Файл: Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.04.2024
Просмотров: 189
Скачиваний: 0
Коллекторы нижней подсвиты представлены преимущественно песчано-глинистыми алевролитами и плохо отсортированными поро дами переходного типа от алевролитов к песчаникам. Пески и песча ники развиты в южной и северной частях Сабинской антиклинальной зоны, а также почти по всей Эхабинской зоне. В средней подсвите поле развития песков и песчаников в северной части района расши ряется, захватывая перешеек полуострова Шмидт и северную часть Некрасовской зоны, а на юге — частично западное крыло Паромай ской зоны. В верхней подсвите поле песчаных пород-коллекторов увеличивается, охватывая Некрасовскую и Гыргыланьинскую зоны. По всему разрезу пески и песчаники содержат большое количество алевритово-глинистого материала, в среднем не менее 30—40%. На участках повышенной песчанистости коллекторы слагаются пре имущественно песками и песчаниками. По Б. К. Остистому (1965) наблюдается значительное ухудшение емкостных свойств коллекторов вниз по разрезу окобыкайской свиты. Верхняя и средняя подсвиты характеризуются развитием коллекторов преимущественно большой
исредней емкости (пористость открытая соответственно более 15%
и5—15%). Нижняя подсвита в основном содержит коллекторы средней и малой емкости (пористость 5—15% и меньше 5%).
Вверхней подсвите развиты преимущественно слабопроница емые и среднепроницаемые (10—1000 миллидарси и более) коллекто ры, а высокопроницаемые (до 1110 миллидарси) установлены только
врайоне Охи (Эхабинская зона). В средней подсвите отмечаются преимущественно те же группы коллекторов, но в западном направ лении (в южной части Некрасовской зоны) проницаемость пород заметно улучшается: здесь встречены высокопроницаемые коллекторы (до 1320 миллидарси), а породы проницаемостью ниже 10 милли дарси развиты слабо. В нижней подсвите известны в основном слабо
проницаемые коллекторы, и только в северном (от Эхабинской зоны к перешейку полуострова Шмидта) и в западном (к Гыргыланьинской зоне) направлениях улучшаются фильтрационные свойства пород, и они становятся среднепроницаемыми (предположительно до 150—200 миллидарси).
Во всех подсвитах относительно более проницаемы преимуществен но песчаные и алевролитовые породы, тогда как переходные разности их обладают худшими фильтрационными качествами. В верхней подсвите к высокопроницаемым породам относятся пески (Охинская группа складок), а в средней — алевриты (южные площади Некрасовской зоны и, вероятно, Глухарская группа структур
вГыргыланьинской зоне). На участках повышенной песчанистости
вбольшинстве случаев установлены коллекторы от среднедо вы сокопроницаемых. По всем подсвитам намечается улучшение проницаемости песчано-алевритовых пород в западном напра влении.
Открытие в 1971 г. ряда газовых залежей в верхнемиоценовых отложениях Анивского района, получение непромышленных при
токов нефти из кайнозойских отложений Красногорского и Невель-
ского районов подтверждает перспективность поисков залежей газа и нефти на Южном Сахалине. Палеогеновые отложения присутствуют только в юго-западной части Сахалина. Они подразделяются на ряд свит: конгломератную (палеоцен — ранний эоцен), нижнедуйскую (палеоцен—олигоцен), краснопольевскую (эоцен—ранний оли гоцен), такарадайскую (средний — поздний олигоцен). Накопление палеогеновой осадочной толщи происходило в прогибе. Эволюция прогиба в палеогене выразилась в формировании трех существенно различных толщ: континентальной, прибрежно-морской и морской. Различия в коллекторских свойствах пород, по В. В. Федорову (1970), связаны с фациальной изменчивостью одновозрастных оса дочных образований. Породы-коллекторы приурочены к зонам наи более резких фациальных замещений. Степень катагенетической измененности пород палеогена уменьшается с севера на юг, совпадая с направлением улучшения сортированности пластического мате риала и увеличения однородности его состава. В континентальных отложениях нижнедуйской свиты лучшими коллекторскими свой ствами обладают песчаники руслового происхождения. В прибрежно морских и морских отложениях коллекторами являются породы, сформированные в условиях литорали и перехода к сублиторали. Коллекторы трещинного типа наиболее развиты в разрезах, представ ленных тонкодисперсными, более уплотненными породами (например такарадайская свита). Наиболее перспективной в отношении нефте газоносности является прибрежная полоса суши на юге Сахалина, где развиты коллекторы более высоких классов (В. В. Федоров, 1970).
Выше палеогеновых отложений залегает вулканогенно-осадоч ная толща неогенового возраста, в которую входят аракайская, холмская, невельская, верхнедуйская и курасийская свиты, соот ветствующие нижнему, среднему и частично верхнему миоцену.
Изучение коэффициента метаморфизма органического вещества показало, что в аракайской, холмской, невельской, маруямской свитах оно находится на буроугольной, а в красноярковской, нижне дуйской, такарадайской и курасийской свитах — на газовой длинно пламенной стадиях метаморфизма, т. е. на стадиях наиболее интен сивной миграции битумоидов, что подтверждается и геохимическими исследованиями (И. И. Хведчук, Л. С. Маргулис, 1969).
Сопоставление полученных данных позволили дифференциро ванно оценить перспективы нефтегазоносности верхнемеловых и тре тичных отложений западного побережья Южного Сахалина.
Наиболее перспективными являются Красногорский, Холмский и Невельский районы. В Красногорском районе можно ожидать наличие залежей нефти и газа в карасийской свите и низах маруям ской. В Холмском районе в нижнедуйской свите возможны залежи нефти и газа, а в верхней части красноярковской свиты — газа (на глубинах до 3000 м). В Невельском районе в отложениях така радайской и нижнедуйской свит возможно наличие газовых залежей
(до 2500 м), а ниже |
(3000—4000 м), в отложениях нижнедуйской |
и красноярковской |
свит, — газонефтяных залежей. |
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Из рассмотрения геологических материалов по нефтегазоносным провинциям и областям территории СССР следует, что коллекторы нефти и газа, слагающие продуктивные пласты, характеризуются большим разнообразием по генезису, составу и сложению.
Залежи нефти и газа в своем большинстве приурочены к терригенным и карбонатным отложениям. Широко развиты песчано-алеври товые коллекторы нефти и газа на территориях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции Украины, Кавказа, Средней Азии, Западной и Восточной Сибири, Сахалина. Возраст пород-коллекторов от девона до плиоцена включительно.
Различие областей сноса, палеогеографическая обстановка в век накопления осадков и последующие процессы, способствующие их изменению, сказались на многообразии типов коллекторов, их емкостных и фильтрационных характеристиках.
Карбонатные и другие трещинные коллекторы, промышленно нефтегазоносные в различных регионах страны, в последние годы явились объектом интенсивного изучения. При оценке этого типа пород коллекторов по емкости и проницаемости, а также поисках благоприятных зон их развития приходится сталкиваться с рядом трудностей, к которым прежде всего следует отнести все еще слабую разработанность методов изучения и поисков подобных типов кол лекторов. Однако совершенно очевидно, что при этом следует приме нять комплекс лабораторных и промысловых методов, которые дол жны совершенствоваться.
Проницаемость коллекторов терригенного и карбонатного типов зависит от размера и содержания пор в горных породах. Исследова ния структуры норового пространства еще недостаточно широко проводятся в ряде промысловых лабораторий. Однако использование результатов такого исследования в сочетании со стандартным ана лизом керна и его литологическим изучением, а также промысловы ми характеристиками дает возможность значительно полнее оценить фильтрационные свойства пород.
Структура норового пространства наряду с физическими свой ствами насыщающих флюидов является одним из существенных факторов, определяющих процессы течения в пористых средах. Характер норового пространства сказывается на проницаемости
породы, |
а, следовательно, влияет на режим движения жидкостей |
и газов. |
Структура норового пространства существенно влияет |
и на полезную емкость пористой среды, так как от особенностей строения норового пространства, в частности от распределения норо вых каналов по размерам, зависит остаточная водонасыщенность поро ды. Поровое пространство, характеризующееся большим количеством тонких пор, обусловливает высокое содержание остаточной воды, а сле довательно низкую пористость и низкую нефтегазонасыщенность.
Структура порового пространства глинистых пород зависит от дисперсности, сортированности частиц и их сложения. Алеври товая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказы вает влияние на структуру порового пространства, формируются
относительно крупные поры, |
что сказывается на |
проницаемости |
и экранирующей способности |
глин. Более чистые |
разности глин |
уплотняются интенсивней по сравнению с алевритовыми и характе ризуются преимущественно тонкими сечениями норовых каналов, а, следовательно, низкой проницаемостью.
Для оценки экранирующей способности глинистых пород, кроме общегеологических факторов, могут служить параметры, характе ризующие фильтрующие свойства: максимальные диаметры пор, проницаемость, давление прорыва газа и нефти через насыщенную жидкостью систему поровых каналов. Пользуясь этими параметрами, мы охарактеризовали региональные глинистые породы-покрышки мезозоя эпигерцинской платформы юга СССР и Сибири.
На основании установленной зависимости между проницаемостью и указанными выше основными фильтрационными параметрами глинистые породы сгруппированы по их экранирующей способности. Дальнейшие исследования дополнят предлагаемую схему (табл. 4).
Для этого необходимо следующее: а) установить влияние мощности покрышек на экранирующую способность; б) установить влияние минералогии и гранулометрического состава глин и насыщающих их пластовых вод на экранирующую способность; в) выявить ниж ний предел уплотнения для глин различного состава без потери свойства пластичности; г) изучить глины-покрышки в различных тектонически напряженных участках земли; д) накапливать факти ческие данные о прорыве газа и нефти через различные по составу
итекстурно-структурному состоянию трудно проницаемые породы для решения методических вопросов и теоретических задач.
На долю залежей, продуктивные пласты которых представлены терригенными породами (пески, песчаники, алевриты, алевролиты), приходится примерно 75%, на долю залежей, пласты которых выражены карбонатными породами (известняки, доломиты), — 20%
итерригенно-карбонатными — 5%.
Несмотря на сравнительно большое количество залежей нефти и газа, только несколько десятков из них в состоянии обеспечить получение нефти и газа в крупных промышленных объемах (нефтя ные месторождения Самотлорское, Мамонтовское, Туймазинское, Ромашкинское и др., газовые месторождения Уренгойское, Мед
вежье, Газлинское, Шебелинское, Северо-Ставропольское, Вуктыльское, Оренбургское, Шатлыкское и др.).
В настоящее время в общем балансе добычи нефти в нашей стране ведущее место занимают отложения девонской и отчасти каменно угольной систем Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, юрской и меловой систем Западно-Сибирской нефтегазоносной про винции .
Продуктивные горизонты девонской системы имеют региональное распространение. Однако мощности их на территории Волго-Ураль ской нефтегазоносной провинции меняются. Девонские породы в целом отличаются довольно высокими значениями пористости и проницае мости, в особенности породы среднего девона.
Среди каменноугольных пород Волго-Уральской нефтегазоносной провинции лучшими коллекторскими свойствами обладают продук тивные породы нижнего карбона, их проницаемость достигает несколь ких дарси.
Среди коллекторов нефти в отложениях девона и карбона ВолгоУральской нефтегазоносной првинции преобладают песчаники мел козернистые, сложенные хорошо отсортированным и окатанным обло мочным материалом (нижнефранские и бобриковские отложения). Они характеризуются преобладанием коллекторов (I, II и III клас сов). Большинство залежей нефти и газа в пермских отложениях связано с карбонатными породами.
Особый интерес представляют породы-коллекторы пермского и каменноугольного возраста крупных карбонатных массивов — Вуктыльского и Оренбургского, в которых распределение пористо проницаемых зон связано с условиями формирования пустотного пространства в постседиментационный период. Значительную поло жительную роль в формировании коллекторских свойств назван ных карбонатных массивов сыграла тектоническая трещиноватость, наиболее развитая в центральных частях складок и тектонически напряженных зонах. Распространенные на этих участках породыколлекторы отличаются более высокими фильтрационными свойствами. К этим же зонам приурочено малое содержание остаточной воды и остаточной нефти. Следует отметить, что малое содержание оста точной воды зафиксировано в карбонатных толщах месторождений Оренбургского, Вуктыльского, Речицевского, Грачевского. Аномаль ное содержание остаточной воды даже в низкопроницаемых карбо натных породах названных месторождений является результатом воздействия на пленку остаточной воды полярных компонентов нефти и газоконденсата, а также следствием малого количества тонких пор (•<0,5 мк). В случае малой водонасыщенности косвенные методы применять следует только при условии внесения в получаемые резуль таты соответствующего коэффициента, который определяется для каждого конкретного случая.
В Восточной Украине в пермских отложениях преимущественно развиты продуктивные пласты терригенного состава большой мощ ности. Наиболее крупные месторождения газа и нефти этого региона