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

ляются три антиклинальные зоны субширотного простирания: Каневско-Березанская, Ясенско-Лениноградская и СтароминскоПавловская.

К Каневско-Березанскому валу, имеющему протяженность свыше 200 км и состоящему из брахиантиклинальных и куполовидных структур субплатформенного типа с одним и несколькими сводами, приурочен ряд газоконденсатных месторождений, которые обна­ ружены также и в других антиклинальных зонах Ейско-Березан- ского района (Кущевское, Староминское, Ленинградское, Каневское, Челбасское, Березанское, Крыловское, Сердюковское, Екатериновское, Новомихайловское и др.).

Промышленная газоконденсатность залежей Ейско-Березанского района повсеместно связана с развитием песчано-алевритовых по­ род-коллекторов нижнесреднеальбского возраста нижнего мела (Сердюковская, Березанская площади). На отдельных площадях дока­ зана также продуктивность песчано-алевритовых отложений неокомаптского возраста (Ленинградская, Староминская, Кущевская и др.). Промышленные скопления газа пластового сводового типа обна­ ружены в песчаниках среднего эоцена (Каневская площадь). Наибо­ лее широко развиты залежи пластовые сводовые. Пластовые лито­ логически экранированные залежи установлены на Каневском и Крыловском поднятиях.

На Каневской и Челбасской площадях газонасыщенными яв­ ляются также породы-коллекторы складчатого основания, что свя­ зано с несогласно залегающими на них газонасыщенными альбскими отложениями.

Для Ейско-Березанского района характерно развитие одно­ пластовых залежей, за исключением Каневского месторождения, в котором известна также газовая залежь в верхнем эоцене (1250— 1285 м). На Каневском месторождении нефть в виде оторочки (до 5 м мощности) окаймляет нижнемеловую газовую залежь с глу­ бины 1700 м в пределах восточной периклинали. Средний оптималь­ ный дебит газа по нижнемеловому горизонту превышает 400— 500 тыс. м3/сут. Из газа выпадает конденсат.

Альбский горизонт, регионально газоносный в Ейско-Березан- ском районе, представляет собой единую гидродинамическую си­ стему в пределах Каневско-Березанского вала, с областью питания в районе выходов альба на поверхность в предгорной юго-восточ­ ной части Северо-Западного Кавказа.

Наиболее крупным газоконденсатным месторождением явля­ ется Ленинградское. Для продуктивного разреза (залегает в среднем на глубине 2060 м) характерно изменение в мощности отдельных песчаных и алевролитовых прослоев, а также значительные коле­ бания в величинах коллекторских показателей.

Нижнемеловые отложения расчленяются (В. Г. Хельквист, 1964) на шесть пачек, из них три нижних слагают продуктивный

дуктпвных (нижняя III — глинистая, средняя II — переслаивания алевролитов и глин, верхняя I — глинистая).

В сводовых частях поднятий Каневском и Челбасском наблю­ дается выклинивание нижних двух продуктивных пачек. Мощность продуктивной толщи меняется в зависимости от структурных усло­

Для отложений, слагающих VI пачку, характерно большое количество органики растительного происхождения вплоть до уголь­ ных прослоев мощностью 1—4 см.

Хорошая дифференциация разреза нижнего мела по каротажу способствовала выделению проницаемых прослоев, подсчету сум­ марной мощности пород-коллекторов. Породы-коллекторы основных продуктивных пачек VI и V представлены главным образом песча­ никами среднезернистыми, сложенными плохо отсортированными и окатанными минеральными зернами, преимущественно полево­ шпатово-кварцевого состава. Зерна кварца преимущественно тре­ щиноватые, давленные, регенерированные.

Цемент породы гипсовый (3—10%), ангидритовый, неравно­ мерно поровый, встречается регенерационный кварцевый и калъцитовый цемент. Коллекторские свойства песчаниковых пород до­ вольно высокие. Так, проницаемость колеблется от сотен до 9 ты­ сяч миллидарси, пористость открытая от 20 до 30%. Мощность прослоев коллекторов варьирует от 10 см до нескольких метров. Породы, слагающие нижнюю часть продуктивного разреза, характе­ ризуются наилучшими коллекторскими свойствами (табл. 23).

Средняя песчаниковая пачка V в своем развитии более устой­ чива как по литологическому составу, так и по распространению по площади, являясь основным коллектором газа на Ленинград­ ском месторождении. Проницаемость этих пород превышает 1 дарси, пористость открытая 23—29% и эффективная 17—25%. Общая мощность V пачки колеблется на Ленинградской площади от 21 до 69 м. Наименьшая мощность VI пачки в присводовой части струк­ туры (28—40 м), на крыльях она возрастает до 100 м и более.

Реже коллекторами являются прослои алевролитов. Как пра­ вило, большинство алевролитов содержит значительное количество цементирующих веществ (от 15 до 30% и больше), что находит отра­ жение в сравнительно высоких значениях плотности, низких вели­ чинах пористости и проницаемости (меньше 1 миллидарси). Отдель­ ные разности алевролитов, с небольшим содержанием цементиру­ ющих веществ, характеризуются проницаемостью, не превышающей 100 миллидарси.

Высокая проницаемость мелко-среднезернистых и крупно-средне­ зернистых песчаников связана с особенностями поровой структуры. Доминирующие поры имеют диаметр 50—100 мк и более. Количество пор с диаметрами более 50 мк составляет на Ленинградском место­ рождении 13% и с диаметрами пор более 100 мк на Сердюковском месторождении 22% (рис. 20, 21). На Ленинградском месторождении

преимущественное обводнение месторождения и эксплуатационных скважин произошло по пластам-коллекторам II пачки в силу уси­ ленного дренирования пород этой пачки, обладающей наилучшими коллекторскими свойствами.

Л 50 ïf

30

S-«а «tlS

10 I ST

Рис. 20. Распределение пор в песчанике разнозернистом газоносном Сердюковского месторождения и долевое участие пор в проницаемости (скв. 27, интервал 2757—2764 м, проницаемость 5200 миллидарси).

1 — распределение пор; 2 — долевое участие пор в проницаемости.

Березанское и Сердюковское месторождения выявлены в основ­ ном детальными сейсмическими исследованиями и бурением раз­ ведочных скважин в 1957—1959 гг. Газовые залежи рассматриваемых месторождений приурочены к коллекторам нижнемелового гори­ зонта, залегающего на глубинах 2560—2790 м.

ѵО

Д и а м е т р п о р , мк

Рис. 21. Распределение пор в песчанике крупнозернистом газоносном Ленин­ градского месторождения и долевое участие их в проницаемости (скв. 9, интер­ вал 2180 2186 м, пористость 24%, плотность 2,01 г/см3, проницаемость 3100 миллидарси).

Условные обозначения см . на ри с. 20.

В разрезе нижнемелового горизонта на основании детальной стратиграфической и литологической корреляции В. И. Соломахиным и др. (1969) на Березанском месторождении выделены четыре пачки песчано-алевролитовых пластов-коллекторов. На Сердюковском ме­ сторождении распространены только первые три пачки. Пачки в пределах рассматриваемых месторождений дополнительно рас­ членены на укрупненные пласты и отдельные пласты.

Пачки, а в ряде случаев и укрупненные пласты разделены между собой сравнительно выдержанными глинистыми и плотными алевролитовыми породами мощностью 2—8 м, а в отдельных случаях до 20—25 м. Наличие выдержанных разделов дало основание пред­ положить гидродинамическую разобщенность пачек и пластов в про­ цессе разработки залежей, что подтвердилось анализом материалов эксплуатации и данными электромоделирования.. Площади распро­ странения коллекторов отдельных пачек имеют самые прихотливые очертания вследствие выклинивания и литолого-фациального заме­ щения их непроницаемыми глинистыми породами. Благодаря этому залежи отдельных пачек оказались ограниченными пластовыми водами не со всех сторон.

Большую площадь распространения коллекторов на Березанском месторождении имеют залежи III и IV пачек, меньшую—залежь I пачки. На Сердюковском месторождении площадь залежи II и I пачек больше, чем III пачки. Специфические условия формирования газовых залежей на Березанском и Сердюковском месторождениях определили различное расположение начальных контактов газ—вода по некоторым из выделенных продуктивных пачек.

Автором установлено, что на Сердюковском месторождении по­ верхность газоводяного контакта в I пачке на 16 м выше поверхности раздела газ—вода во II и III пачках.

На Березанском месторождении на фоне выявленного регио­ нального наклона контакта газ—вода с юга на север, составляю­ щего 14 м, наблюдается различие в положении поверхности началь­ ного газоводяного контакта по разным участкам IV пачки 50— 80 м. Это обусловлено существованием структурно-литологических карманов, представляющих собой зоны фациального замещения коллекторов на склонах структуры и имеющих в плане заливо­ образную форму, открытую к своду. Минерализованные воды в кол­ лекторах карманов являются пластовыми водами, не вытесненными газом в процессе формирования залежи. Вследствие небольшого объема пластовых вод, заключенных в структурно-литологических карманах, они не оказывают существенного влияния на разработку залежи (В. И. Соломахин и др., 1969).

В начале нижнемелового времени большая часть территории Ейско-Березанского района представляла из себя обширную забо­ лоченную низменность, среди которой возвышались отдельные массивы, служащие наряду с основной сушей, расположенной на северо-западе района, источниками сноса терригенного материала. Накопившиеся в этот отрезок времени (неоком — ант?) отложения VI пачки мела выражены неравномерным переслаиванием различных по мощности песчаных пластов с обогащенными органикой глини- сто-алевролитовыми осадками.

Песчаники характеризуются кварцево-полевошпатовым составом, слабой окатанностью и отсортированностью зерен по размеру, при­ сутствием гравия и гальки. Неоднородный фациальный состав от­ ложений дает указание на частую смену условий осадконакопления.

Темный цвет глин, обилие в породах органики растительного происхождения, наличие сульфидов в виде мелкокристаллического пирита и псевдоморфоз этого минерала по многочисленным расти­ тельным остаткам говорят о формировании осадков в условиях не­ достаточного доступа кислорода.

В период времени, соответствующий отложению V пачки (на­ чало альба), произошло общее погружение территории, что привело к трансгрессии морского бассейна. Море постепенно трансгрес­ сировало с юга на север, захватывая все более повышенные участки Ейско-Березанского района. Накопление песчано-алевритовых осад­ ков происходило на различных стратиграфических уровнях от ран­ него до позднего альба. Среди обломочных осадков в это время преимущественно отлагались мелко- и среднезернистые пески. В меньшей степени происходило накопление алевритовых и гли­ нистых осадков.

Обстановка, которая существовала в начале альба, была про­ межуточной между пресноводной и морской, на что указывает присутствие в осадках углистых прослоев и глауконита. Прогиба­ ние дна бассейна было равномерным, о чем свидетельствует отно­ сительно постепенное изменение мощности пород.

Время отложения пород V пачки характеризовалось благопри­ ятными условиями для повсеместного формирования песчаных кол­ лекторов. Главным источником сноса кластического материала про­ должала оставаться суша, расположенная на севере региона, от­ куда поступал в основном песчаный материал полевошпатово­ кварцевого состава, разносимый течениями по всей территории Ейско-Березанского района.

Во время отложения IV пачки (середина альба) продолжающееся прогибание земной коры вызвало расширение морской трансгрессии, благодаря которой морские условия наступили на всей территории Ейско-Березанского района. О развитии сильных, но кратковре­ менных течений говорит присутствие в разрезе IV пачки прослоев

В этот отрезок времени формировались в основном глинистые и гли­ нисто-алевритовые осадки.

По характеру и интенсивности вторичных преобразований песча­ но-алевритовых пород по разрезу нижнего мела в пределах Запад­ ного Предкавказья П. С. Жабрева (1970) выделяет четыре зоны. I зона (глубина залегания пород до 1500 м) характеризуется мало измененным первичным материалом цемента; II зона (до 2000 м) характеризуется появлением хлорита в составе глинистого цемента; в III зоне (до 3000 м) развит карбонатно-глинистый цемент в со­ ставе песчано-алевритовых пород и в IV зоне (глубже 3000 м) раз­ вит кремнисто-глинистый цемент, влияющий на изменение струк­ туры пород.

III зона имеет наибольшее развитие как по разрезу, так и по

площади Западного Предкавказья. Стратиграфически она охватывает низы I горизонта (2430—2655 м) и III горизонт (2645—2870 м) на Майкопской площади. Для данного интервала разреза характерна более интенсивная степень эпигенетического преобразования в со­ ставе цемента пород, чем в I и II зонах. Эпигенетическое преобра­ зование первичного состава цемента в песчаниках этой зоны об­ условило, с одной стороны, ухудшение коллекторских свойств за счет уплотнения, замещения и частичной раскристаллизации со­ става цемента, с другой, улучшение коллекторских свойств вслед­ ствие децементации терригенных пород. Наиболее существенное влияние имел процесс замещения, в результате которого по глини­ стому материалу цемента и первичным порам развивались вторич­ ный кальцит, сидерит или доломит. Нередко на Ленинградской и Староминской площадях отмечается совместное присутствие всех перечисленных карбонатов. Зависимость пористости от содержания глинистого материала в цементе представляется следующим обра­ зом: при содержании цемента до 10% пористость обычно выше 20%; при 10—20% цемента пористость снижается до 15% и в случае 20% цемента пористость редко превышает 10% (П. С. Жабрева, 1970).

Наиболее резко сокращается пористость песчано-алевритовых пород, залегающих на глубинах свыше 3500 м, и особенно резко (до 5—8%) в интервалах глубин 4000—4400 м. Благоприятные фациальные условия для накопления отложений, послуживших

1)по готеривскому ярусу — восточное окончание ЗападноКубанского прогиба в междуречье Пшеха и Псекупс, где ожи­ дается развитие пород-коллекторов проницаемостью 10—100 миллидарси;

2)по аптскому ярусу — южная часть Западно-Кубанского про­ гиба (севернее площадей Генеральская, Северо-Кутаисская), где наблюдается развитие песчаных литофаций. Здесь возможны кол­ лекторы проницаемостью 10—30 миллидарси;

3)по альбскому ярусу — восточный борт Восточно-Кубанского прогиба, где ожидаются коллекторы проницаемостью до 100 мил­ лидарси.

Анализ изменчивости коллекторских свойств продуктивных пород, развитых в северной части Краснодарского края, показывает, что

Лучшими коллекторскими свойствами обладают продуктивные породы Ленинградского, Староминского и Березанского месторож­ дений (в основном коллекторы I и II классов). Высокие значения проницаемости этих пород обусловлены преобладанием в составе

обломочной части среднезернистых песчаных фракций, незначи­ тельным содержанием цемента и слабым уплотнением обломочных зерен.

На Каневском и Челбасском месторождениях наблюдается ухуд­ шение коллекторских свойств продуктивных пород (преобладают коллекторы III и IV классов), что связано с более тонким составом их обломочной части: уменьшением диаметра песчаных зерен, воз­ растанием в породе пелитовой и мелкоалевритовой фракций. Кроме того, для этой полосы характерно сокращение суммарной мощности коллекторов.

Таким образом, продуктивные горизонты группы газоконденсат­ ных месторождений приурочены к неоком-альбским породам ниж­ него мела. Рассмотрение значительной части этих месторождений (Березанского, Сердюковского, Челбасского, Каневского, Старомин­ ского, Ленинградского, Кущевского и Майкопского) показывает, что породы-коллекторы представлены песчаниками полевошпатово­ кварцевыми от мелкодо крупнозернистых. По своему генетическому типу продуктивные пачки пород приведенных выше месторождений относятся к субконтинентальным, озерно-лиманным и морским прибрежным. Они развиты не везде. В сводовых частях поднятий Каневского и Челбасского наблюдается выклинивание нижних двух продуктивных пачек.

В нижней части продуктивного горизонта породы-коллекторы представлены в основном песчаниками среднезернистыми, сложен­ ными плохо сортированными и окатанными минеральными зернами, преимущественно полевошпатово-кварцевого состава. Цемент пород гипсовый, ангидритовый, неравномерно поровый, встречается реге­ нерационный кварцевый и кальцитовый цемент. Коллекторские свойства песчаниковых пород высокие. Так, проницаемость колеблется от сотен до 9 тыс. миллидарси, что объясняется наличием крупных доминирующих пор диаметром до 100 мк и выше (рис. 20). Породы, слагающие нижнюю часть продуктивного разреза, характеризуются наилучшими коллекторскими свойствами, с преимущественным раз­ витием коллекторов I и II классов. Коэффициент газонасыщенности данных пород-коллекторов составляет в среднем 0,80.

Встречающиеся разности песчаников с гипсовым цементом обычно характеризуются повышенным остаточным водосодержанием, не­ смотря на макропористый характер пород и высокие значения про­ ницаемости. Как правило, большинство алевролитов содержит зна­ чительное количество цементирующих веществ (от 15 до 30% и больше), что отражается на сравнительно низких значениях пористости и про­ ницаемости. Коллекторы высоких классов развиты на месторожде­ ниях Ленинградском, Староминском, Березанском и Сердюковском (В. Г. Хельквист, 1964). Благоприятное сочетание гранулометри­ ческих фракций, небольшое содержание цементирующих веществ и слабая окатанность обломочных зерен содействовали образованию крупных пор в породе, что в свою очередь отразилось на проница­ емости, достигающей нескольких дарси.

В Усть-Лабинском нефтегазоносном районе открыты газоконден­ сатные месторождения: Усть-Лабинское, Двубратское, Ладожское

иНекрасовское, связанные с отдельными локальными поднятиями

иприуроченные к отложениям апта—альба. В альбских отложениях Тихорецко-Кропоткинского района открыты газоконденсатные место­ рождения Митрофановское, Ловленское, Кавказское и Соколовское. Небольшие газоконденсатные месторождения, приуроченные к альбским отложениям, обнаружены в Армавирском районе: Армавир­ ское, Южно-Советское, Бесскорбненское.

На Некрасовском газоконденсатном месторождении (запасы до 30 млрд, м3) четыре продуктивные пачки, залегающие на глубине 3350—3500 м (ант, баррем), разделены невыдержанными по мощности прослоями глин. Мощности отдельных пластов-песчаников колеблются от 1 до 20 м. Пористость в среднем составляет 15%, проницаемость колеблется от единиц до 700 миллидарси. Начальное пластовое давление в залежи 350 кгс/см2, пластовая температура 144° С. Небольшая по запасам залежь газа (около 2 млрд, м3) обнаружена на Ладожской площади. Она приурочена к пескам, рыхлым песчани­ кам и алевролитам нижнего и среднего сармата (глубина 850—960 м) пористостью 25—31% и проницаемостью 160—2600 миллидарси.

Также небольшие залежи газа (суммарно около 10 млрд, м3)

обнаружены в песчано-алевритовых породах нижнего мела (ант) и верхней юры (келловей) в разрезе Южно-Советской площади (глубина 930—3100 м). В разрезах апта выделяют до трех песчаных пачек с эффективными мощностями 9—27 м, пористостью 7—12% и проницаемостью 180—370 миллидарси. Первые две пачки объеди­ нены в I эксплуатационный объект и третья пачка — во II эксплуа­ тационный объект.

На южном и северном крыльях складки в келловее вскрыта меньшая по объему залежь. Эффективная мощность песчаников составляет около 20 м, пористость 14—16%, проницаемость 20— 150 миллидарси. В этом районе в меловых и юрских песчаных отло­ жениях вскрыты весьма небольшие залежи газа на площадях Дву­ братской, Армавирской, Советской, Бесскорбненской, Соколовской, Митрофановской. Коллекторы газа характеризуются пористостью 10—15% и проницаемостью до 100 миллидарси.

Залежь газа и нефти в юрских, меловых, палеоценовых и эоценовых отложениях Армавирского района, по П. К. Ляховичу (1965), сформировались за счет единого источника углеводородов, которым являются аргиллиты триаса, нижней и средней юры, приуроченные к верхнему этажу складчатого основания и являющиеся главной генерирующей толщей.

При формировании залежей газа и нефти роль региональных нефтеупоров выполняли галогенная и пестроцветная толщи верхней юры, глинистая толща альба, глинистая толща нижнего и среднего эоцена и глинистая толща Майкопа.

Формирование залежей газа и нефти в отложениях мела, палеоцена и эоцена происходило за счет миграции углеводородов из юрских

и триасовых отложений. Условия для этого существовали за пре­ делами площади распространения галогенной и пестроцветной толщ титона.

А д ы г е й с к а я н е ф т е г а з о н о с н а я о б л а с т ь при­ урочена к Адыгейскому выступу. Она характеризуется промышлен­ ной газонефтеносностью терригенных отложений нижнего мела, верхней и средней юры и отчасти карбонатной толщи верхней юры и терригенно-карбонатных отложений триаса. К Адыгейской области относится Майкопский, Баракаевский и Ширвано-Безводненский районы. Майкопское месторождение самое крупное.

На Баракаевском месторождении известно несколько малодебит­ ных литологических залежей нефти и газа, приуроченных к песча­ никам средней юры и келловея. Баракаевская складка расположена юго-восточнее г. Майкопа, в междуречье Малая Лаба—Белая. Баракаевское месторождение нефти и газа является многопластовым. Залежи приурочены к средне-верхнеюрским отложениям.

К нижней части байоса приурочен IV газоносный горизонт. Он сложен песчаниками полевошпатово-биотитовыми, с меняющейся пористостью и проницаемостью.

Залежь III горизонта (песчаные пачки А, Б, В) литологически ограниченная. Нефть и газ приурочены к линзовидным песчаникам байосского возраста. Максимальный дебит газа в скв. 6-р составил 177 тыс. м3/сут при диаметре штуцера 12,7 мм. Притоки нефти оказа­ лись незначительными. Средняя глубина залегания горизонта 1230 — 1400 м.

Залежь II горизонта (нижний келловей) основная (с 1200 м). Пласт сложен песчаниками кварцевыми, средне- и крупнозернистыми, часто гравелистыми. В южном направлении песчаники как в пре­ делах месторождения, так и к западу от него уменьшаются в мощ­ ности и полностью выклиниваются. Начальные дебиты нефти состав­

субширотного направления выделяются участки: ІПирванский, Безводненский, Дагестанский и Краснодагестанский, к которым при­ урочены небольшие по объему залежи газа и нефти. В результате размыва меловых отложений песчано-алевритовые горизонты верх­ ней части нижнего мела запечатаны поверхностью размыва. Нижне­ меловые (баррем, готерив) продуктивные горизонты (1200—2500 м) представлены чередованием песков, песчаников и глин. Продуктив­ ные горизонты I—III образуют в плане заливы различной формы. Коллекторы этих горизонтов — пески, песчаники выклиниваются в южном направлении. Эффективная мощность 2—10 м. Пористость пород-коллекторов 19—25%, проницаемость 20—780 миллидарси.

На Майкопском газоконденсатном месторождении промышленные запасы газа с конденсатом установлены в нижнемеловых отложениях,