Файл: Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа.pdf

Ill пласта. Сбросы чередуются со взбросами, как и горсты с гра­ бенами. В направлении от центральных к периферийным участкам структуры смещения принимают более выдержанный ступенчатый характер. Трещины имеют протяженность от нескольких метров до нескольких километров. Коллектор III пласта разбит на блоки, не­ редко несколько изолированные глиной на притертых стенках тре­ щин.

Основным промышленным объектом является III пласт среднего девона. Он представлен чередующимися кварцевыми песчаниками, аргиллитами, алевролитами и конгломератами, преобладают квар­ цевые песчаники с зернами 0,25—0,05 мм. Конгломератовидные разности характерны для кровли и подошвы пласта. Внутрипласто-

Есть участки, где почти половину мощности нефтеносной части пласта составляют непроницаемые аргиллиты и почти непроница­ емые алевролиты. Аргиллиты светло-серые, сухие, с частыми остат­ ками обугленной флоры, без всяких признаков битуминозности. Алевролиты обычно содержат следы нефти. Часто эти прослои слу­ жат непроницаемыми преградами, не допускающими выравнива­ ния нефтенасыщенности. В связи с этим встречаются и слабонасы­ щенные нефтью песчаники, и участки с аномально высокой газонасыщенностью (газовые карманы).

Коллекторские свойства III пласта хорошие. Пористость более 70%, проницаемость свыше ЮООмД, однако встречаются прослои песчаника проницаемостью в сотни и даже единицы миллидарси. Средняя пористость 14—15%, пределы изменения пористости от 3,5 до 33,5%- Трещиноватость пород значительно улучшает коллек­ торские свойства. Некоторые тектонические трещины сопровож­ даются серией мелких сколов, создающих околотрещинную зону дробления преимущественно с висячего бока трещины. Эти зоны дробления с примыкающими к ним рыхлыми песчаниками обла­ дают особенно высокими коллекторскими свойствами.

Базальный III пласт в пределах Ярегского месторождения со­ держит огромную залежь тяжелой нефти, резко отличающуюся по своим свойствам от большинства других известных нефтей ТиманоПечорской провинции.

По А. П. Желудеву (1954) ярегская нефть имеет следующую среднюю характеристику по 42 исследованным образцам: df>—

0,941 г/см3, вязкость 5200 сПз (при 100° С кинематическая вяз­ кость 24,71), содержание акцизных смол 67,0%, парафина 0,4%, асфальтенов 2,36%, серы 1,11%, выкипает до 300°С 15,8%. Груп­ повой состав дистиллятной части: метановых 21,15%, нафтеновых 45,6%, ароматических 33,25%. Таким образом, ярегская нефть яв­ ляется нафтеново-ароматической, тяжелой, сернистой, беспарафинистой.

К приподнятым участкам месторождения (шахта 3) приурочены наиболее легкие нефти. Самая тяжелая нефть встречена в шахте 2.

170

Дифференциация нефти по плотности происходит не только в зави­ симости от структурного положения участка, но и по вертикаль­ ному разрезу пласта: к подошве нефтеносного пласта нефть ста­ новится более тяжелой.

Многими скважинами вблизи ВНК вскрывалась очень вязкая и тяжелая (более 0,95 г/см3) нефть, которая практически не дре­ нируется. Зона такой вязкой (мертвой) нефти имеет в отдельных случаях мощность до 10—15 м, и ее образование, по-видимому, связано не только с дифференциацией нефти по плотности, но и с окислительным воздействием на нефть подстилающей пластовой воды, отличающейся повышенной радиоактивностью.

В нефтенасыщенных песчаниках III пласта как внутри контура ВНК, так и далеко за его пределами встречаются включения ас­ фальтитов.

Глубинные пробы нефти для определения растворенного в ней газа не отбирались. При пересчете запасов нефти по Ярегскому месторождению в 1956 г. А. И. Ечеистовым средний коэффициент растворимости для газа был принят равным 0,43 м3 в 1 м3 нефти на 1 кгс/см2 увеличения давления. При начальном пластовом дав­ лении 13 кгс/см2 в каждом кубометре нефти должно было содер­ жаться в растворенном виде 5,6 м3 газа. По другим данным газонасыщенность нефти достигла 10—13 м3/м3. Такое количество рас­

последнего содержится 1,1—3,7% углекислого газа, 0,9—3,1% азота и редких газов 92,0—97,6% метана и 0,2—0,94% гомологов метана, т. е. газ является сухим, что полностью соответствует

(скв. 258, 146 и другие на поле шахты 3). Особенно часто скопле­ ния свободного газа встречаются в местах наибольшего развития среди песчаников III пласта аргиллитовых прослоев, которые как бы являются дополнительными непроницаемыми покрышками, пре­ дохраняющими местные скопления газа от рассеивания за счет

интересную закономерность: на шахте 2, где песчаники III пласта залегают на наиболее низких гипсометрических отметках, коли­ чество углеводородного газа, приходящегося на 1 т добытой нефти и выбрасываемого в атмосферу, составляло 225 м3, т. е. превышало газовые факторы более высоких полей шахты 3 (122 м3/т) и 1 (145 м3/т).

171

Такое соотношение, по нашему мнению, объясняется тем, что на продвижение к забоям эксплуатационных скважин более тяже­ лой и вязкой нефти в шахте 2 (0,9453—0,9482 г/см3) расходуется большее количество пластовой энергии в виде растворенного газа, чем в шахтах 1 и 3 с несколько более легкими нефтями (шахта 1 0,938—0,939 г/см3 и шахта 3 0,936—0,937 г/см3). Всего с начала эксплуатации нефтяных шахт на 1 января 1973 г. при вентиляции выработок выброшено в атмосферу около 1 млрд, м3 газа. Газ, рас­ творенный в пластовых водах, подстилающих нефтяную залежь, также характеризуется высоким содержанием метана и гелиеносностью при почти полном отсутствии тяжелых углеводородов. Газопроявления из водоносной части III пласта наблюдались при проходке и опробовании скважин как непосредственно под нефтя­ ной залежью в пределах месторождения, так и далеко от контура нефтеносности на восточном крыле Ухтинского поднятия и его се­ верной переклинали. Так, Г. И. Третьяков (1965) приводит ана­ лизы газа, отобранного из пластовой воды в скв. 9 Еджид и 20 Чибью (табл. 1).

Т а б л и ц а 1

По подсчетам П. А. Купцова и других (1935), в воде III пла­ ста на восточном крыле Ухтинского поднятия между Ярегским ме­ сторождением и Ухтой в растворенном состоянии содержится до 15 млрд, м3 газа. Г. И. Третьяков (1965) склонен уменьшить эту цифру до 3—4 млрд. м3.

Коэффициент извлечения нефти из пор песчаника крайне низок. Исследованиями в подземных горных выработках установлено, что четкая граница нефти и воды в пласте отсутствует. Характерно на­ личие в подошве нефтенасыщенной части пласта смешанной водо­ нефтяной (переходной) зоны. На шахте 3, где подземными выра­ ботками вскрыт весь разрез продуктивного III пласта и верхней части метаморфических сланцев, переходную зону можно наблю­ дать визуально. По данным В. С. Сукрушева, в стенках горных выработок отчетливо наблюдается постепенный переход от интен­ сивно нефтенасыщенного коричнево-бурого песчаника в верхней части пласта к коричневатому— битуминозному песчанику, посте­

172

пенно вниз по разрезу преобладают все более светлые тона, в ниж­ ней части пласта залегает серый промытый обводненный песчаник. Абсолютные отметки водонефтяного контакта колеблются в значи­ тельных пределах от минус 36 м в скв. 70 до минус 76,6 м в скв. 9, но в основном они близки к минус 50—65 м. Причиной значитель­ ных колебаний ВНК, по-видимому, является блоковое строение месторождения, различная в разных блоках интенсивность верти­ кальной миграции нефти по трещинам из III пласта в вышележа­ щие горизонты или на дневную поверхность, а отсюда и разный уровень ВНК на разных участках.

Основываясь на отмеченном выше увеличении количества газо­ проявлений с глубиной, некоторые геологи пришли в свое время к выводу о поступлении газа в III пласт снизу из метаморфиче­ ских сланцев. Однако эти факты проще объяснить тем, что при сложном чередовании отдельных прослоев песчаников III пласта

. с плотными и практически непроницаемыми аргиллитами образу­ ется множество структурных, структурно-литологических и текто­ нически экранированных ловушек, которые постепенно заполни­ лись газом, выделившимся из нефти при понижении пластового давления в процессе подъема свода Ухтинского поднятия и обра­ зовали как бы газовые карманы или включения в самом III пла­ сте, сохранившиеся в течение длительного времени. Г. И. Треть­ яков (1965) обращает также внимание на еще одну особенность месторождения — широкое площадное и вертикальное распростра­ нение нефтегазопроявлений в песчаниках III пласта и метаморфи­ ческих сланцах в виде примазок нефти и включений твердый би­ тумов по трещинам и пропитывания песчаников нефтью. Особый интерес представляют нефтепроявления в скважинах на далеком восточном крыле Ухтинского поднятия. Например, в скв. 247, нахо­ дящейся в 18 км от современного контура нефтеносности, более 13,7 м песчаника в верхней части III пласта являются битуминоз­ ными с выделением капельно-жидкой нефти.

Пропитывание нефтью песчаников III пласта отмечено также в скв. 254, в 12 км к востоку от контура нефтеносности Ярегского месторождения, скв. 213 и 299, расположенных соответственно в 15 и 19 км от контура, и в скв. 20 Чибью, находящейся в черте города Ухты. В этой скважине верхняя часть III пласта также не­ сет следы остаточного нефтенасыщения, а вышезалегающие линзо­ видные песчаники II пласта пашийского горизонта содержат за­ лежь легкой нефти.

Резкий запах бензина имеют песчаники нижней части III пла­ ста мощностью 23 м в скв. 8 Седью, пробуренной в 17 км к юговостоку от Ярегского месторождения и вскрывшей кровлю III пла­

173