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

мента и осадочного чехла платформы. Границей Предкавказской и Донецко-Каспийской тектонических областей является Манычская шовная зона, выраженная в кристаллическом основании зоной глубинных разломов.

В основании энигерцинской платформы Европейской части СССР

залегает сильно дислоцированный герцинский складчатый фунда­ мент, который представлен в основном породами палеозоя (преиму­ щественно карбон).

Характерной особенностью поверхности складчатого фундамента энигерцинской платформы юга СССР является значительная ампли­ туда его рельефа, достигающая 1000 м и более. К крупным положи­ тельным структурным элементам фундамента относятся сводовые поднятия (Ставропольское, Озек-Суатское, Ейско-Березанское), валы (кряж Карпинского) и выступы (Новоселовский, Ростовский, При­ азовский и др.). Между крупными положительными элементами расположены области глубокого залегания поверхности фундамента (впадины Причерноморская, Азово-Кубанская, Терско-Кумская

ипрогиб Кумо-Манычский).

Собластями впадин и прогибов связаны увеличение мощности осадочных образований платформенного покрова и большая полнота их разреза по сравнению с прилегающими к ним областями сводовых

илинейно вытянутых поднятий.

Платформенный покров Скифской плиты сложен отложениями пермской, триасовой, юрской, меловой и третичной систем. В пре­ делах рассматриваемой территории в различных ее частях на породах складчатого фундамента залегают различные по возрасту осадочные толщи, начиная с пермо-триасовых (Восточное Предкавказье) и кон­ чая третичными.

Отложения триасовой системы (глины с прослоями мергелей) встречены в пределах нижнего течения р. Дона. Отложения юрской системы наиболее развиты в восточной части Скифской платформы и Астраханском Поволжье, где довольно широко представлены отложения средней юры (байос и бат) и в меньшей степени — верх­ ней юры. На указанной территории отложения байосского яруса представлены в нижней части песчаниками с прослоями глин (20— 50 м) и в верхней — глинами (60—150 м). Батский ярус сложен глинами, переслаивающимися с песчаниками.

В нижней части келловейского яруса верхней юры залегает песчано-алевритовая пачка (20—30 м) и в верхней — глинистая (60—70 м). Отложения оксфордского яруса верхней юры, представлен­ ные переслаиванием песчаников, алевролитов и известняков, сла­ гают XIII продуктивный пласт Озек-Суатской группы поднятий Прикумского нефтегазоносного района.

На Скифской платформе в неокоме нижнего мела весьма неболь­ шое развитие имеют отложения валанжина и несколько больше распространены породы готерива — баррема (Восточное Предкав­ казье, Нижнее Поволжье). Баррем представлен песчано-глинистымн отложениями на севере (Астрахань) и песчано-известковпстыми

Залегающие выше глинистая толща и песчаная пачки над ней повсе­ местно развиты; глинистая толща в кровле ворхнеэоценовых отложе­ ний развита на юге Украины, Крыму и Западном Предкавказье.

Майкопские отложения (олигоцен — нижний миоцен) повсеместно выражены однообразной толщей глин большой мощности, особенно во впадинах (Азово-Кубанская, Терско-Кумская). В нижней (хадумский горизонт) и верхней частях их в Ставрополье прослеживаются зоны развития песчано-алевритовых отложений. Неогеновые отло­ жения представлены терригенными и карбонатными образованиями, широко развитыми на территории эпигерцинской платформы.

В пределах Скифской плиты находится Предкавказско-Крым- ская нефтегазоносная провинция. Она имеет непосредственную связь с провинциями Северного Кавказа.

Предкавказье охватывает северный склон Кавказского склад­ чатого сооружения и прилегающую южную окраину Русской плат­ формы. Характерной чертой строения полосы передовой склад­ чатости северного склона Кавказа является линейное и зональное расположение отдельных складок, чаще всего сгруппированных в систему вытянутых в общекавказском направлении параллельных антиклинальных и синклинальных зон. К складчатым зонам и по­ ясам приурочены группы месторождений нефти и газа.

В Восточном Предкавказье передовая складчатость выражена Восточно- и Западно-Дагестанскими антиклинальными зонами и Терским и Сунженским антиклинориями. В Западном Предкавказье к передовым складкам относятся Абинско-Калужская, КрымскоВарениковская, Южно-Таманская, Северо-Таманская, Анастасиев- ско-Троицкая и другие антиклинальные зоны.

К Кавказскому складчатому сооружению, входящему в состав альпийской геосинклинальной области, тяготеют следующие нефте­ газоносные провинции: Кубанская, Терско-Дагестанская, Апше- роно-Нижнекуринская и Курино-Рионская.

Кубанская и Терско-Дагестанская провинции приурочены к геосинклинальным склонам Западно-Кубанского и 'Герско-Каспий­ ского передовых прогибов и к их центральным частям (Н. Ю. Ус­ пенская, 3. А. Табасаранский, 1966). Непосредственно к северу от них находится Предкавказско-Крымская провинция. Наибольшее промышленное значение имеет Апшеронско-Нижнекуринская про­ винция, расположенная в пределах Азербайджана. ПредкавказскоКрымская, Кубанская и Терско-Дагестанская провинции также ха­ рактеризуются высоким уровнем добычи нефти и газа.

Промышленная нефтегазоносность этих провинций связана с ком­ плексом мезо-кайнозойских отложений, от юрских до плиоценовых. Юрские и меловые отложения промышленно нефтегазоносны в пре­ делах Предкавказско-Крымской, Кубанской и Терско-Дагестан­ ской провинций и перспективны в Закавказье. С палеоцен-эоцено- выми отложениями связаны крупные залежи нефти Кубанской

отложения олигоцена, с которыми связано крупное месторождение газа на Ставропольском своде, к ним приурочены нефтяные гори­ зонты Кубанской провинции и крайней южной части Терско-Даге­ станской провинции. В последней основной нефтегазоносной тол­ щей являются отложения среднего миоцена. Эти отложения также продуктивны в западной части Кубанской провинции и АшиероноНижнекуринской провинции.

Большинство месторождений нефти и газа Предкавказья яв­ ляются многопластовыми. Число залежей колеблется от двух­ четырех (Ставропольский свод) до шести-девяти (Прикумское под­ нятие). Однопластовые месторождения характерны для Ейско-Бе- резанского района и Промысловского района кряжа Карпинского. В Предкавказье преимущественно распространены газовые (Став­ ропольский свод, кряж Карпинского) и газоконденсатные (Западное Предкавказье) месторождения. В пределах Терско-Кумской впадины распространены нефтяные месторождения.

Породы-покрышки залежей газа, газоконденсата и нефти в За­ падном Предкавказье в глинистых разностях содержат минералы монтмориллонито-смешаннослойного, монтмориллонито-гидрослю­ дистого или смешаннослойного, реже монтмориллонитового состава, т. е. характеризуются обязательным присутствием в них разбу­ хающего компонента.

Монтмориллонито-смешаннослойный состав глинистых минералов характерен для регионально прослеживающейся покрышки верхнего

колеблется от 30 до 58%, а на Трехсельской площади достигает 85%.

Смешаннослойный минерал (типа слюда—монтмориллонит) встре­ чается в указанных выше породах-покрышках как совместно с монт­ мориллонитом, так и отдельно от него. В первом случае его содер­ жится 25—60% от веса глинистой фракции, и он близок к гидро­ слюде (в нем не более 10—20% разбухающих пакетов), а во втором случае его содержание увеличивается до 80—97% и вместе с тем наблюдается увеличение разбухающих пакетов в нем до 30— 45%.

Состав глинистых минералов в породах-покрышках залежей газа и газоконденсата (Митрофановская, Соколовская, Южно-Советская, Трехсельская и др.), а также на пустых структурах (Ленинодарская, Леушковская, Новопетровская, Новопокровская, Калниболотская, Кропоткинская и др.) в общем оказался одинаковым (А. А. Ханин, К. А. Абдурахманов, В. М. Лазарева, 1969).

Следовательно, минералогический состав глинистых пород-по­ крышек является только одним из многих геологических факторов, влияющих на формирование и сохранность залежей газа. Глиныпокрышки выше названных месторождений газа высокодисперсные и обычно представлены частицами диаметром меньше 0,001 мм в ко­

личестве 35—40%. Установлено, что большого различия в грануло­ метрическом составе пород-покрышек и глинистых разделов раз­ ного возраста не наблюдается. Для всех изученных глинистых пород характерно преобладание крупно- и тонкопелитовой фракций, они отвечают составу глин тонкодисперсных и слабоалевритистых. Однако отмечается тенденция к увеличению дисперсности глин снизу вверх.

Изученные (А. А. Ханин, К. А. Абдурахманов, В. М. Лазарева, 1969) мезо-кайнозойские глины-покрышки Западного Предкавказья в связи с различиями в литологическом составе и характере уплот­ нения были дифференцированы на две группы: глины некарбонатные и глины карбонатные. Кроме глин были рассмотрены также алевро­ литы сильно глинистые. Алевролиты глинистые, содержащие пре­ имущественно мелкоалевритовую фракцию (0,05—0,01 мм), залега­ ющие на глубинах свыше 2000 м, по своим плотностным и филь­ трующим свойствам приближаются к глинам алевритовым.

Следует отметить, что глины, содержащие карбонатный цемент, залегающие в интервале до 3000 м, имеют большую плотность по сравнению с глинами некарбонатными. Особенно это заметно до 2000 м, ниже 3000 м геостатическое давление столь велико, что все указанные породы независимо от содержания в них карбонатов уплотнены более или менее одинаково. Рассматривая изменение плотности в зависимости от глубины залегания пород, можно за­ метить, что в интервале 1000—2000 м алевролиты глинистые и глины алевритистые имеют среднюю плотность 2,05—2,34 г/см3, на глу­ бине 3000—4000 м плотность пород колеблется от 2,55 до 2,65 г/см3 и на глубине 4500 м достигает 2,70 г/см3. Анализ характера изме­ нения плотности глин в зависимости от содержания в них различ­ ных глинистых минералов показал следующее. Глины монтмориллонитового состава залегают в разрезе примерно до глубины 2800 м. Постепенно с увеличением глубины вследствие дегидратации, об­ условленной уплотнением, монтмориллонит изменяется и перехо­ дит в слюды.

Сравнение плотностной характеристики различных по минерало­ гическому составу глин, проведенное А. А. Ханиным и др. (1969), показывает, что при прочих равных условиях глины преимущественно каолинитового и отчасти гидрослюдистого состава уплотнены в боль­ шей степени, чем глины монтмориллонитовые. Так, на глубине около 1500 м глины гидрослюдистые характеризуются плотностью 2,42—2,53 г/см3, монтмориллонитовые — 2,10—2,22 г/см3, а плот­ ность глин со смешаннослойным минералом (типа гидрослюда —

плотность от 2,46 до 2,57 г/см3, в то время как плотность глин монтмориллонитовых 2,38—2,43 г/см3. То же наблюдается в интервале глубин 3000—4000 м; глины гидрослюдистые и каолинитовые характе­ ризуются плотностью 2,60—2,70 г/см3, глины со смешаннослойным минералом — плотностью 2,44—2,61 г/см3.

Различную уплотненность глин на одних и тех же глубинах можно объяснить особенностями строения их кристаллических решеток и различной способностью к гидратации. При сопоставле­ нии плотности глин с глубинами современного залегания прини­ малось во внимание то, что некоторые глинистые толщи в геологи­ ческом прошлом могли погружаться на большие глубины, например на Урупской площади. Судя по плотности глинистых пород юрского и нижнемелового возраста, можно полагать, что здесь они погру­ жались приблизительно на 1500 м ниже современной глубины их

залегания.

По изменению пористости глин можно судить о стадии литоге­

ровых каналов.

При анализе опытных данных наиболее трудно устанавливается связь между проницаемостью и пористостью открытой. Известно, что в общем виде подобная зависимость для песчано-алевритовых пород с межзерновым типом пористости не наблюдается. Но в прак­ тике оценки продуктивных на нефть и газ пород имеются много­ численные примеры подобных частных статистических связей при­ менительно к конкретным объектам. Для глин нахождение этих связей затруднено не только из-за технических сложностей определения пористости и проницаемости обычными методами, но и из-за имеющихся различий в гранулометрическом и минералоги­ ческом составах глин, плотности и структуры норового пространства.

Однако применение метода вдавливания ртути в образец по­ роды и определение при этом пористости открытой, удельной по­ верхности взаимосвязанных поровых каналов крупнее 0,01 мк и рас­ считанной по формуле Перселла проницаемости дает возможность

Глинистые породы, содержащие больше алевритовой примеси, а также алевролиты сильно глинистые имеют менее однородную структуру порового пространства; размеры поровых каналов изме­ няются в широких пределах, от 0,014 до 0,50 и даже 6,4 мк, преоб­ ладают каналы от 0,016 до 0,12 мк (рис. 18, 19).

Глинистые породы с пористостью открытой 10, 5, 4, 1 и 0,5%

Рис. 19. Распределение пор в глине алевритовой (Соколовская площадь, скв. 1, интервал 3606—3612 м, пористость 1,2%, про­ ницаемость 7,5 • 10_3 миллидарси).

Зависимость плотности глин и алевролитов глинистых от глу­ бины залегания рассматривалась также в разрезах нижнего мела — верхней юры (разделы между XIII, I, II продуктивными горизон­ тами) некоторых месторождений газа и нефти Восточного Предкав­ казья (Зимняя Ставка, Русский Хутор, Правобережная, Максимокумская и др.). Плотность глинистых пород в интервале глубин 2500—3500 м в среднем изменяется от 2,47 до 2,70 г/см3. В раз­ резе Сухокумского газоконденсатного месторождения в диапазоне изменения глубин, равном 400 м, плотность глин колеблется от 2,52—• 2,54 г/см3 (ант, баррем) до 2,57—2,58 г/см3 (верхняя юра, Оксфорд — келловей).

При одном и том же геостатическом давлении изменение плотности глинистых пород может происходить из-за различий в содержании глинистых частиц диаметром меньше 0,001 мм. Это подтвержда­ ется результатами изучения плотности образцов глин алевритовых и сильно глинистых мелкозернистых алевролитов, поднятых с од­ них и тех же глубин из разрезов, вскрывающих хадумский гори­ зонт на Кугультинском газовом месторождении Центрального Пред­ кавказья. Породы, содержащие 5,10,15, 20 и 25% глинистых частиц, имеют плотность соответственно 1,70, 1,78, 1,85, 1,90 и 1,95 г/см3.

Определение содержания остаточной воды в глинистых породах, слагающих часть продуктивного пласта, прямым методом (А. А. Ха-

нин, 1963) показало, что при содержании в породах глинистых частиц около 15% влага заполняет все поровое пространство; по­ ристость при этом составляет 31—33% и плотность 1,83—1,85 г/см3. То же самое было показано для глин сармата Северо-Западного Приазовья, характеризующихся монтмориллонитовым составом и высокой дисперсностью. Естественная влажность этих глин в ос­ новном соответствовала их пористости.

Ранее при изучении остаточной водонасыщенности пород газо­ носных пластов с помощью прямого метода А. А. Ханиным (1963) было замечено, что в глинах, сопутствующих газоносным породам, не вся поровая система занята капиллярно-связанной водой. Вы­ численное количество порового объема, не занятого остаточной водой, составляло около 3—5%. Этот феномен в настоящее время нами объясняется тем, что при подъеме керна на дневную поверх­ ность происходит его разгрузка от горного давления, в результате чего восстанавливается часть первоначального объема породы, а следовательно, и пустотного пространства. Этим и объясняется кажущаяся незанятость остаточной водой несколько увеличивше­ гося объема пустотного пространства керна при подъеме его на дневную поверхность. Такое явление относится главным образом к сравнительно не консолидированным под нагрузками горным породам, к каким можно отнести глины, поднятые с небольших глубин, в особенности глины монтмориллонитового состава, у ко­ торых строение кристаллической решетки способствует проявлению упругих деформаций. Глинистые породы различного минералоги­ ческого и гранулометрического состава при прочих равных усло­ виях уплотняются не одинаково.

Наличие набухающего компонента в глинах и различия в стро­ ении кристаллической решетки, а также содержание алевритовой примеси влияют на степень их уплотнения. Существенное влияние на величину уплотнения оказывает время уплотнения (А. А. Ханин, 1969).

В результате проведенных исследований (А. А. Ханин, К. А. Аб­ дурахманов, В. М. Лазарева, 1969; А. А. Ханин, 1969) можно от­ метить следующее. Глинистые породы-покрышки залежей газа, газоконденсата и нефти в Западном Предкавказье по своему со­ ставу являются высокодисперсными и содержат от 30 до 58% монт­ мориллонита от веса частиц диаметром менее 0,001 мм. Глины монт­ мориллонитового состава при прочих равных условиях уплотнены в меньшей степени, чем другие, что связано с особенностями стро­ ения кристаллической решетки монтмориллонита и способностью к удержанию гидратного слоя большей толщины. По мере возраста­ ния плотности и снижения пористости открытой уменьшается про­ ницаемость и удельная поверхность взаимосвязанных поровых ка­ налов сечением более 100 А°. Алевролиты глинистые с преоблада­ нием мелкоалевритовой фракции при уплотнении на глубинах свыше 2000—2500 м по своим фильтрующим свойствам приближа­ ются к глинам алевритовым.

Предкарпатская провинция соответствует внешней зоне (плат­ форменному склону) ІІредкарпатского передового прогиба. Восточ­ но-Карпатская нефтеносная провинция приурочена к зоне пере­ довой складчатости Восточных Карпат и прилегающему к ней гео­ синклинальному склону ІІредкарпатского передового прогиба.

В пределах Предкарпатской провинции известны промышлен­ ные скопления газа в верхнеюрских, верхнемеловых, верхнетортонских и нижнесарматских отложениях (И. В. Высоцкий, 1971).

Верхнеюрские отложения промышленно газоносны на место­ рождении Рудки, нефтеносны на площадях Кохановка и Судовая Вишня. К породам верхнего мела приурочены залежи газа место­ рождений Угерско, Бильче-Волица. В слоях нижнего тортона со­ держится газ на Малогорожанском месторождении. К отложениям верхнего тортона и сармата приурочен ряд газовых горизонтов. В косовской свите верхнего тортона известно до семи газовых го­ ризонтов (Калуш, Кадобно, Косов и другие месторождения). В отложениях нижнего сармата содержится до 6—11 газовых го­ ризонтов (Опары, Кохановка—Свидница, Рудки, Ходновичи, Угер­ ско, Дашава, Кадобно, Косов, Кавско и др.). Добыча газа из ниж­ него сармата на месторождении Опары и Угерско составляет зна­ чительную часть общей добычи газа Предкарпатья.

Самые крупные месторождения газа находятся в пределах наи­ более погруженной Крученичской подзоны (Рудки, Опары, БильчеВолица, Угерско) и в западной части Угерско-Косовской подзоны (Дашава). Все месторождения связаны с пологими поднятиями платформенного типа северо-западного простирания.

Миоценовые породы обычно сильно нарушены продольными и диагональными разрывами. Все газовые месторождения много­ пластовые. Газовые залежи Внешней зоны приурочены к песчаным комплексам, отделенным друг от друга прослоями глин. На место­ рождениях Свидница, Опары, Малая Горожанка, Дашава, Кадобно, Грыновка и Косов они связаны с песчаниками сармат-тортонского возраста. В Угерско-Косовском районе отложения тортона зале­ гают на породах верхнего мела.

Глинисто-ангидритовый горизонт, залегающий в основании верх­ него тортона, отделяет верхнюю продуктивную толщу от песчаной толщи, сложенной песчаниками тортона, мела и пористо-трещино­ ватыми известняками юры. Крупные по запасам залежи газа в этой толще были обнаружены на площадях Рудки, Угерско, БильчеВолица и Медыничи в погребенных выступах.

На месторождении Рудки коллекторы газа представлены песча­

тоне приурочена к верхней половине горизонта ІѴа. Песчаники мелкозернистые, кварцевые (90—95%); обломочный материал имеет угловато-окатанную и окатанную форму. Цемент породы карбо-

натный, тип порово-базальный; карбонатность 18—20%. Средняя пористость песчаников 17%, проницаемость 29 миллидарси.

Коллекторы газа месторождений Бильче-Волица и Угерско представлены угерскими мелкозернистыми песчаниками (XVI го­ ризонт) с детритусово-известковым и известковым цементом. Они характеризуются хорошей сортированностью обломочного матери­ ала, цемент неравномерно-поровый, неравномерно-сгустковый и сгустковый, что связано с его детритусовым составом.

На площади Угерско и в южной части Бильче-Волицкой пло­ щади верхняя часть угерской свиты сложена почти исключительно мелкозернистыми кварцевыми песчаниками с детритусово-извест­ ковым и известковым цементом.

В северной части площади Бильче-Волица песчаники стано­ вятся алевритовыми и содержат глинисто-известковый цемент. На площади Бильче-Волица в направлении с юга на север происходит вначале частичное, а затем полное фациальное замещение песча­ ников верхней части свиты глинисто-известковыми алевролитами с мергелями.

Мощность верхней части свиты изменяется от 200 до 100 м, умень­ шаясь в северном и северо-восточном направлениях. Максимальная мощность верхней части свиты наблюдается в присводовых участках поднятий Угерско и Бильче-Волица. Мощность песчаной фации осадков верхней пачки колеблется от 200 м (Угерско) до нуля (се­ верная часть Бильче-Волицы, скв. 45). Мощность газонасыщенной части песчаников изменяется от нуля до 100 м. Начальное пластовое давление 102 кГс/см2.

Нижняя частъ отложений угерской свиты отличается от верхней значительным присутствием среднезернистых песчаников и разви­ тием более равномерных типов известкового цемента, ухудшающих фильтрационные свойства пород. Мощность нижней части свиты на площади Угерско достигает 360—400 м, а на площади БильчеВолица она уменьшается до 130 м. К верхней части угерской свиты приурочены промышленные скопления газа.

Среднее значение открытой пористости песчаников около 25%, проницаемость их составляет 640 миллидарси. Наблюдается лито­ логическая изменчивость песчаных пород газоносной толщи на площади месторождения, что приводит к различию в коллектор­ ских показателях. В связи с этим на месторождении выделяются три зоны.

Первая зона охватывает площадь Угерско и сложена песчани­ ками с детритусово-известковым цементом, пористость 20%, про­ ницаемость 1270 миллидарси. Вторая зона занимает южную часть площади Бильче-Волица и сложена песчаниками мелкозернистыми с детритусово-известковым и известковым цементом, пористость 25% , проницаемость 800 миллидарси. Третья зона занимает северную часть площади Бильче-Волица. Здесь развиты песчаники алевритистые, с известковым и глинисто-известковым цементом, пори­ стость 24%, проницаемость 400 миллидарси.