Учение о нефти

торых предполагалось возможным полное устранение влаги. Однако добиться стабильности результатов при определениях молекулярного веса такими приемами не удалось. По предложению В. Хюккеля, вместо чистого криоскопического бензола рекомендуется пользоваться бензолом, насыщенным во­ дой. При соответствующей поправке на криоскопическую константу с таким бензоЯом получают гораздо лучшие результаты.

[18] к стр. 79. В нефтях всех месторождений мира присутствуют практи­ чески все возможные изомеры парафиновых углеводородов до октанов вклю­ чительно.

[10] Стр. 80. В настоящее время твердо установлено присутствие нафте­ новых углеводородов с различным числом колец практически во всех нефтях. Так же, как для парафинов, основное различие нефтей между собой — по концентрациям нафтенов разного строения, а не по структурам (количествен­ ное, а не качественное).

Из нафтенов наибольшее значение как сырье для получения капролак­ тама имеет циклогексан. Большой интерес в каяестве мономеров представ­ ляют аналоги нафтенов с малыми циклами — циклопропан и циклобутан. В нефтях эти неустойчивые углеводороды отсутствуют, но могут быть полу­ чены из нефтяного сырья.

[20] Стр. 8 6 . Производные ряды бензола, нафталана и высших поликонденсированных ароматических углеводородов широко представлены во всех нефтях. Практическое использование их ввиду малых концентраций, слож­ ности смесей и связанных с этим трудностей выделения ограничивалось вы­ делением толуола из некоторых бензинов, сравнительно богатых им. Пиро­ лиз и каталитические рёакции дегидрирования и дегидроциклизации позво­ ляют пблучить из нефтяного сырья ароматические углеводороды в виде, удобном для промышленного выделения наиболее важных из них.

[21]к стр. 91. Самовоспламенение распыленных жидких топлив за счет саморазогрева' их при сжатии в смеси с воздухом лежит в основе работы двигателя Дизеля. Термоокислительные превращения углеводородов — ос­ новные реакции, происходящие при сгорании нефтяных топлив как в форсун­ ках современных ТЭЦ, так и во всевозможных двигателях внутреннего сго­ рания — от мотоциклетных до мощных турбореактивных.

Процессам взрывного, быстрого, и медленного окисления углеводородов кислородом дано объяснение в переменой теории Баха — Энглера в сочета­ нии с цепной теорией химических реакций. Последняя детально развивается школой ученых, возглавляемой лауреатом Нобелевской премии академиком

Н.Н. Семеновым.

[22]. Стр. 94. Современные данные по содержанию кислорода в составе

нефтей (см. таблицу примечания [17] данной главы) показывают, что нефти с высоким содержанием кислорода встречаются также и на больших глуби­ нах. Для нефтей характерно присутствие нейтрального кислорода типа про­ стого эфирного; вероятно наличие тетрагидрофурановых, фурановых и про­ чих групп соединений с кислородом в гетероцикле. Такие типы кислородных соединений следует отнести к древним, остаточным,, веществам, сохранив­ шимся с раппих стадий нефтеобразования.

Вторичное обогащение нефтей кислородом наблюдается в случаях со­ прикосновения нефтяной залежи с поверхностными водами при нарушениях

360

герметизации залежи и связанных с этим изменениях окислительно-восста­ новительных потенциалов. В отчетливо восстановительных условиях, ти­ пичных для ненарушенных залежей, набор кислородных соединений, при­ сутствующих в нефтях, отличен от характерного для окисленных нефтей.

[23] к стр. 96. В настоящее время установлено присутствие в нефтях кислородных соединений разных классов. Лучше всего изучены нафтеновые кислоты, около 50 из которых было выделено и охарактеризовано в инди­ видуальном состоянии. Примерно половина из этого числа относится к нор­ мальным алкилкарбоновым .и 10 к изоалкилкарбоповым кислотам. До не­ давнего времени было выделено и охарактеризовано всего пять циклопентанкарбоновых, четыре циклогексанкарбоновых, четыре циклопентилуксусных кислот и одна циклопентилпропионовая кислота. Сверх того идентифици­ рованы три дикарбоновые кислоты и обнаружены карбоновые кислоты по­ лициклического и гетероциклического строения. По-видимому, преобладаю­ щей по концентрации является группа циклопентанкарбоновых кислот.

Кроме кислот, в иефтях идентифицирован ряд фенолов и обнаружены кетоны (следы). На основании наблюдений Разумова можно предполагать присутствие в нефти Сахалина сложных эфиров, фенолов и карбоновых кислот. Для ряда нефтей указаны сложные эфиры, фураны и бензофураны.

.[24] к стр. 101. Согласно современным рентгеноструктурным данным и результатам термодеструкционных и химических исследований, в основе структуры асфальтенов лежит четыре-пять полициклических фрагментов. Каждый из них содержит ароматические кольца, обрамленные нафтеновыми, и одно-два гетероциклических звена внутри фрагмента. Фрагменты соеди­ няются друг с другом сравнительно симметрично, главным образом через 1—2 С—С-связи. Алкильное обрамление полициклического ядра асфальте­ нов невелико и включает сравнительно короткие алкильные цепи, частично

скислородными функциональными группами (В. А. Соколов, М. А. Бесту­ жев, Т. В. Тихомолова. Химический состав нефтей и природных газов в связи

сих происхождением. М., «Недра», 1972).

[26]к стр. 103. По всему Урало-Волжскому региону были открыты боль­ шие залежи нефти, предвиденные И. М. Губкиным. Нефти большинства этих залежей относятся к сернистым и высокосернистым.

[2в] к стр. 104. Превращение нефти в асфальт — сложный процесс, вклю­ чающий потерю летучих компонентов и уплотнение части остающихся не­

предельных и ароматических соединений. Вероятно участие кислорода. [27] к стр. 105. К 1972 г. в нефтях установлено свыше 40 микроэлементов.

Общее их содержание редко превышает 0,02—0,03% от веса нефти. Послед­ няя сводка данных о микроэлементах в нефтях принадлежит Л. А. Гуляевой и С. А. Пунановой (Изв. АН СССР, серия геол., 1973, № 1). Ими убедительно показано общее сходство распределения элементов в организмах и нефтях. Это липший раз подтверждает справедливость представлений И. М. Губ­ кина о происхождении нефти.

[28] к стр. 132. Прогнозы И. М. Губкина о возможности открытия в кемб­ рийских отложениях скоплений нефти промышленного значения полностью подтвердились. В настоящее время такие залежи известны на территориях Североамериканской докембрийской платформы и межгорных впадин Ска­ листых гор (США, Канада), Сахарской плиты Африканской платформы (Ал­

361

жир и Ливия), Австралийской докембрийской платформы. Местами, как, например, в Алжире на площади Хасси-Мессауд, в кембрийских отложениях обнаружены крупнейшие скопления нефти с запасами, исчисляемыми мил­

[29] к стр. 133. В настоящее время скопления нефти и газа промышлен­ ного значения в отложениях ордовика и силура известны на территориях Североамериканской платформы (США, Канада), Предаппалачской предгор­ ной впадины (США) и межгорных впадин Скалистых гор (США), Сахарской плиты Африканской платформы (Алжир и Ливия). В СССР залежи нефти промышленного значения в отложениях ордовика и силура открыты в При­ балтийской и Печорской синеклизах Русской платформы.

[30] к стр. 133. В СССР в девонских отложениях ныне известны богатей­ шие скопления нефти в пределах обширнейшей Урало-Волжской и ТиманоПечорской провинций Русской платформы, региональная нефтегазоиосность которых в свое время прогнозировалась И. М. Губкиным. Кроме того, в де­ вонских отложениях значительные залежи нефти открыты в пределах Припятского прогиба Белорусской ССР.

В Канаде значительные по запасам залежи нефти в девонских отложе­ ниях обнаружены в пределах Альбертской впадины, в США — в Предаппа­ лачской впадине и в межгорных впадинах Скалистых гор.

ВЛатинской Америке в девонских отложениях залежи нефти открыты

впределах Предандийской впадины (Аргентина, Боливия), а также в Амазон­ ской платформенной впадине (Бразилия).

На Африканском континенте в девонских отложениях залежи нефти

впоследние годы открыты в ряде районов Сахарской плиты (Ливия и Алжир).

[31]к стр. 134. К настоящему времени в каменноугольных отложениях залежи нефти открыты в СССР во многих районах Урало-Волжской и ТйманоПечорской провинций, в Днепровско-Донецкой впадине и в Предуральском краевом прогибе. В зарубежных странах — в пределах Западно-Европейской эпипалеозойской платформы (Нидерланды, ФРГ, Англия), во многих обла­ стях Североамериканской платформы (США, Канада), в Предаппалачском краевом прогибе и межгорных впадинах Скалистых гор (США). На террито­ рии Латинской Америки — в ряде районов Предандийской предгорной впадины и Бразильской платформенной плиты; на Африканской платформе —

в пределах Сахарской плиты (Ливия и Алжир) и Суэцкого грабена (АРЕ)

Ина территории Большого артезианского бассейна Австралии.

[32]к стр. 135. В пермских отложениях скопления нефти и газа к настоя­ щему времени открыты во многих областях Урало-Волжской, Тимано-Пе- чорской, Днепровско-Донецкой и Прикаспийской нефтегазоносных провин­ ций Русской платформы, в некоторых районах Лено-Вилюйской и Предверхоянской нефтегазоносных провинций Восточной Сибири.

За рубежом в пермских породах нефть и газ известны в пределах За­ падно-Европейской эпипалеозойской платформы (Нидерланды, ФРГ, ГДР,

362

Польша), в некоторых районах Аравийской докембрийской платформы и Предзагросской предгорной вцадины Ближнего Востока, во многих районах Северо-Американской платформы (США, Канада), в пределах Предандийской предгорной впадины Южной Америки. Кроме того, в последние годы залежи нефти в пермских отложениях открыты также на территории синеклизу Большого артезианского бассейна Австралии.

[33] к СТр 1 3 5 . в отложениях триасовой системы скопления углеводоро­ дов ныне известны в СССР в Прикаспийской синеклизе и Днепровско-Донец­ кой впадине Русской платформы, на территориях Скифской плиты Пред­ кавказья, Лено-Вилюйской впадины и Приверхоянского прогиба Восточной Сибири.

За рубежом нефть и газ из этих отложений обнаружены в пределах Западно-Европейской эпипалеозойской платформы (Нидерланды, ФРГ, ГДР, Франция и Польша), в некоторых межгорных впадинах АльпийскоКарпатской системы складчатости (Австрия, Венгрия, Румыния, Польша, Болгария), Аппенинской системы складчатости (Италия), в восточной крае­ вой части Аравийской платформы и Предзагросской предгорной впадины (Саудовская Аравия, Бахрейн, Иран, Ирак, Сирия, Юго-Восточная Турция), в межгориых впадинах Скалистых гор и приокеанической синеклизы Аляски (США) и Сахарской плиты Африканской платформы (Ливия, Алжир). В три­ асовых отложениях в перечисленных нефтегазоносных провинциях конти­ нентов Земли открыты преимущественно скопления газа. При этом в не­ которых областях местами к триасовым отложениям приурочены колоссаль­ ные скопления газа, как, например, иа площадях Хасси-Р'Мель, Рурд-Нусс (Алжир) и др. Выявленные извлекаемые запасы газа только на площади

И. М. Губкина «Учение о нефти» годы характеризуются открытием в отло­ жениях меловой и юрской систем мезозойской группы крупнейших скопле­ ний нефти и газа как в СССР, так и за рубежом, выдвинувших мезозойскую группу в балансе выявленных запасов углеводородов нашей планеты на пер­ вое место. За эти годы в меловых и юрских отложениях колоссальные запа­ сы нефти открыты на территориях стран Ближнего Востока (Саудовская Аравия, Катар, Кувейт, Бахрейн, Южный Ирак, Оман, Абу-Заби и др.), а также в пределах Месопотамского краевого прогиба (Иран, север Ирака и Сирия); значительные залежи газа открыты в северных областях Афгани­ стана. Богатейшие скопления нефти и газа открыты в пределах эпипалеозой­ ской платформы юга СССР — иа территориях Тураиской и Скифской плит (Узбекская ССР, Восточная Туркмения, Мангышлак, Северное Предкавказье). Кроме того, залежи нефти и газа открыты также в Северо-Крымской области.

Блестяще подтвердились прогнозы И. М. Губкина о региональной нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Здесь, в среднем Приобье, в меловых отложениях открыты гигантские скопления нефти (Самотлор, Мегионское, Феодоровское и др.), а в северных областях — уникальные скопления газа (Уренгой, Медвежье и др.). В некоторых районах Западно-Сибирской низменности скопления нефти и газа открыты и в юрских отложениях.

363

В последние годы скопления нефти и газа в юрских 'отложениях открыты также в пределах Днепровско-Донецкой впадины, в меловых и юрских отло­ жениях — в Южно-Таджикской и Ферганской впадинах (Таджикская и Уз­ бекская ССР), в Лено-Вилюйской впадине и в Предверхоянском прогибе Восточной Сибири. За рубежом в мезозойских отложениях нефть и газ от­ крыты в пределах Западно-Европейской эпипалеозойской платформы (Фран­ ция, ФРГ и др.), в межгорных впадинах Альпийско-Карпатской системы складчатости, межгорных и предгорных впадипах Китая, на Северо-Амери­ канской платформе (США и Канада), в межгорных впадинах Скалистых гор (США), в прибрежной приокеанической синеклизе Северной Аляски (США), в юго-восточной части Примексиканской синеклизы (Мексика), в Предандийской предгорной впадине (Аргентина, Боливия, Бразилия, Чили), на Афри­ канском континенте в ряде районов Сахарской плиты (Ливия, Алжир), в при­ брежных приатлантических впадинах Западной Африки (Нигерия, Габон, Конго, Ангола и др.)> в Суэцком грабене Восточной Африки (АРЕ), на Ав­ стралийском континенте в ряде районов прибрежных впадин Западной и ЮгоВосточной Австралии, а также в синеклизе большого артезианского бассейна.

[ЗБ] к стр. 141. Истекшие годы характеризуются открытием в палеогеннеогеновых отложениях новых богатейших скоплений нефти и газа’ в преде­ лах Месопотамского краевого прогиба (Иран, Ирак), Центрального Иран­ ского срединного массива (Иран), межгорных и предгорных впадин Альпий­ ско-Карпатской системы складчатости Европы (Австрия, Венгрия, Чехосло­ вакия, Румыния, Югославия, Польша), альпийской складчатости остров­ ных дуг Юго-Восточной Азии (Индонезия, Малайзия, Бруней, Япония), Примексиканской синеклизы Северной Америки (США, Мексика), системы альпийской складчатости западных Кордильер Калифорнии (США), меж­ горных и предгорных впадин северной части Андийской складчатости (Вене­ суэла, Колумбия, о. Тринндад, Перу и др.), восточных областей Сахарской плиты Северной Африки и западных приатлантических прибрежных впадин Западной Африки (Нигерия, Габон, Конго, Ангола и др.), Суэцкого грабена Северо-Восточной Африки (АРЕ) и др.

В СССР в неоген-палеогеновых отложениях новые богатые скопления нефти открыты в Азербайджане и Туркмении и в том числе на акваториях Каспийского моря, Прикурииской и Западно-Туркменской впадин, на Са­ халине и т. д.

В связи с открытием новых богатейших скоплений нефти и газа в мезо­ зойских отложениях Западной Сибири, Среднеазиатских республик, стран Ближнего и Среднего Востока и в других нефтегазоносных областях мира удельный вес мезозойских отложений в мировом балансе добычи и выявлен­ ных запасов нефти и газа за последние два десятилетия значительно повы­ сился, а цеоген-палеогеновых снизился.

К началу 1970 г. доля мезозойских отложений в балансе выявленных за­ пасов нефти (промышленных категорий) в СССР достигла 34% против 3% к началу 1959 г., а палеоген-неогеновых снизилась соответственно до 12% против 17% к началу 1959 г. В общем балансе начальных извлекаемых запа­ сов нефти и газа по зарубежным странам в целом к началу 1970 г. доля мезо­ зойских отложений достигла по нефти 62%, по газу 58%, в том числе йз ме­ ловых отложений соответственно 36 и 43%, из юрских — 25 *и 4% и из триа­

364

совых - около 1 и 1 1 %, а из неоген-палеогеновых отложений составила по нефти около 25% и по газу — порядка 10—11%.

Новые данные о стратиграфическом распределении выявленных на всех континентах и континентальных шельфах нашей планеты скоплений нефти

игаза более подробно рассмотрены в следующих книгах: А. А. Бакиров,

М.И. Варенцов и Э. А. Бакиров. Нефтегазоносные провинции и области за­ рубежных стран. М., «Недра», 1971. Г. Е. Рябухин и др. Нефтегазоносные провинции и области СССР. М., «Недра», 1969.

[36]КСТр. 1 4 5 . Приуроченность нефтегазоносных территорий в геосипкли-

нальных областях к окраинным частям складчатых сооружений и межгор­ ным впадинам И. М. Губкин определил как основной закон распределения нефтяных месторождений. Вместе с этим он указал на связи регионально нефтегазоносных территорий с определенными типами крупных геоструктурных элементов в п л а т ф о р м е н н ы х о б л а с т я х . Большие перспек­ тивы платформенных областей были особенно ярко показаны в последующей монографии И. М. Губкина «Урало-Волжская нефтеносная область (Второе Баку)», опубликованной уже после его кончины (М., Изд-во АН СССР, 1940).

За прошедшие годы после опубликования книги И. М. Губкина «Учение о нефти» отечественной и зарубежной практикой поисково-разведочных ра­ бот на нефть и газ накоплен обширный фактический геологический материал, обобщение которого позволило ряду исследователей дополнить и развить указанные выводы о закономерностях регионально нефтегазоносных терри­ торий и показать, что нефтегазоносные области в геоструктурном отношении приурочены: а) в п л а т ф о р м е н н ы х о б л а с т я х к сводовым под­ нятиям, зонам линейно-вытянутых поднятий (мегавалы), внутринлатформен-

сивам и к зонам погружения складчатых сооружений; г) в э п и п л а т ф о р - м е н н ы х о р о г е н н ы х о б л а с т я х к межгорным впадинам разного типа и возраста.

Зоны регионального нефтегазонакопления в пределах нефтегазоносных областей могут быть приурочены: а) к валоподобным поднятиям в платфор­ менных и антиклинориям в складчатых областях и передовых прогибах; б) зонам региональных дизъюнктивных нарушений; в) рифогенным образова­ ниям; г) зонам развития солянокупольных структур; д) региональным вы­ клиниваниям отдельных литолого-стратиграфических комплексов — кол­ лекторам или к зонам замещения проницаемых песчаных или карбонатных отложений непроницаемыми глинистыми и другими по восстанию пластов; е) погребенным песчаным прибрежным валам (типа бар) в прибрежных частях древних морей; ж) погребенным песчаным прибрежно-дельтовым образова­ ниям палеорек; з) региональным срезам и несогласным перекрытиям коллек­ торов относительно непроницаемыми породами более молодого возраста.

[37] к стр. 146. Горные породы, обладающие способностью вмещать газ и нефть и отдавать их в промышленных количествах при том или ином пере­ паде давлений, называются коллекторами.

Большая часть нефтяных и газовых подземных резервуаров сложена породами осадочного происхождения: песчаниками, известняками и доломи­

365

тами. Осадочные породы-коллекторы могут быть морского и неморского, или континентального, происхождения. Между ними наблюдается большое ко­ личество переходных и смешанных разностей.

По данным изучения 236 крупнейших месторождений мира, за исключе­ нием месторождений СССР и стран народной демократии, запасы нефти рас­ пределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках 59%, известняках и доломитах 40%, трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах 1 %. Если из 236 месторожде­ ний исключить 21 месторождение Среднего и Ближнего Востока, ,где добыча нефти осуществляется главным образом из карбонатных пород мезозойского возраста, то запасы нефти распределяются следующим образом: в песках и песчаниках около 77%, известняках и доломитам 21% и в остальных поро­ дах 2 %.

В СССР на долю нефтяных и газовых залежей, приуроченных к породам-

не только с уменьшением просветности поровых каналов и их объема, но и определяется сорбционными свойствами минералов цемента и степенью гидрофильности или гидрофобности последних. Особенно большое значение при оценке пород-коллекторов с точки зрения их емкостных и фильтрацион­ ных свойств, а также величины их остаточной водонасыщенности имеет сорбционная способность и текстура цементов, сказывающаяся во взаимо­ расположении и количественном соотношении цементирующего и обломочного материалов в породах. Различия в степени и характере цементации пород в продуктивном пласте по вертикали, а также наличие среди них малопро­ ницаемых или труднопроницаемых пород в виде линз и пропластков разной мощности и протяженности обусловливают анизотропность пласта в отно­ шении фильтрации газа, нефти и воды.

[зв] к стр. 147. Насыщенность порового пространства пластовых коллек­ торов газом, нефтью и водой представляет практический интерес при под­ счете запасов газа и нефти и разработке залежей.

Формирование газовых и нефтяных залежей в благоприятной для этих целей ловушке происходит путем вытеснения воды из пористых пород газом и нефтью. Этот процесс протекает длительно за тот или иной отрезок геоло­ гического времени. При этом не вся вода вытесняется из пористой системы пород, ибо для этого не хватило в достаточной мере сил капиллярного вы­ теснения. Вода частично остается в порах породы в виде так называемой оста­ точной, или реликтовой, связанной воды. Лучший термин — остаточная вода. Ее количество тем больше, чем меньше диаметр пор, и зависит также от минералогии глинистого цемента и его содержания.

Остаточная вода удерживается в пористой среде поверхностно-молеку­ лярными и капиллярными силами и в продукции скважин при их эксплуата­

Для установления величины коэффициента газо- и нефтенасыщенности про­

366

дуктивных пород необходимо прежде всего определить остаточную водонасыщенность. Остаточная вода может быть определена по кернам, отобран­ ным на безводной нефтянойоснове, по кривым капиллярного давления и

и изменении физических свойств, что наблюдается не только в отдельных нефтеносных областях, но нередко и в пределах отдельных промысловых площадей.

В пределах Апшеронского полуострова, Кобыстана и Прикуринской низменности продуктивная толща представляет собой серию переслаиваю­ щихся, в Основном песчаных, алевритовых и глинистых пород; наблюдается закономерное изменение коллекторских свойств пород в сторону улучшения в восточном и юго-восточном направлении.

Лучшими коллекторами, развитыми в продуктивной толще, являются кварцевые пески. В свитах, характеризующихся многочисленными про­ слоями песков и песчаников — подкирмакинской (ПК), надкирмакинской песчанистой (НКП) и балаханской, — содержание кварца местами достигает 90% и более; породы здесь характеризуются также хорошей отсортированностью, высокой степенью окатанности зерен и слабой цементацией. Все это отражается на сравнительно высоких коллекторских показателях пород Апшеронской нефтегазоносной области.

[41] к стр. 161. Ниже приводятся два примера различной уплотненности песчаных пород мезозоя в Средней Азии и Западной Сибири. Промышленная

367

газоносность в Газли (Западный Узбекистан) связана с меловыми осадками. Характерной особенностью продуктивных пластов (IX —XIII) Газлинского газового месторождения является преимущественное развитие в них мелко­ зернистых, в разной мере алевритистых аркозовых песчаников, малое со­ держание в них пелитового цемента, слабоуплотненное состояние их, полуокатанность обломочных зерен, наличие в песчаных породах мелких до мик­ роскопических размеров линзочек и включений глин, развитие локальных

зуются крупными доминирующими порами. Образование этих пор можно объяснить исключительно остроугольным характером обломочного материала полимиктового состава, послужившего в процессе седиментации осадка осно­ вой для создания крупных пор арочного типа. Очень малое присутствие пе­ рлитового цемента в наиболее развитых породах-коллекторах, слагающих газоносные пласты месторождения Газли, также благоприятно сказалось на структуре норового пространства, следствием чего являются высокие зна­ чения проницаемости (см. табл.).

Средние данные о коллекторских свойствах газоносных пород мелового возраста Газлинского месторождения (А. А. Ханин, 1969 г.)

В Среднем Приобье залежи нефти в основном приурочены к нефтенос­ ным пластам Б У111 и Б х тарской свиты (Мегионское месторождение), отно­ симой к верхнему валанжину. Породами-коллекторами нефти пласта БУ п 1 в основном являются песчаники мелкозернистые кварцево-полевошпатового состава с примесью среднезернйстого песчаного и алевритового материала, характеризующиеся средней плотностью. Суммарное содержание цементи­ рующего вещества в песчано-алевритовых породах колеблется от 5 до 30%.

368

Наименьшее их количество встречается у песчаников, обладающих высокой проницаемостМо, и наибольшее — у алевролитов.

Изучение типичных образцов песчано-алевритовых нефтеносных пород пласта БуХ11 показало, что наиболее часто встречающиеся значения открытой пористости составляют главным образом 2 0 —2 2 %, проницаемости — 2 0 0 мд и остаточной водонасыщенности — 26—34%.

К нижней подсвите готеривского возраста приурочены промышленные нефтеносные пласты Б1_ у 11. Крупные залежи нефти приурочены к пласту BVI на Самотлорском и других месторождениях. Породами-коллекторами являются песчаники мелко- и средцезернистые, алевролиты, залегающие в толще глинистых пород. Пористость колеблется от 16 до 26%. Для отложе­ ний сеномана северной части Западно-Сибирской низменности характерна псреслаиваемоеть песчано-алевритовых пород с глинистыми, которые часто опесчаиены на коротких расстояниях. В результате этого толща песчано­ алевритовых пород гидродинамически взаимосвязана. Песчано-алевритовые породы рассматриваемой зоны отличаются слабоуплотненным состоянием. В Уренгое мощность песчано-алевритовых пород от разреза отложений се­

ших месторождений — Уренгойского, Медвежьего, Заполярного и других — ■ сложен пачкой переслаивающихся песчано-глинистых пород. Песчаники мелкозернистые, алевритовые и алевролиты крупнозернистые,, аркозовые, слабосцементированные гидрослюдистым материалом. Коллекторские свой­ ства пород очень высокие.

На Заполярном газовом месторождении открытая пористость песчаных пород составляет в среднем 31%, пористость эффективная — 26%, прони­ цаемость по горизонту — 1100 мд. Дебит газа составляет до 7 млн. м3/сут.

На Губкинском месторождении пористость открытая колеблется от 22 до более 40%, в среднем — 35%, пористость эффективная — 31%.

На Уренгойском газовом месторождении, самом крупном в мире, на долю песчаников и песков в разрезе продуктивного горизонта сеномана в среднем приходятся 41%, алевролитов и алевритов — 22%, глин — 37%. Продуктивная толща представлена чередованием песков, песчаников, алев­ ролитов, алевритов с прослоями глин. Мощность отдельных песчаных пла­ стов изменяется от 0,4 до 21 ж. Глинистые прослои в среднем составляют 2—3 м. Коллекторские свойства улучшаются с глубиной. Если в верхней части толщи проницаемость равна 470 мд, то в нижней — 800 мд. Средняя проницаемость по керну составляет 500 atд и по данным испытания скважин700 мд. Пористость открытая колеблется от 24 до 38% и более, в среднем — примерно 31%; остаточная вода в среднем равна 35% объема пор.

[42] к стр. 173. По литологическому составу выделяются следующие основные типы непроницаемых толщ, играющих роль покрышек нефтяных и газовых залежей: галогенная, глинистая и карбонатная покрышки. По сте­ пени распространения по площади различаются региональные покрышки и локальные (местные). Примером первой группы покрышек являются нижнесреднеальбские глины в южных районах Туранской плиты и второй группы в":том же регионе — глины над XIII продуктивным горизонтом аптского яруса Амударьинской и Мургабской впадин. Обычно локальные покрышки