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

продуктивных горизонтов содержат линзы и тонкие прослои глин, которые в верхних частях разреза встречаются реже, а в нижних чаще. Абсолютно свободные дебиты газа составляют 250—4400 тыс. м3/сут.

Характерной особенностью продуктивных пластов Газлинского газового месторождения является преимущественное развитие в них мелкозернистых в разной мере алевритистых аркозовых песчаников, малое содержание в них пелитового цемента, слабоуплотненное состо­ яние их, развитие локальных мелких стяжений карбонатов (чаще кальцита), полуокатанность обломочных зерен, наличие в песчаных породах мелких линзочек и включений глин (С. П. Корсаков, 1962, 1965; А. А. Ханин, 1965).

С глубиной от верхнего IX горизонта к XIII горизонту возрастает глинистость пластсв, уменьшается их мощность и возрастает роль алевритовых коллекторов.

Верхняя часть IX горизонта (50—60 м) характеризуется частой интенсивной глинизацией обломочных пород, а также многочислен­ ными прослоями глин, мощность которых иногда достигает 10 м. Кроме того, здесь нередки пачки частого переслаивания пропластков и линз глин и обломочных пород.

Нижняя часть IX горизонта (60—70 м) отличается значительно меньшим распространением прослоев глин и небольшим содержанием глины в цементе обломочных пород. Большинство наилучших по своим свойствам пород-коллекторов приурочено к нижней части горизонта (Е. Г. Бурова, В. И. Лукшина, 1964).

В IX пласте преимущественно развиты высокопористые породыколлекторы I и II классов проницаемостью от 500 до 1000 миллидарси. Коллекторы этих классов составляют до 80% суммарной мощности проницаемых и пористых песчано-алевритовых пород.

Подсчитанные С. П. Корсаковым и А. А. Ханиным (1962) для пород-коллекторов IX горизонта средневзвешенные значения эффек­ тивной пористости 20,4%, проницаемости 1500 миллидарси и коэф­ фициента газонасыщенности 0,73. Высокая проницаемость наиболее развитых в разрезе IX горизонта пород-коллекторов связана с нали­ чием крупных доминирующих пор (от 30 до 75 мк в диаметре, рис. 31), что в свою очередь обусловлено главным образом особенностями осадконакопления. Образование этих пор можно объяснить исклю­ чительно остроугольным характером обломочного материала полимиктового состава, послужившего в процессе седиментации осадка основой для создания крупных пор арочного типа. Очень малое содер­ жание пелитового цемента в наиболее развитых породах-коллекторах, слагающих газоносные пласты месторождения Газли, также благо­ приятно сказалось на структуре порового пространства, следствием чего являются высокие значения проницаемости пород.

Втабл. 41 приведены средние данные о коллекторских свойствах газоносных пород Газлинского месторождения.

Впределах Газлинского выступа общая мощность IX горизонта изменяется от 95 (Кухнагумбас) до 172 м (Учкыр), а суммарная мощ­

ность пород-коллекторов 70—110 м. Доминирующие в разрезе гори­ зонта породы-коллекторы относятся к I классу.

В пределах Каганского и Мубарекского выступов общая мощность IX горизонта колеблется от 82 (Акджар) до 104 м (Южный Мубарек), суммарная мощность пород-коллекторов 50—60 м. В разрезе пре­ обладают породы-коллекторы I и II классов.

В результате рассмотрения и изучения пород-коллекторов в раз­ резе мезозойских отложений в зоне Бухарской ступени можно прийти

а

10

Рис. 31. Распределение пор в мелкозернистых алеврптнстых песчаниках IX продуктивного горизонта газового месторожде­ ния Газли.

проницаемость 460 миллидарси, пористость 35% .

к следующему. Коллекторами являются песчано-алевритовые породы кварцево-полевошпатового состава, преимущественно песчаники мелкозернистые, в различной степени содержащие алевритовую фракцию (0,10—0,01 мм).

С глубиной в отложениях мела роль коллекторов газа алеврито­ вого типа значительно возрастает (XII и XIII горизонты). Однако алевролиты благодаря цементации глинистым, карбонатным и желе­ зистым (XIII горизонт) веществами обладают более низкой прони­ цаемостью по сравнению с песчаниками.

В XIII и XIV горизонтах (сенон) среди песчаников мелкозер­ нистых, алевролитов и глин встречаются гравелиты, песчаники грубо­ зернистые, сильно известковистые и глинистые (Шурчи, Акджар). Подобные породы в тех же месторождениях встречены и в юрских

Т а б л и ц а 41

отложениях (XVI, XVII горизонты). По условиям образования породы-коллекторы мела и юры относятся к морским прибрежным (IX, X, XI, ХІа горизонтам), прибрежно-морским (XII, XIV, XV,. XVI), субконтинентальными прибрежно-морским (XIII, XVII).

Горизонты характеризуются невыдержанностью, песчаные и гли­ нистые пласты часто чередуются. В особенности это характерно

каналы (40—75 мк), которые обеспечивают высокую проницаемость пород (более 1000 миллидарси). В соответствии с содержанием в породах-коллекторах песчаного типа цементирующих веществ глинистого и карбонатного составов, а также присутствием в поро­ дах алегфитовой фракции, служащей заполнителем и уменьшающей объем норового пространства, несчаные коллекторы характеризуются различными проницаемостью и пористостью. Такое же влияние цемен­ тирующие вещества оказывают и на коллекторы алевритового типа.

Породы-коллекторы I класса в основном широко развиты в IX и X горизонтах месторождений Газли. Шурчи и Акджар, II класса—

ний газа Западного Узбекистана, сказывающееся на величине коэф­ фициента газонасыщенности, несмотря на высокую проницаемость пород, сравнительно большое. Это объясняется аркозовым или близким к нему составом песчаных пород, плохой окатанностыо слагающих породу зерен, значительным содержанием алевритовой

фракции, а также наличием в пористой системе наравне с крупными доминирующими породами группы пор тонких сечений. Кроме того, на остаточное водосодержание повлияло присутствие глинистого и карбонатного цементов. Наличие микропрослоев и тонких про­ слоев глин в песчано-алевритовых породах повлияло на точность установления коэффициента газонасыщенности геофизическим мето­ дом (усредненные данные для пласта). Поэтому коэффициент газо­ насыщенности пород того или иного горизонта, определенный гео­ физическим методом, оказался ниже, чем определенный по керну. В тех случаях, когда прослои глин среди пород-коллекторов отсут­ ствовали или их содержалось мало, особенно при рассмотрении узких интервалов разреза, результаты измерения коэффициента газо­ насыщенности геофизическим и лабораторным методами оказались близкими.

В северных районах Туркмении установлена промышленная газоносность. Здесь открыты Ачакское, Северо-Ачакское, Гугуртлинское, Наипское и другие месторождения. В разрезе отсутствуют галогенные отложения верхней юры, развитые к юго-востоку. Восток-юго-восточная часть Северной Туркмении относится к Амударьинской впадине. Она характеризуется сложным геологиче­ ским строением, обусловленным системой глубинных разломов.

Промышленная газоносность северных районов Туркмении уста­ новлена в нижнемеловых и юрских отложениях. Здесь обнаружено большое число газовых залежей в породах от верхнеальбеких до бат-байосских и в отложениях коры выветривания палеозойского фундамента. Так, промышленная газоносность Ачакского и СевероАчакского месторождений установлена в 13 продуктивных гори­ зонтах. Аналогичная картина характерна для газового месторожде­ ния Наип. На Гутуртлинском месторождении зафиксировано до 10 продуктивных горизонтов. Газоносные горизонты сложены преиму­ щественно терригенными породами-коллекторами. Исключение состав­ ляют горизонты верхней юры Гугуртлинского месторождения, пред­ ставленные известняками.

Ачакское месторождение самое крупное. Газоносные горизонты залегают здесь в интервале 1500—2200 м. Они сложены песчано­ алевритовыми породами полевошпатово-кварцевого состава с про­ слоями глин мощностью от 8—10 до 40—50 м. Общая мощность отдельных продуктивных горизонтов колеблется от 15 дс 75 м, эффективная мощность 5—38 м. Средняя эффективная пористость пород-коллекторов по горизонтам колеблется от 10 до 20% и про­ ницаемость 250—300 миллидарси. Отдельные образцы пород имеют проницаемость 2000—2600 миллидарси. Залежи газа пластовые сводовые. Для I класса коллекторов характерен медианный, диа­ метр фильтрующих пор 40 мк (верхняя часть Па и III горизонтов; средняя часть ІѴб и нижняя часть Va горизонтов), для II класса — диаметр 25 мк. Содержание остаточной воды в I и II классах коллекто­ ров 16—19% (Д. М. Петровичева, Е. Ф. Багрова, 1971). Абсолютно свободные дебиты газа 1185—4295 тыс. м3/сут.

На месторождении Гугуртли промышленная газоносность свя­ зана с отложениями мезозоя. Общий ртаж газоносности составляет около 1100 м. Выявленные залежи вскрыты в интервале 1250—2250 м. Породами-коллекторами в основном являются разнозернистые пес­ чаники с прослоями глин, алевролитов, известняков и мергелей. Породы-коллекторы обладают пористостью открытой 6—24,5%, в среднем 10—15%. Проницаемость, по промысловым данным и по данным изучения керна, составляет 35—200 миллидарси. Около трети запасов месторождения связано с известняками XV—XVI горизонтов, к которым приурочена сводовая массивная залежь. Все другие газовые залежи являются пластовыми сводовыми.

Вряде районов Южно-Туранской провинции выделяется несколько регионально прослеживающихся покрышек: соляно-гипсовая, кар­ бонатно-глинистая и глинистая верхнеюрская, глинистая альбская, глинистая нижнетуронская и карбонатная турон-сенонская.

Покрышка верхнеюрского возраста соляно-ангидритового состава характерна для районов Амударьинской и Мургабской впадин, покрышка глинистого и карбонатно-глинистого состава характерна для западных и центральных районов плиты. Глинистая покрышка отмечена в разрезах на севере Каракумского свода, карбонатно­ глинистая — в районах Южно-Мангышлакской впадины.

Глинистая альбская покрышка также в основном развита в пре­ делах Мургабской и Амударьинской впадин, Каракумского и Карабагазского сводов, их склонов и в Южно-Мангышлакской впадине. На остальной территории Туранской плиты качество ее резко ухуд­ шается.

'Гуронская глинистая покрышка характерна для районов Амударьинской и Мургабской впадин. В западных районах Туранской плиты (Карабогазский свод, Южно-Мангышлакская впадина, СевероУстюртская впадина) покрышкой является турон-сенонская карбо­ натная толща.

Вразрезах Мургабской, Амударьинской, Южно-Мангышлак­ ской впадин, на Каракумском своде отмечаются покрышки локаль­ ного характера в аптских, альбских и сеноманских отложениях.

Распределение основных залежей нефти и газа контролируется указанными региональными покрышками. Под нижнемеловой пок­

рышкой насчитывается несколько десятков залежей газа. С покрыш­ кой верхнеюрского комплекса связано более 40 залежей нефти и газа. Исчезновение нижней регионально выдержанной покрышки или уменьшение ее мощности приводит к большему диапазону распре­ деления залежей нефти и газа по разрезу.

Примером, очевидно, может служить миграция нефти и газа из юрских толщ в нижне- и верхнемеловые в районах, где отсутствует соляноангидритовая толща верхней юры (Бухарская ступень Аму­ дарьинской впадины). Аналогичная связь верхнеюрской терригеннокарбонатной покрышки со скоплениями нефти и газа наблюдается