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

пленки гематита. Трещинки заполнены белым эпигенетическим кальцитом. Следовательно, ранее они были зияющими.

Б. К. Прошляков указывает, что в Прикаспийской впадине глины полностью преобразуются в аргиллиты и становятся достаточно хрупкими с глубины примерно 3300 м. В мезозойских отложениях Прикаспийской впадины трещинки в аргиллитах и песчано-алевроли- товых породах, заполненных карбонатами на глубинах свыше 3900— 4000 м, являются обычными. В образцах керна из Аралсорской сверхглубокой скважины они наблюдались до глубины 6661 м.

Нижняя граница зоны развития постдиагенетического измене­ ния пород, по Б. К. Прошлякову, соответствует температурной границе 200° С. Этим автором устанавливаются низкие коллектор­ ские свойства пластов нижнего триаса глубокого залегания и в то же время не отрицается возможность наличия пластов пород с благо­ приятными коллекторскими свойствами, если в них залежи ранее присутствовали, тем самым препятствуя уплотнению и эпигенети­ ческим изменениям пород при погружении.

До глубины 1200—1300 м чистые песчаники снижают свою пори­ стость главным образом за счет перегруппировки обломочных частиц, образования более плотной упаковки. Ниже этой глубины дости­ гается критическое давление на контактах обломочных зерен, про­ исходит их растворение, образуются конформные и инкорпорационные структуры, в силу чего пористость резко снижается примерно на 10% в интервале 1200—2000 м. В дальнейшем темп снижения пористости уменьшается. К глубине 3500 м вследствие заполнения поровых каналов продуктами эпигенеза снижаются фильтрацион­ ные свойства пород, привнос растворенных веществ сокращается. На глубине 4500 м пористость чистых песчаников и алевролитов, по мнению Б. К. Прошлякова, теоретически должна стать равной пористости аргиллитов.

Иначе изменяется пористость у песчаников и алевролитов с повы­ шенным содержанием цемента. Влияние процессов растворения и реге­ нерации кварца и изменение пористости песчаников оказалось незна­ чительным. Наличие глинистой подушки между обломочными зернами нивелирует давление на контактах между ними, и растворение кварца происходит в ограниченных масштабах.

Изучение распределения углекислоты в разрезе дало возможность предположить, что газы на глубине 1500—2500 м в значительной мере являются продуктами растворения карбонатов; понижению содержания кислых газов с глубины 2000—2300 м соответствует повышение карбонатности песчано-алевритовых пород.

Вторичные изменения глинистых минералов с глубиной погру­ жения осадков привели к переходу одних форм глинистых минералов в другие, к изменению их кристаллических решеток и свойств. На глубинах свыше 1500—2000 м постепенно возрастает роль гидро­ слюд, исчезает монтмориллонит, который в силу своих структурных свойств отличается высокой изолирующей способностью. К глубине 3500 м глинистые породы слагаются в основном хлорит-гидрослю-

діістыми образованиями, отличающимися более жесткой кристал­ лической решеткой по сравнению с эластичной монтмориллонитовой;

не являются зияющими, Б. К. Прошляков считает, что на таких глубинах экранами могут служить не только глинистые, но и карбо­ натные и песчано-алевритовые породы. Однако нам представляется, что так как эти породы теряют пластические свойства в условиях боль­

денное Б. К. Прошляковым с целью характеристики коллекторских

пород (количественные соотношения между песчано-алевритовой частью и цементирующим материалом, размер частиц, степень уплотнения пород). Отражением степени уплотнения и эпигенети­ ческих изменений является глубина залегания.

Ряд корреляционных зависимостей, выявленных Б. К. Прошля­ ковым между составом, степенью уплотнения и эпигенетическими изменениями пород и их влиянием на проницаемость и пористость, позволил предложить оценочную шкалу пород по коллекторским свойствам (1969). Выделено девять групп терригенных пород. В зави­ симости от глубины их залегания, содержания цемента (преимуще­ ственно глинистого) приводятся диапазоны колебаний открытой пористости и общие данные о проницаемости.

Данная оценочная шкала, несмотря на схематичность, в опре­ деленной мере позволяет прогнозировать коллекторские свойства пород с глубиной их погружения применительно к рассмотренной территории и возрасту отложений. Метод оценки коллекторов может быть использован для однотипных отложений других районов с близкими тектоническими условиями.

ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Днепровско-Донецкая провинция связана с Днепровско-Донец­ кой внутриплатформенной впадиной (ДДВ), которая расположена между Воронежским сводом и Украинским кристаллическим мас­ сивом. Западная часть впадины выделяется под названием Припятского прогиба.

Днепровско-Донецкую впадину выполняют осадки палеозоя, мезозоя и третичных пород, залегающие на докембрийском фунда­ менте. В ДДВ выделяются северный и южный бортовые склоны, центральный грабен, северная и южная зоны окаймления, или зоны краевых ступенчатых сбросов. Для этих зон характерно разное погружение кристаллического фундамента. Центральный грабен

соответствует наиболее погруженной части впадины; в нем осадоч­ ная толща пород собрана в антиклинали.

Днепровско-Донецкая впадина слагается комплексом осадочных пород от девонских до четвертичных отложений включительно. Макси­ мальная мощность их в юго-восточной части предположительно достигает 9000 м и более. С глубиной происходит усложнение струк­ турных планов стратиграфических комплексов, что вызвано наложе­ нием тектонических движений друг на друга во времени.

Выклинивание толщ от осевой части бассейна осадконакопления к его периферии характерно для всех стратиграфических комплексов верхнего палеозоя и мезозоя.

Основными тектоническими формами верхнепалеозойского струк­ турного плана Днепровско-Донецкой впадины являются крупные брахиантиклииали с широким сводом и узкими крыльями. Они развиты повсеместно в приосевой зоне и в прибортовых частях впадины. Все известные в данное время нефтяные и газовые место­ рождения ДДВ располагаются в пределах зон ступенчатых сбросов и в центральном грабене.

За последние 15—20 лет на территории юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины были открыты и введены в промышлен­ ную разработку Радченковское, Качановское, Чернухинское, Сагай­ дак ское и другие газонефтяные месторождения, Шебелинское, Машевское, Сосновское, Кременовское, Мелиховское и другие газовые месторождения, Кибинцевское, Глинско-Розбышевское, Гнединцевское, Прилукское, Леляковское и другие нефтяные месторождения.

Залежи газа и нефти установлены в отложениях палеозоя и мезо­ зоя. Основные запасы полезных ископаемых приходятся на палео­ зойские отложения — девон 12%, карбон 66%, нижняя пермь 18%; в мезозое продуктивны триас (3%) и юра (1%).

Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представ­ ляют каменноугольные отложения. Залежи газа в карбоне встречены во всех его отделах: на нижний отдел примерно приходится 21%, средний 30% и верхний 15% от общих запасов. В Припятском про­ гибе открыт ряд нефтяных месторождений (Речицкое, Ельское

идр.) в межсолевых и подсолевых карбонатных отложениях девона.

Кчислу наиболее крупных месторождений газа и нефти юго-восточ­ ной части ДДВ относятся Шебелинское, Качановское, Гнединцевское, Радченковское, Глинско-Розбышевское и некоторые другие. Эти месторождения представлены многопластовыми залежами, охва­

тывающими комплекс отложений от карбона до триаса включительно. Залежи нефти и газа размещаются в Днепровско-Донецкой впадине во взаимосвязанных ловушках нефтегазосодержащего ком­ плекса таким образом, что залежи газа приурочены к гипсометри­ чески низко расположенным ловушкам, а залежи нефти к более

высоким.

Месторождения нефти и газа находятся в различных тектони­ ческих зонах региона. В пределах юго-западной прибортовой зоны они расположены на участках антиклинального перегиба юго­

западного крыла и широкого свода наклоненных к северо-востоку крупных брахиантиклинальных складок (Михайловское и Зачепиловское месторождения). Для северо-восточной прибортовой зоны характерна обратная зависимость: основные месторождения нефти и газа связаны с обращенными во впадину участками свода брахи­ антиклинальных (сундучных) складок (Качановское месторождение). Наиболее распространены пластовые залежи нефти и газа (сводо­ вые и экранированные), встречающиеся во всех тектонических зонах впадины.

На втором месте по распространению (но не по значению) идут массивные залежи нефти и газа. Литологически ограниченные со всех сторон залежи известны на Ромненском нефтяном место­ рождении, в настоящее время не разрабатываемом из-за малой продуктивно сти.

Наиболее древними отложениями в Днепровско-Донецкой впа­ дине, к которым приурочены нефтегазопроявления, являются поро­ ды девонской системы. Признаки нефти и газа, обнаруженные в этих осадках, связаны в основой с брекчиями кепрока соляных куполов

рождении. Промышленная нефть в девонских отложениях встре­ чена на ряде структур Припятского прогиба.

Промышленные притоки получены из турнейского, визейского, намюрского, башкирского, московского ярусов каменноугольной системы, а также из ее верхнего отдела — араукаритовой свиты. Наибольшее значение имеют продуктивные горизонты, приуроченные к верхневизейским и башкирским отложениям, а также и к караукаритовой свите верхнего карбона. В них встречены благоприятные породы-коллекторы.

Количество проницаемых песчаных разностей в башкирском ярусе средней части ДДВ составляет от 27—28 до 45—47%, в мос­ ковском ярусе от 27—29 до 50—60%. В юго-восточной части впа­ дины количество проницаемых разностей в верхнем карбоне состав­ ляет 40—70%.

В турнейских и нижневизейских отложениях на Зачепиловском месторождении обнаружены промышленные залежи газа. Верхневизейские песчаники в основном продуктивны в южной и северной краевой зонах Днепровского грабена. На Михайловском и Зачепи­ ловском месторождениях они содержат залежи и на Сагайдакском, Радченковском, Кибинцевском, Прилукском и Новотроицком место­ рождениях — залежи нефти.

К породам намюрского яруса приурочены нефтяные и газовые залежи на Зачепиловской, Радченковской, Глинско-Розбышевской, Качановской, Краснопоповской и других площадях.

К песчаникам башкирского яруса среднего карбона приурочены

нефтяные залежи обнаружены на Качановской и Сагайдакской пло­