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

От прогиба по направлению к синеклизе фильтрационные свойства отложений улучшаются. Алданская и Анабарская антеклизы, Бай­ кальская складчатая область и Тунгусская синеклиза одновременно поставляли терригенный материал в область аккумуляции, в резуль­ тате чего вдоль бортов Вилюйской синеклизы и Приверхоянского прогиба, а также на сводовых поднятиях, близко расположенных к источникам сноса, особенно широко развиты песчаные коллекторы, отличающиеся хорошей сортировкой зерен и малым содержанием гидрослюдисто-монтмориллонитового цемента.

В разрезе мезозоя по литологическим критериям А. Е. Киселев выделяет два региональных нефтегазоносных комплекса (нижний триас, нижняя юра) и один возможно нефтеносный (верхняя юра — нижний мел). В первых двух комплексах выявлены промышленные газовые залежи (Усть-Вилюйское, Собо-Хайинское, Бадаранское, Средневилюйское, Неджелинское, Толонское и Мастахское место­ рождения), в третьем — притоки нефти и газа (Олойская, Берген­ ская, Бес-Кюельская и Средневилюйская площади).

А.Е. Киселевым наиболее полно изучены породы-коллекторы

ипороды-покрышки (1971). Разрез мезозойских отложений пред­ ставлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, в меньшей степени конгломератами и углями. Трансгрессивным сериям миогеосинклинальных комплексов свойственно однотипное строение: глинистые

толщи развиты в подошве и кровле, песчаные — в средней части.

Вкровле этих серий встречаются линзы известняка. Конгломераты

игрубозернистые песчаники приурочены к регрессивным сериям. Конгломераты состоят из окатанных галек метаморфических, хемогенных, магматических и эффузивных пород. Песчаники аркозовые

иолигомиктовые, реже граувакковые и биотито-кварцево-полево­

шпатовые. Аркозы и олигомиктовые песчаники распространены во всех комплексах, граувакки— в миогеосинклинальных комплек­ сах, а биотито-кварцево-полевошпатовые песчаники — в комплексе краевого прогиба и иногда в миогеосинклинальных комплексах.

В кельтерской серии (триасовый миогеосинклинальный комплекс) распространены алеврито-песчаные коллекторы II, III, IV, V и VI классов мощностью 6—15 м. В подошве и кровле серии развиты региональные глинистые покрышки мощностью до 200 м.

Хорошо проницаемые породы-коллекторы располагаются на ЛеноВилюйском своде (средняя открытая пористость 15—20%, эффек­ тивная 3—9%, проницаемость 40—100 миллидарси), очень слабо проницаемые — во внутренней зоне Приверхоянского краевого про­ гиба (открытая пористость 3—9%, проницаемость 0,1 миллидарси) и практически непроницаемые — в зоне сочленения прогиба с Верхо­ янской складчатой областью (общая пористость 2—4%). Из коллекто­

плохими фильтрационными свойствами коллекторов (V и VI классы). В байлыкской серии (юрскиймиогеосинклинальный комплекс) раз­ виты коллекторы I, II, III, IV, V и VI классов. В подошве и кровле

серии располагаются глинистые покрышки. Верхняя (50—90 м) имеет региональное распространение. Коллекторы с очень высокой проницаемостью устанавливаются на южном борту синеклизы и ЛеноВилюйском своде (общая пористость 23—29%, открытая 15—20%, эффективная 7—16%, проницаемость 10—230 миллидарси, редко 2500 миллидарси), с пониженной проницаемостью — во внешней зоне Приверхоянского краевого прогиба (открытая пористость 10— 14% , эффективная 6—9% ,проницаемость 2—20 миллидарси) и с низ­ кой проницаемостью — во внутренней зоне прогиба (общая пористость 2—11%, открытая 1—2%). Ухудшение коллекторов от синеклизы к прогибу связано с возрастанием плотности пород (2,18—2,6 г/см3), литофациальным замещением и эпигенетическим окварцеванием. Коллекторы серии газоносны, дебиты 421—4613 тыс. м3/сут. В китчанской серии этого комплекса распространены коллекторы III, IV и V классов. Максимальные параметры наблюдаются в породах Кемпендяйской впадины, Сунтарского и Лено-Вилюйского сводов (открытая пористость 20—28%, эффективная 12—14% проницае­ мость 30—300 миллидарси, средние — во внешней зоне Приверхо­

II, III, IV, V и VI классов; хорошо проницаемые породы устанавли­ ваются в зоне Лено-Вилюйского свода смежной с Приверхоянским краевым прогибом (пористость открытая 14—27%, эффективная 14—19%, проницаемость 100—600 миллидарси), средне проницае­ мые — в Линденской и Ситтенской впадинах на юге прогиба и слабо проницаемые — во внутренней зоне прогиба.

В нижнемеловом комплексе краевого прогиба распространены коллекторы I, II, III, IV, V и VI классов с наилучшими свойствами во внешней зоне прогиба (пористость открытая 29—31 %, проницае­ мость до 2000 миллидарси). Верхнемеловой комплекс наложенной впадины отличается коллекторами высокого класса, однако породыпокрышки отсутствуют.

Основные запасы газа Вилюйской провинции связываются в на­ стоящее время с нижнетриасовыми отложениями Хапчагайского поднятия — крупной положительной структурой второго порядка, расположенной в нижнем течении р. Вилюй. Основным продуктив­ ным горизонтом наиболее крупных Средневилюйского и Толонского газоконденсатных месторождений, расположенных в восточной части Хапчагайской структуры, является горизонт ТГШ нижнего триаса. Он залегает в кровле устькельтерской свиты (индский ярус) и пред­ ставляет собой 70—90-м пачку мелко-среднезернистых и неравно­ мернозернистых слабоуплотненных граувакко-кварцевых и арко- зово-граувакковых песчаников с подчиненными прослоями алевро­ литов, аргиллитов и мелкогалечных карбонатизированных конгло­ мератов. Широко распространены цементы пленочный (хлоритовый), поровый (каолинитовый), пленочно-поровый и контактово-поровый.

Продуктивный горизонт T JL-III характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и площади. В нем присут­

ствуют коллекторы от I до VI класса, доминируют коллекторы III и IV классов. Пористость открытая изменяется от 3,8 до 29,3% (средняя 17%), эффективная до 21%, проницаемость 0,01—2940 миллидарси (средняя 125 миллидарси).

Породы-коллекторы нефтегазоносных отложений Хапчагайского поднятия рассмотрены в работе Е. Г. Сорокиной, Р. С. Рояк и Л. Д. Неуйминой (1970). Среди процессов эпигенеза, резко снижа­ ющих коллекторские свойства, широко распространено уплотнение,

Карбонатизация пород, регенерация зерен кварца и полевых шпатов имеют локальное распространение. Однако иногда они при­ водят почти к полной потере пористости и проницаемости. Наиболее часто эти процессы проявляются в нижнетриасовых отложениях.

Среди нефтегазоносных отложений Средневилюйского, Толонского и Неджелинского месторождений преобладают породы-коллекторы средней и пониженной эффективной емкости и газопроницаемости. Лучшие породы-коллекторы отмечены среди продуктивных гори­ зонтов нижней юры Толонского и Мастахского месторождений. Это мелко-среднезернистые, хорошо отсортированные слабо сцемен­ тированные песчаники с пленочно-поровым и контактово-поровым хлорит-каолинитовым цементом, составляющим 5—10% породы.

СКЛАДЧАТЫЕ СООРУЖЕНИЯ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

САХАЛИНСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Сахалинская нефтегазоносная провинция находится на востоке

СССР. Она входит в состав Хоккайдо-Сахалинской ветви альпий­ ской складчатой области. Третичные отложения, представляющие наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности, достаточно хорошо изучены в восточной части Северного Сахалина. Они отно­ сятся к палеогену, миоцену и плиоцену и расчленяются на ряд свит

клинория прослеживается несколько антиклинальных зон меридио­ нального пространства, сложенных породами палеогена и неогена. С большинством брахиантиклинальных складок, развитых в этих зонах, связаны нефтяные и газовые месторождения (С. Н. Алексейчик и др., 1963; В. Я. Ратнер и др., 1962).

Первая промышленная нефть была получена в 1923 г. на место­ рождении Оха. В настоящее время на Сахалине известно более 40 нефтяных и газовых месторождений. Большинство из них, а также разведочные площади с доказанной промышленной нефтегазонос­ ностью расположены в северо-восточной части Северного Сахалина. Газовые и нефтяные залежи залегают на глубинах от 25 до 2520 м. До 500 м залегает 13,6% залежей, от 500 до 1000 м — 21,9%, от 1000 до 1500 м — 27%, от 1500 до 2000 м — 24,7% и ниже 2000 м — 12,8%. До глубин 1000 м расположено 65 нефтяных и 37 газовых залежей, ниже 1000 м — 88 газовых и 67 нефтяных. Газоконденсат­ ные залежи находятся в основном на глубинах ниже 1500 м.

Промышленные залежи нефти и газа преимущественно пласто­ вые сводовые, реже тектонически и литологически экранированные, приурочены в основном к песчано-алевритовым образованиям окобыкайской свиты (верхний миоцен) и в меньшей степени дагинской свиты (средний миоцен). В составе этих свит выделено более 20 про­ дуктивных горизонтов. Наибольшее число залежей связано с нижнеокобыкайскими отложениями.

Продуктивные пачки пород представлены в основном чередова­ нием песчано-глинистых отложений, в редких случаях монолитными

песчаными пластами, характеризующимися литологической измен­ чивостью. Пластовые резервуары сложены пачками, состоящими из частого чередования песчано-глинистых пород. В. Я. Ратнер (1963) выделяет четыре характерные группы резервуаров.

Первая группа резервуаров повсеместно распространена в пре­ делах месторождений Северного Сахалина, несмотря на некоторую изменчивость литологического состава коллекторов и их мощности. Коллекторы представлены обычно песками, песчаниками и алеври­ тами с невыдержанными прослоями глин.

Пески и песчаники разнозернистые с преобладанием средне- и мелкозернистого материала. Алевриты песчаные представлены плохо отсортированными зернами обломочного материала. Мощ­ ность продуктивных пачек колеблется от 2—4 м до нескольких де­ сятков метров.

Мощность пластовых резервуаров изменяется в значительных пределах. Так, XX горизонт нефти месторождения Тунгор имеет общую мощность 90—120 м; суммарная мощность песчаных пород (средняя пористость 18%) составляет 50—85 м (В. Я. Ратнер, 1963). Мощность XVII горизонта нефти месторождения Колендо изменяется от 17 до 70 м. Пористость в среднем составляет 25%, проница­ емость 210 миллидарси (Л. И. Петрицкая, В. Я. Ратнер, 1964).

Мощность XIII пласта месторождения Эхаби достигает 30—40 м. Породы пласта представлены песками среднезернистыми, с неболь­ шим содержанием глинистых частиц пористостью 23%. В югозападной части складки мощность пласта сокращается до 7—8 м, песок становится сильно глинистым, пористость уменьшается до 13— 15% (XIII, XIV и XVI пласты Эхаби; XVII, ХХа пласты Восточного Эхаби; IV пласт Южной Охи; III пласт Охи).

Вторая группа пластовых резервуаров характеризуется частич­ ным замещением на отдельных участках проницаемых пород слабо­ проницаемыми глинистыми породами (XV пласт Эхаби; ХХа пласт Восточного Эрри; IV и XVII пласты Гиляко-Абунана; XXVII пласт поднадвига и ХХб пласт надвинутой части Восточного Эхаби).

Третья группа пластовых резервуаров представлена частым чере­ дованием песчано-глинистых пород. Песчаные прослои иногда зале­ гают в виде небольших песчаных линз (XV пласт Гиляко-Абунана, XXII и XXIII пласты поднадвиговой части Восточного Эхаби).

Четвертая группа пластовых резервуаров характеризуется распро­ странением на периклиналях или крыльях структур и выклинива­ нием на площади месторождения. Литологически экранированные залежи нефти в этих пластах связаны с замещением проницаемых коллекторских пород слабопроницаемыми глинистыми породами (XVIII, XIX пласты Восточного Эхаби; XIX пласт Южной Охи).

На Сахалине встречаются и другой тип природных резервуаров — неправильной формы, литологически ограниченных со всех сторон практически непроницаемыми глинами. Этот тип резервуара имеет ограниченное распространение и выделяется в толще глинистых пачек (песчаная линза ниже XVII пласта Гиляко-Абунана).

Сахалинские залежи имеют преимущественно режим растворенного газа. Наиболее крупными на Сахалине являются нефтяные место­ рождения Восточно-Эхабинское, Эхабинское, Охинское, Тунгорское и Колендинское. Наибольшим вертикальным диапазоном нефте­ носности окобыкайская свита характеризуется на месторождениях Охинском (15 нефтеносных пластов), Восточное Эхаби (13 пластов) и Эхабинском (10 пластов). Наибольшим вертикальным диапазоном промышленной нефтегазоносности характеризуются месторождения, связанные с антиклинальными складками, осложненными много­ численными нарушениями.

Недра северо-восточной части Сахалина содержат значительные запасы газа. В последние 10—15 лет открыт целый ряд крупных газовых месторождений (Тунгорское, Абановское, Северинское и др.). Наибольшие запасы газа сосредоточены в месторождениях Вол-

преимущественно метановый (до 90—96%).

Вертикальный диапазон газоносности продуктивных отложений на северо-востоке Сахалина зависит главным образом от надежности вмещающих ловушек. По В. А. Клещеву (1965), глинистые покрышки мощностью менее 30—40 м не могут служить надежным экраном для залежей газа. Юго-западный район нефтегазонакопления харак­ теризуется высокими перспективами газоносности. Открытие Восточ- но-Лугинецкого многопластового газового месторождения подтвер­ ждает это положение. В юго-западной части острова широко распро­ странены угленосные отложения, что повышает перспективы обна­ ружения газовых месторождений за счет миграции газа из уголь­ ных пластов. Значительные перспективы газоносности связываются с прилегающими акваториями.

Тектоническая трещиноватость развита на Северном Сахалине в миоценовых отложениях всех свит. К. М. Обморышев (1962) выде­ ляет в них три-пять основных систем тектонических трещин. Степень трещиноватости возрастает со стратиграфической глубиной по мере увеличения плотности пород. Наиболее подвержены растрескиванию кремнистые аргиллиты и алевролиты нильской, тумской и дагинской свит.

Окобыкайская продуктивная свита широко распространена вдоль всего восточного побережья Северного Сахалина и известна на всех разрабатываемых месторождениях и разведочных площадях. В общих чертах литологический состав пород окобыкайской свитыпо всему рай­ ону одинаков: ее слагают чередующиеся, преимущественно плохо отсортированные разности синевато-серых глин, алевролитов и более светлых мелко- и среднезернистых песчаников. Мощность свиты непостоянна и меняется в широких пределах, от 800 до 1700—1800 м. К нижней подсвите относится пачка пластов от кровли дагинской свиты до подошвы XII пласта, к средней — пачка пластов V II—XII, к верхней — часть разреза от кровли VII до подошвы ІІ-бис пласта (по Гиляко-Абунанской номенклатуре).