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

чередованием песков, алевритов и глин. Пористость пород-коллекто­ ров 18—22%, проницаемость пород II горизонта 45 миллидарси,

IIIгоризонта 90—230 миллидарси (Г. X. Дикенштейн и др., 1965).

Впределах Чикишлярской впадины выявлен ряд локальных поднятий, представляющих большой интерес с точки зрения поисков нефти и газа в плиоценовых отложениях.

К нижней части красноцветной толщи приурочена промышлен­ ная нефтегазоносность месторождений Окарем и Камышлджа, обна­ руженных в Гогряньдаг-Окаремской зоне поднятий. В этих отло­ жениях условно выделяется два отдела: верхний, песчано-глинистый,

инижний, преимущественно глинистый с прослоями песков и алев­ ролитов. Мощность верхнего отдела на Окареме и Камышлдже 800—1000 м. Вскрытая мощность нижнего отдела составляет 1000— 1200 м. Нефть и газ в этих месторождениях залегают на глубине 2500 м.

При опробовании разведочных скважин в Окареме были полу­ чены фонтанные притоки нефти (до 470т/сут) и газа (500 тыс. м3/сут). Проницаемость песков, отобранных из низов красноцветной толщи

Окарема, изменяется от 0,33 до 0,61 дарси, алевритов от 0,01 до 0,80 дарси и алевролитов от 0,005 до 0,085 дарси. Средневзвешен­ ное значение открытой пористости песков и алевритов красноцвет­ ной толщи в Окареме 23%, песчаников и алевролитов 12%.

В Камышлдже первая же разведочная скважина дала 320 т/сут нефти и 50 тыс. м3/сут газа через 10-миллиметровый штуцер. Пори­ стость песков нижней части красноцветной толщи составляет 28%, песчаников 10,5% и алевролитов 9%. Проницаемость песков изме­ няется от 0,10 до 0,60 дарси.

ЭПИПЛАТФОРМЕННАЯ ОРОГЕНИЧЕСКАЯ ОБЛАСТЬ СРЕДНЕЙ АЗИИ

С межгорными впадинами Центрально-Азиатского горного пояса связан ряд нефтегазоносных провинций, расположенных на терри­ тории СССР и за ее пределами. В некоторых из них мощность мезокайнозойского комплекса достигает 10—25 км.

Эпиплатформенная орогеническая область Средней Азии вклю­ чает Ферганский, Туркестанский, Зеравшанский, Гиссарский хребты и заключенные между ними Таджикскую, Ферганскую и другие меж­ горные впадины. С Таджикской и Ферганской межгорными впади­ нами связаны нефтегазоносные провинции, в которых продуктив­ ные горизонты залегают в отложениях мезо-кайнозоя, в основном мелу и палеогене.

ТАДЖИКСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

К Таджикской провинции относятся одноименная межгорная впадина и обрамляющие ее Юго-Западные отроги Гиссара. Тад­ жикская впадина находится на территории юго-западного Тад­ жикистана, Южного Узбекистана и отчасти Туркменской ССР. Она является северной частью обширной Таджикско-Афганской впадины, южная часть которой лежит в пределах Афганистана. Таджикская впадина включает в себя Сурхандарьинскую, Вахшскуюи Кулябскую депрессию. Деформации мезо-кайнозойского покрова Таджикской впадины подчинены глыбовым дислокациям палеозойского фунда­ мента.

Метаморфизованные и кристаллические породы преимущественно палеозойского возраста образуют складчатое основание депрес­ сии. В пониженных участках палеозойского рельефа, по-видимому, спорадически развит пермо-триасовый комплекс слабо уплотненных терригенных отложений (промежуточный комплекс). Выше несо­ гласно залегают породы осадочного чехла. В строении последнего выделяются два комплекса: платформенный и орогенный. Плат­ форменный комплекс сложен преимущественно морскими и при­ брежно-лагунными отложениями юрской (мощностью 600—2000 м)„

меловой (1000—2700 м) и палеогеновой (200—950 м) систем. Гаурдакской соленосной толщей верхней юры платформенный комплекс отложений разделен на надсолевой и подсолевой подкомплексы, слагающие самостоятельные структурные этажи. Постплатформен­ ный орогенный комплекс образован многокилометровой (до 8 км) толщей красноцветных, реже сероцветных континентальных обра­ зований олигоцен-четвертичного возраста.

В настоящее время на территории трех нефтегазоносных райо­ нов депрессии (Вахшского, Сурхандарьинского, Душанбинского) открыто 13 месторождений газа и нефти, среди них два газоконден­ сатных (Андыген, Комсомольское), три газонефтяных (Кызылтумшук, Ляльмикар, Шаамбары) и восемь нефтяных (Кичикбель, Акбашадыр, Амударьинское, Кокайты, Хаудаг, Учкизыл, Коштар, Северная Курганча). Небольшие количества нефти получены на

Мершадинской площади.

Характерной особенностью месторождении является их многопластовость. Здесь насчитывается до 60 залежей, из них газовых 14, газоконденсатных 9, газонефтяных 8, нефтяных 29. К палео­ геновым отложениям приурочено 37 нефтяных, газонефтяных и неф­ тегазовых зележей, к меловым — 19 газовых и газоконденсатных залежей и к юрским — 4 газовые залежи. Коллекторами для 38 залежей являются трещиноватые известняки, для остальных 22 залежей — песчаники. Все залежи пластовые сводовые, обычно осложненные разрывными нарушениями. Минимальная глубина вскрытия продуктивных горизонтов на месторождениях составляет 133 м (Хаудаг), максимальная — 2660 м (Шаамбары).

В распределении скоплений углеводородов по разрезу мезо-каи- нозойских отложений отмечается определенная вертикальная зо­ нальность. К юрским и меловым отложениям приурочены газовые

и волжский ярус) карбонатных отложений доказана открытием залежей газа на Ходжа-Гугердагском и Етымтагском месторождениях Северо-Афганского выступа, на Адамташском месторождении мегантиклинали Юго-Западного Гиссара, на Шаамбаринском, Комсо­ мольском и Андыгенском месторождениях Душанбинского прогиба. Мощность карбонатных отложений келловея—Оксфорда изменяется в пределах 0—700 м, а газонасыщенная часть в сводах структур превышает 200 м. Залежи газа на Адамташе и Шибарганском районе массивные. Эффективная пористость коллекторов от 1,3 до 2,6% при проницаемости от единиц миллидарси до 300 миллидарси. По­ крышкой для карбонатных коллекторов служат соляно-гипсовые

отложения гаурдакской свиты.

Региональный характер продуктивности меловых отложений доказан открытием в них крупных газовых и небольших нефтяных залежей на структурах Северо-Афганского выступа и Душанбин­ ского прогиба. Промышленные притоки газа получены из сенон-

ских отложений на Ляльмикарской складке в Сурханской мегасин­ клинали.

Коллекторами в меловых отложениях служат преимущественно песчаники, покрышками — глины. В Афганистане наиболее круп­ ные залежи газа выявлены в песчано-алевролитовых породах кызылташской свиты готеривского яруса. Мощность этих отложений изменяется от 110 до 180 м, а эффективная мощность 80—100 м. Газопроницаемость продуктивной части готеривских песчаников достигает 600—700 миллидарси, открытая пористость в среднем 14%, эффективная 7—8%. Эффективная мощность и коллектор­ ские свойства готеривского продуктивного горизонта ухудшаются в гипсометрически погруженных структурах (Джангали-Колон и др.).

Региональная нефтегазоносность мощных карбонатных отло­ жений верхнего кампана—палеоцена и терригенно-карбонатных отложений эоцена доказана в пределах Сурханской и Вахшской мегасинклиналей и Душанбинского прогиба. Эффективная мощность нефтегазоносных горизонтов в Сурханской мегасинклинали дости­ гает 15 м, эффективная пористость 15—20%, проницаемость 1 дарси. Покрышками для нефтегазоносных горизонтов палеогена служат достаточно мощные глинистые толщи сузакских, туркестанских и исфара-ханабадских слоев. В пределах Северо-Афганского вы­ ступа верхний кампан-палеогеновый комплекс выведен на поверх­ ность и частично эродирован (Д. С. Султанов, 1971; П. К. Ази­ мов, Д. С. Султанов и др., 1970).

ФЕРГАНСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Ферганская провинция соответствует Ферганской межгорной впадине, выполненной мощной толщей мезо-кайнозойских отложе­ ний. Провинция находится на территории Узбекской, Киргизской и Таджикской ССР. Длина впадины с юго-запада на северо-восток около 360 км, ширина 100—170 км. Характерной чертой рельефа впадины являются адыры — невысокие увалы, сложенные четвер­ тичными осадками и наиболее развитые в юго-восточной части впадины.

К настоящему времени в Ферганской впадине открыто 33 место­ рождения нефти и газа, из которых 19 разрабатываются, остальные либо выработаны, либо находятся в разведке. Промышленные за­

не на всех структурах продуктивные пласты залегают на доступных для бурениях глубинах. Добыча ведется только в сравнительно узкой полосе вдоль бортов впадины. Большая часть территории еще слабо изучена, и по ней имеются крайне скудные сведения о перспективах нефтегазоносности.

Промышленные скопления газа и нефти в юрских отложениях приурочены в основном к двум стратиграфическим интервалам — нижнеюрскому и среднеюрскому, причем с первым связаны только газовые залежи, со вторым газовые и нефтяные. В разрезе средней юры выделяют XXII—XXIX горизонты, представленные песчаниками, гравелитами и конгломератами, в нижней юре — XXX горизонт, сложенный песчаниками. С указанными горизонтами связан целый ряд газовых залежей на площадях Северный Сох, Северный Риштан, Сарыкамыш, Ходжиабад, Майлису III, IV. На площади Южный Аламышик из XXIII горизонта получена нефть с дебитом 38 т/сут. Помимо промышленных скоплений газа и нефти, в юрских отложе­ ниях отмечены многочисленные нефтегазопроявления.

Изменение коллекторских свойств пород юры на территории Ферганской впадины, по Б. Я. Плоткиной (1971), обусловлено закономерностями осадконакопления. Ухудшение коллекторских свойств наблюдается в периферийных частях впадины. Высокими коллекторскими показателями характеризуются породы-коллекторы юры в пределах междуречья Кугарт — Караунгур и Майлисуйской группы складок (I—II классы). Коллекторы средней и пониженной емкости и проницаемости развиты в пределах обнажений Чангетсу и др. (III—IV классы). В Северной Фергане развиты коллекторы высоких классов (I — II), а в Южной Фергане — низких (VI—IV).

В меловых отложениях нефтегазопроявления впервые были установлены еще в 1932 г. на площади Майлису. Однако первый приток нефти и газа промышленного значения был получен на площади Палванташ только в 1947 г. С получением нефти на Южном Аламышике в 1949 г. меловые отложения уже приобрели значение важной продуктивной толщи.

В нижнемеловых отложениях выделяются четыре продуктивных горизонта: XXII в подошве муянской свиты, XXI в ляканской

тивных горизонтов: XVIII в Калачинской свите, XVII и XVI в экзогировой, ХѴа в яловачской, XV, XIV и XIII в пестроцветной свите. Все продуктивные горизонты мела являются газоносными.

Породы экзогировой и яловачской свит мела представлены пе­

гравелитовые разности и паттумы распространены главным обра­ зом в западной и восточной частях моноклинали. Значения откры­ той пористости и проницаемости этих пород соответственно колеб­ лются в интервале 5—15% и 1—500 миллидарси, что дает основание относить их к коллекторам средней емкости. Карбонатные граве­ литы и гравелитистые конкреционные известняки Нарынской моно­ клинали развиты в основном в бассейне реки Майлису. Пористость их не превышает 5%, а проницаемость 1 миллидарси. Карбонатногравелитовые породы экзогировой (XVII пласт) и яловачской (XVI)