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

керосина нз образца. Прорыв газа фиксировался визуально по пузырькам, поднимающимся от верхнего торца образца через слой керосина (виден сквозь прозрачные стенки плексигласовой трубки). Газовые пузырьки шли сериями или одиночно из одной точки или из двух-трех сразу.

По весу образца сухого, насыщенного и весу его после опыта рассчитывались объем порового пространства и объем вытесненной жидкости. По этим данным можно рассчитать емкость фильтру­ ющих пор.

Одновременно с этим H. Н. Павлова (ИГиРГИ) изучала дефор­ мационно-прочностные свойства методом вдавливания штампа, пред­ ложенного Л. А. Шрейнером. Этим методом определялись твердость, модуль упругости, коэффициент пластичности. Целью исследований деформационно-прочностных свойств было выявить способность пород-покрышек к трещинообразованию. В результате была пред­ ложена схематическая шкала предрасположенности глинистых пород к трещиноватости (табл. 3).

Таблица 3

Схематическая шкала предрасположенности глинистых пород к трещиноватости по деформационно-прочностным показателям

Опыты по прорыву газа через образцы глинистых пород, харак­ теризующихся различной проницаемостью и структурой порового пространства, показали, что при более низких давлениях он ха­ рактерен для пород с меньшей проницаемостью (рис. 8). Прорыв газа осуществляется преимущественно по группам наиболее крупных поровых каналов.

Структура порового пространства глин зависит от дисперсности и сортированности частиц и их сложения. Алевритовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницае­ мостью.

Относительна крупные поровые каналы обычно содержатся в норовом объеме глинистых пород в количестве от одного до не­

скольких процентов. Однако они в основном и влияют на величину проницаемости, их долевое участие составляет обычно около 40— 70%. (А. А. Ханин, 1969). Крупнопоровые глинистые породы (0,5— 1 мк) характеризуются относительно высокими значениями прони­ цаемости (10~3—10~2 миллидарси) и низкими величинами давлений

их капиллярные давления способны противостоять силам вытеснения, прорыва и фильтрации флюидов через экраны. Это особенно сле­ дует отнести к группам Д, Е и Р. Насмотря на, казалось бы, пони­ женную (группа Е) и низкую (группа F) экранирующую способность,

при соответствующих условиях, связанных с малыми давлениями, они могут быть флюидоупорами для залежей газа и нефти, а также разделять продуктивные пласты друг от друга, лишая их гидро­ динамической связи. В дальнейшем при разработке залежей эти перемычки между пластами при соответствующем падении давлений в отдельных пластах могут пропускать через себя флюиды.

Е В Р О П Е Й С К А Я Ч А С Т Ь С С С Р

ГЛАВА II

РУССКАЯ ПЛАТФОРМА И ПРЕДУРАЛЬСКИЙ ПРОГИБ

В пределах Русской платформы выделяются следующие нефте­ газоносные провинции, приуроченные к крупным впадинам оса­ дочного чехла и фундамента: Волго-Уральская и Тимано-Печорская провинции окраинных впадин платформы, Прикаспийская провин­ ция глубоко погруженной впадины, Днепровско-Донецкая провин­ ция внутренней грабеновой впадины (Н. Ю. Успенская, 3. А. Та­ басаранский, 1966; Г. Е. Рябухин, М. С. Бурштар и др., 1969; Ю. А. Косыгин, 1969).

В нефтегазоносных провинциях Русской платформы и Предуральского прогиба продуктивные горизонты связаны главным образом с отложениями палеозоя. Среди нефтегазоносных провинций Рус­ ской платформы ведущее место занимает Волго-Уральская про­ винция. Высокой газонефтеносностью отличается Днепровско-До­ нецкая провинция. Значительные потенциальные возможности имеет Прикаспийская впадина. Перспективны некоторые центральные и западные области Русской платформы.

ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Волго-Уральская провинция расположена в пределах восточной части Русской платформы на территории Татарии, северо-западной и Западной Башкирии, Удмуртской АССР, восточной части Киров­ ской области, сопредельных районов Ульяновской области и боль­ шей части Саратовской и Волгоградской областей.

В настоящее время по добыче нефти первое место занимают рай­ оны Татарии, где добывается около 40% нефти Волго-Уральской провинции (в основном Ромашкинский район); на втором месте стоят районы Башкирии (преимущественно Туймазинский); на тре­ тьем — Куйбышевская область (главным образом Кинель-Черкас­ ский район).

Основные запасы газа сосредоточены в южной части ВолгоУральской провинции, обрамляющей Прикаспийскую впадину. Наи­ большие запасы газа зафиксированы на Оренбургском месторо­ ждении. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям пале­ озоя (девон, карбон, пермь), в строении которого принимают участие терригенные и карбонатные образования (А. А. Трофимук, 1955).

Наиболее крупные запасы промышленных категорий нефти со­ средоточены в отложениях девона, в особенности в его среднем отделе. Известные месторождения нефти в девоне приурочены к Та­ тарскому своду и его юго-восточному склону (Бавлинское, Туймазинское, Александровское, Серафимовское, Константиновское, Леонидовское и др.), а также к южной оконечности Татарского свода (Шкаповское).

В северо-восточной части Пермской области основные залежи нефти обнаружены в нижнем и среднем карбоне, а на юге ее также в девонских отложениях (приурочены к северо-западному погру­ жению Башкирского свода).

Основными нефтесодержащими породами Бирской седловины яв­ ляются нижнекаменноугольные, а местами и среднекаменноугольные.

Рифогенные месторождения нефти имеют развитие в зоне про­ хождения южной ветви Предуральского прогиба — Бельской деп­ рессии; нефтеносными являются также вытянутые в меридиональном направлении структуры кинзебулатовского типа. Полоса рифовых массивов прослеживается вдоль западного борта Предуральского

в Куйбышевском Заволжье к карбонатным коллекторам приурочено около 65% от общего числа нефтяных и газовых залежей.

Промышленная нефтегазоносность в карбонатных породах встре­ чена по всему разрезу: в данковском и лебедянском горизонтах верхнего девона, в турнейском ярусе и серпуховском подъярусе нижнего карбона, в башкирском ярусе и каширском горизонте среднего карбона, в артинском и кунгурском ярусах нижней перми и в калиновской свите верхней перми.

Нефтегазоносный комплекс терригенного девона охватывает бийские, морсовские, черноярско-мосоловские, воробьевские, ардатовские, муллинские, пашийские и кыновские образования, в которых выделяются продуктивные пласты и горизонты.

В Куйбышевской и Саратовской областях в терригенном ком­ плексе девона выявлено более 150 месторождений газа и нефти. Основные промышленные запасы газа в Заволжье сосредоточены

встарооскольском, пашийском и кыновским горизонтах.

Впоследние годы в Саратовском Поволжье были обнаружены залежи нефти и газа в мосоловских (Степновская площадь), морсов-

ских (Квасниковская, Пионерская) и в бийских (Квасниковская, Восточно-Сусловская) отложениях. Залежи нефти и газа, приуро­ ченные к рассматриваемому газонефтеносному комплексу, являются преимущественно пластовыми сводовыми и значительно осложнены литологическими, стратиграфическими и тектоническими экранами (Степновское, Советское, Первомайское, Любимовское и др.).

Нефтегазоносный карбонатный комплекс девона и нижнего кар­ бона охватывает саргаевский, семилукский, бурегский, евлановский, ливенский, данковский, лебедянский, заволжский, малевский,

упинский, черепетский, кизеловский продуктивные горизонты. Кол­ лекторами в большинстве случаев являются оолитовые, псевдоолитовые, трещиноватые, выщелочные известняки и доломиты.

Наибольшее промышленное значение имеют залежи, приуро­ ченные к кизеловскому, черепетскому и малевскому горизонтам. Среди них преобладают пластовые сводовые.

Нефтегазоносный терригенный комплекс нижнего карбона вклю­ чает отложения бобриковского и тульского горизонтов. В Саратов­ ской и Куйбышевской областях к данному комплексу приурочено 120 залежей нефти и газа. В Саратовской области преобладают газовые залежи, в Куйбышевской области — нефтяные.

В Саратовском и Куйбышевском Заволжье основные залежи при­ урочены к бобриковскому горизонту. Продуктивные горизонты сло­ жены песчаниками, алевролитами. Преобладают залежи пластового сводового типа, реже пластовые, литологически экранированные. Этажи продуктивности от 2 до 120 м.

Отсутствие промышленных залежей в тульском горизонте в Са­ ратовском и Куйбышевском Заволжье связывают с ухудшением коллекторских свойств продуктивных пластов в связи с возрастанием роли глинистого и известковистого цементов.

Нефтегазоносный карбонатный комплекс нижнего и среднего карбона включает окские, серпуховские, намюрские, башкирские отложения. В нем на территории Саратовской и Куйбышевской областях открыто около 90 залежей, в том числе в Саратовском Заволжье 5 и в Куйбышевском Заволжье 20.

Залежи, приуроченные к рассматриваемому продуктивному ком­ плексу, в большинстве случаев являются пластовыми, реже пла­ стовыми с литологическими экранами. Максимальный этаж про­ дуктивности составляет НО м.

Нефтегазоносный терригенный комплекс среднего карбона охва­

36 залежей. Залежи пластовые сводовые. Этаж газоносности состав­ ляет от 6 до 90 м.

Нефтегазоносный карбонатный комплекс среднего карбона и ниж­ ней перми включает: каширский, подольский, мячковский горизонты среднего карбона, ассельский, сакмарский и артинский ярусы нижней перми.

В Саратовской области промышленные залежи в этом комплексе не выявлены. В Куйбышевской области с ним связана 21 залежь. Газовые залежи, выявленные на Баженовском и Кулешовском место­ рождениях, приурочены к артинским и гжельским отложениям. Залежи данного комплекса отложений преимущественно массивные.

Нефтегазоносный сульфатно-карбонатный комплекс кунгура вклю­ чает филипповский горизонт. Газовые и нефтяные залежи в карбо­ натных коллекторах филипповского горизонта имеют распростране­ ние только в Куйбышевской и Оренбургской областях. Например, на Кулешовском месторождении Куйбышевского Заволжья газовые