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

которые перекрываются ангидритами и солями кунгурского яруса. Средняя пористость известняков составляет 5%.

Наиболее крупные месторождения Канчуринско-Мусинское и Совхозное. В первом их них свободные дебиты газа достигали 1,5 млн. м3/сут, содержание конденсата около 180 см3/м 3. В настоящее время часть массивов в значительной мере выработана. КанчуринскоМусинское газоконденсатное месторождение приурочено к рифовому массиву, сложенному двумя горизонтами сакмарского яруса (тастубский и стерлитамакский) и отложениями артинского яруса. Канчуринский рифовый массив имеет форму хребта, вытянутого в ши­ ротном направлении. В северной, южной и восточной частях массива склоны рифа круто погружаются в депрессию под углом до 60°. Суммарная мощность пород массива достигает 400 м.

Основным газосодержащим горизонтом (средняя глубина зале­ гания 1400 м) является тастубский, представленный рифогенными известняками органогенно-обломочными и органогенно-детритусо- выми, участками ангидритизированными. Стерлитамакский горизонт представлен рифогенными известняками с небольшими по мощности прослоями доломитов. Отложения артинского яруса выражены извест­ няками и доломитами. Карбонатные породы рифового массива пере­ крыты мощной толщей отложений кунгурского яруса, представлен­ ных в основном галогенными осадками.

Встречающиеся участками высокопористые известняки свя­ заны с жизнедеятельностью колоний кораллов. Известняки обога­ щены скелетными остатками рифообразующих организмов — мшанок и известковых водорослей, а также фораминифер.

О широком распространении процессов растворения и переотложения можно судить по развитию в рифе ангидритизированных и инкрустированных кальцитом пористых и кавернозных известня­ ков, а также доломитизированных известняков (А. В. Копытов, Р. С. Билалов, В. А. Скрипник, 1963). Пористость пород, слагаю­ щих рифовый массив, колеблется от долей процента до 30% и более; в среднем по массиву она равна 5,5%. На долю пород пористостью от 0 до 5% приходится 64,8% объема рифового массива; породы пори­ стостью от 5 составляют до 10—20,3%; пористостью от 10 до 15% •— 6,9%; пористостью 15—20% — 3,7%; пористостью 2,0—25% — 1,8% и пористостью 25% и выше — 2,5% объема массива. Однако не все карбонатные породы рифового массива, обладающие пористостью, практически проницаемые. По данным А. В. Копытова и др. (1963), при пористости 12% около 50%изученных образцов (несколько тысяч) оказались мало проницаемыми.

Средняя пористость проницаемой части Канчуринского рифо­ вого массива составляет около 15%. Средняя проницаемость пород 50—65 миллидарси. Проницаемость пород колеблется от величин меньше 1 до 220 миллидарси. Известняки массива характеризуются трещиноватостью, что повышает их проницаемость. Многие факты указывают на изолированность части порового пространства друг от друга в отдельных участках разреза.

Разработка месторождений нефти в рифовых массивах Ишимбайского района показала, что подошвенная вода не оказывает никакого влияния на изменение давления в залежах в период их эксплуата­ ции. Промышленная закачка воды в поднефтяную часть рифовых залежей Столяровского, Староказанковского и Введеновского место­ рождений подтвердила изолированность продуктивной части залежи от водонасыщенной зоны.

Подошвенные воды газоконденсатной залежи КанчуринскоМусинского и других месторождений рассматривают как изолирован­ ные от источников питания (А. В. Копытов, Р.С. Билалов, В. А. Скрипник, 1963).

Средние рабочие дебиты газа Канчуринско-Мусинского месторо­ ждения по отдельным скважинам колеблются от 25 до 450 тыс. м3/сут,

Вюжном направлении возрастает газоносность рифовых массивов

иувеличивается этаж продуктивности. В отдельных рифовых мас­ сивах северной части Симско-Бельской впадины (Лемзинском, Ирныкшинском, Карташевском и Кунганском) установлена про­ мышленная нефтегазоносность. В зонах развития рифовой фации сакмаро-артинских отложений продолжаются поиски рифовых мас­ сивов.

Месторождения кинзебулатовского типа приурочены к узким структурам восточного склона прогиба. К ним относятся Кинзебулатовское, Салиховское, Цветаевское, Буруновское, Малышевское и другие месторождения. К югу от Кинзебулатовского открыты Рамадановское, Воскресенское, Арслановское, Волостновское, Сара­ товское и другие месторождения.

Коллекторами нефти в месторождениях кинзебулатовского типа служат артинские, сакмарские и верхнекаменноугольные трещино­

ватые известняки и мергели. Породы сводовых частей структур и их крутых крыльев значительно раздроблены. Неравномерное распределение трещиноватости на площади структур сказалось на различии в дебитах скважин.

Рифовые известняки артинско-ассельского возраста с признаками нефтегазоносности встречены также и в Оренбургской области. Они распространены в виде узкой полосы вдоль западного борта Предуральского прогиба. Южнее г. Мелеуза намечаются две полосы развития рифовых массивов —западная, с преимущественным распро­ странением артинских рифов, и более восточная, с развитием рифов

различных биофаций, а также развитием вторичных процессов, повлиявших на изменение геометрии норового пространства пород.

Породы-коллекторы рифовых массивов Бельской депрессии ха­ рактеризуются различной проницаемостью, от весьма малой до сравнительно большой. Средние значения пористости и проницае­ мости большинства коллекторов рифовых массивов соответственно

равны 5—7% и 20—40 миллидарси. В то же время совершенно очевидно, что характер фильтрации пластовых флюидов будет опре­ деляться более высокими величинами проницаемости.

ПРИКАСПИЙСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Прикаспийская провинция занимает юго-восточную часть Рус­ ской платформы и отделяется от Волго-Уральской провинции круп­ ным структурным уступом.

Характерной особенностью Прикаспийской впадины является развитие мощной соленосной толщи кунгурского возраста. Пласти­ ческое перераспределение солевых масс вызвало развитие соляных куполов, гряд и глубоких межкупольных мульд. Общее число соля­ ных куполов в пределах Прикаспийской впадины составляет более тысячи. Структура подсолевых отложений изучена еще недостаточно, в меньшей степени выяснены перспективы нефтегазоносности под­ солевых образований. Мощность их по геофизическим данным дости­ гает 10—13 км.

По глубине залегания подсолевых отложений в пределах При­ каспийской впадины выделяется западная и восточная части. Гра­ ница между ними проходит примерно по р. Урал. Проблема нефте­ газоносности недр Прикаспийской впадины еще остается открытой. Результаты поисково-разведочных работ подтверждают перспективы региональной нефтегазоносности нижнемеловых, юрских и пермотриасовых отложений. Обнаружены признаки преимущественной газоносности центральных и западных районов и нефтеносности восточных районов (В. Л. Соколов, 1970).

В составе надсолевого комплекса отложений принимают участие отложения перми, триаса, юры, мела и кайнозоя. Верхнепермские образования представлены в основном песчано-глинистыми породами с конгломератами и галечниками. В составе триасовой системы принимают участие песчаники, известняки, глины и галечники.

Юрские и меловые отложения наиболее подробно изучены в Эмбенском нефтегазоносном районе. Они представлены в основном песча­ никами, глинами и чередованием песчаников и глин. Кайнозойские отложения наиболее широко развиты в западной части Прикаспий­ ской впадины. Они в основном представлены глинами, песчаниками и мергелями.

Промышленная нефтегазоносность связана главным образом с пер- Мо-триасовыми, среднеюрскими и нижнемеловыми отложениями (Ю. М. Васильев, 1967). Все нефтяные месторождения, известные в пределах Прикаспийской впадины, сосредоточены в ее юго-восточ­ ной и восточной частях. Западная половина Прикаспийской впадины изобилует газопроявлениями.

В последнее время многие геологи рекомендуют поиски залежей нефти и газа не только на структурах, связанных с соляными купо­ лами, но и на структурах, расположенных в межкупольных про­ странствах. Однако мощность надсолевых осадков здесь достигает

5—9 тыс. м. Значительные прогнозные запасы газа впадины связаны с глубинами выше 7 тыс. м, где развиты нормальные осадочные образования так называемого подсолевого комплекса.

Основные промышленные запасы нефти находятся в ІОжноЭмбенской нефтегазоносной области, где залежи приурочены к раз­ личным стратиграфическим горизонтам соляных куполов (нижний мел, средняя юра и пермо-триас). Наибольшее практическое зна­ чение имеют терригенные отложения средней юры, известные также под названием досорской толщи. В ее нижней части залегает песча­ но-глинистая свита, содержащая тонкие прослои бурого угля и углистых сланцев. Выше залегает толща глинистых пород (60%), чередующихся с песками и песчаниками. Мощность отложений сред­ ней юры на куполах Доссор 340 м, Макат 325 м, Сагиз 345 м, на пло­ щади между ними 365 м.

Наиболее крупными месторождениями юго-востока области явля­ ются Косчагыл, Купсары, Каратов, Прорва, Буранкуль, Кенкияк, Камышитовый и др. Юрские породы-коллекторы с благоприятными для фильтрации свойствами развиты на Новобогатинском и Сагизском поднятиях, а также в районе Алтыпуля и к северу от ЮжноЭмбенского района.

Промышленные залежи нефти средней юры приурочены к зоне перехода фаций от континентальных к прибрежно-морским. Наиболее часто встречаются залежи нефти и газа, экранированные плоскостями сбросов и склонами соляных штоков. Надсолевой комплекс отло­ жений большинства структур разбит сбросами, предопределившими строение склонов, а также расположение залежей нефти. В нижней и средней юре зона развития благоприятных коллекторов (пористость до 25—30% ; проницаемость — до нескольких сотен миллидарси) проходит через Буранкуль—Прорву—Мартыши.

Основными объектами эксплуатации на Каратонѳ являются аптские и неокомские горизонты юго-западного и северо-восточного крыльев купола. Породами-коллекторами нефти на Каратонском месторождении, как и на других нефтяных месторождениях Эмбы, являются мелкозернистые глинистые пески обычно рыхлого сложения, реже песчаники плотные. Пористость песков составляет 30—32%.

Косчагыл в структурном отношении также представляет собой соляной купол. Условия залегания нефти на Косчагыле, как и на многих других месторождениях, определены структурным фактором. Основными объектами эксплуатации являются нефтяные горизонты, приуроченные к отложениям средней юры, неокома и апта, слагаю­ щим разрез северного крыла. Породами-коллекторами служат пески мелкозернистые и среднезернистые с прослоями глин и редкими прослоями песчаников.

Промышленная нефтеносность купола Кулсары связана с триа­ совыми, юрскими и меловыми отложениями восточного крыла. Наблюдается приуроченность нефтяных залежей к приподнятой части современной структуры. Породами-коллекторами нефти про­ дуктивных горизонтов являются пески и в меньшей степени песчаники

Ближайшие перспективы открытия месторождений в подсолевом палеозое Прикаспийской впадины связаны с разведкой ее бортовых зон. Большой интерес представляют северо-западная и северная нрибортовые зоны, где имеется система ступенчатых уступов, осложненных пологими поднятиями, на которых подсолевое ложе залегает на глубинах 3—4 км. Перспективы развития благоприят­ ных коллекторов нижнего триаса связывают с зоной, ограниченной пунктами Уральск—Кенкияк—Актюбинск—Илек.

Большой интерес представляют данные о породах, вскрытых Аралсорской сверхглубокой скважиной в западной части При­ каспийской впадины. Значительное место в отложениях занимают глины и аргиллиты. Особенно много последних в ветлужской серии нижнего триаса. Они содержат до 30% частиц алевритовой размер­ ности и до 70% глинистого материала, который находится в тонкой смеси с окислами железа (до 6%). Глинистые минералы хлоритгидрослюдистого состава. В ряде случаев отмечаются тонкие тре­ щины в аргиллитах с ориентацией перпендикулярно слоистости, заполненные кальцитом и сульфидами железа. При погружении осадочных толщ в первую очередь уплотняются глины за счет потери воды, что сказывается на уменьшении их пластичности. На боль­ ших глубинах в глинах наблюдается интенсивная перекристалли­ зация и переход их в плотные, хрупкие аргиллиты, появляется трещиноватость.

Изучение подобных пород Б. К. Ирошляковым (1969) в разрезах глубоких скважин Прикаспия показало, что трещинки (Аралсорская скв. 1-сг, интервал 5485—5491,5 м) секут или сразу несколько чередующихся микропрослойков аргиллитов и алевролитов или только аргиллиты (Аралсорская скв. 1-сг, интервал 6659—6661 м). Он указывает, что трещинки в Портартурской скв. 17-г впервые были зафиксированы в образце красновато-коричневого аргиллита с глубины 3998—4002 м, в Чувашской скв. 19-п в образце с глубины 4125—4126 м, а в Аралсорской скв. 1-сг — в образце с глубины 4486 м.

Выделяются два типа трещинок: 1) прямолинейные, с зеркалами скольжения, возникшие, по-видимому, под влиянием тектонических сил. Плоскости их падения обычно круто наклонены к поверхности наслоения; 2) извилистые с различной ориентировкой, иногда зату­ хающие на протяжении 2—3 см. Происхождение этого типа трещи­ нок связывают с самопроизвольным гидроразрывом на глубинах 4400—4500 м. Ширина трещинок обоих типов от сотых долей милли­ метра до 2, редко до 5 мм. На плоскостях скольжения имеются тонкие