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

ками и алевритами с редкими прослоями глин. Пористость эффек­ тивная песчаных разностей составляет 30%, проницаемость 1000— 1500 миллидарси. Для III горизонта характерным является рез­ кое изменение мощности коллекторов по площади, общая мощность пород пласта изменяется от 0 до 124 м.

Газовая залежь II понтического горизонта связана с пластовой сводовой, частично литологически ограниченной ловушкой. Этаж газоносности составляет 80 м. Породы пласта представлены чере­ дованием алевритов, алевролитов и глин. Породы-коллекторы характеризуются эффективной пористостью 25—30% и проница­ емостью 800 миллидарси (М. В. Фейгин, 1965).

Газовая залежь I понтического горизонта приурочена к пласто­ вой сводовой, частично ограниченной ловушке и расположена на Анастасиевской площади. Породами-коллекторами являются алев­ риты и алевролиты, которые залегают в пласте, чередуясь с гли­ нами. Коллекторские свойства проницаемых пород весьма благо­ приятные, эффективная пористость 22% и проницаемость 700 мил­ лидарси. Зона максимальных значений эффективной мощности коллекторов (до 10 м) проходит от северного крыла поперек струк­ туры. В направлении южного крыла и Троицкой площади происхо­ дит замещение пород-коллекторов глинами, и горизонт выклини­ вается.

К северу от Анастасиевско-Троицкого газонефтяного месторо­ ждения выявлены три небольших газовых месторождения — Славяновское, Фрунзенское, Гривенское и к западу — небольшое ЗападноАнастасиевское газонефтяное месторождение. Все продуктивные залежи этих месторождений приурочены к мэотическим и понтическим отложениям. Западнее, в той же тектонической зоне, раз­ ведывается Курганское газонефтяное месторождение с продуктив­ ными горизонтами в мэотисе, караганском и чокракском гори­ зонтах.

С палеогеновыми и неогеновыми отложениями южного борта Западно-Кубанского прогиба связаны в основном нефтяные место­ рождения. Месторождение Зыбза известно залежами тяжелой нефти, приуроченными к миоценовым отложениям (чокрак, караган и сармат). Продуктивные горизонты имеют моноклинальное строе­ ние с наклоном в северном направлении под углом до 35°. С севера залежь нефти подпирается краевой водой, а на юге коллекторы выклиниваются. На месторождении было выделено девять продук­ тивных горизонтов. Однако позднее выяснилось, что они сообщаются друг с другом. Коллекторы представлены алевролитами, песчани­ ками, доломитами, мергелями, доломитизированными мергелями и брекчией. Породы-коллекторы характеризуются преимущественно линзовидным строением и расчленяются прослоями глин и плотных пород. Коллекторы, кроме обычных гранулярных пор, имеют тре­ щины и каверны, способствующие высокой продуктивности скважин. Проницаемость образцов керна 12—150 миллидарси и пористость 17-22% .

Терско-Дагестанская провинция включает зону передовой склад­ чатости Северо-ВосточногоКавказа, геосинклинальный склон ТерскоКасдийского передового прогиба и Кусаро-Дивичинский прогиб.

В пределах провинции известны многочисленные нефтепроявления в третичных отложениях. Открыты крупные залежи нефти и газа в меловых отложениях. В Терско-Дагестанской провинции выделяются две нефтегазоносные области: Терско-Сунженская и Да­ гестанская. В Терско-Сунженской области расположены наиболее крупные месторождения нефти с залежами в мезозойских и чок- рак-караганских отложениях, залежи в последних почти вырабо­ таны. В Дагестанской области нефтегазоносны мезозойские, палео­ геновые и чокракские отложения.

Нефтяные месторождения Терско-Сунженской нефтегазоносной области приурочены к южному складчатому борту Терско-Каспий­ ского прогиба, в пределах которого выделяется ряд линейно вытя­ нутых антиклинальных и синклинальных складок, объединяющихся в тектонические зоны общекавказского простирания.

Нефтяные месторождения в мезозое выявлены в пределах Терского

иСунженского антиклинориев. Крупнейшие месторождения свя­ заны с Терским антиклинорием — поднятия Малгобек-Вознесен- ское, Эльдаровское, Хаян-Кортовское и Гудермесское. В пределах Сунженского антиклинория месторождения приурочены к подня­ тиям Заманкульскому, Карабулак-Ачалукскому, Старогрозненскому

иОктябрьскому. Наибольшие скопления нефти заключены в мааст­ рихтском ярусе, а несколько меньше в кампанском и сантонском.

Верхнемеловой комплекс отложений представлен толщей карбо­ натных пород, сложенной известняками с подчиненным количеством обломочных карбонатных пород, мергелей и глин.

Промышленные притоки нефти на Карабулакско-Ачалукском ме­ сторождении получены из верхнемеловых отложений, представлен­ ных плотными трещиноватыми известняками общей мощностью 240—330 м. Известняки содержат редкие и тонкие прослои глин. По кровле верхнего мела прослеживается брахиантиклинальная асимметричная складка длиной до 26 км, направление ее ЗСЗ—ВЮВ.

Керны известняков верхнего мела на Карабулакско-Ачалук- ской площади обладают малой открытой иористостью (от 1 до 8%) и проницаемостью, не превышающей 0,075 миллидарси.

Данные исследования плотных известняков без учета трещино­ ватости не отражают их коллекторских свойств. Примеры погло­ щения глинистого раствора и даже провал инструмента на глубину до 1—1,5 м в процессе бурения на Карабулакско-Ачалукской струк­ туре указывают на развитие в этих породах не только трещино­ ватости, но и каверн.

При рассмотрении методики разработки верхнемеловой извест­ няковой толщи Карабулак-Ачалукского месторождения в 1961 г. были приняты следующие значения параметров трещиноватости для пород кровли верхнего мела: трещинная пористость 0,09%, раскрытость трещин 23 мк, расстояние между трещинами 3,2 мм и трещинная проницаемость 85 миллидарси. Для пород подошвы карбонатной толщи трещинная пористость 0,013%, трещинная про­ ницаемость 1,1 миллидарси, раскрытость трещин 10 мк и расстояние между трещинами 7,1 мм.

П. П. Лысенков (1965) связывает изменение тектонической тре­ щиноватости верхнемеловых отложений в пределах складок со степенью деформации пород, являющейся производной от величины кривизны поверхности отложений. В связи с этим рассчитанная средняя трещинная емкость маастрихтских отложений составляет для площадей Заманкул, Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенка

применив приближенный метод оценки, основанный на падении пластового давления в процессе опытной эксплуатации скважин. Одновременно с этим был вычислен коэффициент трещиноватости (нефтенасыщения), который оказался равным 0,47—1,79%. Этот жѳ коэффициент, вычисленный по геофизическим данным, колеблется от 0,03 до 4%. Характеристика трешинных коллекторов приводится

В.Н. Майдебором (1967).

Кприближенным промыслово-геофизическим методам оценки параметров трещиноватых пород верхнего мела, необходимых для подсчетов запасов нефти, а также для разработки месторождений Чечено-Ингушетии, относится комплексный метод, основанный на совместной интерпретации данных БКЗ, радиоактивного каротажа (НГК, ГК), кавернометрии и материалов анализа керна.

Густота трещин зависит от степени окремнения и содержания нерастворимого остатка в известняках, а также от их структуры. Л. II. Гмид (1963) указывает, что наличие глинистого вещества бейделлитового и монтмориллонитового состава в нерастворимом остатке верхнемеловых известняков Карабулак-Ачалукского место­ рождения сказалось на увеличении в них трещиноватости и вторич­ ной пористости.

По данным Е. С. Парамоновой (1970), верхнемеловой разрез состоит из плотных разностей карбонатных пород, представленных в основном биохемогенными известняками с подчиненным коли­ чеством биоморфных и органогенно-детритовых разновидностей, переслаивающихся с обломочными переотложенными карбонатными породами: брекчиями, гравелитами и песчаниками.

Плотные разности известняков коллекторскими свойствами в мат­

известняками, могут быть проницаемы при наличии системы открытых трещин.

в основном рыхлыми разновидностями и характеризуются высокими коллекторскими свойствами: открытая пористость изменяется от 19 до 32%, а проницаемость от 57 до 246 миллидарси.

По В. А. Станулису (1963, 1966), разрез мезозоя КабардиноБалкарии по преобладающим типам коллекторов подразделен на четыре литолого-статиграфических комплекса, в двух из которых (нижняя юра — келловей и готерив — альб) развиты гранулярные песчано-алевритовые, а в двух других (верхняя юра — валанжин и верхний мел) — трещинные карбонатные коллекторы.

Песчано-алевритовые пласты и пачки в нижнеюрско-келловей- ском и верхнеюрско-валанжинском комплексах относятся к це­ ментно-поровой и реликтово-поровой группам и отвечают коллек­ торам V—VI классов (А. А. Ханин, 1969). Лишь в байосском ярусе

сах отдельные пласты песчано-алевритовых пород соответствуют коллекторам I—II классов. При опробовании гранулярных кол­ лекторов нижнего мела в скважинах, пробуренных на моноклинали, максимальные притоки пластовых вод колебались от 70 (готеривский ярус) до 3600 м3/сут (апт — альб).

В верхнеюрско-валанжинском и верхнемеловом карбонатных комплексах наиболее широко развиты смешанные трещинно-порово- кавѳрнозные и трещинно-каверново-поровые коллекторы. Их эффе­ ктивная емкость достигает нескольких процентов при резко выра­ женной анизотропии проницаемости, изменяющейся от нуля до сотен и тысяч миллидарси. По-видимому, в связи с этим дебиты скважин, пробуренных в различных структурных условиях, колеб­ лются в широких пределах.

Роль пород-покрышек в разрезах мезозоя выполняют пласты и пачки глин и аргиллитов в терригенных комплексах юры и мела, пласты и пачки соленосно-сульфатных, глинисто-алевритовых и высокопластичных карбонатных пород в отложениях верхней юры — валанжина и верхнего мела. К покрышкам, пользующимся регио­ нальным распространением, относятся сульфатно-соленосная толща титона, глинисто-алевритовая пачка в основании валанжина, карбо­ натно-сульфатная пачка валанжина, глинисто-алевритовая пачка в основании готерива, глинистая толща среднего — верхнего альба, мощная мергельно-глинистая толща палеогена — нижнего ми­ оцена. Наиболее высокими защитными свойствами обладают по­