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

песчаниками крупно- и среднезернистыми кварцевыми с прослоями гравелита.

Песчаники нижней пачки имеют общую мощность от 0 до 45 м. Они залегают в виде трех прослоев мощностью 8—15 м, разделенных глинами, пропластки которых имеют мощность до 5 м. Промышленная нефтеносность IV пласта установлена на месторождениях Озексуат, Зимняя Ставка, Величаевском, Южно-Сухокумском и Максимокум-

ском 30.

IV продуктивный пласт на большей части Прикумского нефте­ газоносного района имеет гидродинамическую связь с V и VI пластами. В связи с этим часто их мощность и свойства рассматривают совместно. Мощность IV—VI пластов изменяется от границы полного выкли­ нивания на западе и юго-западе до 220 м на северо-востоке и севере (площадь Арбали). В том же направлении возрастает пористость, от 8,5 до 22%. Зона развития максимальных величин пористости (18—22%) приурочена к сухокумской группе поднятий (ЮжноСухокумская, Сухокумская, Русский Хутор), что связано с благо­ приятными условиями осадконакопления песчаных отложений.

Средняя пачка представлена толщей глин с прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя пачка сложена песчаниками мелкозернистыми мощностью от 0 до 30 м (III нефтеносный пласт Озексуатского место­ рождения). Дебиты нефти из III пласта на месторождении Озексуат колеблются от 36 до 96 м3/сут. Пористость песчаников составляет примерно 15%, проницаемость 3—120 миллидарси. Отложения нижнего и среднего комплекса условно относят к ааленскому ярусу.

Верхний комплекс подразделяется на две пачки: нижнюю, пес­ чаную, и верхнюю, глинистую. Нижняя пачка (II нефтеносный пласт) сложена песчаниками кварцевыми грубозернистыми с про­ слоями гравелита и глин.

II продуктивный пласт характеризуется литологической неодно­ родностью: содержит до пяти алеврито-песчаных пропластков, изме­ няющихся по мощности, литологии, емкости и проницаемости. Пласт главным образом распространен в восточной части Прикум­ ского нефтегазоносного района. Общая мощность его увеличивается с юго-запада на северо-восток, от 0—14 м на площадях Зимняя Ставка до 106 м на месторождении Степное. В тех же направлениях наблюдается изменение пористости от 9 до 23%, причем выделяются зоны с повышенной пористостью, приуроченные в основном к пло­ щадям Русский Хутор Центральный, Южно-Сухокумская, Солнеч­ ная, Буйнакская, Степная, что, по всей вероятности, связано с конседиментационными структурами и особенностями осадконакопле­ ния на их площади. Наблюдается приуроченность больших по раз­ меру медианных диаметров зерен к присводовым частям названных структур.

Промышленная нефтеносность II пласта установлена на место­ рождениях Озсксуат, Русский Хутор (Центральный и Северный) и Сухокумское. Дебиты нефти составляют 120—150 т/сут и газа 10—80 тыс. м3/сут.

Верхняя пачка представлена толщей аргиллитоподобных глин, разделенных в средней части довольно выдержанным по простира­ нию песчаным пластом мощностью 10—45 м.

Верхнеюрские отложения развиты преимущественно в южных частях Ставрополья, где они выражены толщей песчаников и доло­ митов.

В Озексуатско-Южно-Сухокумском районе отдельные исследо­ ватели выделяют верхнеюрские отложения (келловей) и относят к ним XIII нефтеносный пласт, сложенный в основном известняками и доломитами мощностью 45 м.

Литологически XIII пласт неоднородный, его подразделяют на две части: нижнюю, сложенную песчаниками от тонкодо крупно­ зернистых в северо-западной части Восточного Ставрополья, а также известняками на юго-востоке, и верхнюю, повсеместно представлен­ ную карбонатными породами.

Породы-коллекторы нижней части .пласта, развитые в районе месторождений Озексуат и Зимняя Ставка, характеризуются пори­ стостью от 8 до 18% и проницаемостью от 5 до 150 миллидарси. В пределах Южно-Сухокумского месторождения пористость кавер­ нозных доломитов составляет 6—27%, а проницаемость в редких случаях достигает 2,5 дарси. На этом месторождении из рассматри­ ваемой части пласта XIII при испытании скв. 2 (интервал 3424— 3427 м) был получен фонтан нефти дебитом до 250 т/сут. Однако по ряду месторождений дебиты нефти из нижней части XIII пласта непостоянны и колеблются от 18 до 280 м3/сут.

Верхняя часть XIII пласта представлена карбонатными породами пористостью не более 15% и проницаемостью от 10 до 60 милли­ дарси. В Озексуате из верхней части XIII пласта получены неболь­ шие притоки нефти.

Меловые отложения широко развиты в Восточном Предкавказье. Наибольший промышленный интерес с точки зрения поисков нефти и газа представляют отложения нижнего мела. Нефтеносность нижнемелового комплекса приурочена к нижней части разреза. Площадь распространения нефтеносности в нижнемеловых отложе­ ниях четко ограничивается Озексуатской зоной погребенного под­ нятия.

Разрез нижнего мела подразделен на две части: нижнюю, пред­ ставленную терригенно-карбонатными породами готерив-баррем- ского возраста, и верхнюю, сложенную терригенными отложениями аптского и альбского ярусов. В разрезе нижнего мела выделено 12 песчаных пластов (I—XII сверху вниз). Промышленная нефтенос­ ность установлена в XII, X, IX, VIII, VI, V, IV и I пластах. Наиболее крупные скопления нефти в нижнемеловых отложениях приурочены к IX, VIII, VI, V, IV и I песчаным пластам. Мощность отложений

нижнего мела с востока на запад уменьшается от 800 м в Прикумском районе до 20 м в Центральном Ставрополье в связи с последователь­ ным выпаданием из разреза нижних горизонтов.

Породы-коллекторы, слагающие XII пласт (готерив—баррем), характеризующийся мощностью 10—25 м, представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами пористостью от 13 до 24% и про­ ницаемостью до 2800 миллидарси. Дебит нефти из этого пласта на Южно-Сухокумском месторождении (скв. 2, интервал 3389—3399 м) через 6-мм штуцер составил 102 т/сут и газа 5000 м3/сут.

Рис. 26. Распределение пор в песчанике мелкозернистом нижнего мела (баррем, IX пласт) месторождения Русский Хутор и долевое участие их в проницаемости (скв. 1, интервал 3196,5—3202,5 м; пористость 25%, проница­ емость 500 миллидарси; остаточная водонасыщенность 32%).

1 — распределение пор; г — долевое Іучастие пор в проницаемости.

Высокопродуктивным является IX песчаный пласт (баррем), который сложен песчаниками разнозернистыми карбонатными, с про­ слоями оолитовых известняков.

Песчаники характеризуются пористостью открытой от 17 до 30% и проницаемостью от 35 до 1600 миллидарси. Пористость и про­ ницаемость пород возрастают в северо-западном направлении к древ­ ней береговой линии от месторождений Южно-Сухокумского и Озексуат (пористость 17—20%, проницаемость 35—400 миллидарси) к месторождениям Величаевскому и Зимняя Ставка (пористость 22—30% , проницаемость 1600 миллидарси, Ю. В. Терновой, Г. С. Кор­ неев, 1966).

Нефтеносность IX пласта установлена на площадях Озексуат, Величаевка, Зимняя Ставка, Правобережная, Колодезная, ЮжноСухокумская, Русский Хутор, Восточная. Дебит нефти в среднем составляет 100—200 т/сут, иногда до 400 т/сут (Величаевская).

На нефтегазовом месторождении Русский Хутор IX пласт (бар­ рем) представлен песчаниками мелкозернистыми, алевролитами круп­ нозернистыми и алевропесчаниками (рис. 26).

Породы-коллекторы характеризуются пористостью открытой от 18 до 21% (средняя 20%), пористостью эффективной 14%, проницаемо­ стью от 60 до 370 миллидарси (средняя 300 миллидарси).

Отметки ВНК и ГНК составляют соответственно— 3186 и —3161 м.

VIII пласт (апт) мощностью от 10 до 35 ы является одним из основных продуктивных пластов Озексуатско-Южно-Сухокумского района. На территории Восточного Ставрополья VIII пласт имеет повсеместное развитие. Он представлен чередованием песчаников мелкозернистых, алевролитов и глин песчанистых. Песчаные про­ слои, которых обычно до четырех, имеют мощность по 5—10 м и часто не выдержаны по площади, замещаясь глинами. Песчаные породыколлекторы характеризуются пористостью 21—33% и проница­ емостью от 10 до 1800 миллидарси.

На месторождении Русский Хутор VIII пласт (апт) сложен чередованием песчаников, алевролитов, глин, аргиллитов, с ред­ кими прослоями гравелитов. Породами-коллекторами в основном служат песчаники мелкозернистые, алевролиты крупнозернистые, песчано-глинистые, реже песчаники среднезернистые с гравием. Пористость проницаемых пород колеблется от 10 до 25% (средняя 19,3%), пористость эффективная от 11 до 17% (средняя 14,5%), проницаемость колеблется от 3 до 1180 миллидарси. Наиболее часто проницаемость составляет 40—300 миллидарси.

Пласты VI и V (апт) сложены мелко- и среднезернистыми песча­ никами с прослоями глин, а пласт IV (альб) — песчаниками мелко­ зернистыми, переслаивающимися с алевролитами и глинами. Песча­ ные породы характеризуются литологической изменчивостью. Наи­ большая мощность песчаных пород VI пласта выявлена в северозападной части Озексуатского района (30—40 м), в восточной части его она сокращается до 10-^15 м. Также закономерность в измене­ нии мощности песчаных отложений характерна для V и IV пластов. На Колодезной площади VI пласт характеризуется пористостью 15,5% и проницаемостью 12 миллидарси, V пласт — пористостью 18% и проницаемостью 47 миллидарси и IV пласт пористостью 17,6% и проницаемостью 73 миллидарси.

I пласт (альб) мощностью от 60 до 170 м представлен песчаниками мелкозернистыми с прослоями алевролитов и глин. На Величаевской площади дебит нефти из I пласта оказался равен 100 м3/сут.

В южной части Ставрополья нефтегазоносность нижнемеловых отложений установлена только на Северо-Нагутской площади, где в скв. 7 из интервала 2708—2725 м был получен приток газа (7110 м3/сут) с конденсатом (290 л/сут).

Формирование терригенной толщи мела большой мощности шло при неустойчивом тектоническом режиме. Скопления нефти в нижне­ меловых отложениях приурочены к нижним слоям трансгрессивных и к верхним слоям регрессивных частей серий, к отложениям, гра­ ничащим с поверхностями несогласий. Этапы накопления осадков чередовались с перерывами. Серии осадков, слагающих разрез ниж­ него мела, различаются по типам пород, их взаимоотношению и мощ­ ности. Трансгрессивные слои в основании серий представлены пач­ ками гравелитов, песчаников и алевролитов, которые вверх по раз­ резу сменяются глинами. Выше наблюдается обратная последователь­ ность напластований.

Верхнемеловые отложения представлены главным образом извест­ няками, мергелями с прослоями глин и писчим мелом. В Предкав­

ленная нефть установлена на Прасковейском месторождении (дебиты колеблются от 2 до 55 м3/сут), признаки нефтеносности известны на площадях Величаевской и Зимняя Ставка.

Трещинные коллекторы верхнего мела Прасковейской площади изучались H. Н. Фурсовой и Л. С. Бондаренко (1963) в больших плоскопараллельных шлифах по методике ВНИГРИ и методами, применяемыми к гранулярным породам. Трещинная пористость составила 0,2% и трещинная проницаемость 136 миллидарси. Сред­ нее значение открытой пористости пород 5,7%, плотности 2,54 г/смэ и карбонатность 72%. К зонам перерывов в осадконакоплении приурочены участки с повышенной трещиноватостью, к ним же при­ урочены промышленные скопления нефти и газа.

Изучение вещественного состава пород-коллекторов (Г. Д. Са­ раева, 1966) по разведочным площадям Равнинного Дагестана пока­ зывает, что во всех продуктивных горизонтах с запада на восток

отложений в указанном направлении характерно уменьшение раз­ мера обломочного материала, увеличение глинистости пород и, как следствие, ухудшение емкостных и фильтрационных свойств. Однако характер и степень этих изменений для различных пластов не оди­ наковы.

Если на площадях от Колодезной до Южно-Сухокумской среди отложений I, VI, VIII, IX пластов преобладают песчаные коллек­ торы от очень высокой до средней емкости и проницаемости (I— III классы) на Солончаковой и Степной — пониженной емкости и проницаемости (IV класс), а на Перекрестной, Равнинной и Бажиганской — низкой (V—VI класс), то для пород II, III, IV и VII пластов характерна более резкая смена групп коллекторов. Уже на крайних западных площадях Сухокумского блока (Русский Хутор и другие) эти пласты представлены чередованием глинистых алевролитов и глин. Открытая пористость алевролитов изменяется от 6 до 13,5%, проницаемость единицы и доли миллидарси, остаточ­ ная водонасыщенность 50—90% от объема норового пространства (коллекторы V—VI классов).

Для терригенных пород верхней юры наблюдается обратная закономерность. В связи с погрубением пластического материала, слагающего II песчаный пласт, с запада на восток коллекторские показатели улучшаются. Как правило, крупно- и среднезернистые песчаники, встречающиеся в пласте в восточных районах, содержат не более 10—13% гидрослюдистого и местами каолинитового цемента. Широко распространены цементы вдавливания. Пористость пород