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

и С. И. Шишигиным, показывает, что в отложениях верхнего мела породы-коллекторы I—II классов занимают центральную и север­ ную части низменности. Породы-коллекторы апта—альба—сено­ мана северной части (Тазовское, Пурпейское, Уренгойское, За­ полярное) характеризуются колебаниями в проницаемости (4— 4500 миллидарси) и пористости эффективной (6—28%). Коллекторы IV—VI классов развиты на территории Ханты-Мансийской и Надым­ ской впадин, где песчаные и алевритовые породы составляют 20— 30% разреза. Большое содержание глинистого цемента, обилие слюд и высокая карбонатность пород отрицательно сказываются на их фильтрационных свойствах. Коллекторы III—IV классов раз­ виты в окраинных зонах впадин. Основная масса коллекторов высоких классов обычно имеет морской и прибрежно-морской

генезис.

Работами Г. Н. Перозио (1960, 1964, 1967) показано изменение пород-коллекторов с глубиной. Она выделяет в отложениях мезо­ зоя стадию начального эпигенеза (до глубины 2100—2300 м) и глу­ бинного эпигенеза (ниже 2300 м).

Г. Э. Прозорович (1969) выделил две крупные зоны, отлича­ ющиеся по развитию коллекторов разных классов, в разрезах, где распространены граувакковые песчаники и алевролиты с малым содержанием глинистого цемента. Верхняя зона (до глубины 2300 м) характеризуется развитием коллекторов преимущественно I —III клас­ сов. В пределах этой зоны изменение коллекторских свойств свя­ зано главным образом с фациальными условиями седиментации. Коллекторские свойства пород нижней зоны (от 2300 м) изменяются главным образом в пределах IV—VI классов проницаемости и обу­ словливаются в основном широким развитием вторичных межзер­

новых контактов.

Составу и свойствам глинистых пород-покрышек стали уделять

тинского, Н. С. Цепелева, Л. М. Гаврилиной, T. Т. Клубовой, Г. Н. Перозио, О. К. Макарова, Р. С. Сахибгареева, Б. В. Топычканова, А. Г. Пода, Б. В. Филиппова, Г. П. Сверчкова, Г. В. Мас­

ленниковой, Г. П. Евсеева и др.).

В мезозое Западно-Сибирской низменности встречено несколько регионально выдержанных экранов, породы-покрышки верхнего от­ дела юры, турона и др. Имеются экраны между продуктивными пластами в пределах крупных сводов и локальных поднятий. Мине­ ралогия глин, перекрывающих залежи, довольно разнообразна. Так, группы залежей перекрываются хлоритовыми глинами (неф­ тяной пласт Б10 Мегионского месторождения), преимущественно монтмориллонит-гидрослюдистыми глинами (пласт Б х Усть-Балык- ского месторождения), хлорит-гидрослюдистыми глинами (пласт Б в Пойкинского поднятия), гидрослюдистыми глинами (Шаимская группа нефтяных месторождений), монтмориллонитовыми глинами (сеноманский газоносный горизонт группы северных месторождений

Тюменской области). Г. Э. Прозорович (1969) предполагает, что нарушение экранирующих свойств глинистых пачек, залегающих над водоносными горизонтами, связано с наличием в них алеврито­ вой примеси, прослоев алевролитов и песчаников, а также трещи­ новатости.

Глинистые пачки, залегающие над нефтеносными пластами, содержат глины, в основном выдержанные по простиранию, не со­ держащие прослоев алевролитов и песчаников. Иногда эти прослои находятся высоко над продуктивным пластом. Перетоки газа и нефти из пластов, перекрытых глинистыми покрышками, Г. Э. Прозо­ рович объясняет трещиноватостью глин, если последние в достаточ­ ном количестве содержат алевритовые и другие разности, подвер­ женные трещиноватости. Нам представляется, что не обязательно в таких породах надо ожидать наличия трещин, так как структура их норового пространства (группы относительно крупных поровых каналов) может вполне обеспечить переток флюидов из пласта в пласт.

Т. Ф. Антонова (1970) указывает, что микропереслаивание гли­ нистых песчано-алевритовых прослоек повышает сопротивляемость к растрескиванию при тектонических толчках. Гранулометриче­ ский состав глинистых пород существенно влияет на их экраниру­ ющие свойства. Это положение рассматривается в работах А. А. Ха-

вещества в глинах повышает их экранирующие свойства. Основ­ ными породообразующими глинистыми минералами пород-покрышек над пластами группы Б, по Р. С. Сахибгарееву, являются гидро­ слюда, хлорит и неупорядоченные смешанно-слойные образования.

По данным И. Н. Ушатинского и др., покрышками являются тонкоотмученные и алевритовые глины, а также глинистые алевро­ литы (1970). Глинистые покрышки газовых месторождений на севере Тюменской области в основном содержат монтмориллонит с рез­ ким преобладанием натрия в обменном комплексе глин. В глинистых покрышках нефтяных месторождений Шаимского района и газовых месторождений Березовского района породообразующими глини­ стыми минералами являются гидрослюды. В значительном коли­ честве присутствует коалинит, монтмориллонит и смешанно-слой­ ные образования играют подчиненную роль или отсутствуют.

Для региональных пород-покрышек крупных нефтяных и газовых месторождений Западно-Сибирской низменности согласно иссле­ дованиям И. Н. Ушатинского характерны мощности в несколько десятков метров и более, наличие выдержанных по вертикали и го­ ризонтали литологически однородных прослоев тонкодисперсных глин. Мощность этих прослоев 5—20 м, примесь алевритового матери­ ала не превышает единиц процентов. Характер глинистых материалов таков, что породы-покрышки обладают пластичностью, набухаемостью и характеризуются низкой проницаемостью. Используя классификацию глинистых пород-покрышек А. А. Ханина (1968), И. Н. Ушатинский относит их к группе А. К покрышкам групп

А—В И. Н. Ушатинский относит в Сургутском и Нижневартов­ ском районах тонкоотмученные глинистые прослои пимской и чеускинской пачек алымской свиты, в Шаимском районе глинистые прослои улансынской свиты, на севере низменности глины кузне­ цовской свиты. К группам С—Е относятся глинистые разделы между пластами B j—Б5 (Сургут), битуминозная пачка (Шаим) и другие.

Экспериментальными работами выявлена связь между характером порового пространства, проницаемостью и давлением прорыва газа через насыщенные образцы глинистых пород (А. А. Ханин, 1968). Основное влияние на фильтрационные и экранирующие свойства глинистых пород оказывают размеры наиболее крупных норовых каналов. Изучение глинистых пород-покрышек ряда газовых, газо­ конденсатных и нефтяных месторождений Западно-Сибирской низ­ менности (Мессяхское, Уренгойское, Северное, Зимнее, Ватинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское, Малобалыкское и др.), проведенное под нашим руководством К. А. Абдурахмановым и О. Ф. Корчаги­ ным, показало, что пористость их с глубиной снижается. Так, на глубине 840 м пористость (средние данные) 24%, проницаемость 8-10~3 миллидарси; на глубине 1500 м пористость 17%, проницае­ мость 4-10~3 миллидарси; на глубине 2000 м пористость 11%, про­ ницаемость 2• 10~5 миллидарси; на глубине 2500 м пористость 6%, проницаемость 2 -10- 6 миллидарси. Давление прорыва газа зависит от размера максимальных пор. Так, при размерах максимальных пор 0,08, 0,20, 0,30, 0,40, 0,50, 0,60, 0,70 и 0,80 мк давление прорыва газа соответственно составляет (средние данные) 60, 25, 18, 14, 10, 8, 6 и 4 кгс/см2. Алевролиты сильно глинистые, на глубинах 840— 2400 м по своим свойствам не отличаются от глин алевритовых и являются покрышками многих залежей нефти и газа. Аргиллиты в основном залегают ниже глубин 2200 м и служат главным образом покрышками нефтяных месторождений. Аргиллиты битуминозные, с органическими остатками, являются также покрышками и для некоторых газоконденсатных залежей (Мыльджинское, КД; Среднесильгинское, КД; Лугинецкое, верхняя юра).

ВОСТОЧНО-СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА И ПРЕДВЕРХОЯНСКИЙ ПРОГИБ

Восточно-Сибирская (Сибирская) платформа распространена на большой территории и охватывает огромные пространства между­ речья Енисея, Лены и Алдана, простираясь от хребта Восточные Саяны на юго-западе до Ледовитого океана на севере. Восточной границей платформы является Верхоянское горное складчатое соо­ ружение, северной границей — Таймырское складчатое сооружение. Западную границу платформы условно проводят по Енисею. Южная выступающая клином часть Восточно-Сибирской платформы назы­ вается Иркутским амфитеатром (Н. Ю. Успенская, 3. А. Табасаран­

ский, 1966).

Фундамент платформы сложен докембрийскими метаморфиче­ скими и вулканогенно-кристаллическими породами архея и протеро­ зоя. Основными структурными элементами Восточно-Сибирской плат­ формы являются выступы архейского фундамента — массивы Анабарский на севере и Алданский на юго-востоке, над которыми в оса­ дочном чехле образовались крупные поднятия. На границе со склад­ чатыми областями выделяются передовые прогибы: Предверхоян­ ский, Лено-Анабарский, Прибайкало-Ленский (Ангаро-Ленский), Прис'аяно-Енисейский. Последние два прогиба заполнены кембрий­ скими отложениями, тогда как Предверхоянский и Лено-Анабарский прогибы заполнены мощной толщей триасовых, юрских и меловых отложений. В настоящее время в пределах восточной и юго-восточной частей Восточно-Сибирской платформы выделяют две нефтегазонос­ ные провинции: Ангаро-Ленскую и Вилюйскую.

АНГАРО-ЛЕНСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Ангаро-Ленская нефтяная провинция расположена в пределах Иркутского амфитеатра и соответствует нижнепалеозойской окраин­ ной впадине платформы. В строении осадочного чехла принимают участие три крупных литофациальных комплекса: терригенный,

терригенно-сульфатно-карбонатный и сульфатно-галогенно-карбонат­ ный. Терригенный комплекс представлен ушаковской свитой и нижнемотской подсвитой; терригенно-сульфатно-карбонатный средне- и верх-

немотский подсвитами; сульфатно-галогенно-карбонатный — усоль­ ской, бельской, булайской и ангарской свитами.

Базальными слоями осадочного чехла являются позднедокембрийские отложения ушаковской свиты. Разрез свиты представлен пере­ слаиванием аргиллитов, алевролитов и мелкозернистых песчаников. По мере приближения к восточной периферийной зоне обломочные породы становятся более грубозернистыми, и в разрезе начинают преобладать песчаники (более 50%). Особенно резкие фациальные замещения наблюдаются в узкой полосе Прибайкалья, где в разрезе свиты отмечается обилие грубых граувакковых песчаников при подчиненном развитии конгломератов и гравелитов. Мощность свиты

вобрамлении амфитеатра достигает 1200—1500 м, резко сокращаясь

квнутренним участкам. Полностью выклинивается свита на севере амфитеатра.

Нижнемотская подсвита на территории амфитеатра распростра­ нена повсеместно и в отличие от ушаковской свиты характеризуется преимущественно псаммитовым составом.

Резкое сокращение привнося обломочного материала в бассейн седиментации и значительное его засолонение обусловили формиро­

вание пород терригенно-сульфатно-карбонатного комплекса. Неустой­ чивая гидрохимическая обстановка, существовавшая в бассейне, обусловила формирование мощных пачек солей в усольское, верхнебельское и верхнеангарское время и мощных толщ карбонатных пород в нижне-среднебельское, булайское, нижнеангарское и осин­ ское время (Д. И. Дробот, А. Н. Золотов, О. И. Карасев, В. В. Сам­ сонов, 1969).

В связи с поисками залежей нефти и газа в Ангаро-Ленской провинции многие исследователи уделяли внимание изучению не только ее геологического строения, но и нефтегазоносности этого региона (В. В. Сенюков, Я. К. Писарчик, С. М. Замараев, В. Г. Ва­ сильев, И. П. Карасев, Ю. А. Притула, М. М. Мандельбаум, Б. В. Корнев, И. И. Рибас, И. Е. Постникова, В. Ф. Горбачев, М. М. Одинцов, К. А. Савинский, М. А. Лахновский и др.), но и харак­ теристике пород-коллекторов (К. М. Борисова, Е. Н. Мещерская, Я. Н. Перькова, В. С. Карпышев, И. П. Карасев, Ф. Н. Яковенко, Л. П. Гмид, В. Н. Калачева, Л.Д. Кноринг, С. К. Стетюха, В. Г. По­ стников, П. С. Зайчук, А. В. Ильюхина, А. И. Горячева, С. В. Носо­ вский, Ю. И. Марьенко, А. П. Железнова, В. С. Муляк, К. Г. Гинз­ бург, С. Г. Шашин, Л. А. Буддо и др.).

Вразрезе осадочного чехла Иркутского амфитеатра Сибирской платформы нефтегазоносны терригенные породы верхнего докембрия,

атакже карбонатные отложения нижнего кембрия. Терригенные толщи пород в этом регионе преимущественно газоносные, тогда как вышележащие карбонатные нефтеносные.

В1962 г. из опорной скважины на Марковской площади с глу­ бины 2164 м (осинский горизонт усольской свиты) был получен газонефтяной фонтан со свободным суточным дебитом нефти более 1000 т и газа до 500 тыс. м3.

На этой территории установлена региональная газоносность терригенных отложений венда и перспективность терригенных отло­ жений рифея (марковский и безымянный горизонты). Наиболее высокие и устойчивые притоки газа в Приленском районе связаны с песчаниковой частью разреза парфеновского горизонта нижнемотской подсвиты венда. На Марковской площади к этой части раз­ реза приурочена газоконденсатная залежь.

Нефтегазопроявления из песчаников парфеновского горизонта получены на ряде площадей: Потаповской, Северо-Марковской (Ярактинское месторождение нефти), Непской, Токминской, Волоконской.

Песчаные разности нижнемотской подсвиты значительно пре­ образованы постседиментационными процессами. В них наблюдается вторичное минералообразование (вторичный кварц), структуры уплот­ нения (вдавливания, регенерации); встречаются катаклазированные и трещиноватые зерна кварца, пелитизированные и серицитизированные полевые шпаты. Наблюдается присутствие вторичного квар­ цевого цемента (регенерационный, порово-регенерационный) в коли­ честве от 2 до 22%. При интенсивности эпигенеза в песчаниках до 5 (по С. С. Савкевичу) проницаемость их составляет от 50 миллидарси и выше, при интенсивности 5—10 проницаемость от 50 до

10миллидарси.

Вразрезе отложений верхнего докембрия А. С. Шашин (1971) выделяет четыре типа песчаных пород, различающихся по коллектор­ ским показателям: а) песчаники мелкозернистые пористостью откры­ той И —15% и эффективной 9—13%, проницаемостью более 500 мил­

лидарси (медианный диаметр фильтрующих пор 13 мк и более); б) песчаники мелкозернистые пористостью открытой 9—15% и эффек­ тивной 7—11%, проницаемостью 100—500 миллидарси, а также песчаники среднезернистые пористостью открытой 5—14%и эффек­ тивной 4—11%, проницаемостью 100—500 миллидарси (медианный диаметр фильтрующих пор 9—13 мк); в) песчаники мелкозернистые пористостью открытой 4—13% и эффективной 2—7%, проницае­ мостью 10—100 миллидарси (медианный диаметр фильтрующих пор 4—8 мк); г) песчаники среднезернистые пористостью открытой 7—14% и эффективной 3—7%, а также песчаники мелко- и средне­ зернистые, пористостью открытой 8—16% и эффективной 1—5%, проницаемостью 1—10 миллидарси (медианные диаметры фильтру­ ющих пор 3—4 мк).

В разрезе отложений верхнего докембрия песчано-алевритовые коллекторы залегают в виде прослоев, приуроченных к различным его частям. I пласт приурочен к нижнемотской подсвите, II — к верх­ ней пачке ушаковской свиты, III—VI пласты — к ушаковской свите (характеризуются низкими значениями пористости и проницаемости и обычно не содержат пород-коллекторов).

I пласт характеризуется наиболее благоприятными коллектор­ скими показателями в двух фациальных зонах накопления преиму­ щественного песчаного материала: зоне развитий фаций направлен­