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

площади Западного Предкавказья. Стратиграфически она охватывает низы I горизонта (2430—2655 м) и III горизонт (2645—2870 м) на Майкопской площади. Для данного интервала разреза характерна более интенсивная степень эпигенетического преобразования в со­ ставе цемента пород, чем в I и II зонах. Эпигенетическое преобра­ зование первичного состава цемента в песчаниках этой зоны об­ условило, с одной стороны, ухудшение коллекторских свойств за счет уплотнения, замещения и частичной раскристаллизации со­ става цемента, с другой, улучшение коллекторских свойств вслед­ ствие децементации терригенных пород. Наиболее существенное влияние имел процесс замещения, в результате которого по глини­ стому материалу цемента и первичным порам развивались вторич­ ный кальцит, сидерит или доломит. Нередко на Ленинградской и Староминской площадях отмечается совместное присутствие всех перечисленных карбонатов. Зависимость пористости от содержания глинистого материала в цементе представляется следующим обра­ зом: при содержании цемента до 10% пористость обычно выше 20%; при 10—20% цемента пористость снижается до 15% и в случае 20% цемента пористость редко превышает 10% (П. С. Жабрева, 1970).

Наиболее резко сокращается пористость песчано-алевритовых пород, залегающих на глубинах свыше 3500 м, и особенно резко (до 5—8%) в интервалах глубин 4000—4400 м. Благоприятные фациальные условия для накопления отложений, послуживших

1)по готеривскому ярусу — восточное окончание ЗападноКубанского прогиба в междуречье Пшеха и Псекупс, где ожи­ дается развитие пород-коллекторов проницаемостью 10—100 миллидарси;

2)по аптскому ярусу — южная часть Западно-Кубанского про­ гиба (севернее площадей Генеральская, Северо-Кутаисская), где наблюдается развитие песчаных литофаций. Здесь возможны кол­ лекторы проницаемостью 10—30 миллидарси;

3)по альбскому ярусу — восточный борт Восточно-Кубанского прогиба, где ожидаются коллекторы проницаемостью до 100 мил­ лидарси.

Анализ изменчивости коллекторских свойств продуктивных пород, развитых в северной части Краснодарского края, показывает, что

Лучшими коллекторскими свойствами обладают продуктивные породы Ленинградского, Староминского и Березанского месторож­ дений (в основном коллекторы I и II классов). Высокие значения проницаемости этих пород обусловлены преобладанием в составе

обломочной части среднезернистых песчаных фракций, незначи­ тельным содержанием цемента и слабым уплотнением обломочных зерен.

На Каневском и Челбасском месторождениях наблюдается ухуд­ шение коллекторских свойств продуктивных пород (преобладают коллекторы III и IV классов), что связано с более тонким составом их обломочной части: уменьшением диаметра песчаных зерен, воз­ растанием в породе пелитовой и мелкоалевритовой фракций. Кроме того, для этой полосы характерно сокращение суммарной мощности коллекторов.

Таким образом, продуктивные горизонты группы газоконденсат­ ных месторождений приурочены к неоком-альбским породам ниж­ него мела. Рассмотрение значительной части этих месторождений (Березанского, Сердюковского, Челбасского, Каневского, Старомин­ ского, Ленинградского, Кущевского и Майкопского) показывает, что породы-коллекторы представлены песчаниками полевошпатово­ кварцевыми от мелкодо крупнозернистых. По своему генетическому типу продуктивные пачки пород приведенных выше месторождений относятся к субконтинентальным, озерно-лиманным и морским прибрежным. Они развиты не везде. В сводовых частях поднятий Каневского и Челбасского наблюдается выклинивание нижних двух продуктивных пачек.

В нижней части продуктивного горизонта породы-коллекторы представлены в основном песчаниками среднезернистыми, сложен­ ными плохо сортированными и окатанными минеральными зернами, преимущественно полевошпатово-кварцевого состава. Цемент пород гипсовый, ангидритовый, неравномерно поровый, встречается реге­ нерационный кварцевый и кальцитовый цемент. Коллекторские свойства песчаниковых пород высокие. Так, проницаемость колеблется от сотен до 9 тыс. миллидарси, что объясняется наличием крупных доминирующих пор диаметром до 100 мк и выше (рис. 20). Породы, слагающие нижнюю часть продуктивного разреза, характеризуются наилучшими коллекторскими свойствами, с преимущественным раз­ витием коллекторов I и II классов. Коэффициент газонасыщенности данных пород-коллекторов составляет в среднем 0,80.

Встречающиеся разности песчаников с гипсовым цементом обычно характеризуются повышенным остаточным водосодержанием, не­ смотря на макропористый характер пород и высокие значения про­ ницаемости. Как правило, большинство алевролитов содержит зна­ чительное количество цементирующих веществ (от 15 до 30% и больше), что отражается на сравнительно низких значениях пористости и про­ ницаемости. Коллекторы высоких классов развиты на месторожде­ ниях Ленинградском, Староминском, Березанском и Сердюковском (В. Г. Хельквист, 1964). Благоприятное сочетание гранулометри­ ческих фракций, небольшое содержание цементирующих веществ и слабая окатанность обломочных зерен содействовали образованию крупных пор в породе, что в свою очередь отразилось на проница­ емости, достигающей нескольких дарси.

В Усть-Лабинском нефтегазоносном районе открыты газоконден­ сатные месторождения: Усть-Лабинское, Двубратское, Ладожское

иНекрасовское, связанные с отдельными локальными поднятиями

иприуроченные к отложениям апта—альба. В альбских отложениях Тихорецко-Кропоткинского района открыты газоконденсатные место­ рождения Митрофановское, Ловленское, Кавказское и Соколовское. Небольшие газоконденсатные месторождения, приуроченные к альбским отложениям, обнаружены в Армавирском районе: Армавир­ ское, Южно-Советское, Бесскорбненское.

На Некрасовском газоконденсатном месторождении (запасы до 30 млрд, м3) четыре продуктивные пачки, залегающие на глубине 3350—3500 м (ант, баррем), разделены невыдержанными по мощности прослоями глин. Мощности отдельных пластов-песчаников колеблются от 1 до 20 м. Пористость в среднем составляет 15%, проницаемость колеблется от единиц до 700 миллидарси. Начальное пластовое давление в залежи 350 кгс/см2, пластовая температура 144° С. Небольшая по запасам залежь газа (около 2 млрд, м3) обнаружена на Ладожской площади. Она приурочена к пескам, рыхлым песчани­ кам и алевролитам нижнего и среднего сармата (глубина 850—960 м) пористостью 25—31% и проницаемостью 160—2600 миллидарси.

Также небольшие залежи газа (суммарно около 10 млрд, м3)

обнаружены в песчано-алевритовых породах нижнего мела (ант) и верхней юры (келловей) в разрезе Южно-Советской площади (глубина 930—3100 м). В разрезах апта выделяют до трех песчаных пачек с эффективными мощностями 9—27 м, пористостью 7—12% и проницаемостью 180—370 миллидарси. Первые две пачки объеди­ нены в I эксплуатационный объект и третья пачка — во II эксплуа­ тационный объект.

На южном и северном крыльях складки в келловее вскрыта меньшая по объему залежь. Эффективная мощность песчаников составляет около 20 м, пористость 14—16%, проницаемость 20— 150 миллидарси. В этом районе в меловых и юрских песчаных отло­ жениях вскрыты весьма небольшие залежи газа на площадях Дву­ братской, Армавирской, Советской, Бесскорбненской, Соколовской, Митрофановской. Коллекторы газа характеризуются пористостью 10—15% и проницаемостью до 100 миллидарси.

Залежь газа и нефти в юрских, меловых, палеоценовых и эоценовых отложениях Армавирского района, по П. К. Ляховичу (1965), сформировались за счет единого источника углеводородов, которым являются аргиллиты триаса, нижней и средней юры, приуроченные к верхнему этажу складчатого основания и являющиеся главной генерирующей толщей.

При формировании залежей газа и нефти роль региональных нефтеупоров выполняли галогенная и пестроцветная толщи верхней юры, глинистая толща альба, глинистая толща нижнего и среднего эоцена и глинистая толща Майкопа.

Формирование залежей газа и нефти в отложениях мела, палеоцена и эоцена происходило за счет миграции углеводородов из юрских

и триасовых отложений. Условия для этого существовали за пре­ делами площади распространения галогенной и пестроцветной толщ титона.

А д ы г е й с к а я н е ф т е г а з о н о с н а я о б л а с т ь при­ урочена к Адыгейскому выступу. Она характеризуется промышлен­ ной газонефтеносностью терригенных отложений нижнего мела, верхней и средней юры и отчасти карбонатной толщи верхней юры и терригенно-карбонатных отложений триаса. К Адыгейской области относится Майкопский, Баракаевский и Ширвано-Безводненский районы. Майкопское месторождение самое крупное.

На Баракаевском месторождении известно несколько малодебит­ ных литологических залежей нефти и газа, приуроченных к песча­ никам средней юры и келловея. Баракаевская складка расположена юго-восточнее г. Майкопа, в междуречье Малая Лаба—Белая. Баракаевское месторождение нефти и газа является многопластовым. Залежи приурочены к средне-верхнеюрским отложениям.

К нижней части байоса приурочен IV газоносный горизонт. Он сложен песчаниками полевошпатово-биотитовыми, с меняющейся пористостью и проницаемостью.

Залежь III горизонта (песчаные пачки А, Б, В) литологически ограниченная. Нефть и газ приурочены к линзовидным песчаникам байосского возраста. Максимальный дебит газа в скв. 6-р составил 177 тыс. м3/сут при диаметре штуцера 12,7 мм. Притоки нефти оказа­ лись незначительными. Средняя глубина залегания горизонта 1230 — 1400 м.

Залежь II горизонта (нижний келловей) основная (с 1200 м). Пласт сложен песчаниками кварцевыми, средне- и крупнозернистыми, часто гравелистыми. В южном направлении песчаники как в пре­ делах месторождения, так и к западу от него уменьшаются в мощ­ ности и полностью выклиниваются. Начальные дебиты нефти состав­

субширотного направления выделяются участки: ІПирванский, Безводненский, Дагестанский и Краснодагестанский, к которым при­ урочены небольшие по объему залежи газа и нефти. В результате размыва меловых отложений песчано-алевритовые горизонты верх­ ней части нижнего мела запечатаны поверхностью размыва. Нижне­ меловые (баррем, готерив) продуктивные горизонты (1200—2500 м) представлены чередованием песков, песчаников и глин. Продуктив­ ные горизонты I—III образуют в плане заливы различной формы. Коллекторы этих горизонтов — пески, песчаники выклиниваются в южном направлении. Эффективная мощность 2—10 м. Пористость пород-коллекторов 19—25%, проницаемость 20—780 миллидарси.

На Майкопском газоконденсатном месторождении промышленные запасы газа с конденсатом установлены в нижнемеловых отложениях,