км2 и высоту 500—600 м. Они характеризуются крутыми склонами (35—70°) и высокой продуктивностью залежей. Нефтяные массивы местами содержат газовые шапки. Вершины массивов находятся на глубине 250—600 м. Этаж нефтеносности достигает 450—500 м.

Столяровский нефтегазоносный район включает еще более по­ груженные массивы: Столяровский, Северо-Зирганский, ЗападноЗирганский, Введеновский, Южно-Введеновский, Тереклинский, Грачевский, Староказанковский и Озеркинский. Глубина залегания Введеновского массива 700—1200 м.

Высота массивов 450—650 м при площади основания от 2 до 7 км2. Приуроченные к ним залежи чисто нефтяные или газонефтяные, характеризующиеся высокой продуктивностью. Наиболее крупными месторождениями этого района являются Староказанковское, Введеновское и Южно-Введеновское, средняя пористость коллекторов соответственно 7,6, 6,7 и 7% и проницаемость 20 миллидарси. Особый

средняя проницаемость 47 миллидарси). Содержание остаточной воды колеблется от 3 до 64% (Ф. И. Котяхов, Ю. С. Мельникова, Ю. А. Кузьмичев, 1968).

Мелеузский газоносный район характеризуется газоконденсат­ ными месторождениями — Канчуринско-Мусинское, Кумертауское, Кунакбаевское, Маячное, Якуповское и Хазлаирское. К югу от них расположено Совхозное месторождение такого же типа. Рифовый массив сложен известняками сакмарского и артинского ярусов,