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

залежи вскрыты в I и II пластах филипповского горизонта на глу­ бинах 560—580 м.

Коллекторами служат мелкокавернозные доломиты эффективной мощностью 2,5—27 м (II горизонт), пористостью 15—20% и про­ ницаемостью 20—150 миллидарси. Дебиты газа незначительные — 5—230 м3/сут. В составе газа много азота. В Саратовском Заволжье залежи в сульфатно-карбонатном комплексе не выявлены.

В Оренбургской области известно более 250 нефтяных и газовых залежей, из них около 150 приурочено к карбонатным коллекторам. В карбонатных коллекторах находится 87% запасов газа.

Экранируются залежи глинистыми и сульфатными породами. В каждой продуктивной толще наибольшее промышленное значение имеют самые верхние пласты, которые непосредственно экранируются регионально выдержанными пачками труднопроницаемых пород. Для Оренбургской нефтегазоносной области характерно развитие газоносности в верхней части разреза. Основные промышленные запасы газа здесь сосредоточены под сульфатно-галогенными осад­ ками кунгурского яруса. Мощность последних увеличивается в юговосточном направлении, достигая в западной части Предуральского прогиба 2000 м.

Разрез палеозойских отложений, слагающих территорию ВолгоУральской нефтегазоносной области, расчленяется на пять крупных комплексов нефтегазонакопления. В кровле каждого из них залегают труднопроницаемые породы, играющие роль покрышек (глинистые и глинисто-карбонатные отложения кыновского, тульского, каширско­ го горизонтов, гидрохимические толщи кунгурского и казанского ярусов). Каждая из покрышек непосредственно экранирует слои, отличающиеся региональной продуктивностью.

Региональные продуктивные слои наибольшего промышленного значения на территории Волго-Уральской нефтегазоносной области залегают под покрышками того же возраста, также имеющими общее развитие. Размещение залежей нефти и газа связано со структурно­ геологическим строением региона (С. П. Максимов, В. А. Киров,

В.А. Клубов и др., 1970).

Оценка объемов нефтегазонасыщения разреза отложений пока­

зывает, что обычно наблюдается уменьшение насыщенности углево­ дородами снизу вверх, т. е. от более древних к более молодым ком­ плексам нефтегазонакопления. Внутри каждого из этих комплексов количество скоплений нефти и газа уменьшается в направлении снизу вверх.

Над крупными залежами нефти и газа обычно залегают трудно­ проницаемые толщи пород, в силу чего в верхних горизонтах (над залежью) скоплений нефти и газа практически не встречается. Однако имеются и обратные случаи. Так, над известными залежами нефти в терригенном девоне на Туймазинской и Шкаповской группе месторождений в верхних горизонтах (карбон) встречены промышлен­ ные залежи нефти, в то же время в Ромашкино, на Бондюге, Перво­ майском в карбоне промышленных залежей не встречено. Можно

предположить, что покрышка в зоне развития девонской залежи

вТуймазах ослаблена за счет большей песчанистости.

ВВолго-Уральскойнефтегазоноснойпровинции, особенно в восточ­ ной части платформы, где глинистые покрышки опесчанены в сводах крупных структур, в распределении залежей нефти (по Н. Д. Кованько) наблюдается определенная закономерность. Если в нижних горизонтах залежь нефти небольшая по объему, то в верхних гори­ зонтах обычно встречаются залежи большего объема. Так при нали­ чии сравнительно небольших залежей в девоне можно наблюдать большие скопления нефти в нижнем карбоне. Если же в нижнем карбоне имеется небольшая залежь, то обычно в среднем карбоне она значительней.

Впромежуточных толщах-экранах между продуктивными гори­ зонтами в результате наличия литологических окон и, возможно, трещин наблюдаются многочисленные нефтепроявления, как бы трассирующие пути миграции нефти из нижних горизонтов в верх­ ние. Подобные примеры особенно характерны для северного склона

Башкирского и Уфимско-Стерлибашевского сводов.

В Нижнем Поволжье с уменьшением мощности глинистой по­ крышки, увеличением содержания карбонатов и алевритового мате­ риала высота залежей, контролируемая покрышкой, снижается.

Для терригенного девона с толщами регионально выдержанных глин, почти не содержащих алевритовых частиц, обладающих хлорит-гидрослюдисто-каолинитовым составом, изменение их изо­ лирующих свойств связано с воздействием катагенеза. Для девон­ ских залежей нефти и газа Саратовской области, расположенных в зоне среднего катагенеза, глинистые толщи служат хорошими покрышками.

Встречаются залежи нефти и газа и в зоне позднего катагенеза (жирные и коксовые угли), там, где толщи аргиллитов имеют мощ­ ность 100—200 м (например, на Шляховской и Кудиновской пло­ щадях Волгоградской области). Однако залежи нефти отсутствуют

Отложения девонского возраста наиболее широко развиты на Русской платформе. Относимые к девону образования залегают в основании платформенного чехла и начинаются с отложений эйфельского и живетского ярусов среднего девона. К отложениям нижнего девона обычно относят красноцветные континентальные толщи, развитые в глубоких впадинах, перекрытых платформенным чехлом.

Продуктивные горизонты девонской системы в пределах ВолгоУральской нефтегазоносной провинции имеют региональное распро­

Нижняя часть нижнефранского подъяруса сложена терригенными породами, верхняя — карбонатными.

Верхнефранский подъярус состоит из горизонтов бурегского, воронежского, евлановского и ливенского, представленных извест­ няками и в меньшей мере доломитами. В составе фаменского яруса мощностью 320—410 м выделяются задонский, елецкий, лебедян­ ский и данковский горизонты, представленные в основном известня­ ками и доломитами.

На Урале франский ярус подразделяется на два подъяруса. Нижнефранские отложения представлены в нижней своей части терригенными породами, получившими на западном склоне Среднего Урала наименование пашийского горизонта.

В районах, где пашийский горизонт нефтеносен, он слагается кварцевыми мелкопесчаными и нормальными алевролитами, аргил­ литами, мелкозернистыми песчаниками с прослоями известняков.

Минералогический комплекс песчано-алевролитовых пород па­ шийского горизонта в основном остается постоянным для большин­ ства районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Терригенный комплекс девона ограничен снизу кровлей кристал­ лического фундамента или бавлинской свиты, а сверху подошвой пачки известняков, залегающей в кровле кыновского горизонта. Он объединяет отложения эйфельского, живетского и нижней части франского ярусов.

Изучение минерального состава глинистых покрышек всех на­ званных продуктивных пластов, проведенное T. Т. Клубовой (1966), показало, что породообразующими минералами являются гидро­ слюда и каолинит, содержащиеся в глинах в разных количествах. В небольшом количестве присутствуют смешанно-слойные минералы типа гидрослюда—монтмориллонит. Количество каолинита и сме­ шанно-слойных минералов возрастает с увеличением примеси терригенных минералов за счет постседиментационного новообразования. Благодаря наличию органического вещества экранирующие свой­ ства покрышек достаточно высокие, несмотря на значительную при­ месь терригенных минералов.

По составу и текстурно-структурным особенностям в терригенном девоне лучшими глинистыми породами-экранами являются покрышки, изолирующие пласт Дш от пласта Дш, пласта Дш от пласта Ди и покрышки пластов Д! и Дк-

Рассмотрение развития продуктивных пластов на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показывает следу­ ющее. Пласт Дѵ приурочен к базальной пачке такатинской свиты

и некоторые районы Татарии). Пласт Дѵ покрывают глины алевритистые, содержащие слойки и линзы алевролита, или глинистые известняки бийского и кальцеолового горизонтов. Пласт Дѵ залегает в основании бийского горизонта эйфельского яруса и имеет ограниченное распространение (северо- и юго-восток Куйбышевской

области и прилегающие районы Оренбургской области). Продуктив­ ные пласты эйфельского яруса (морсовский, мосоловский, черноярский горизонты) на территории Саратовского Поволжья не имеют местных индексов.

Пласт Діѵ приурочен к нижней части воробьевских слоев старо­ оскольского горизонта. Он развит в восточной части Куйбышевской области, в северо-западных районах Оренбургской области, на юго-востоке Татарии и юго-западе Башкирии (Ді'ѵ)- К воробьевским слоям приурочен наиболее мощный нефтеносный и газоносный пласт Саратовского Поволжья (Д2-ѵ)- Продуктивные горизонты пласта Д 2-ѵ находятся на глубинах от 2000 до 2815 м.

Пласт Дш залегает в ардатовских слоях старооскольского горизонта. На территории Саратовского Поволжья к нижней части ардатовских слоев относятся два песчаных пласта —Д 2-іѵа и Д 2-іѵб- Пласт Дц залегает в основании муллинских слоев староосколь­ ского горизонта, в Куйбышевской области он распространен огра­

ниченно.

Пласт Дх является основным продуктивным пластом на тер­ ритории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Он приурочен к пашийскому горизонту и отсутствует в зонах размыва данных отложений. Строение пласта Ді на различных участках названной территории не однотипно. Иногда он образует один прослой, раз­ личный по мощности, но чаще распадается на 2—5 прослоев, разде­ ленных пропластками глин и глинистых алевролитов.

Пласт Дкі расположен под вторым прослоем известняка от осно­ вания кыновского горизонта. Он развит почти повсеместно в Куй­ бышевской области и в прилегающей части Татарской АССР, а также на юго-западе Башкирской АССР.

Пласт До приурочен к средней части кыновского горизонта и раз­ вит на значительной территории Татарской и Башкирской АССР, а также на юго-западе Куйбышевской области.

Ниже рассматриваются породы-коллекторы продуктивных гори­ зонтов в разрезах ряда месторождений 1.

Туймазинское месторождение нефти расположено в юго-восточ­ ной части купола Татарского свода. Оно состоит из двух поднятий — Туймазинского и Александровского. Наиболее обширным из них является Туймазинское. Поднятие ориентировано в северо-восточ­ ном направлении. Характерной чертой этого поднятия является его ассимметричное строение. Вершина свода расположена вблизи относительно крутого юго-восточного крыла.

Основная нефтяная залежь приурочена к базальным породам пашийского горизонта, представленного в основном песчаниками мелкозернистыми и алевро-песчаниками пласта Ді. Мощность пес­ чаников нижнепашийской свиты изменяется от 0,8 до 17 м и в сред­ нем равна 9 м. В нижнепашийский отложениях обычно выделяются

1 Индексация одновозрастных пластов на территории Волго-Уральской провинции не везде совпадает.