книги из ГПНТБ / Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР

Трещиноватые породы в основном отличаются незначительной пористостью матрицы, величина которой в основном изменяется от 0,5 до 2,5%. Емкость трещин (по насыщению люминофора) колеблется от 0,5 до 3%, т. е. пористость трещин и пористость матрицы являются соизмеримыми величинами. Проницаемость, замеренная по шлифам, изменяется от 0,25 до 18 миллидарси, составляя в среднем 4 миллидарси.

Трещинная проницаемость может быть увеличена применением вторичных методов воздействия на пласт, путем растворения кар­ бонатного и ангидритового выполнения трещин. В случае практи­ чески непористой матрицы трещины в карбонатных коллекторах не только являются путями миграции, но и могут быть вместили­ щем газа.

В разрезе в основном присутствуют коллекторы следующих

в среднем 1,12%) и незначительной проницаемостью (тысячные доли миллидарси, в среднем 0,006 миллидарси).

Коллекторы норово-трещинного типа также распространены в плотных породах, однако их матрица характеризуется несколько большей пористостью (4,38%) и проницаемостью (0,04 миллидарси). В коллекторах названных типов проницаемость матриц меньше проницаемости микро- и макротрещин.

. Коллекторы трещинно-норового типа развиты в породах с вто­ ричными порами, большая часть которых является межзерновыми. Матрица этих пород обладает наибольшей пористостью (10,8%) и проницаемостью (46 миллидарси). Проницаемость матриц больше или равна трещинной проницаемости.

В карбонатном разрезе продуктивной толщи Вуктыльского место­ рождения встречаются доломитизированные породы и доломиты с относительно высокой пористостью, но с различной проницае­ мостью (от малых до больших величин), а также породы с высокой пористостью (22—25%) и проницаемостью (4—8 дарси), особенно в московском ярусе среднего карбона. Однако в своем большинстве (70%) карбонатный продуктивный разрез сложен плотными низко проницаемыми разностями пород.

Наибольший объем коллекторов тонкопорово-трещинного типа с низкой межзерновой пористостью и проницаемостью приходится на I пачку артинско-сакмарских пород (94%) и II пачку ассель- ских-верхнекарбоновых пород (74%). Трещинно-поровый тип кол­ лектора с наиболее высокой средней пористостью (11,2%) и про­ ницаемостью (65 миллидарси) матриц развит в среднем карбоне.

Открытая пористость пород с межзерновой пористостью изме­ няется от 0,1 до 27,2%, проницаемость от величин менее 0,001 до 4513 миллидарси. Распределение коллекторов в разрезе месторож­ дения неравномерное. Сравнительно низкими коллекторскими

свойствами обладают карбонатные отложения нижней перми и верх­ него карбона, башкирского яруса среднего карбона и намюрско-верх- невизейские образования нижнего карбона. Отложения московского яруса среднего карбона, служащие основным эксплуатационным объектом, характеризуются большим диапазоном изменения пори­ стости и проницаемости. Они представлены доломитами светло- и желтовато-серыми, равномерно и неравномерно зернистой струк­ туры, в различной степени пористыми и мелкокавернозно-пори- стыми; известняками светло-, иногда коричневато- и желтоватосерыми, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными, бо­ лее плотными и массивными; доломитизированными известняками и известковистыми доломитами.

Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают рав­ номернозернистые и кавернозные доломиты. Менее пористыми и про­ ницаемыми являются разнозернистые доломиты, а еще более плот­

странства продуктивных пород необходимо знание остаточной водо­ насыщенности. Примененные ранее косвенные методы, основанные на конверсии кривых капиллярного давления ртути в кривые капил­ лярного давления воды и отжатия свободной воды с помощью цент­ рифуги, послужили основой для установления остаточного водосодержания. По установленной ориентировочной зависимости между остаточным водосодержанием и пористостью открытой получалось, что при пористости 6% остаточная вода составляет 70%. Однако после изучения содержания остаточной воды прямым методом в кер­ нах с пористостью менее 5% и проницаемостью менее 1 миллидарси (А. А. Ханин, 1970) стало очевидным ее малое присутствие. Можно только предположить, что высокая конденсатонасыщенность газа могла повлиять на снижение остаточного водосодержания.

Из табл. 17 следует, что при средней проницаемости 0,01 мил­ лидарси, средней пористости 3% содержание остаточной воды равно 15% от норового объема, что обеспечивает газонасыщенность 0,85. В породах со средней проницаемостью 10 миллидарси и более оста­ точная вода вероятно полностью отсутствует и коэффициент газо­ насыщенности равен единице.

При рассмотрении коллекторских свойств продуктивных карбо­ натных пород всех промышленных залежей Тимано-Печорской про­ винции Л. Д. Максимова выделяет два типа коллектора: поровый

итрещинный. Коллекторы норового типа могут обладать высокими

инизкими фильтрующими свойствами. Коллекторы с хорошими фильт­ рующими свойствами встречены на Вуктыльском и Западно-Тэбук- ском месторождениях. Высокие дебиты газа и нефти получены из коллекторов данного типа. Коллекторы норового типа с низкими фильтрующими свойствами широко распространены в Тимано-Печор-

Т а б л и ц а 17

Средние значения проницаемости кПр, открытой пористости т0, остаточной водонасыщенности а в и газонасыщенности qr

карбонатных продуктивных пород Вуктылъского газоконденсатного месторождения

* Данные косвенного метода.

ской нефтегазоносной провинции в отложениях верхнего девона, карбона и перми на месторождениях Печорской впадины (Пашнинское, Северо-Савиноборское, Западно-Тэбукское) и на Колвинском вале. Преимущественно они тяготеют к глубинам до 1500 м. Поровое пространство заполнено тяжелой высоковязкой нефтью, недонасы­ щенной газом. Дебиты скважин низкие. Распространены эти кол­ лекторы в отложениях московского яруса среднего карбона Вуктыльского и Усинского месторождений, где они более или менее хорошо изучены.

Процессы доломитизации и перекристаллизации наиболее интен­ сивно протекали в чистых выщелоченных разностях карбонатов Вуктыла. Они способствовали созданию кристаллически зернистых структур в доломитах, что в свою очередь положительно отрази­ лось на фильтрующих свойствах данных пород.

Трещинный тип коллектора присутствует в карбонатном раз­ резе всех месторождений. Система волосяных трещин в таком кол­ лекторе соединяет различные пустоты, образованные вторичными процессами: доломитизацией, стилолитизацией, перекристаллиза­ цией.

Коллекторы трещинного типа развиты в нижнеперсмких отло­ жениях Вуктылъского месторождения, в фаменском ярусе Усинского месторождения и, вероятно, в фаменских отложениях Джьерского месторождения. Для таких залежей характерны очень низкие дебиты нефти и газа, так как проницаемость пород и их вскрытая мощность малы. Породы-коллекторы порового типа с хорошими фильтру­ ющими свойствами преимущественно развиты на глубоких структу­ рах Предуральского прогиба (Вуктыльская, Рассохинская) и в рифо­ вых образованиях Печорской впадины. Трещинный тип коллектора в Тимано-Печорской провинции, по данным Л. Д. Максимовой, имеет промышленное значение в том случае, когда в нижних гори­ зонтах находятся мощные толщи порового коллектора, в которых сосредоточены основные запасы нефти и газа.

Северная часть Тиманс-Печорской провинции представляет ин­ терес для поисков нефтяных и газовых месторождений. В этом регионе выявлен ряд структур, приуроченных к Шапкинско-Юрьяхин- скому валу Денисовской впадины. На Васильковской структуре, расположенной на северной оконечности вала к северо-востоку от Нарьян-Мара, при бурении скв. 152 и опробовании интервала 1743—1712,7 м из пластов песчаника кунгурского и уфимского ярусов получен фонтан газа. При депрессии на пласт до 30 кгс/сма дебит газа составил до 330 тыс. м3/сут. Кроме конденсата с газом выносилось небольшое количество нефти (О. А. Солнцев, А. Н. Осин­ ников, В. Р. Родыгин, 1970).

На Лаявожской структуре при вскрытии карбонатных отложений нижней перми и, возможно, отложений каменноугольной системы получен фонтан газа. Таким образом, перспективы нефтегазонос­ ности Денисовской впадины доказаны.

ПРЕДУРАЛЬСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Предуральский прогиб предсталяет собой переходную зону между Русской платформой и Уральским складчатым сооружением. Поперечными поднятиями прогиб расчленяется на три части: Се­ верное, Среднее (Пермское) и Южное (Башкирское и Оренбургское) Приуралье. Все основные промышленные месторождения нефти и газа Предуральского прогиба находятся в пределах Башкирского Приуралья, в котором большое промышленное значение имеют рифо­ вые месторождения, приуроченные к погребенным рифовым мас­ сивам.

В последние годы значительное внимание уделено поискам нефте­ носных рифов, что способствовало открытию новых месторождений в Предуральском прогибе. Здесь открыто около 40 месторожде­ ний нефти, газа и конденсата, из которых до десяти расположено в Юрюзано-Сылвенской депрессии и Косьвинско-Чусовской седло­ вине, тогда как большинство месторождений приурочено к Бель­ ской депрессии. В Юрюзано-Сылвенской депрессии известны Кордонское газовое месторождение, приуроченное к небольшому ку­ полу, сложенному известняками и доломитами нижней перми и верх­

газовое месторождение, в котором продуктивны кавернозно-пори­ стые и трещиноватые известняки и доломиты верхнего и среднего карбона пористостью 7—14%.

В Косьвинско-Чусовской седловине нефтяные месторождения Верхнедобрянское, Ольховское и Истокское связаны с песчаниками и алевролитами яснополянского и Малиновского надгоризонтов, пористость 8—15%. Верхнечусовское нефтяное месторождение при­ урочено к известнякам рифового массива артинского возраста, пористость 3—25%.

В Бельской депрессии промышленные залежи нефти и газа приурочены главным образом к рифогенным массивам в карбонатных породах ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми и отчасти верхнего и среднего отделов каменноугольной системы.

Рифовые массивы развиты в основном в Южном Приуралье. Здесь известно более 25 нефтяных и газовых месторождений в погре­ бенных рифовых массивах в сакмаро-артинских отложениях. Залежи этих месторождений приурочены к пористым и кавернозным, отчасти трещиноватым известнякам и доломитам, неравномерно распределен­ ным среди плотных разностей. Пористость пород колеблется от 5—

дой. Покрышкой являются галогенные отложения кунгурского яруса.

Основные месторождения находятся в пределах трех нефтегазо­ носных районов: Ишимбайского, Столяровского и Мелеузского. Рифовые нефтеносные массивы Ишимбайского района имеют площадь основания до 3—4 км2 и высоту 500—600 м. Они характеризуются крутыми склонами (35—70°) и высокой продуктивностью залежей. Нефтяные массивы местами содержат газовые шапки. Вершины массивов находятся на глубине 250—600 м. Этаж нефтеносности достигает 450—500 м.

Столяровский нефтегазоносный район включает еще более по­ груженные массивы: Столяровский, Северо-Зирганский, ЗападноЗирганский, Введеновский, Южно-Введеновский, Тереклинский, Грачевский, Староказанковский и Озеркинский. Глубина залегания Введеновского массива 700—1200 м.

Высота массивов 450—650 м при площади основания от 2 до 7 км2. Приуроченные к ним залежи чисто нефтяные или газонефтяные, характеризующиеся высокой продуктивностью. Наиболее крупными месторождениями этого района являются Староказанковское, Введеновское и Южно-Введеновское, средняя пористость коллекторов соответственно 7,6, 6,7 и 7% и проницаемость 20 миллидарси. Особый

средняя проницаемость 47 миллидарси). Содержание остаточной воды колеблется от 3 до 64% (Ф. И. Котяхов, Ю. С. Мельникова, Ю. А. Кузьмичев, 1968).

Мелеузский газоносный район характеризуется газоконденсат­ ными месторождениями — Канчуринско-Мусинское, Кумертауское, Кунакбаевское, Маячное, Якуповское и Хазлаирское. К югу от них расположено Совхозное месторождение такого же типа. Рифовый массив сложен известняками сакмарского и артинского ярусов,

которые перекрываются ангидритами и солями кунгурского яруса. Средняя пористость известняков составляет 5%.

Наиболее крупные месторождения Канчуринско-Мусинское и Совхозное. В первом их них свободные дебиты газа достигали 1,5 млн. м3/сут, содержание конденсата около 180 см3/м 3. В настоящее время часть массивов в значительной мере выработана. КанчуринскоМусинское газоконденсатное месторождение приурочено к рифовому массиву, сложенному двумя горизонтами сакмарского яруса (тастубский и стерлитамакский) и отложениями артинского яруса. Канчуринский рифовый массив имеет форму хребта, вытянутого в ши­ ротном направлении. В северной, южной и восточной частях массива склоны рифа круто погружаются в депрессию под углом до 60°. Суммарная мощность пород массива достигает 400 м.

Основным газосодержащим горизонтом (средняя глубина зале­ гания 1400 м) является тастубский, представленный рифогенными известняками органогенно-обломочными и органогенно-детритусо- выми, участками ангидритизированными. Стерлитамакский горизонт представлен рифогенными известняками с небольшими по мощности прослоями доломитов. Отложения артинского яруса выражены извест­ няками и доломитами. Карбонатные породы рифового массива пере­ крыты мощной толщей отложений кунгурского яруса, представлен­ ных в основном галогенными осадками.

Встречающиеся участками высокопористые известняки свя­ заны с жизнедеятельностью колоний кораллов. Известняки обога­ щены скелетными остатками рифообразующих организмов — мшанок и известковых водорослей, а также фораминифер.

О широком распространении процессов растворения и переотложения можно судить по развитию в рифе ангидритизированных и инкрустированных кальцитом пористых и кавернозных известня­ ков, а также доломитизированных известняков (А. В. Копытов, Р. С. Билалов, В. А. Скрипник, 1963). Пористость пород, слагаю­ щих рифовый массив, колеблется от долей процента до 30% и более; в среднем по массиву она равна 5,5%. На долю пород пористостью от 0 до 5% приходится 64,8% объема рифового массива; породы пори­ стостью от 5 составляют до 10—20,3%; пористостью от 10 до 15% •— 6,9%; пористостью 15—20% — 3,7%; пористостью 2,0—25% — 1,8% и пористостью 25% и выше — 2,5% объема массива. Однако не все карбонатные породы рифового массива, обладающие пористостью, практически проницаемые. По данным А. В. Копытова и др. (1963), при пористости 12% около 50%изученных образцов (несколько тысяч) оказались мало проницаемыми.

Средняя пористость проницаемой части Канчуринского рифо­ вого массива составляет около 15%. Средняя проницаемость пород 50—65 миллидарси. Проницаемость пород колеблется от величин меньше 1 до 220 миллидарси. Известняки массива характеризуются трещиноватостью, что повышает их проницаемость. Многие факты указывают на изолированность части порового пространства друг от друга в отдельных участках разреза.

Разработка месторождений нефти в рифовых массивах Ишимбайского района показала, что подошвенная вода не оказывает никакого влияния на изменение давления в залежах в период их эксплуата­ ции. Промышленная закачка воды в поднефтяную часть рифовых залежей Столяровского, Староказанковского и Введеновского место­ рождений подтвердила изолированность продуктивной части залежи от водонасыщенной зоны.

Подошвенные воды газоконденсатной залежи КанчуринскоМусинского и других месторождений рассматривают как изолирован­ ные от источников питания (А. В. Копытов, Р.С. Билалов, В. А. Скрипник, 1963).

Средние рабочие дебиты газа Канчуринско-Мусинского месторо­ ждения по отдельным скважинам колеблются от 25 до 450 тыс. м3/сут,

Вюжном направлении возрастает газоносность рифовых массивов

иувеличивается этаж продуктивности. В отдельных рифовых мас­ сивах северной части Симско-Бельской впадины (Лемзинском, Ирныкшинском, Карташевском и Кунганском) установлена про­ мышленная нефтегазоносность. В зонах развития рифовой фации сакмаро-артинских отложений продолжаются поиски рифовых мас­ сивов.

Месторождения кинзебулатовского типа приурочены к узким структурам восточного склона прогиба. К ним относятся Кинзебулатовское, Салиховское, Цветаевское, Буруновское, Малышевское и другие месторождения. К югу от Кинзебулатовского открыты Рамадановское, Воскресенское, Арслановское, Волостновское, Сара­ товское и другие месторождения.

Коллекторами нефти в месторождениях кинзебулатовского типа служат артинские, сакмарские и верхнекаменноугольные трещино­

ватые известняки и мергели. Породы сводовых частей структур и их крутых крыльев значительно раздроблены. Неравномерное распределение трещиноватости на площади структур сказалось на различии в дебитах скважин.

Рифовые известняки артинско-ассельского возраста с признаками нефтегазоносности встречены также и в Оренбургской области. Они распространены в виде узкой полосы вдоль западного борта Предуральского прогиба. Южнее г. Мелеуза намечаются две полосы развития рифовых массивов —западная, с преимущественным распро­ странением артинских рифов, и более восточная, с развитием рифов

различных биофаций, а также развитием вторичных процессов, повлиявших на изменение геометрии норового пространства пород.

Породы-коллекторы рифовых массивов Бельской депрессии ха­ рактеризуются различной проницаемостью, от весьма малой до сравнительно большой. Средние значения пористости и проницае­ мости большинства коллекторов рифовых массивов соответственно

равны 5—7% и 20—40 миллидарси. В то же время совершенно очевидно, что характер фильтрации пластовых флюидов будет опре­ деляться более высокими величинами проницаемости.

ПРИКАСПИЙСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Прикаспийская провинция занимает юго-восточную часть Рус­ ской платформы и отделяется от Волго-Уральской провинции круп­ ным структурным уступом.

Характерной особенностью Прикаспийской впадины является развитие мощной соленосной толщи кунгурского возраста. Пласти­ ческое перераспределение солевых масс вызвало развитие соляных куполов, гряд и глубоких межкупольных мульд. Общее число соля­ ных куполов в пределах Прикаспийской впадины составляет более тысячи. Структура подсолевых отложений изучена еще недостаточно, в меньшей степени выяснены перспективы нефтегазоносности под­ солевых образований. Мощность их по геофизическим данным дости­ гает 10—13 км.

По глубине залегания подсолевых отложений в пределах При­ каспийской впадины выделяется западная и восточная части. Гра­ ница между ними проходит примерно по р. Урал. Проблема нефте­ газоносности недр Прикаспийской впадины еще остается открытой. Результаты поисково-разведочных работ подтверждают перспективы региональной нефтегазоносности нижнемеловых, юрских и пермотриасовых отложений. Обнаружены признаки преимущественной газоносности центральных и западных районов и нефтеносности восточных районов (В. Л. Соколов, 1970).

В составе надсолевого комплекса отложений принимают участие отложения перми, триаса, юры, мела и кайнозоя. Верхнепермские образования представлены в основном песчано-глинистыми породами с конгломератами и галечниками. В составе триасовой системы принимают участие песчаники, известняки, глины и галечники.

Юрские и меловые отложения наиболее подробно изучены в Эмбенском нефтегазоносном районе. Они представлены в основном песча­ никами, глинами и чередованием песчаников и глин. Кайнозойские отложения наиболее широко развиты в западной части Прикаспий­ ской впадины. Они в основном представлены глинами, песчаниками и мергелями.

Промышленная нефтегазоносность связана главным образом с пер- Мо-триасовыми, среднеюрскими и нижнемеловыми отложениями (Ю. М. Васильев, 1967). Все нефтяные месторождения, известные в пределах Прикаспийской впадины, сосредоточены в ее юго-восточ­ ной и восточной частях. Западная половина Прикаспийской впадины изобилует газопроявлениями.

В последнее время многие геологи рекомендуют поиски залежей нефти и газа не только на структурах, связанных с соляными купо­ лами, но и на структурах, расположенных в межкупольных про­ странствах. Однако мощность надсолевых осадков здесь достигает

5—9 тыс. м. Значительные прогнозные запасы газа впадины связаны с глубинами выше 7 тыс. м, где развиты нормальные осадочные образования так называемого подсолевого комплекса.

Основные промышленные запасы нефти находятся в ІОжноЭмбенской нефтегазоносной области, где залежи приурочены к раз­ личным стратиграфическим горизонтам соляных куполов (нижний мел, средняя юра и пермо-триас). Наибольшее практическое зна­ чение имеют терригенные отложения средней юры, известные также под названием досорской толщи. В ее нижней части залегает песча­ но-глинистая свита, содержащая тонкие прослои бурого угля и углистых сланцев. Выше залегает толща глинистых пород (60%), чередующихся с песками и песчаниками. Мощность отложений сред­ ней юры на куполах Доссор 340 м, Макат 325 м, Сагиз 345 м, на пло­ щади между ними 365 м.

Наиболее крупными месторождениями юго-востока области явля­ ются Косчагыл, Купсары, Каратов, Прорва, Буранкуль, Кенкияк, Камышитовый и др. Юрские породы-коллекторы с благоприятными для фильтрации свойствами развиты на Новобогатинском и Сагизском поднятиях, а также в районе Алтыпуля и к северу от ЮжноЭмбенского района.

Промышленные залежи нефти средней юры приурочены к зоне перехода фаций от континентальных к прибрежно-морским. Наиболее часто встречаются залежи нефти и газа, экранированные плоскостями сбросов и склонами соляных штоков. Надсолевой комплекс отло­ жений большинства структур разбит сбросами, предопределившими строение склонов, а также расположение залежей нефти. В нижней и средней юре зона развития благоприятных коллекторов (пористость до 25—30% ; проницаемость — до нескольких сотен миллидарси) проходит через Буранкуль—Прорву—Мартыши.

Основными объектами эксплуатации на Каратонѳ являются аптские и неокомские горизонты юго-западного и северо-восточного крыльев купола. Породами-коллекторами нефти на Каратонском месторождении, как и на других нефтяных месторождениях Эмбы, являются мелкозернистые глинистые пески обычно рыхлого сложения, реже песчаники плотные. Пористость песков составляет 30—32%.

Косчагыл в структурном отношении также представляет собой соляной купол. Условия залегания нефти на Косчагыле, как и на многих других месторождениях, определены структурным фактором. Основными объектами эксплуатации являются нефтяные горизонты, приуроченные к отложениям средней юры, неокома и апта, слагаю­ щим разрез северного крыла. Породами-коллекторами служат пески мелкозернистые и среднезернистые с прослоями глин и редкими прослоями песчаников.

Промышленная нефтеносность купола Кулсары связана с триа­ совыми, юрскими и меловыми отложениями восточного крыла. Наблюдается приуроченность нефтяных залежей к приподнятой части современной структуры. Породами-коллекторами нефти про­ дуктивных горизонтов являются пески и в меньшей степени песчаники

Ближайшие перспективы открытия месторождений в подсолевом палеозое Прикаспийской впадины связаны с разведкой ее бортовых зон. Большой интерес представляют северо-западная и северная нрибортовые зоны, где имеется система ступенчатых уступов, осложненных пологими поднятиями, на которых подсолевое ложе залегает на глубинах 3—4 км. Перспективы развития благоприят­ ных коллекторов нижнего триаса связывают с зоной, ограниченной пунктами Уральск—Кенкияк—Актюбинск—Илек.

Большой интерес представляют данные о породах, вскрытых Аралсорской сверхглубокой скважиной в западной части При­ каспийской впадины. Значительное место в отложениях занимают глины и аргиллиты. Особенно много последних в ветлужской серии нижнего триаса. Они содержат до 30% частиц алевритовой размер­ ности и до 70% глинистого материала, который находится в тонкой смеси с окислами железа (до 6%). Глинистые минералы хлоритгидрослюдистого состава. В ряде случаев отмечаются тонкие тре­ щины в аргиллитах с ориентацией перпендикулярно слоистости, заполненные кальцитом и сульфидами железа. При погружении осадочных толщ в первую очередь уплотняются глины за счет потери воды, что сказывается на уменьшении их пластичности. На боль­ ших глубинах в глинах наблюдается интенсивная перекристалли­ зация и переход их в плотные, хрупкие аргиллиты, появляется трещиноватость.

Изучение подобных пород Б. К. Ирошляковым (1969) в разрезах глубоких скважин Прикаспия показало, что трещинки (Аралсорская скв. 1-сг, интервал 5485—5491,5 м) секут или сразу несколько чередующихся микропрослойков аргиллитов и алевролитов или только аргиллиты (Аралсорская скв. 1-сг, интервал 6659—6661 м). Он указывает, что трещинки в Портартурской скв. 17-г впервые были зафиксированы в образце красновато-коричневого аргиллита с глубины 3998—4002 м, в Чувашской скв. 19-п в образце с глубины 4125—4126 м, а в Аралсорской скв. 1-сг — в образце с глубины 4486 м.

Выделяются два типа трещинок: 1) прямолинейные, с зеркалами скольжения, возникшие, по-видимому, под влиянием тектонических сил. Плоскости их падения обычно круто наклонены к поверхности наслоения; 2) извилистые с различной ориентировкой, иногда зату­ хающие на протяжении 2—3 см. Происхождение этого типа трещи­ нок связывают с самопроизвольным гидроразрывом на глубинах 4400—4500 м. Ширина трещинок обоих типов от сотых долей милли­ метра до 2, редко до 5 мм. На плоскостях скольжения имеются тонкие