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

фракции, а также наличием в пористой системе наравне с крупными доминирующими породами группы пор тонких сечений. Кроме того, на остаточное водосодержание повлияло присутствие глинистого и карбонатного цементов. Наличие микропрослоев и тонких про­ слоев глин в песчано-алевритовых породах повлияло на точность установления коэффициента газонасыщенности геофизическим мето­ дом (усредненные данные для пласта). Поэтому коэффициент газо­ насыщенности пород того или иного горизонта, определенный гео­ физическим методом, оказался ниже, чем определенный по керну. В тех случаях, когда прослои глин среди пород-коллекторов отсут­ ствовали или их содержалось мало, особенно при рассмотрении узких интервалов разреза, результаты измерения коэффициента газо­ насыщенности геофизическим и лабораторным методами оказались близкими.

В северных районах Туркмении установлена промышленная газоносность. Здесь открыты Ачакское, Северо-Ачакское, Гугуртлинское, Наипское и другие месторождения. В разрезе отсутствуют галогенные отложения верхней юры, развитые к юго-востоку. Восток-юго-восточная часть Северной Туркмении относится к Амударьинской впадине. Она характеризуется сложным геологиче­ ским строением, обусловленным системой глубинных разломов.

Промышленная газоносность северных районов Туркмении уста­ новлена в нижнемеловых и юрских отложениях. Здесь обнаружено большое число газовых залежей в породах от верхнеальбеких до бат-байосских и в отложениях коры выветривания палеозойского фундамента. Так, промышленная газоносность Ачакского и СевероАчакского месторождений установлена в 13 продуктивных гори­ зонтах. Аналогичная картина характерна для газового месторожде­ ния Наип. На Гутуртлинском месторождении зафиксировано до 10 продуктивных горизонтов. Газоносные горизонты сложены преиму­ щественно терригенными породами-коллекторами. Исключение состав­ ляют горизонты верхней юры Гугуртлинского месторождения, пред­ ставленные известняками.

Ачакское месторождение самое крупное. Газоносные горизонты залегают здесь в интервале 1500—2200 м. Они сложены песчано­ алевритовыми породами полевошпатово-кварцевого состава с про­ слоями глин мощностью от 8—10 до 40—50 м. Общая мощность отдельных продуктивных горизонтов колеблется от 15 дс 75 м, эффективная мощность 5—38 м. Средняя эффективная пористость пород-коллекторов по горизонтам колеблется от 10 до 20% и про­ ницаемость 250—300 миллидарси. Отдельные образцы пород имеют проницаемость 2000—2600 миллидарси. Залежи газа пластовые сводовые. Для I класса коллекторов характерен медианный, диа­ метр фильтрующих пор 40 мк (верхняя часть Па и III горизонтов; средняя часть ІѴб и нижняя часть Va горизонтов), для II класса — диаметр 25 мк. Содержание остаточной воды в I и II классах коллекто­ ров 16—19% (Д. М. Петровичева, Е. Ф. Багрова, 1971). Абсолютно свободные дебиты газа 1185—4295 тыс. м3/сут.

На месторождении Гугуртли промышленная газоносность свя­ зана с отложениями мезозоя. Общий ртаж газоносности составляет около 1100 м. Выявленные залежи вскрыты в интервале 1250—2250 м. Породами-коллекторами в основном являются разнозернистые пес­ чаники с прослоями глин, алевролитов, известняков и мергелей. Породы-коллекторы обладают пористостью открытой 6—24,5%, в среднем 10—15%. Проницаемость, по промысловым данным и по данным изучения керна, составляет 35—200 миллидарси. Около трети запасов месторождения связано с известняками XV—XVI горизонтов, к которым приурочена сводовая массивная залежь. Все другие газовые залежи являются пластовыми сводовыми.

Вряде районов Южно-Туранской провинции выделяется несколько регионально прослеживающихся покрышек: соляно-гипсовая, кар­ бонатно-глинистая и глинистая верхнеюрская, глинистая альбская, глинистая нижнетуронская и карбонатная турон-сенонская.

Покрышка верхнеюрского возраста соляно-ангидритового состава характерна для районов Амударьинской и Мургабской впадин, покрышка глинистого и карбонатно-глинистого состава характерна для западных и центральных районов плиты. Глинистая покрышка отмечена в разрезах на севере Каракумского свода, карбонатно­ глинистая — в районах Южно-Мангышлакской впадины.

Глинистая альбская покрышка также в основном развита в пре­ делах Мургабской и Амударьинской впадин, Каракумского и Карабагазского сводов, их склонов и в Южно-Мангышлакской впадине. На остальной территории Туранской плиты качество ее резко ухуд­ шается.

'Гуронская глинистая покрышка характерна для районов Амударьинской и Мургабской впадин. В западных районах Туранской плиты (Карабогазский свод, Южно-Мангышлакская впадина, СевероУстюртская впадина) покрышкой является турон-сенонская карбо­ натная толща.

Вразрезах Мургабской, Амударьинской, Южно-Мангышлак­ ской впадин, на Каракумском своде отмечаются покрышки локаль­ ного характера в аптских, альбских и сеноманских отложениях.

Распределение основных залежей нефти и газа контролируется указанными региональными покрышками. Под нижнемеловой пок­

рышкой насчитывается несколько десятков залежей газа. С покрыш­ кой верхнеюрского комплекса связано более 40 залежей нефти и газа. Исчезновение нижней регионально выдержанной покрышки или уменьшение ее мощности приводит к большему диапазону распре­ деления залежей нефти и газа по разрезу.

Примером, очевидно, может служить миграция нефти и газа из юрских толщ в нижне- и верхнемеловые в районах, где отсутствует соляноангидритовая толща верхней юры (Бухарская ступень Аму­ дарьинской впадины). Аналогичная связь верхнеюрской терригеннокарбонатной покрышки со скоплениями нефти и газа наблюдается

в Жебытай-Узеньском районе. Срезание верхней части глинисто­ карбонатной толщи, служащей покрышкой для нижнекелловейсреднеюрского нефтегазоносного комплекса, уменьшение ее мощности и ухудшение качества в пределах Узеньской структуры, очевидно, привело к миграции газа в вышележащие меловые отложения.

Расслоенные песчаными пластами непроницаемые толщи могут сами способствовать образованию скоплений газа в песчаных пла­ стах. Примером таких залежей газа в расслоенных глинистых тол­ щах моіут служить залежи в альбских отложениях Каракумского свода.

Максимальной поглотительной способностью обладают глины верхнего мела, служащие покрышками X и IX продуктивных гори­ зонтов. Среди минералов в них преобладают гидрослюды и монт­ мориллонит. Прослеживание характера уплотнения глин-покрышек по мере их погружения в разрезах осадочного чехла Амударьинской нефтегазоносной области показало, что наиболее интенсивно они уплотнены в зонах наибольшего погружения (А. А. Ханин, 1909).

Для этой области характерна приуроченность групп локальных антиклинальных нефтегазоносных структур к выступам фундамента. Осадочные толщи облекают породы фундамента. Отсюда и различие

вгеостатической нагрузке на глины-покрышки, регионально про­ слеживающиеся в данной нефтегазоносной области, а также различия

вуплотнении и пористости глин (табл. 42). Наименьшее уплотнение глин и наибольшая пористость в зоне Бухарской ступени наблюдаются

вразрезе Наганского выступа. Глины-покрышки на Чэрджоуской ступени и в Бешкентском прогибе погружены на большие глубины по сравнению с Бухарской ступенью, что сказалось на более высокой степени их уплотнения. По сравнению с мезозойскими глинами Наган­ ского выступа одновозрастные глины Чарджоуской ступени (Уртабулак) уплотнены на 15% больше и характеризуются меньшей пористостью (примерно на 40%). Еще в большей степени уплотнены глины Бешкентского прогиба. Сопоставление абсолютной проницае­ мости по газу (определение проводилось при всестороннем обжатии 400 кгс/см2 и перепаде давлений 10 кгс/см2) и плотности образцов глин-покрышек в воздушносухом состоянии показало наличие тесной связи между этими величинами. Глины плотностью 2,20 г/см3 характеризуются проницаемостью 5-10~3 миллидарси, при плот­

2,50г/см3 — 7• ІО“5 миллидарси и плотности 2,55 г/см3—4 -ІО'6 мил­ лидарси. В то же время зафиксировано снижение проницаемости глин с глубиной их погружения. Так, для глин-покрышек Амударьинской и Центрально-Каракумской нефтегазоносных областей про­ ницаемость глин на глубинах 1500, 2000, 2500 и около 3000 м соот­ ветственно равна 5 -ІО '3, 5 -ІО“4, 5 -ІО '5 и 5 -ІО'6 миллидарси.

Глины IX, X и XI продуктивных горизонтов Бухарской ступени в среднем характеризуются абсолютной газопроницаемостью 8- ІО“2— 4-10“3 миллидарси и плотностью 2,00 — 2,22 г/см3. Глины XII

В Прибалханской и Кеймир-Чикишлярской депрессиях развиты отложения поэтического яруса, красноцветной толщи, акчагыльского и апшеронского ярусов. Красноцветная толща, мощность кото­ рой достигает на антиклиналях 2500 м, а в синклиналях еще больших величин, представлена переслаиванием песков, песчаников, алевро­ литов и глин. Акчагыльские и ашперонские отложения с суммарной мощностью до 1000 м сложены глинами, содержащими прослои песков.

В пределах Западно-Туркменской депрессии зоны относительных прогибов и поднятий осложнены дизъюнктивными и пликативными дислокациями с присущими некоторым поднятиям мощными про­ явлениями грязевого вулканизма.

Отложения красноцветной толщи являются основным нефте­ газоносным комплексом Юго-Западной Туркмении. Толща представ­ лена характерным для нее монотонным и частым чередованием песчано-алевритовых и глинистых отложений, резко изменчивых по площади, что выражается в увеличении глинистости в сторону погружения впадины. Залежи нефти и газа приурочены к песчано­ алевритовым коллекторам апшеронского и акчагыльского ярусов, к верхней и нижней частям красноцветной толщи, а также к подстила­ ющим красноцветную толщу отложениям. Выявленные залежи нефти и газа залегают на глубинах от 400 до 4550 м, образуя этаж нефте­ газоносности от 100—200 м (Кызылкум) до 2550 м (Котуртепе). На месторождениях Прибалханского района вследствие их сильной нарушенности число отдельных залежей нефти и газа, как правило, намного превышает количество продуктивных горизонтов.

Почти 57% заиасов газа связано с горизонтами, залегающими на глубинах 2500—3500 м, которым соответствует вскрытая часть нижнекрасноцветных отложений. На глубинах более 3500 м выяв­ лено 12% запасов газа. К этому интервалу разреза приурочены газоконденсатные залежи, вскрытые на глубинах около 4500 м на месторождениях Котуртепе и Барса-Гельмес. Открытие высоко­ продуктивных залежей газа на таких глубинах подтверждает пре­ имущественную газоносность глубоко залегающих горизонтов плио­ ценовых отложений Западно-Туркменской впадины. До глубин 1500 м промышленных газовых скоплений не отмечено.

С увеличением стратиграфической и гипсометрической глубины в пределах Западно-Туркменской впадины отмечается закономерное увеличение числа и размеров газовых залежей, причем нарастание газоносности наиболее отчетливо проявляется для нижнекрасно­ цветных отложений.

В Западной Туркмении имеется ряд нефтяных месторождений, которые объединяются в две группы: северную, Прибалханскую, и южную, Чикишляр-Кеймирскую; отдельно расположено нефтя­ ное месторождение на полуострове Челекен.

На Челекене один из самых старых промышленных горизонтов

прослоями вулканического пепла в верхней части разреза. Общая мощность красноцветной толщи составляет 2100—2500 м. Нефте­ носность зафиксирована в песках бакинского яруса, в породах среднего и нижнего апшерона.

Челекенское месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку почти широтного простирания, уходящую на запад под воды Каспийского моря. Складка нарушена многочисленными сбросами. Выделяются три участка: Западный Челекен, Алигул и Дагаджик. Наиболее изучены участки Дагаджик и Западный Челекен.

Нефтяные залежи на Дагаджике приурочены к верхней и сред­ ней частям красноцветной толщи; в ней выделяют семь горизонтов: I, Іа, II, III, IV, V и VI. Песчано-алевритовые породы-коллекторы характеризуются пористостью 21% и проницаемостью около 200 миллидарси.

Нефтяные залежи на Алигуле приурочены к нижней части красно­ цветной толщи. Здесь выделяют продуктивные горизонты VI, VII, VIII. Пористость пород-коллекторов составляет около 18% и про­ ницаемость 15 миллидарси.

На Западном Челекене продуктивные горизонты выявлены в верх­ ней, средней и нижней частях красноцветной толщи; выделяются горизонты III, IV, V, VI, VII, VIII, V illa. Породы-коллекторы характеризуются пористостью 15—18% и проницаемостью 15—40 миллидарси.

К Прибалханской группе месторождений относятся Челекен, Небитдаг, Монжуклы, Боядаг, Кумдаг, Июрджа, Урунджук, Кы­ зылкум, в разведке находятся площади Барса-Гельмес и ОвалТовал. Нефтяные залежи приурочены к песчаным отложениям апшерона, акчагыла, красноцветной толщи (С. Аманов, 1964).

Коллекторские свойства песчаных плиоценовых пород на место­ рождениях Челекен, Ленинское (Котуртепе), Небитдаг, Монжуклы, Урунджук, Кумдаг, Каратепе и Боядаг описаны в работе Л. П. Марко­ вой и Р. А. Гнатюк (1959). В разрезе плиоцена среди коллекторов преобладают мелкозернистые пески и алевриты. Пористость этих пород колеблется в широких пределах: песков и алевритов 11—41%, песчаников и алевролитов, содержащих большое количество извест­ кового цемента, 3—19%. Наиболее часто встречающиеся значения пористости для песков и алевритов колеблются в красноцветной свите от 17 до 24% (средневзвешенная 21,5%), в акчагыльском ярусе от 20 до 27% (средневзвешенная 24,6%), в апшеронском ярусе от 22 до 29% (средневзвешенная 28,6%); для песчаников и алевро­ литов в красноцветной свите от 6 до 12% (средневзвешенная 10%) и в акчагыльском ярусе от 5 до 7%. Пористость песков и алевритов снижается от более молодых к более древним отложениям.

Проницаемость песков красноцветной свиты колеблется от 0,01 до 0,85 дарси; наиболее часто встречающиеся значения проницае­ мости 0,1—0,3 дарси. Средняя проницаемость песков по отдельным структурам колеблется от 0,187 (Западный Челекен, нижний отдел

красноцветной свиты) до 0,40 дарси (Дагаджик, верхний отдел красноцветной свиты). Цементация песчаников и алевролитов изве­ стково-глинистым материалом снижает величины пористости и про­ ницаемости.

Наилучшими коллекторами нефти являются несцементированные и рыхлые разности песчано-алевритовых пород, относящиеся в основ­ ном к III классу, тогда как сцементированные песчано-алевритовые породы соответствуют главным образом IV классу коллекторов.

Исследования Л. П. Марковой и Р. А. Гнатюк (1959) показали, что карбонатность плиоценовых отложений в общем возрастает к центру Прибалханской депрессии, а на отдельных локальных структурах третьего порядка она увеличивается от свода складок к периферии.

Ленинское месторождение нефти (Котуртепе) расположено между Челекеном и Небитдагом. Складка разбита на пять блоков. Про­ мышленная газонефтеносность площади установлена в 1956 г. Основ­ ная нефтесодержащая часть красноцветной свиты (ее верхи) залегает на глубине 1500—1800 м. Кроме нефтенасыщенных пластов красно­ цветной свиты вскрыт нефтенасыщенный пласт в акчагыле (II гори­ зонт) и апшероне (Іа, I горизонты). Газовые залежи установлены

вІб и Ів горизонтах апшеронского возраста.

Вотложениях апшеронского яруса промышленная нефтегазо­

носность установлена в нижнем нодъярусе (I горизонт) и в среднем подъярусе (Іа горизонт). Проницаемость песчаных прослоев дости­ гает 0,05 дарси. Горизонты I, Іа и II литологически изменчивы и обнаружены не во всех частях месторождения в силу выклинива­ ния песчаных коллекторов. Мощность песчаных пластов с тонкими прослоями глин достигает 40 м. Проницаемость песчаных пород пласта изменяется от 0,5 до 0,11 дарси, пористость 16—19%. Во II горизонте выделяется от одного до четырех песчаных прослоев мощ­ ностью 3—10 м.

С резким угловым несогласием апшеронские отложения пере­ крываются осадками постплиоценового возраста. В верхней части разреза красноцветной свиты выделяется ряд горизонтов (снизу вверх); VI, V, IV, Ша, III. Мощность горизонтов 55—170м. Мощность отдельных песчаных пластов в горизонтах изменяется от 4 до 25 м, мощность глинистых разделов достигает 10 м и более. Накопление красноцветных осадков происходило в дельтовых условиях. Про­ ницаемость пород пласта изменяется от 0,02 до 0,07 дарси.

По данным исследования на приток, проницаемость продуктив­ ных пластов колеблется от 0,4 до 3,1 дарси (роль трещиноватости). В сводовой части III и II горизонтов установлены газовые шапки. Режим залежей IV и Ш а горизонтов водонапорный. Для III гори­ зонта характерен режим газовой шапки с активным влиянием контур­

ных вод.

На месторождении Барса-Гельмес промышленная нефтеносность установлена во II горизонте акчагыла и III, Ш а горизонтах верхней части красноцветной толщи. Продуктивные пласты представлены

чередованием песков, алевритов и глин. Пористость пород-коллекто­ ров 18—22%, проницаемость пород II горизонта 45 миллидарси,

IIIгоризонта 90—230 миллидарси (Г. X. Дикенштейн и др., 1965).

Впределах Чикишлярской впадины выявлен ряд локальных поднятий, представляющих большой интерес с точки зрения поисков нефти и газа в плиоценовых отложениях.

К нижней части красноцветной толщи приурочена промышлен­ ная нефтегазоносность месторождений Окарем и Камышлджа, обна­ руженных в Гогряньдаг-Окаремской зоне поднятий. В этих отло­ жениях условно выделяется два отдела: верхний, песчано-глинистый,

инижний, преимущественно глинистый с прослоями песков и алев­ ролитов. Мощность верхнего отдела на Окареме и Камышлдже 800—1000 м. Вскрытая мощность нижнего отдела составляет 1000— 1200 м. Нефть и газ в этих месторождениях залегают на глубине 2500 м.

При опробовании разведочных скважин в Окареме были полу­ чены фонтанные притоки нефти (до 470т/сут) и газа (500 тыс. м3/сут). Проницаемость песков, отобранных из низов красноцветной толщи

Окарема, изменяется от 0,33 до 0,61 дарси, алевритов от 0,01 до 0,80 дарси и алевролитов от 0,005 до 0,085 дарси. Средневзвешен­ ное значение открытой пористости песков и алевритов красноцвет­ ной толщи в Окареме 23%, песчаников и алевролитов 12%.

В Камышлдже первая же разведочная скважина дала 320 т/сут нефти и 50 тыс. м3/сут газа через 10-миллиметровый штуцер. Пори­ стость песков нижней части красноцветной толщи составляет 28%, песчаников 10,5% и алевролитов 9%. Проницаемость песков изме­ няется от 0,10 до 0,60 дарси.

ЭПИПЛАТФОРМЕННАЯ ОРОГЕНИЧЕСКАЯ ОБЛАСТЬ СРЕДНЕЙ АЗИИ

С межгорными впадинами Центрально-Азиатского горного пояса связан ряд нефтегазоносных провинций, расположенных на терри­ тории СССР и за ее пределами. В некоторых из них мощность мезокайнозойского комплекса достигает 10—25 км.

Эпиплатформенная орогеническая область Средней Азии вклю­ чает Ферганский, Туркестанский, Зеравшанский, Гиссарский хребты и заключенные между ними Таджикскую, Ферганскую и другие меж­ горные впадины. С Таджикской и Ферганской межгорными впади­ нами связаны нефтегазоносные провинции, в которых продуктив­ ные горизонты залегают в отложениях мезо-кайнозоя, в основном мелу и палеогене.

ТАДЖИКСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

К Таджикской провинции относятся одноименная межгорная впадина и обрамляющие ее Юго-Западные отроги Гиссара. Тад­ жикская впадина находится на территории юго-западного Тад­ жикистана, Южного Узбекистана и отчасти Туркменской ССР. Она является северной частью обширной Таджикско-Афганской впадины, южная часть которой лежит в пределах Афганистана. Таджикская впадина включает в себя Сурхандарьинскую, Вахшскуюи Кулябскую депрессию. Деформации мезо-кайнозойского покрова Таджикской впадины подчинены глыбовым дислокациям палеозойского фунда­ мента.

Метаморфизованные и кристаллические породы преимущественно палеозойского возраста образуют складчатое основание депрес­ сии. В пониженных участках палеозойского рельефа, по-видимому, спорадически развит пермо-триасовый комплекс слабо уплотненных терригенных отложений (промежуточный комплекс). Выше несо­ гласно залегают породы осадочного чехла. В строении последнего выделяются два комплекса: платформенный и орогенный. Плат­ форменный комплекс сложен преимущественно морскими и при­ брежно-лагунными отложениями юрской (мощностью 600—2000 м)„

меловой (1000—2700 м) и палеогеновой (200—950 м) систем. Гаурдакской соленосной толщей верхней юры платформенный комплекс отложений разделен на надсолевой и подсолевой подкомплексы, слагающие самостоятельные структурные этажи. Постплатформен­ ный орогенный комплекс образован многокилометровой (до 8 км) толщей красноцветных, реже сероцветных континентальных обра­ зований олигоцен-четвертичного возраста.

В настоящее время на территории трех нефтегазоносных райо­ нов депрессии (Вахшского, Сурхандарьинского, Душанбинского) открыто 13 месторождений газа и нефти, среди них два газоконден­ сатных (Андыген, Комсомольское), три газонефтяных (Кызылтумшук, Ляльмикар, Шаамбары) и восемь нефтяных (Кичикбель, Акбашадыр, Амударьинское, Кокайты, Хаудаг, Учкизыл, Коштар, Северная Курганча). Небольшие количества нефти получены на

Мершадинской площади.

Характерной особенностью месторождении является их многопластовость. Здесь насчитывается до 60 залежей, из них газовых 14, газоконденсатных 9, газонефтяных 8, нефтяных 29. К палео­ геновым отложениям приурочено 37 нефтяных, газонефтяных и неф­ тегазовых зележей, к меловым — 19 газовых и газоконденсатных залежей и к юрским — 4 газовые залежи. Коллекторами для 38 залежей являются трещиноватые известняки, для остальных 22 залежей — песчаники. Все залежи пластовые сводовые, обычно осложненные разрывными нарушениями. Минимальная глубина вскрытия продуктивных горизонтов на месторождениях составляет 133 м (Хаудаг), максимальная — 2660 м (Шаамбары).

В распределении скоплений углеводородов по разрезу мезо-каи- нозойских отложений отмечается определенная вертикальная зо­ нальность. К юрским и меловым отложениям приурочены газовые

и волжский ярус) карбонатных отложений доказана открытием залежей газа на Ходжа-Гугердагском и Етымтагском месторождениях Северо-Афганского выступа, на Адамташском месторождении мегантиклинали Юго-Западного Гиссара, на Шаамбаринском, Комсо­ мольском и Андыгенском месторождениях Душанбинского прогиба. Мощность карбонатных отложений келловея—Оксфорда изменяется в пределах 0—700 м, а газонасыщенная часть в сводах структур превышает 200 м. Залежи газа на Адамташе и Шибарганском районе массивные. Эффективная пористость коллекторов от 1,3 до 2,6% при проницаемости от единиц миллидарси до 300 миллидарси. По­ крышкой для карбонатных коллекторов служат соляно-гипсовые

отложения гаурдакской свиты.

Региональный характер продуктивности меловых отложений доказан открытием в них крупных газовых и небольших нефтяных залежей на структурах Северо-Афганского выступа и Душанбин­ ского прогиба. Промышленные притоки газа получены из сенон-