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

проницаемостью от 5 до 300 миллидарси преимущественно встре­ чены в пачке Mj. Плотность песчаников и алевролитов изменяется от 1,99 до 2,74 г/см3.

Наиболее высокими коллекторскими свойствами, по сравнению с другими породами разреза картамышской свиты Шебелинского месторождения, обладают песчано-алевритовые породы, содержащие слюдисто-глинистый, глинистый и железисто-глинистый цемент в ко­ личестве не более 20% . Пористость открытая таких пород достигает 22—26% и проницаемость 300 миллидарси.

Примесь карбонатного или сульфатного материала к глинистому цементу изменяет тип цементации: развиваются многообразные формы сгусткового типа цементов (О. В. Зарицкая, 1963). Пори­ стость подобных песчано-алевритовых пород колеблется от 6 до 18%, проницаемость от 1 до 38 миллидарси. В породах с преимущественно базальным типом цементации пористость составляет не более 5%, проницаемость менее 1 миллидарси.

Осадконакопление в картамышское время происходило в усло­ виях тектонического режима, характеризовавшегося мелкими и ча­ стыми колебательными движениями, что способствовало созданию повторяющихся сходных литологических наслоений. По этой же при­ чине циклы осадконакопления картамышского времени отличаются неполнотой и очень плохо выделяются в разрезе. Мощная красно­ цветная преимущественно терригенная толща пород картамышской свиты накапливалась в основном в мелком бассейне с ненормальной соленостью воды.

Нижняя часть разреза картамышской свиты нижней перми имеет много общих черт с верхней частью араукаритовой свиты верхнего карбона. В результате этого возникают трудности в проведении границы между этими двумя системами.

В картамышское время соленость бассейна была непостоянной, что отразилось на изменении характера пород как по вертикали, так и в горизонтальном направлении. Соленость бассейна возрастала во времени, что подтверждается большим содержанием ангидритовых прослоев в верхней части разреза по сравнению с нижней. Преобла­ дает красно-бурая окраска пород (окисные соединения железа). Малочисленные сероцветные пятна и прослои в однообразной краснобурой толще пород имеют в основном диагенетическое происхождение.

Отложения картамышской свиты, залегающие под мощной соле­ носной толщей перми, являются промышленно нефтегазоносными на ряде структур Восточной части Украины (Шебелинской, Спиваковской, Качановской и др.). По коллекторским свойствам пес­ чано-алевритовые породы картамышской свиты мало изменяются в пределах Шебелинки и сопредельных структур. Так, на Каменской площади пористость открытая песчапо-алевритовых пород карта­ мышской свиты (по скв. 13) колеблется от 4 до 20%, проницаемость от 0,84 до 73 миллидарси. На Волвенковской площади пористость открытая подобных пород составляет 5—19% и проницаемость ОД— 104 миллидарси.

Промыслоео-эксплуатационная характеристика продуктивных горизонтов Шебелинского газового месторождения

рами газа в отложениях нижнего ангидритового горизонта являются пористо-кавернозные карбонаты, частично алевролиты, а также трещиноватые породы. Пористо-карбонатные породы характеризуются

ристика продуктивных горизонтов Шебелинского месторождения. В итоге рассмотрения пород-коллекторов газа на Шебелинском месторождении можно прийти к следующим выводам. Породы араукаритовой свиты верхнего карбона представлены алевролитами крупно­ зернистыми, относящимися к IV, V и VI классам коллекторов (по

А. А. Ханину).

Породы картамышской свиты (медистые песчаники) нижней пер­ ми также в основном представлены алевролитами глинистыми крупно- и мелкозернистыми, относящимися к IV, V и VI классам. В разрезе свиты встречаются в небольшом количестве коллекторы песчаного типа III класса (песчаники мелкозернистые, глинистые).

По своему генетическому типу породы-коллекторы принадлежат к субконтинентальным и морским прибрежным отложениям. Для пород картамышской свиты характерно большое содержание гли­ нистого и наличие железистого цементов. Порометрические харак­ теристики типичных групп коллекторов показывают наличие тонких сечений пор, они преобладают среди пористой системы. В алевро­ литах доминируют поры размером 6 мк. В результате этого породы обычно характеризуются проницаемостью до 10 миллидарси и не­ сколько более. Отдельные разности песчаников имеют проницаемость в 300 миллидарси. Коэффициент газонасыщенности в основном равен 0,40 и для наиболее проницаемых пород-коллекторов составляет 0,85.

Над картамышской свитой залегает нижнеангидритовый горизонт, в котором среди ангидритов и карбонатов встречаются незначитель­ ные прослои алевролитов. Породы, слагающие нижнеангидритовый горизонт, по своему происхождению относятся к лагунным отложе­ ниям. Породами-коллекторами являются редкие прослои доломитов и алевролитов, относящиеся к IV, V и VI классам. Коэффициент газонасыщенности упомянутых пород-коллекторов равен 0,40—0,60.

Залежи нефти на Качановском месторождении приурочены к пес- чано-алевролитовым отложениям карбона, нижней перми и триаса. В карбоне продуктивными являются песчаники мелко- и средне­ зернистые и алевролиты полевошпатово-кварцевые, сцементирован­ ные глинисто-карбонатным и глинистым веществом (пачки K j—К 24). В цементе наблюдается вторичный кремнезем.

По содержанию в составе цемента различных веществ И. А. Мухаринская (1963) выделяет в разрезе три зоны цементации (сверху вниз). Первая зона (до пачки К 5 включительно) характеризуется развитием песчаных пород с глинисто-карбонатным и карбонатным цементом. Пористость открытая пород-коллекторов достигает 31%, эффективная 14,5% и проницаемость 1000 миллидарси.

Вторая зона (до пачки К ц) характеризуется развитием в песчаных породах кремнистого и кремнисто-глинисто-карбонатного цемента. Пористость открытая достигает до 27%, эффективная 12% и прони­ цаемость 390 миллидарси.

В породах третьей зоны (до пачки К 23) цементирующие вещества те же, что во второй зоне, но содержание их возрастает. Пористость открытая снижается до 11%, эффективная до 4—6%, проницаемость меньше 1 миллидарси.

Остаточная водонасыщенность в породах карбона, определенная косвенными методами, колеблется от 29 до 69%; среднее содержание остаточной воды для мелкозернистых песчаников составляет 55% и для среднезернистых 44%. С увеличением количества карбонатного цемента наблюдается увеличение остаточного водосодержания. При карбонатности песчаников 30—35% количество остаточной воды достигает 79%, эффективная пористость 1%.

Коллекторские свойства пород карбона на Качановском и Ры­ бальском поднятиях изучались Р. Я. Поляк (1969). Отложения представлены циклически чередующимися глинистыми породами, алевролитами, песчаниками и карбонатными породами. Коллекто­ рами нефти и газа являются песчаники, а также на глубинах свыше 2800—3000 м трещиноватые алевролиты и известняки (граница между зоной начального и глубинного эпигенеза). Поровый тип коллектора с резко подчиненным развитием трещинно-порового прослеживается до глубин 2500 м, поровый и трещинно-поровый — в интервале глубин 2500—2800 м, поровый, порово-трещинный H трещинный — в интервале 3000—3500 м, трещинно-поровый и тре­ щинный — ниже глубин 3500 м.

В нижнепермских отложениях Качановского месторождения вы­ деляют три горизонта — П ь П2 и П3, из которых промышленно

продуктивный горизонт П3, относящийся, по О. В. Зарицкой, к верх­ немукарбону.

При опробовании горизонта П 3 в скв. 18 (глубина 1820 м) был получен фонтан газа со свободным дебитом 3,47 млн. м3/сут и содер­ жанием конденсата 115 см3 на 1 м3 газа. Песчаники мелко- и средне­ зернистые, иногда гравелитистые, по составу полевошпатово-квар­ цевые с контактово-поровым глинистым и глинисто-карбонатным цементом. Тип цементации в основном контактово-поровый.

Алевролиты крупные, по минералогическому составу идентичные песчаникам. Обломочный материал, слагающий песчаники и алев­ ролиты, чаще всего плохо окатан и характеризуется угловато­ окатанной формой. Пористость открытая песчано-алевритовых пород горизонта П3 колеблется от 1 до 30%, в среднем составляет 21,5%.

Пористость эффективная песчаников 12—14% и алевролитов крупнозернистых 8%. Проницаемость среднезернистых песчаников колеблется от 2,6 до 6000 миллидарси, в среднем 1000 миллидарси. Песчаники мелкозернистые характеризуются проницаемостью от 1 до 2860 миллидарси, в среднем 360 миллидарси.

В триасе промышленная нефтеносность установлена в песчано­ карбонатной толще Тпк.

Отложения, слагающие продуктивный горизонт триаса, пред­ ставлены песчаниками тонкозернистыми и мелкозернистыми, квар­ цевыми. Содержание полевых шпатов в них составляет до 10%. Цемент песчаников карбонатный, глинисто-карбонатный и глинисто­ кремнистый; он присутствует в породе в основном в количестве от 5 до 30%. Тип цементации базальный, базально-поровый, базально- контактово-поровый, участками пленочный и пойкилитовый.

Открытая пористость песчаников триаса, по данным И. А. Мухаринской (1963), колеблется от 5 до 32%; проницаемость достигает 3400 миллидарси.

Породы-коллекторы верхней перми и триаса изучены О. Д. Би­ лыком (1967).

Породы-коллекторы нефти верхнекарбоновых отложений Глин- ско-Розбышевского месторождения представлены разнозернистыми песчаниками, обладающими эффективной мощностью 20 м, череду­ ющимися с глинами и алевролитами.

На Глинско-Розбышевском месторождении промышленные залежи

нефти, полученный из пласта П2, 120т/сут при 7-мм штуцере (скв. 33, глубина 1862—1885 м).

Горизонты П2 и П3 представлены песчаниками мелко- и тонко­ зернистыми, алевритистыми, залегающими среди глинистых и алев­ ритовых пород. Песчаники горизонта П2 характеризуются пористо­ стью эффективной от 12,5 до 17,0% , средняя 14% ; пористость эффек­ тивная песчаников горизонта П 3 колеблется от 12 до 23,4%, средняя 16,3%.

Изучение коллекторских параметров среднезернистых и отчасти мелкозернистых песчаников визейского продуктивного горизонта (пласты К 28, К 2 9 , К 30, К 31, К з2) нижнего отдела каменноугольной системы Глинско-Розбышевского месторождения в скв. 25, 116, 125, 127, 128, 131 в интервале 3540—3958 м показало следующее. Песчаники содержат пелитовых частиц от 0,10 до 18%, в среднем 5—7%, карбонатных солей от 0,1 до 16%, в среднем около 1%. Пористость открытая колеблется от 6,0 до 18%, в среднем составляя около 15 % . Проницаемость пород изменяется от 9 до 1000 миллидарси, средняя примерно 200—300 миллидарси. Проницаемость мелкозер­ нистых песчаников обычно в 10 раз ниже проницаемости средне­ зернистых песчаников. Остаточная водонасыщенность от 6 до 35% (за счет роста карбонатности и глинистости) от объема порового пространства, в среднем составляя около 10—12%.

Мелиховское газоконденсатное месторождение расположено вблизи Харькова на структуре, разбитой на три блока. В центральном блоке обнаружены две залежи: одна в араукаритовой свите и другая в свите медистых песчаников, породы которой отличаются низкими коллекторскими свойствами.

Основными коллекторами в араукаритовой свите являются пес­ чаники мелко- и среднезернистые, эффективная мощность 46 м, пористость 110%, проницаемость 12 миллидарси, остаточная водо­ насыщенность 50%. Песчаники залегают в виде отдельных пластов 5—10-м мощности, которая возрастает до 20 м в нижней части раз­ реза. Среди песчаников встречаются линзы и пропластки 1—3-м мощности крупнозернистых алевролитов. Цементом пород служит глинисто-карбонатное, карбонатно-глинисто-железистое и ангидрито­ глинистое вещество. Тип цементации сгустковый, контактово-поро­ вый, реже базальный. Начальное пластовое давление составляет 418 кгс/см2.

На Машевском газовом месторождении породы-коллекторы более или менее аналогичны таковым на ПІебелинском месторождении. Газоносными являются породы картамышской свиты и верхнего карбона. Этаж газоносности составляет более 1000 м. Песчаники среднезернистые и крупнозернистые (продуктивный горизонт К 2) изучены с глубин в скв. 23 4021—4122 м, в скв. 40 3436—3614 м. Характеризуется пористостью 13,6—21% (средняя около 16%), прЪі^.цаемостью 3,5—1500 миллидарси (средняя около 200 милли­ дарси) и остаточным водосодержанием 19—50% (среднее около 25%).

В табл. 21 приведена сравнительная характеристика развития пород-коллекторов в картамышской свите ряда площадей Восточной "Украины по классам.

С юрскими отложениями связаны промышленные скопления газа в районах с. Солохи, Руновщины, Вельска и др. Притоки газа и прямые признаки нефтеносности наблюдались в процессе бурения также на ряде разведочных площадей.

Изучение условий осадконакопления и истории геологического развития Восточно-Украинского газонефтеносного бассейна в юрский

Классы пород-коллекторов картамышской свиты на месторождениях Восточной Украины

(по данным О. В. Зарпцкой н И. А. Мухарннской)

период проводилось О. Д. Билыком, H. Е. Канским, В. А. Макридиным, Б. П. Стерлиным, Р. Ф. Сухорским и др. Значительная часть разреза юры сложена песчано-алевритовыми отложениями как прибрежно-морского происхождения, так и озерно-речного. Транс­ грессии и регрессии чередовались в течение юрского периода и захва­ тывали различные участки Днепровско-Донецкой впадины, что ска­

и залегает на глубине 1502—1524 м. Абсолютно свободный дебит газа при пластовом давлении 154,3 кгс/см2 составляет 4350 тыс.

м3/сут.

Газоносная часть нижележащего песчаного пласта мощностью 4 м, приуроченного к триасу, расположена на глубине 1696—1700 м. При пластовом давлении 166 кгс/см2 из нее получен приток газа 1265 тыс. м3/сут.

Третий горизонт относится к песчано-карбонатной толще триаса, из которой с глубины 1803 м при пластовом давлении 180,3 кгс/см2 ударил фонтан газа с абсолютно свободным дебитом 5290 тыс. м3/сут. Газоносный пласт состоит из песчаников мощно­ стью 7,6 м.

На Солоховском месторождении газосодержащий пласт сложен песчаниками байосского яруса средней юры мощностью 4—18 м и пористостью 12—25%. Свободные дебиты газа достигают 480— 2455 тыс. м3/сут. Газопроявления в отложениях юры также известны на Руновщанской и Кибинцевской площадях.

В состав массивно-пластовой нефтяной залежи Гнединцевского месторождения входят пять нефтеносных горизонтов. Из них три отно­ сятся к нижней перми (Пь П2, П3), а два горизонта — к верхнему карбону (Kj, К 2). Все эти горизонты имеют общий нефтеводяной контакт.

Нефтеносные горизонты, образующие залежь, имеют мощность от 6 до 37 м. Они представлены в основном различными песчаниками от мелкодо крупнозернистых, переходящих в гравелиты. Пори­ стость пород колеблется от 1,4 до 30% и проницаемость от долей миллидарси до 1302 миллидарси.

Нефтеносные горизонты разобщены глинистыми разделами мощ­ ностью от 6 до 26 м. Дебит нефти при разных штуцерах составляет от 38 до 250 т/сут при пластовом давлении 185 кгс/см2.

Распространение песчано-алевритовых пород в картамышской свите юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины обуслов­ лено фациально-палеогеографическими особенностями региона осадконакопления. Ухудшение коллекторских свойств пород наблюдается с юго-востока на северо-запад в направлении движения от области сноса и связано с уменьшением зернистости пород и изменением характера их цементации. Однако от г. Вельска и далее к северо-

и разведочных площадей юго-восточной части Днепровско-Донец­ кой впадины, проведенное И. А. Мухаринской, показало, что в юр­ ских отложениях распространены породы-коллекторы II класса, в триасе — преимущественно II и III классов, в нижней перми — II И III классов (Качановское и Глинско-Розбышевское месторожде­ ния), а также IV, V и VI классов (Шебелинское и Спиваковское месторождения).

Вверхнем карбоне наиболее развиты породы-коллекторы III (Шевченковская, Красно-Поповская, Качановская, Северо-Голубов- ская площади), IV (Шебелинская) и V, VI (Спиваковская и Славяновская площади) классов.

Всреднем карбоне в основном развиты породы-коллекторы IV класса, а в отдельных разрезах (Шебелинская площадь) V и VI клас­ сов. Породы-коллекторы нижнего карбона относят к III классу (Радченковское и Михайловское месторождения).

Сглубиной наблюдается ухудшение коллекторских свойств.

Так, в разрезе Качановского месторождения в отложениях триаса развиты продуктивные породы-коллекторы III класса, в нижней перми — II и III классов и в карбоне — III, IV и VI классов. То же самое наблюдается в разрезе Шебелинского разреза: в триасе раз­ виты коллекторы III класса и в нижней перми — коллекторы IV, V и VI классов.

Коллекторские свойства каменноугольных отлояюний средней части ДДВ изучались А. М. Синичкой (1963). Она относит коллек­ торы к несколько более высоким классам. Литологофизические характеристики пород-коллекторов каменноугольной, пермской и три­ асовой систем, развитых на территории ДДВ, изложены в работах Д. В. Гуржего, Б. Е. Архиноса, О. Д. Билыка, Р. Ф. Сухорского, О. М. Гуневской и др.

Северо-западным продолжением Днепровско-Донецкой впадины является Припятская впадина, отделенная от первой выступом фундамента. Осадочный комплекс слагается породами девона, кар­ бона, перми, мезозоя и кайнозоя. Наибольшей мощностью обладают отложения девона, а среди них соленосные толщи: одна (до 1500 м) в елецко-данково-лебедянских отложениях фаменского яруса и дру­ гая (270—440 м) в евлановско-ливенских образованиях франского яруса. Галогенные толщи представлены каменной солью с прослоями карбонатно-сульфатных пород. Они разобщены задонско-елецкими карбонатными породами (0—400 м).

К Речицко-Вишанскому валообразному поднятию приурочен ряд нефтеносных структур (Речицевское, Пишковское, Осташковичевское, Давыдовское, Вишанское и др.). Промышленные притоки нефти получены из задонско-елецких отложений (межсолевые отло­ жения) и нижней части елецко-лебедянских отложений (верхняя соленосная толща) фаменского яруса. Межсолевой комплекс отло­ жений мощностью 250—360 м представлен известняками, доломитами, известняками доломитизированными, мергелями и аргиллитами. В разрезе названные породы в основном группируются следующим образом.

В верхней и нижней частях разреза развиты сульфатно-мергель­ ные породы и глинистые известняки. Доломиты вторичного про­ исхождения встречаются в виде маломощных прослоев и развиты в основном в присводовых зонах. Породы этой части разреза, в силу заполненности пустотного пространства солями и тонкодисперсным терригенным материалом, обладают низкой проницаемостью (менее 0,1 миллидарси) и пористостью (менее 1—6%). Они почти не содержат коллекторов нефти с благоприятными свойствами, за исключением верхней части разреза (нижняя часть елецко-лебедянских отложений), где по данным гидродинамических исследований скважин прони­ цаемость достигает 130 миллидарси. Средняя часть разреза меж­ солевых отложений сложена известняками, иногда кавернозными, пористыми (преобладает вторичная пористость) и доломитами. Структурные и текстурные изменения пород сказываются на их коллекторских свойствах.

Известняки характеризуются пористостью от 1 до 10% и более, проницаемостью от долей миллидарси до 5 миллидарси и более. Доломиты обладают более высокой пористостью (до 18%) и про­ ницаемостью (до 20—25 миллидарси).

Из средней части межсолевых отложений получены промышлен­ ные притоки нефти. Для пород средней части разреза также харак­ терно незначительное развитие первичных седиментационных пор, которые в значительной мере заполнены дисперсным терригенным материалом и солями. Широко представлены пустоты вторичного происхождения: вторичные поры, пустоты выщелачивания, соеди­ ненные друг с другом микротрещинами раскрытостью до несколько десятков микрон.

Наличие залежей нефти в сводовых частях структур (Давыдов-