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

два хорошо прослеживающихся алевро-песчаных прослоя, расчле­ няющихся пропластком, сложенным аргиллито-алевролитовыми по­ родами, не постоянным по мощности на площади месторождения и на некоторых участках выклинивающимся. В ряде случаев наблю­ дается фациальное замещение песчаных прослоев алевролитами глинистыми с низкой проницаемостью.

В песчаниках и алевро-песчаниках преобладают массивные тек­ стуры, иногда в них наблюдается плохо выраженная косая слои­ стость. Обломочный материал песчано-алевритовых пород в основном представлен угловато-окатанными и окатанными зернами кварца, сцементированными главным образом глинистым цементом контакт­ ного типа (глины гидрослюдистого состава).

Особенностью продуктивных девонских отложений Туймазинского месторождения является их чрезвычайная изменчивость по площади и в вертикальном направлении. Из огромного количества пробуренных на площади скважин нет ни одной, где бы разрез повторялся.

В девонских отложениях основные разведанные запасы нефти Туймазинского месторождения приурочены к песчаникам нижнефранского подъяруса верхнего девона (ДД и живетского яруса сред­ него девона (Дп).

В разрезе терригенной части девонских отложений Туймазин­ ского месторождения выделяются пять песчаных пластов, из которых нефтеносными являются пласты Ді (верхпепашийские слои нижнефранского подъяруса), Ди (нижнепашийские слои верхнеживетского подъяруса), Дш (ардатовские слои живетского яруса) и ДіѴ (воробьевские слои живетского яруса).

Песчаные пласты разобщены глинистыми разделами мощностью от 4 до 12 м, которые в некоторых случаях местами размыты. Этим обстоятельством объясняют гидродинамическую связь пластов Ді и Дп (И. Г. Пермяков, 1959). Пласты Д! и Ди представлены квар­ цевыми песчаниками мелкозернистыми, сложенными хорошо отсорти­ рованным и окатанным обломочным материалом. Песчаники чере­ дуются с тонкими прослоями алевролитов. Породы отличаются косой слоистостью. Рукавообразная форма песчаных пластов харак­ терна для отложений текущих вод в континентальных условиях.

Впластах Ді и Ди выделяют по три песчаные пачки — нижнюю, среднюю и верхнюю, которые разделены глинистыми пропластками.

Впласте Ді эти глинистые прослои более мощные и имеют большую протяженность, чем в пласте Дц.

Верхняя песчаная пачка пласта Ді состоит из отдельных песча­ ных линз, частично изолированных друг от друга. Песчаники сред­ ней пачки пласта Ді составляют основную массу пласта и просле­ живаются по всей площади месторождения, замещаясь в ряде слу­ чаев алевролитами и аргиллитами. Песчаники нижней пачки имеют рукавообразную форму и не прослеживаются по всей структуре.

Зоны развития нижней пачки песчаников пласта Ді характери­ зуются наибольшей мощностью и наилучшей проницаемостью. К ним

приурочено 3/ 4 всех промышленных запасов. На Туймазинском месторождении основная доля нефти находится в песчаниках высокой проницаемости; в алевролитах и алевритах заключается небольшое количество нефти.

Характеристика пористости и проницаемости песчаников пла­ стов Ді и Ди приведена в табл. 5, 6, 7.

Т а б л и ц а 5

Частота распределения пористости девонских песчаников

(по данным УфНИИ и ЦНИ.ТІ нефтепромыслового управления Туймазанефть)

Пьезопроводность песчаников пласта Ді составляет 12 200 см2/сек и пласта Дп — 8000 см2/сек. По данным И. Л. Мархасина, В. С. Симонкиной и И. Л. Рубинштейна, наиболее характерными размерами

Характеристика песчаных пород-коллекторов девона Туймазинского нефтяного месторождения

(по И. Г. Пермякову, 1959)

пласта Ді в скв. 1607, равная 1152 миллидарси в направлении парал­

Содержание остаточной воды в пласте Ді скв. 1529 и 1607, про­ буренных на безводной нефтяной основе (известково-битумный раствор), колебалось от 2 до 100% в зависимости от литологии пород. Средневзвешенные значения остаточной водонасыщенности по обеим скважинам следующие: в песчаниках мелкозернистых 9,7%, в алевролитах 40,5% и в глинистых алевролитах 73%. Соот­ ветственно проницаемость для этих пород равна 1590, 12 и 4 милли­ дарси, а пористость — 22,3, 13,6 и 7,7%. Содержание хлоридов

нередко имеют линзовидное строение или переходят в глинистые алевролиты. В зонах возрастания мощностей песчаников наблю­ дается улучшение коллекторских свойств, а также в ряде случаев слияние нижней и верхних пачек в единый пласт мощностью до 20—24 м.

Песчаники всех пачек в плане развиты в виде линейно вытянутых полос южного и юго-восточного простирания. В случае маломощных коллекторов хорошо проницаемые разности песчаников чередуются с участками развития слабо и плохо проницаемых пород. При значительной мощности коллекторов зоны увеличенных мощностей песчаников чередуются с зонами сокращенных мощностей с сопут­ ствующими им участками развития слабопроницаемых пород. С зо­ нами увеличенных мощностей песчаников сочетаются места слияния коллекторов нижней и средней пачек.

Коэффициент расчлененности для пласта Ді 2,14 и для пласта Діѵ 2,36. Анализ эксплуатации скважин на Шкаповском место­ рождении показывает самостоятельность работающих продуктив­ ных пропластков, разделенных аргиллитовыми прослоями. За счет расчлененности пластов происходит опережающая выработка более проницаемых продуктивных пропластков по сравнению с менее проницаемыми. По проницаемым прослоям наблюдается также более ускоренное движение вод от линий законтурного заводнения (Э. М. Халимов, 1969).

Д. В. Постников (1961) на основании изучения литологических типов пород-коллекторов терригенной толщи девона западной Башки­ рии и выяснения связи между пористостью и проницаемостью ука­ зывает на наличие прямой связи между средними величинами пори­ стости и проницаемости. Распределение значений проницаемости внутри узких интервалов пористости примерно соответствует лога­ рифмически нормальному закону распределения. Наличие трещино­ ватости и породах-коллекторах сказывается на повышении про­ ницаемости при различных значениях пористости. Для пород пла­ стов Дг и Дп наименьшей величиной пористости, при которой еще породы сохраняют проницаемость, является величина 12% (по Котяхову, Мельниковой и др. 9%). Для менее однородных пород пластов Діѵ и Дѵ нижней границей проницаемых пород является величина 9%.

Чекмагушское месторождение нефти расположено в пределах Бирской седловины. Разрез терригенной толщи девона Чекмагушской площади в основном однотипен Туймазинскому разрезу.

Продуктивные песчаные пласты Ді и Ди представлены мелко­ зернистыми песчаниками. Они разделены пачкой аргиллито-алевро- литовых пород, верхняя часть которых относится к верхнепашийским слоям нижнефранского подъяруса, а нижняя часть — к нижнепашийским слоям живетского яруса.

Основные запасы нефти приурочены к пласту Ді, сложенному мелкозернистыми песчаниками, глинистыми, с низкой отсортированностью обломочного материала, мощностью от 0 до 12 м. Песча­