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

свит в бассейне р. Майлису рассматриваются как коллекторы малой емкости группы Е (по П. П. Авдусину).

Изучение типичных разностей пород меловых отложений место­ рождений Майлису III, Майлису IV, Избаскент, Восточный Избаскент, площадей Ишим, Бельчуст и обнажения Кызылбулак позво­ лило Б. Я. Плоткиной (1971) выяснить характер влияния литоло­ гических факторов на коллекторские показатели пород. Для песчаников мелкозернистых, алевритовых, отличающихся хорошей отсортированностью обломочных зерен, малым содержанием цементи­ рующих веществ, медианный диаметр фильтрующих пор составляет 17,5—19 мк, проницаемость 500—1230 миллидарси, пористость 23%, остаточная водонасыщенность 16—37%.

У песчаников средне- и мелкозернистых, алевритовых, с мень­ шей сортированностью обломочных зерен, с присутствием мелкой фракции частиц коллекторские показатели несколько ниже. Так, медианный диаметр фильтрующих пор составляет 4—5 мк, прони­ цаемость 130—180 миллидарси, пористость открытая 13%, содер­ жание остаточной воды 32—54%.

Песчаники неотсортированные, с малым содержанием цемента характеризуются медианным диаметром фильтрующих пор 2,6—11 мк (содержание средне- и крупнозернистых фракций от 25 до 60%). Проницаемость колеблется от 35 до 630 миллидарси, пористость 18% , остаточная водонасыщенность до 50%.

Для данных пород характерно сравнительно высокое содержание пор, имеющих сечения 2—4 мк. Вместе с более крупными порами они обеспечивают достаточно хорошую фильтрацию.

В разрезе бухарских слоев палеогена коллекторы большой емкости протягиваются с запада на восток и охватывают всю север­ ную часть района Нарынской моноклинали с развитыми здесь анти­ клиналями Кызылалма, Бедресай, Майлисуйской группой, Шайдан, Джайтерек и Чарвак. Зона приурочена к дельтовым и прибрежно­ морским фациям песчаников и гравелитов пористостью 17—19% и проницаемостью до 4815 миллидарси. Почти вся остальная пло­ щадь моноклинали, за исключением участка Западно-Избаскент- ской антиклинали, является зоной развития коллекторов средней емкости. Эта зона приурочена к мелкозернистым песчаникам с повы­ шенным содержанием карбонатов (до 22%) и глин (до 39%). Пори­ стость песчаников колеблется в интервале 5—14%, проницаемость 1—299 миллидарси. Зона коллекторов малой емкости приурочена к участку антиклинали Западный Избаскент (3. С. Ибрагимов, 1960).

Породы-коллекторы мела образовались в условиях конусов выноса, прибрежного моря и озерно-аллювиальной равнины, палео­ геновые породы-коллекторы — в морских условиях. Различные условия формирования пород-коллекторов на площади Нарынской моноклинали обусловливают фациальную изменчивость их в про­ странстве. Наиболее благоприятными участками для поисков лито­ логически экранированных типов залежей нефти и газа служат

площади Бута-Каринская, Южно-Избаскентская, Алашская и Майлисуйская II (пласты IV, ХІХа, ХІХб, XX), Шайданская, Кара­ булакская, Кызылалминская, Джайтерекская и Ничкессайская (пласты X, XVI, XXI, М. У. Усувалиев, 1965).

Залежи нефти в неогеновых разнозернистых песчаниках были открыты на Андижане, Ходжиабаде, Бостоне и Южном Аламышике. Нефтепроявления, связанные с этими осадками, встречены на Майлисуйской, Избаскентской и Шамалдинской площадях.

В Ферганской впадине выделяются тектонические элементы вто­ рого порядка, с которыми связывают перспективы поисков залежей нефти и газа. К таким участкам относят Каратауско-Андижанскую, Нарынскую, Чустпап-Карагундайскую, Дигмай-Супетаускую и Цент­ рально-Ферганскую зоны.

Большинство нефтяных и газовых месторождений (26) приуро­ чены к южному борту и только 7 — к северному борту впадины. Крупных месторождений нефти и газа в Ферганской впадине нет. Средних насчитывается 6. Основные запасы нефти приурочены к отложениям палеогена. Регионально нефтеносными и наиболее продуктивными пластами палеогена являются III пласт сумсарских слоев и V и VI пласты туркестанских слоев. Основные промышлен­ ные запасы в настоящее время сосредоточены на глубинах от 1000 до 3000 м, а прогнозные запасы располагаются на глубинах от 3000 до 5000 м и более. Результаты подсчетов показывают, что прогноз­ ные запасы в юрских отложениях Ферганской впадины представ­ ляются значительными (П. К. Азимов и др., 1966).

С И Б И Р Ь И Д А Л Ь Н И Й В О С Т О К

Г Л А В А V I

ЭПИПАЛЕОЗОЙСКАЯ ПЛАТФОРМА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Западная Сибирь, расположенная на территории между Уралом и Енисеем, включает ряд крупных, сложно построенных структур. Среди них основной структурой является Западно-Сибирская эпи­ палеозойская платформа.

Проблема нефтегазоносности Западной Сибири была научно обоснована акад. И. М. Губкиным в 1932 г. В последующем науч­ ные предвидения И. М. Губкина полностью оправдались откры­

цев, А. А. Трофимук, Ю. А. Косыгин, А. А. Бакиров, Ф. Г. Гурари, Ю. К. Миронов, В. П. Казаринов, М. Я. Рудкевич, Н. Г. Чочиа, М. Ф. Мирчинк, В. Г. Васильев, Б. В. Савельев, А. Г. Юдин, С. Г. Саркисян, В. П. Маркевич, И. А. Юркевич, Н. Б. Вассоевич, Л. П. Волгина, Т. И. Гурова, С. И. Шишигин, Г. Э. Прозо-

бейникова, Г. В. Масленникова, Л. Д. Неуймина, М. М. Потлова, А. Г. Пода, Р. С. Рояк, Л. С. Чернова и др. Литологии и свойствам пород-коллекторов нефти и газа Западной Сибири посвящены моно­ графии Т. И. Гуровой, Л. П. Волгиной, С. Й. Шишигина и др.

В пределах Западной Сибири выделяют Западно-Сибирскую неф­ тегазоносную провинцию, приуроченную к Западно-Сибирской эпи­ палеозойской платформе. На Западно-Сибирской платформе между складчатым фундаментом и платформенным чехлом выделяется промежуточный комплекс. В его состав входят местами отложения девона и верхнего палеозоя, а также триасовые и нижнелейасовые образования. Платформенный чехол сложен мезо-кайнозойскими

породами (начиная с юрских), мощность которых изменяется от нескольких десятков метров на окраинах Западно-Сибирской плат­ формы до 4—6 км и более в ее погруженных частях.

Вся Западно-Сибирская платформа представляет собой круп­ ную, сложно построенную внутриплатформенную отрицательную структуру. Фундамент платформы нарушен рядом глубинных круп­ ных разломов. Исследователями зафиксировано устойчивое опуска­ ние домезозойского фундамента в мезозое, палеогене и неогене. Однако тектонический режим, скорость и амплитуда погружения его были не одинаковы, что оказало влияние на процессы осадконакопления. Область наибольшего погружения называют внут­ ренней, а области, прилегающие к обрамлению плиты, — внешней зоной. Последняя испытывала меньшее погружение.

В пределах внутренней и внешней зон в платформенном чехле сформировались региональные и локальные структуры разных порядков и знаков. Крупнейшими структурными элементами мезо­ зойского чехла в Тюменской области являются Хантейская и ВахТазовская гряда, Мансийская синеклиза, Ляпинский и КолтогорскоПуровский желобы. К локальным поднятиям, осложняющим струк­ туры первого и второго порядков, приурочены месторождения нефти и газа. В пределах внешней зоны в основном развиты мелкие и сред­ ние структуры, тогда как во внутренней зоне, в районах Широт­ ного Приобья, развиты главным образом средние и крупные струк­ туры, а в северных районах крупные и крупнейшие поднятия (За­ полярное, Пурпейское, Новопортовское, Уренгойское, Тазовское).

Большинство локальных структур образовалось над эрозионно­ тектоническими выступами фундамента. В Приуральском районе

дамента, с развитием вокруг них ореола песчаных пород вслед­ ствие выветривания, абразионных и денудационных процессов. Перекрытые в валанжинский век глинами, эти локальные поднятия образовали так называемые «лысые» структуры.

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями мезо­ зоя и в некоторых случаях с породами складчатого фундамента

икоры выветривания. В Тюменской области выделено 10 нефте­ газоносных районов, приуроченных к крупным тектоническим под­ нятиям — сводам и валам. Основными газоносными районами являются Березовский, Новопортовский, Пуровский, Тазовский и Ле­ нинский, основными нефтеносными районами — Шаимский, Салымский, Сургутский, Мегионский и Вахский. Салымский, Сургутский

иМегионский районы иногда объединяют в Среднеобскую область,

аПуровский, Тазовский и Новопротовский — в Северную область.

Впределах Западно-Сибирской низменности открыто более 100 ме­ сторождений нефти и газа, в том числе такие крупные месторождения, как Уренгойское, Заполярное, Губкинское, Самотлорское, Мамонтовское и некоторые другие. Скопления нефти и газа залегают в породахколлекторах от тюменской свиты до покурской включительно.

Тюменская свита относится к нижней и средней юре. Она сло­ жена в основном континентальными отложениями и на большей части территории Западно-Сибирской низменности залегает непо­ средственно на палеозойском фундаменте. Наибольшую мощность тюменская свита имеет во впадинах и прогибах, достигая 350—540 м. В прибортовых частях низменности мощность тюменской свиты

ности в нижней и средней юре, а также в нижнем келловее развиты песчаные породы, обладающие в ряде случаев высокими коллектор­ скими свойствами (пористость до 26%, проницаемость 0,4—4,7 дарси). Ухудшение коллекторских свойств в отложениях нижней — сред­ ней юры наблюдается главным образом в центральной части низ­ менности и в районе широтного течения Оби. Оно связано с прояв­ лением процессов вторичного минералообразования и обилием гли­ нистого материала в породах. Значительное содержание глинистого цемента в песчаных породах, носящее региональный характер, связано с условиями накопления коллекторских толщ. Последние имеют в основном континентальное происхождение.

Т. И. Гурова (1964) отмечает обильное содержание глинистого цемента в Назинском и Сургутском районах (преобладание поймен­

в которых содержание песчаных частиц среднезернистой размер­ ности повышенное. Так, в Березовском районе развиты породыколлекторы I и II классов; к западу от Тобольска — III и IV классов; к юго-востоку от Тобольска — IV класса; в районе Омска — III и IV классов; в Сургутско-Барабинском районе — V класса; в районе Колпашево — III и IV классов и к западу от него III класса и более

высоких классов.

В верхней юре наиболее мощные пласты песчаных пород и органо- генно-обломочных известняков, относимых к коллекторам I и II классов, вскрыты в Шаимском нефтеносном и Березовском газоно­ сном районах Приуральской части низменности, которая распо­ лагалась в прибрежной части морского бассейна. Породы нижней — средней юры на большей части территории Западно-Сибирской низменности представлены неравномерно переслаивающимися ар­ гиллитами, песчаниками, алевролитами, содержащими включения углефицированного детрита, местами прослои углей. Обломочные породы в разрезе нижней — средней юры представлены в основном песчаниками и алевролитами. Конгломераты, гравелиты и другие породы играют подчиненную роль, залегая большей частью в осно­ вании разреза окраинных частей низменности. На западной и южной окраинах низменности локально развиты песчано-глинистые по­ роды. На северо-западе и западе преобладают мелкозернистые породы.

Глинистые минералы представлены в основном каолинитом (до 10%), в меньшей степени гидрослюдой и хлоритом (до 3—4%).

Тип цементации преимущественно поровый и пленочный. Карбо­ натный цемент представлен в основном кальцитом. На большей части территории низменности породы-коллекторы образовались в условиях континентального режима, что способствовало образо­ ванию неустойчивых литологических фаций. Промышленные месторождения нефти и газа (Шаимское, Северо-Казымское, Каменское, Южно-Сотэюганское, Новопортовское и др.) приурочены к песчано-алевритовым породам средней юры на северо-западе низменности.

В Березовском, Шаимском и Кондинском районах тюменская свита представлена неравномерным н частым чередованием мало­ мощных (1—10 см) мелкозернистых и мелкосреднезернистых песча­ ников, алевролитов и аргиллитов, содержащих обильный углистый детрит. Песчаники имеют каолинитовый гидрослюдистый и сме­ шанный гидрослюдисто-каолинитовый цемент, чаще норового типа. Песчаные породы распределены зонально в виде зон, вытянутых параллельно границе выклинивания свиты.

ВНазымском районе тюменская свита сложена мощной толщей (до 390 м) чередующихся прослоев плохо отсортированных глини­ стых песчаников, алевролитов и аргиллитов с редкими прослоями известняков. Породы толщи обогащены большим количеством угли­ стого вещества.

ВСреднем Приобье тюменская свита обладает большой мощ­ ностью (на сводах до 200 м, во впадинах до 540 м). Она также харак­ теризуется переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Внизах свиты преобладают более грубозернистые разности песча­ ников, чем в верхней части, в которой они по составу приближаются

каркозовым. В песчаниках и алевролитах развит кварцевый и кар­

дении песчаники характеризуются проницаемостью 150—200 миллидарси и более. На этом месторождении в основании свиты залегает продуктивный нефтеносный горизонт М. На Усть-Сильгинском месторождении получены газ и конденсат в промышленных объемах. Нефть была также получена на Тайлаковской, Усть-Балыкской, Назинской, Лонтыньяхской, Усть-Сильгинской, Колпашевской, Межовской, Салымской, Мегионской и других структурах.

Для разреза центральной части низменности характерно рас­ пространение среднемелкозернистых песчаников и алевролитов, за­ легающих в толще глин. Цемент в песчаных породах имеет в основном карбонатно-глинистый состав. Глинистые минералы представлены гидрослюдой, каолинитом, изредка хлоритом. Характерно неболь­ шое содержание цемента (в среднем 7—15%). Районы центральной, северной, юго-восточной и южной частей низменности являются наиболее перспективными по развитию песчаных коллекторов в ниж­ ней — средней юре. Л. П. Колгина (1969) отмечает улучшение отсортированности песчано-алевритовых пород и уменьшение количества грубообломочного материала снизу вверх по разрезу. Наиболее