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

ным развитием глинисто-алевритовых пород, меньше распростра­ нены песчаные и в еще меньшей степени грубообломочные породы (отмечаются в основании). В ряде районов низменности валанжин делится на две толщи: нижнюю и верхнюю. Основная масса цемен­ тирующих минералов имеет аллотигенный генезис. Аутигенные ми­ нералы представлены пиритом, кальцитом, хлоритом, глауконитом, реже сидеритом и каолинитом. В районах Среднего Приобья и к се­ веру от него в составе цементов наиболее развиты гидрослюда и хло­ рит (8%). Для западной зоны характерен обильный (20—25%) хло­

Александровский и Пур-Тазовский районы) в нижней и верхней частях валанжина залегают пласты песчаников и алевролитов, кото­

Ачимовская пачка залегает в основании валанжинских отложе­ ний. Она представлена песчаниками мелко- и среднезернистыми, чередующимися с тонкими прослоями известковистых алевролитов и аргиллитов. Ачимовская пачка местами достигает мощности 100 м. Она невыдержана как по простиранию, так и по разрезу. Пачка залегает на 20—50 м выше кровли верхней юры. Из нее на некото­ рых площадях Среднего Приобья получены непромышленные при­ токи нефти. Породы-коллекторы в ряде зон отличаются невысокими значениями пористости и проницаемости.

Тарская свита относится к верхнему валанжину. Она сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность свиты на юге составляет 40—50 м, в Среднем Приобье до 120 м. Пес­ чаники от тонкодо среднезернистых разностей, полимиктовые с глинисто-хлоритовым и глинисто-известковистым цементом. В тарской свите в районе Среднего Приобья выделяют пласты В7, В8, В9 и Б 1о. На некоторых площадях в свите выделяется пласт Б (1.

В Среднем Приобье залежи нефти содержатся во всех перечис­ ленных песчаных пластах, основными нефтеносными пластами являются пласты В8 и Б 1о. Пласт В8 приурочен к верхней половине тарской свиты. Он нефтеносен преимущественно в пределах Нижне­ вартовского свода и Средневасюганского вала, а пласт Б 1о на Сур­ гутском своде.

Коллекторами нефти в пласте В8 служат в основном песчаники мелкозернистые кварцево-полевошпатового состава, с примесью среднезернистого песчаного и алевритового материала. Песчаники преимущественно кварцевые, обогащаются полевыми шпатами (свыше 35%) и переходят в аркозы. В продуктивной толще встречаются также среднезернистые песчаники со значительной примесью мелко­ зернистой песчаной фракции и в меньшей степени алевритового

материала и алевролиты крупнозернистые песчаные. Они также содер­ жат в своем составе кроме кварца полевые шпаты (до 40%). Содер­ жание слюд (биотит, хлорит, мусковит) в песчано-алевритовых по­ родах колеблется от 5 до 20%.

Суммарное содержание цементирующих веществ в песчано-алев­ ритовых породах колеблется от 5 до 30%. Наименьшее их количество встречается в песчаниках, обладающих высокой проницаемостью,

инаибольшее — в алевролитах, обычно отличающихся меньшей проницаемостью, чем песчаники.

Изучение типичных образцов песчано-алевритовых нефтеносных пород пласта Б8 Мегионского месторождения показало, что наи­ более часто встречающиеся значения открытой пористости соста­ вляют главным образом 20—22%, проницаемость 200 миллидарси

иостаточная водонасыщенность 26—34%. На рис. 32 приведены порометрические диаграммы и кривые проницаемости, указыва­

ющие на долю участия в фильтрации пор различных размеров (М. И. Колоскова, О. Ф. Корчагин, А. А. Ханин, 1968). Группы крупных поровых каналов определяют проницаемость. Средние разности песчаников в отличие от мелкозернистых обладают более крупными порами и более высокой проницаемостью.

На рис. 33 приведена зависимость содержания остаточной воды от проницаемости. Оказалось, что не все породы-коллекторы одно­ типны. Это объясняется не только их составом, но и характером структуры норового пространства. Если коллекторы Мегионского, Усть-Балыкского и Сургутского поднятий (пласт Б8) близки по характеру структуры, то породы-коллекторы Шаимского и Мортымьинского поднятий (пласт П) значительно отличаются от первых по характеру корреляции проницаемости с остаточной водонасыщен­ ностью.

На Самотлорском месторождении пласт Б8 представлен чередо­ ванием пропластков песчаников и алевролитов с небольшими про­ слойками глин. Песчаников содержится более 80%. Песчаники полимиктовые и аркозовые, мелкосреднезернистые и среднезер­ нистые, с хорошей сортировкой зерен, слабо алеврито-глинистые. Средняя проницаемость их составляет 500 миллидарси, пористость 24%, остаточная водонасыщенность 18%.

Рис. 32. Распределение пор в нефтеносных песчаниках пласта Б8 Мегпонского месторождения и долевое участие их в проницаемости.

а — п есч ан и к и сред н езерн и сты е ар к о зо в ы е (п рони ц аем ость 2090 м и л л и д а р си , п ори стость 23% , о стат о ч н ая водон асы щ енн ость 18% ); б , в, г — п есч ан и ки м ел козерн и сты е ар к о зо в ы е (соответ­ ствен н о п р он и ц аем ость 980, 785, 475 м и л л и д а р си , п ори стость 22, 23, 2 2 % , остаточн ая водон а­

п есч ан и к и м ел ко зер н и сты е (п рон и ц аем ость 2 м и л л и д а р си , п ори стость 21% , о стато ч н ая водон а­

Песчаный пласт Б 1о в пределах Сургутского свода вскрыт па ряде месторождений: Усть-Балыкском, Сайгатинском, ЗападноСургутском, Сургутском, Северо-Сургутском, Вершинном, Очимкпнском, Мамонтовском, Южно-Балыкском и др. К северу от наз­ ванных площадей пласт Б 1о выделяется менее четко. Пласт харак­ теризуется литологической неоднородностью и сложностью строения. Он представляет собой систему песчаных линз и пачек, большей частью гидродинамически связанных друг с другом. Песчаники мелкозернистые, с прослоями аргиллитов, алевролитов и глинистых известняков.

^Проницаемость, миллидарси

Рис. 33. Зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости песчаных пород месторождений нефти и газа Западно-Сибирской низменности.

Отложения готерива — баррема широко распространены на тер­ ритории низменности. Они имеют мощность до 400—450 м. В раз­ личных районах низменности ввиду слабой палеонтологической изу­ ченности и литологического сходства пород готеривский и барремский ярусы включают ряд свит, носящих местные названия (алясовская, шаимская, леушинская, вартовская и др.). Литологически разрез готерива—баррема представлен переслаивающимися гли­ нистыми, песчаными и алевритовыми породами, с подчиненными прослоями конгломератов, гравелитов, известняков и мергелей.

В западной части низменности в разрезе готерива—баррема преобладают глинистые породы. К северу, северо-востоку и центру низменности в разрезе значительно увеличивается содержание пес­ чаников и алевролитов. В песчано-алевритовых породах готерива — баррема развиты преимущественно полиминеральные цементы в ос­ новном хлоритового, каолинитового и гидрослюдистого состава,

дорового, пленочного, регенерационного, контактового и базаль­ ного типов. Зона минимального содержания цемента (17%) каолини- тово-гидрослюдистого состава занимает центральную часть низ­ менности.

Отложения готерива—баррема на территории Среднего Приобья и к востоку от него в пределах Нижневартовского свода представ­ лены песчаниками мелко- и среднезернистыми, алевролитами, за­ легающими в толще глинистых пород. К нижней подсвите готеривского возраста приурочены промышленные нефтеносные пласты

—Б7, м о щ н о с т ь ю до 10—20 м и более. Основные залежи нефти в пластах Б 4—Б3 приурочены к Усть-Балыкскому, Западно-Сургут­ скому, Быстринско-Вынгинскому месторождениям. Крупные залежи нефти приурочены к пласту Б6 на Правдинском, Салымском, Каркатеевском, Тепловском и Самотлорском месторождениях.

Проведенный Ю. П. Беседовским, Л. И. Чуриковым и В. Н. Чер­ номорским (1971) литолого-минералогический анализ измененных пористых мелко- и среднезернистых полимиктовых песчаников плас­ тов Bj и Б 2 —Б3 Усть-Балыкского и Западно-Сургутского место­ рождений нефти показал, что процессы аутигенного минералообразования, обычно отрицательно влияющие на коллекторские свой­ ства пород, значительно менее развиты, чем коррозия и растворение обломочных зерен кварца и полевых шпатов. В терригенных поро­ дах-коллекторах Западно-Сургутского и Усть-Балыкского место­ рождений широко развиты процессы механической деформации, коррозии и переотложения растворенного материала. В пористых песчаниках вторичные процессы проявились наиболее интенсивно. В породах с более интенсивно проявившимися процессами раство­ рения терригенного материала с выносом растворенного вещества за пределы преобразованной породы отмечается и улучшение их емкостных свойств. В случае отсутствия явлений корродированности зерен пористость коллекторов составляет 16—19%, а при корро­ зии достигает 24—26%.

В настоящее время на месторождении Усть-Балык в промышлен­

Р. С. Сахибгареевым (1971) изучены глинистые минералы покры­ шек продуктивных пластов Б2—Б3 и Bj. В породах зафиксированы гидрослюды, железистый хлорит, каолинит, монтмориллонит и сме­ шанно-слойные образования с неупорядоченным чередованием слоев гидрослюды и монтмориллонита. Глины, содержащие до 10% мел­ коалевритовой фракции, преимущественно состоят из смешанно­ слойных образований ряда гидрослюда — монтмориллонит с преоб­ ладающим содержанием набухающих компонентов (до 80%). С уве­ личением алевритового материала в глинах возрастает содержание гидрослюды и железистого хлорита. В глинистых мелкозернистых алевролитах преобладают гидрослюда и хлорит. Перемычка между пластами Б 2—Б3 и Б , в основном сложена глинами алевритовыми

иалевролитами глинистыми с редкими прослойками тонкоотму­ ченной глины.

Кбаррему приурочены продуктивные пласты A j—А 12, сложен­ ные песчаниками преимущественно мелкозернистыми, алевролитами

иаргиллитами. Продуктивные пласты имеют изменчивую мощность,

ичасто на коротких расстояниях слагающие их песчаники замеща­ ются алевролитами или глинами.

На Сургутском и Нижневартовском сводах и Александровском мегавалу в разрезе баррема выделяются пласты А4—А12. Пласт А6 является наиболее выдержанным как по мощности, так и по лито­ логическому составу.

Впределах территории Нижневартовского свода отложения баррема промышленно нефтеносны на Ватинской (А12, А4, А3), Мегионской (А4) и Самотлорской (А4) площадях.

По данным А. К. Багаутдинова и др. (1971), на Соснинско-Со- ветском нефтяном месторождении продуктивный пласт Б8 мощ­ ностью 4—16 м обладает относительным литологическим постоян­ ством и прослеживается по всей площади. Пласт представлен песчаниками среднемелкозернистыми, слабо сцементированными, сло­ женными хорошо отсортированным материалом. Цемент пород хлоритовый, кальцитовый и хлорит-каолинитовый, содержание его достигает 20%, на своде 5%. Средняя пористость пласта Б8 состав­ ляет 22,6%, проницаемость около 500 миллидарси. На СоснинскоСоветском месторождении нефти пласт А ь к которому приурочены основные запасы нефти, выражен чередующимися прослоями пес­ чаных, алевролитовых и глинистых пород. Песчаные породы встре­ чаются также в виде линз среди глинистых пород. Мощность пес­ чаных прослоев изменяется от долей сантиметра до 1,5 м. Пласт характеризуется высокой степенью неоднородности по вертикали. Нижняя часть пласта отличается более высокими коллекторскими показателями по сравнению с верхней его частью.

Эффективная мощность пласта составляет 10—25 м. Продук­ тивность скважин до 160 м3/сут. Пористость изменяется от 10 до 30% и в среднем составляет 23,5%. Проницаемость пород колеб­ лется от 3 до 4000 миллидарси, среднее значение проницаемости около 100 миллидарси. Чисто нефтяная зона занимает крайне огра­ ниченную площадь (20%), в основном развита водонефтяная зона (А. К. Багаутдинов, Ю. И. Демушкин, М. X. Мусин, 1971).

На Быстринском месторождении, расположенном в пределах Чернореченского куполовидного поднятия Сургутского свода, основ­ ными продуктивными пластами являются Б 4 и Б 2 готерива. Из­ вестны продуктивные пласты в барреме (А7—А 1о). Продуктивные пласты Б( и Б 2 характеризуются неоднородным строением. В них может присутствовать несколько маломощных плотных глинисто­ алевритовых пропластков, разделяющих толщу песчаников мелко­ зернистых и алевролитов на отдельные слои. Породообразующими компонентами являются кварц, полевые шпаты и обломки различ­ ных пород. В песчаниках пласта Б 4 в отличие от пласта Б 2 содер­