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

ристость открытая 18—24%, пористость эффективная 10—18% и про­ ницаемость 60—1860 миллидарси. Общая суммарная мощность песчаных коллекторов в приведенных выше разрезах средней юры составляет 50—150 м.

КУБАНСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Кубанская нефтегазоносная провинция соответствует зоне пере­ довой складчатости Западного Кавказа и геосинклинальному склону Кубано-Ицдольского передового прогиба. Часть Кубано-Индоль- ского прогиба, расположенная в пределах Кубани, называется Западно-Кубанским прогибом. Южный борт Западно-Кубанского передового прогиба характеризуется сложным строением палеоценэоценового комплекса, который трансгрессивно перекрывается моно­ клинально залегающими отложениями от Майкопа до плиоцена вклю­ чительно.

Эоцен-палеоценовые отложения образуют Азовскую антикли­ нальную зону, складки которой наклонены или опрокинуты в сто­ рону прогиба и осложнены многочисленными разрывами. С этими складками связаны нефтяные месторождения: Азовское, Глубокоярское, Ахтырско-Бугундырское и др. По мере движения на восток интенсивность складкообразования уменьшается, и в районе Клю­ чевского месторождения складки имеют форму структурных высту­ пов. Далее на восток до границ с Адыгейским выступом наблюдается моноклинальное падение пород в направлении с юго-запада на северо-восток.

Залежи нефти и попутного газа обнаружены почти по всему разрезу палеогена. Нижний палеоцен нефтеносен на месторождениях Глубокий Яр, Ахтырско-Бугундырском; свита горячего ключа нефтеносна на Крымском, Украинском, Ахтырско-Бугундырском, Холмском, Глубокоярском и Азовском месторождениях и газоносна

В осадках эоцена залежи нефти известны в породах зыбзинской свиты на тех же площадях, где нефтеносна ильская свита, а также на Новодмитриевской и Калужской. Залежи нефти обна­ ружены в калужской свите на Ахтырско-Бугундырском, Глубоко­ ярском и Азовском месторождениях и в кумской свите на Крым­ ском, Украинском, Холомском, Глубокоярском, Восточно-Север­ ском и Новодмитриевском месторождениях.

С майкопской серией от р. Чекох до р. Убин связаны залежи нефти на месторождениях Хапры, Павлова гора, Центральное поле, Соко­ лова гора, Нефтегорск, Восковая гора, Тицино, Хадыженском, Хадыженская площадь, Кабардинском, Асфальтовая гора, Широ­ кая балка, Курацеце, Камышанова балка, Кутаисском, Апчас, Абузы, Ключевом, Дыш, Калужском, Новодмитриевском и ВосточноСеверском. Нефтеносность обнаружена также на площадях

Азовской, Глубокий Яр и Ахтырско-Бугундырской. Газ из Майкопа получают на Тульской площади.

Долгое время основная добыча нефти было связана с песчаными горизонтами майкопских отложений Хадыженского района. Об­ щим для всех залежей этого района является приуроченность их к головным частям выклинивающихся вверх по восстанию песчано­ алевритовых пород среднего и нижнего Майкопа.

В плане линии нулевых мощностей песчано-алевритовых пород имеют форму заливов, поэтому залежи нефти, приуроченные к майкоп­ ским отложениям, получили в этом районе название заливообразных

женской группы (Ключевое и Дыш) осложнено антиклинальным выступом. Коллекторами являются песчано-алевритовые породы. Проницаемость пластов I и II горизонта Майкопа месторождений Ключевого и Дыш составляет 100—200 миллидарси. Величина про­ водимости пластов Ключевого месторождения для нефти составляет 0,22—0,67 дарси/сантипуаз.

с увеличением их суммарной мощности от 220 (Ключевое) до 950 м (Бакинская). Наиболее развит I горизонт. На его долю приходится почти половина суммарного объема песчаных образований всех горизонтов. В южном и северном направлении от центральной части прогиба мощность песчаных горизонтов резко сокращается, и они выклиниваются. К западу от Хадыженского района располагаются нефтегазоносные площади Калужская, Новодмитриевская и др.

Палеогеновые отложения, содержащие залежи нефти, слагают складчатую полосу южного борта Западно-Кубанского прогиба. Они перекрываются с резким несогласием толщей олигоценовых и миоценовых пород, моноклинально падающих на север и состав­ ляющих верхний структурный этаж многих нефтяных месторожде­ ний Краснодарского края (Ахтырско-Бугундырского, Зыбза — Глу­ бокий Яр и др.).

Отложения среднего и нижнего палеогена Ильско-Холмского района содержат несколько промышленно нефтеносных горизонтов. Для площади Зыбза — Глубокий Яр таких горизонтов установлено 9, для Холмской площади 8, для Ахтырско-Бугундырской площади -—7. В мощной преимущественно флишевой толще осадков среднего и нижнего палеогена нефтеносными являются прослои алевролитов, залегающие среди глин. Рассматриваемые породы слагают нижнее крыло опрокинутой складки, сводовая часть и верхнее крыло кото­ рой на Ахтырско-Бугундырском месторождении полностью размыты майкопским морем.

Одной из особенностей геологического строения пород-коллекто­ ров среднего и нижнего палеогена рассматриваемой площади яв­ ляется наличие частого чередования в разрезе прослоев плотных

глин ы в различной степени сцементированных алевролитов. Мощ­ ность большинства прослоев алевролитов колеблется в пределах

коллекторские показатели. Такое строение пород-коллекторов нефти заставляет изучать коллекторские особенности всех встреча­ ющихся в разрезе песчаных прослоев. Наиболее детально были изучены породы-коллекторы Ахтырского-Бугундырского место­ рождения.

Общая мощность I нефтеносного горизонта составляет 63 м. Стратиграфически он приурочен к низам свиты горячего ключа (подсвита шибик). Верхняя часть горизонта обычно размыта и кон­ тактирует с майкопскими или более молодыми слоями. С севера все нефтяные горизонты экранированы поверхностью размыва, с юга нефть подпирается контурной водой. Пористость пород-коллекторов принята в среднем равной 27,7%.

На 20 м ниже I горизонта залегает II горизонт мощностью 115 м. Горизонт хорошо выдержан по площади месторождения как по мощности, так и по литологическому составу. Пористость породколлекторов в среднем равна 19%.

III нефтеносный горизонт мощностью 66 м аналогичен по раз­ витию и составу пород II горизонта. Пористость пород-коллекто­ ров 28%. По возрасту II и III горизонты относятся к псекупскои подсвите свиты горячего ключа.

Ниже III горизонта, после глинистого раздела мощностью около 100 м, залегает IV горизонт, представленный алевролитами и страти­ графически приуроченный к подсвите балки кипячей свиты горя­ чего ключа. Общая мощность IV горизонта 112 м. Горизонт хорошо выдержан по площади как по мощности, так и по литологическому составу.

Изучение пород в шлифах под микроскопом показывает, что обломочная часть представлена в основном кварцем; микрослоистая текстура связана с чередованием сильно глинистого алевролита с ме­ нее глинистым. Цемент породы глинистый типа пленочного.

Наиболее детально породы IV горизонта были изучены в раз­ резе скв. 400. Рассмотрение разреза IV горизонта скв. 400 показы­ вает, что наблюдается чередование плотных разностей алевролитов (плотность до 2,34 г/см3) со слабоуплотненными (плотность меньше 1,80 г/см3). Плотным разностям алевролитовых пород соответствуют малые значения пористости (меньше 15%) и проницаемости (меньше 5 миллидарси). Слабоуплотненным породам соответствуют более высокие значения пористости (до 37%) и проницаемости (до 772 мил­ лидарси). Данные гранулометрического анализа показывают, что макропористые прослои представлены алевролитами, содержащими пелитовых частиц от 6,19 до 27%, алевритовой фракции от 6Ö до 93%, мелкозернистой песчаной — от 1 до 30% и среднезернистой песчаной — меньше 1%.

154 миллидарси. Однако если рассматривать среднюю часть IV горизонта (подгоризонт «б») отдельно, то эти параметры будут иметь более высокие значения.

V нефтеносный горизонт мощностью 70 м отделен от IV глинистым разделом мощностью около 200 м. Он относится к верхам свиты горя­ чего ключа (ахтырская подсвита). Встречающиеся в разрезе породы в основном представлены алевролитами глинистыми, иногда песча­ ными алевролитами. Содержание пелитовых частиц в алевролитовых коллекторах колеблется от 11 до 25%. Проницаемость пород, изу­ ченная по керну, варьирует от величин меньше 10 до 227 миллидарси, обычно средняя величина проницаемости не превышает 50 милли­ дарси. Пористость пород-коллекторов колеблется от 14,7 до 30%, наиболее часто встречающиеся величины пористости равны 28%. Пластовая проницаемость пород-коллекторов V горизонта по данным исследования ряда скважин колеблется от 0,32 до 0,60 дарси, со­ ставляя в среднем 0,5 дарси.

VI нефтеносный горизонт мощностью 140 м отделен от V гори­ зонта глинистым разделом мощностью около 60 м (абазинская свита). Породы-коллекторы представлены алевролитами глинистыми, часто весьма плотными, с невысокими значениями проницаемости (меньше

Верхнюю часть горизонта относят к абазинской, среднюю — к зыбненской и нижнюю — к кутаисской свитам. Обща мощность VII горизонта 85 м.

VII горизонт характеризуется обилием дизъюнктивных нару­ шений, особенно в центральной части Ахтырско-Бугундырской площади. Эта зона нарушений характерна и для других рассматри­ ваемых горизонтов. Породы-коллекторы представлены алевроли­ тами плотного сложения (плотность достигает до 2,37 г/см3). Они характеризуются полосчатой текстурой (микропрослои глин, про­ жилки глауконита, прослои алевролита более темных тонов), сравни­ тельно низкими коллекторскими показателями, колебаниями про­ ницаемости от 1 до 40—50 миллидарси (наиболее часто встречаются значения 5 миллидарси), пористостью от 10 до 29% (чаще всего 19—24%). Однако проницаемость пород пласта, определенная по данным испытания нескольких скважин, была принята равной 0,5 дарси.

Изучение коллекторов нефти, залегающих в свите горячего ключа и абазинской свите Ахтырско-Бугундырского месторождения, показало, что коллекторы представлены алевролитами. Для них характерно сравнительно тонкое и частое чередование с прослоями плотных глин. Мощность большинства прослоев алевролитов колеб­ лется в пределах 10—15 см и меньше.

Наблюдается различие в коллекторских показателях алевроли­ товых прослоев. Особенно это заметно при сравнении коллекторских

свойств пород, слагающих подгоризонты «а», «б» и «в». Наилучшие коллекторские свойства пород отмечаются для средней части нефтеносных пластов IV, V, VI и VII, а именно для подгори­ зонта «б».

К зонам дизъюнктивных нарушений, особенно развитых в ценральной части площади, приурочены породы-коллекторы, харак­ теризующиеся более низкими физическими свойствами, чем в других частях площади месторождения. Коллекторы, распространенные в этих зонах, обладают высокой плотностью, часто весьма малой проницаемостью (меньше 10—5 миллидарси) и низкой пористостью (меньше 10%). В кернах наблюдается перемятость слоев, признаки подводных оползней. Трещины нацело заполнены глинисто-глау­ конитовым веществом. Глинистое вещество относится к группе монтмориллонита и гидрослюд.

Встречающаяся в кернах в ряде случаев тонкая полосчатость свя­ зана с тонким миллиметровым чередованием алевролитов и уплот­ ненных глин. Такое сложение пород отрицательно сказывается на фильтрационных показателях (проницаемость ниже 10—1 милли­ дарси).

Значительная проницаемость пород пласта (0,5—1 дарси), под­ считанная по данным испытания скважин, при сравнительно низ­ ких коллекторских свойствах гранулярных коллекторов, а также получение промышленных дебитов нефти из этой толщи показывают, что наравне с гранулярными коллекторами в ней, по-видимому, развиты и трещинные коллекторы.

В тонко переслаивающихся коллекторах Ахтырско-Бугундыр- ского месторождения пористость и проницаемость (подсчитана по промысловым данным) закономерно ухудшаются от нефтенасыщен­ ной части свода или от другой гипсометрически повышенной части к крыльям, т. е. к водонасыщенной части. Ухудшение пористости и проницаемости к краевым частям залежей вызвано в основном тем, что на крыльях преимущественно развиты смешанный и базаль­ ный типы цементации (эпигенетического опала и кальцита).

Изучение цементирующих веществ (В. Г. Малышек, О. К. Обу­ хов, 1960) в породах-коллекторах палеоцена и эоцена позволило разбить их на три основные мономинеральные разности: глинистую, кальцитовую и опаловую (глинистый цемент назван мономинеральным условно). Опаловый цемент приурочен главным образом к пале­ оцену (Зыбза-Глубокий Яр, Ахтырско-Холмское, Азово-Смоленское месторождения и др.), кальцитовый — к эльбургану и эоцену (кумский горизонт Новодмитриевского месторождения и др.), глинистый цемент преимущественно развит в майкопских слоях. Различные сочетания мономинеральных разностей встречаются в отдельных горизонтах палеогена, в свите горячего ключа и в май­ копских слоях отсутствует кальцит.

Залежь нефти в кумском горизонте Новодмитриевского место­ рождения приурочена к брахиантиклинальной складке, рассечен­ ной серией поперечных нарушений.

Разрез кумского горизонта представлен частым чередованием пропластков глин и алевролитов (последних выделено 80). Алевролитовые пропластки постепенно выклиниваются с запада на восток, за счет чего залежь на востоке ограничивается литологическим экраном.

Для пород кумского горизонта характерно постепенное снижение проницаемости пласта от свода складки к крылям в пределах нефтеносности от 4 до 15 миллидарси. Проводимость пород для нефти 0,15 дарси/сантипуаз.

По данным И. М. Горбанец (1970), в кумской свите в пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба встречены два типа коллекторов — гранулярный и порово-трещинный. Каждая анти­ клинальная зона характеризуется определенным типом коллекто­ ров. В Азовской зоне гранулярные коллекторы развиты на всех площадях; порово-трещинные — на Ахтырско-Бугундырской пло­ щади. Гранулярные коллекторы представлены здесь глаукониткварцевыми алевролитами II—V классов. Цементирующее вещество в алевролитах, относящихся ко II—III классу коллекторов, по составу однородное глинистое, опаловое. Тип цементации поровый, контактовый, норово-контактовый. В коллекторах IV—V классов преобладают неоднородные кремнисто-глинистые, карбонатно-гли­ нистые цементы, тип цементации порово-базальный и базально­ поровый. Пористость колеблется в пределах 11,6—36,5%, про­ ницаемость 0,1—952 миллидарси. Порово-трещинные коллекторы представлены мергелями бурыми, битуминозными, плотными, харак­ теризующимися значениями пористости 31,2—39,5% и проницае­ мости 0,2—1,8 миллидарси.

На площадях Калужской зоны встречается только гранулярный тип коллекторов II—V классов. Представлены коллекторы алевро­ литами, по минералогическому составу относящимися к глаукониткварцевым разностям. Цементирующая часть сложена глинистым, а в коллекторах IV—V классов — кремнисто-глинистым, карбо­ натно-глинистым веществом. Тип цементации чаще всего смешан­ ный порово-контактовый, базально-поровый и реже равномернопоровый. Пористость колеблется в пределах 10,9—29,5%, прони­ цаемость 0,1—595 миллидарси.

В Левкинской зоне выделяются два типа коллекторов — грану­ лярный и порово-трещинный. Последние в основном развиты на Левкинской площади и представлены алевролитами. В коллекто­ рах этого типа общая емкость слагается из межзерновой пористости (2—5%) и трещинной пористости, обусловленной объемом секущих породу трещин. Раскрытость трещин, определенная в шлифах, колеб­ лется от 1 до 50 мк. Распределение трещин обычно неравномерное. Изменение коллекторских свойств норово-трещинных коллекторов по площади определяется густотой трещин, которая в свою очередь зависит от тектонических условий. Оптимальные условия для раз­ вития порово-трещинных коллекторов приурочены к области Ахтырского надвига.

Из гранулярных коллекторов на Левкинской площади встре­ чены коллекторы IV и V классов, характеризующиеся пористостью 10,8—13,5% и проницаемостью 0,2—2,4 миллидарси. Количество цементирующего материала 10—15%; оно состоит из смешанного

и кремнисто-глинистым цементом. Тип цементации порово-контак­ товый. Пористость алевролитов 9,3—24,2%, пришщаемость 0,1 — 106,9 миллидарси.

Наиболее заметно на снижение коллекторских показателей влияет вторичное уплотнение обломочного материала под давлением и аутигенные выделения кремнезема, кварца, кальцита в порах, приводящие к уменьшению объема открытых сообщающихся между собой пор и сечений поровых каналов.

Большие колебания в глубинах залегания кумской свиты южного борта Западно-Кубанского прогиба (от 600 и до 5000 м) дали воз­ можность И. М. Горбанец (1970) проследить изменение типов и свойств коллекторов с глубиной (рис. 27). До глубины 1750 м выде­ ляется зона неизмененных гранулярных коллекторов, характери­ зующаяся высокими значениями пористости и проницаемости. В ин­ тервале 1750—3450 м фиксируется развитие структур уплотнения и конформно-регенерационных структур, которые снижают коллек­ торские свойства алевролитов, однако еще не настолько, чтобы вывести их из класса гранулярных коллекторов. Ниже 3450—3500 м интенсивность процессов вторичного преобразования пород нара­ стает. На этих глубинах чеще всего встречаются породы, характе­ ризующиеся сливными кварцитоподобными структурами, количество регенерационного кварца возрастает. С глубины 4100 м и до 5000 м выделяется зона непроницаемых сильно измененных пород.

На глубинах 4500—5000 м в пределах Западно-Кубанского про­ гиба роль гранулярных коллекторов уменьшается и возрастает

в том случае, если залежи нефти были сформированы до погружения пород на большие глубины, так как нефть обладает свойствами приостанавливать или резко замедлять процессы аутигенного минералообразования.

По данным сейсморазведки, в зоне северного борта ЗападноКубанского прогиба устанавливается сокращение мощностей эо­ цена и выклинивание алевритовых пачек. Глубины залегания эоцена не превышают 3500 м, в связи с этим здесь можно встретить литологические залежи и коллекторы гранулярного типа.

Анастасиевско-Троицкое месторождение приурочено к погре­ бенной Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоне и яв­ ляется наиболее крупным по запасам нефти и газа в Краснодарском

крае. Мэотические и понтические отложения содержат восемь про­ дуктивных горизонтов.

А л е в р о л и т ы

Рис. 27. Изменение пористости и плотности пород кумской свиты

Нефтяная залежь VII мэотического горизонта связана с пласто­ вой сводовой, частично литологически ограниченной ловушкой. Породы-коллекторы данного горизонта представлены частым чере­ дованием алевритово-песчаных и глинистых прослоев, характери­ зуются эффективной пористостью 21% и хорошей проницаемостью —

500 миллидарси. Однако породы-коллекторы присутствуют не на всей площади месторождения, замещаясь глинами. Эффективная мощность пород-коллекторов VII горизонта изменяется от 0 до

33м.

СVila мэотическим горизонтом связано четыре залежи нефти, из которых одна выделяется на Анастасиевской площади и три на Троицкой площади. Залежи приурочены к пластовым сводовым, частично литологически ограниченным ловушкам. Горизонт имеет максимальную эффективную мощность, равную 23 м. Он сложен прослоями хорошо проницаемых алевритов и алевролитов, чере­ дующихся с глинами.

В разрезе выделяют Via и VI нефтяные пласты. Нефтяные пласты VI и Via мэотического горизонта также связаны с пластовыми сво­ довыми, частично литологически ограниченными ловушками. Эффек­ тивная мощность горизонтов в северо-западной и присводовой частях Анастасиевской складки достигает 24 м. Горизонты пред­ ставлены чередованием среднепроницаемых алевритовопесчаных и глинистых прослоев с меняющейся мощностью в пределах место­ рождения. Средние значения эффективной пористости составляют

21-25 % и проницаемости 100—200 миллидарси (М. В. Фейгин, 1965).

Характер залежи и пород-коллекторов V мэотического гори­ зонта подобен таковому VI горизонта. Продуктивный пласт развит только в восточной части Троицкой площади. Максимальная эффек­ тивная мощность V горизонта 28 м. Участкам повышенных значений мощности VI горизонта соответствуют в плане участки мини­ мальных значений мощности вышележащего V горизонта и нао­ борот. Пористость пород-коллекторов 25%, проницаемость 270 мил­ лидарси.

Нефтегазовая залежь IV мэотического горизонта харектеризуется наличием крупной газовой шапки этажом 156 м при сравнительно небольшой высоте нефтяной залежи 22 м. Она приурочена к пласто­ вой сводовой ловушке. Полоса максимальных значений эффектив­ ной мощности горизонта (свыше 100 м) проходит в центральной части структуры с юго-запада на северо-восток, уменьшаясь к периклинальным окончаниям на северо-запад и юго-восток. Продуктивный горизонт представлен алеврито-песчаной пачкой. Пески и песчаники мелко- и среднезернистые. Пористость эффективная, изменяется от 14 до 43%, составляя в среднем 30%. Проницаемость изменяется в широких пределах, от 280 до 4450 миллидарси, в среднем около 1500 миллидарси. В разрезе горизонта имеется большое число линз и прослоев с пониженной проницаемостью, а в верхней пачке — глинистых линз и прослоев, которые в основном определяют ани­ зотропию в проницаемости пласта.

С III понтическим горизонтом связано девять газовых залежей, из которых три залежи относятся к Анастасиевской площади и шесть залежей — к Троицкой площади. Залежи в основном свя­ заны с пластовыми сводовыми ловушками. Горизонт сложен пес­