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

ские показатели характерны для песчаников нижней пачки (Г. Н. По­ кровская и Ю. Я. Калабин, 1967).

Средневзвешенная пористость эффективной части пласта П составляет 24,6%. Эффективная пористость, вычисленная с учетом содержания остаточной воды, оказалась равной (средние данные) для нижней пачки 20% и для средней и верх­ ней 15,4%. В целом для эффективной части пласта П при средней мощности 7 м средневзвешенная эффективная пористость состав­ ляет 18,2%, изменяясь в пределах 4,3—29,5%. Средневзвешенная величина проницаемости пород-коллекторов нижней пачки 314 миллидарси и верхней 24 миллидарси. Средневзвешенное значение про­ ницаемости коллекторов эффективной части пласта составляет 222 миллидарси. Г. Н. Покровская и Ю. Я. Калабин указывают на тесную связь между проницаемостью и эффективной пористостью

Залежи нефти, обнаруженные в ПІаимском районе, на ряде локальных платформенных поднятий (Трехозерное, МортымьинскоТетеревское, Западно-Мортымьинское, Южно-Мортымьинское, ЮжноТетеревское, Восточно-Тетеревское) имеют сложное строение. Это пре­ имущественно пластовые, стратиграфически экранированные залежи. Наиболее крупным в ПІаимском районе является Мортымьинско-Тете- ревское нефтяное месторождение. Мощность продуктивных отложений верхней юры изменяется от 0 м на сводах структур до 45 м.

На территории Нижневартовского свода верхняя юра представ­ лена келловей-оксфордским (васюганская свита), кимериджским (георгиевскея свита) и волжским (баженовская свита) ярусами. Келловей—Оксфорд подразделяется на две пачки: нижнюю, гли­ нистую, и верхнюю, песчаную. На Мегионской структуре породы верхней пачки нефтеносны. Песчаные пласты приурочены к верхней части разреза келловея. Остальные ярусы в пределах Нижневартов­ ского свода сложены глинами, аргиллитами часто битуминозными. В песчано-алевритовых породах келловея—Оксфорда залегает про­ мышленно нефтегазоносный пласт K)j, наиболее широко распростра­ ненный на территории Обь-Иртышского междуречья (Северо-Васю- ганское, Мыльджинское, Парабельское, Моисеевское, Усть-Силь- гинское, Среднесильгинское, Веселовское месторождения и др.) и на Нижневартовском своде Среднего Приобья (Мегионское, Совет­ ское, Соснинское, Медведевское месторождения и др.). В Среднем Приобъе и Обь-Иртышском междуречье верхнеюрские песчаные отло­ жения промышленно нефтегазоносны на многих площадях ЛарьЕганского вала, Каймысовского свода, Александровского мегавала, Средневасюганского и Сенькино-Сильгинского валов.

Для верхнеюрских отложений характерно переслаивание пес­ чаников, алевролитов, гравелитов и других пород. Продуктивные пласты КД и Ю2 относятся к локосовскои, васюганской и баженовской свитам. С. И. Шишигин (1968) для этого района выделяет пять зон в развитии коллекторов в пластах Ю^г- В первую зону коллек­ торов с преимущественным развитием коллекторов I и II классов относятся Малореченское и Аленкннское нефтяные месторождения. Ко второй зоне с развитием коллекторов III класса относятся Сос-

нннско-Советско-Медведевское, Вахское, Северо-Васюганское, Средневасюганское и Веселовское месторождения. К третьей зоне с кол­ лекторами III и IV классов относятся Мыльджинское и Усть-Силь- пшское газоконденсатные месторождения. В четвертую зону с кол­ лекторами IV—V классов включены Лонтыньяхское, Моисеевское, Мегионское нефтяные месторождения. В пятую зону с коллекто­ рами V класса отнесены структуры Сургутского свода, западной части Нижневартовского свода, некоторые структуры Александ­ ровского мегавала, большая часть Парабельского свода и другие площади, где в ряде случаев были получены непромышленные при­ токи нефти.

В последнее время в породах нижне-среднеюрского возраста северных районов низменности (болыиехетская серия — аналог тюменской свиты) обнаружены промышленные скопления нефти и газа (Новопортовское, Тазовское и Зимнее месторождения). На Тазовском месторождении в скв. 29 из интервала 3701—3710 м по­ лучен газ дебитом 10 700 м3/сут с конденсатом при диаметре шту­ цера 5,5 мм. На Зимнем месторождении в этих породах открыты две газовые залежи: одна в самом основании разреза (нижняя юра), другая, более крупная, в кровле (верхняя юра).

Песчаные фации васюганской свиты верхней юры от районов широтного Приобья простираются далеко на север, вплоть до Губ­ кинского и Комсомольского месторождений (H. Н. Ростовцев и др., 1970). В сторону Уренгоя и Таза верхняя юра выражена в глинистой фации. В Елогуй-Туруханском и Усть-Енисейском районах верхне­ юрские отложения резко увеличиваются в мощности. Среди глин встречаются песчаные слои и пачки с прослоями глин. В них на некоторых площадях, например Нижнехетской, получен газ в про­ мышленных объемах. В верхней юре породы-коллекторы I—II клас­ сов развиты в основном в западной и центральной частях низмен­ ности; коллекторы III—IV классов — в зонах обрамления низмен­ ности и коллекторы V класса — во впадинах и ряде площадей. Породы-коллекторы высоких классов на северо-западе формиро­ вались в зоне узкого мелководного шельфа вокруг архипелага островов, в условиях активной гидродинамической водной среды.

На территории Западно-Сибирской низменности меловые от­ ложения представлены нижним и верхним отделами. Широко раз­ виты отложения валанжина. На большей части низменности они образовались в условиях морского седиментогенеза. По литологи­ ческому составу разрез валанжина характеризуется преимуществен­

ным развитием глинисто-алевритовых пород, меньше распростра­ нены песчаные и в еще меньшей степени грубообломочные породы (отмечаются в основании). В ряде районов низменности валанжин делится на две толщи: нижнюю и верхнюю. Основная масса цемен­ тирующих минералов имеет аллотигенный генезис. Аутигенные ми­ нералы представлены пиритом, кальцитом, хлоритом, глауконитом, реже сидеритом и каолинитом. В районах Среднего Приобья и к се­ веру от него в составе цементов наиболее развиты гидрослюда и хло­ рит (8%). Для западной зоны характерен обильный (20—25%) хло­

Александровский и Пур-Тазовский районы) в нижней и верхней частях валанжина залегают пласты песчаников и алевролитов, кото­

Ачимовская пачка залегает в основании валанжинских отложе­ ний. Она представлена песчаниками мелко- и среднезернистыми, чередующимися с тонкими прослоями известковистых алевролитов и аргиллитов. Ачимовская пачка местами достигает мощности 100 м. Она невыдержана как по простиранию, так и по разрезу. Пачка залегает на 20—50 м выше кровли верхней юры. Из нее на некото­ рых площадях Среднего Приобья получены непромышленные при­ токи нефти. Породы-коллекторы в ряде зон отличаются невысокими значениями пористости и проницаемости.

Тарская свита относится к верхнему валанжину. Она сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность свиты на юге составляет 40—50 м, в Среднем Приобье до 120 м. Пес­ чаники от тонкодо среднезернистых разностей, полимиктовые с глинисто-хлоритовым и глинисто-известковистым цементом. В тарской свите в районе Среднего Приобья выделяют пласты В7, В8, В9 и Б 1о. На некоторых площадях в свите выделяется пласт Б (1.

В Среднем Приобье залежи нефти содержатся во всех перечис­ ленных песчаных пластах, основными нефтеносными пластами являются пласты В8 и Б 1о. Пласт В8 приурочен к верхней половине тарской свиты. Он нефтеносен преимущественно в пределах Нижне­ вартовского свода и Средневасюганского вала, а пласт Б 1о на Сур­ гутском своде.

Коллекторами нефти в пласте В8 служат в основном песчаники мелкозернистые кварцево-полевошпатового состава, с примесью среднезернистого песчаного и алевритового материала. Песчаники преимущественно кварцевые, обогащаются полевыми шпатами (свыше 35%) и переходят в аркозы. В продуктивной толще встречаются также среднезернистые песчаники со значительной примесью мелко­ зернистой песчаной фракции и в меньшей степени алевритового

материала и алевролиты крупнозернистые песчаные. Они также содер­ жат в своем составе кроме кварца полевые шпаты (до 40%). Содер­ жание слюд (биотит, хлорит, мусковит) в песчано-алевритовых по­ родах колеблется от 5 до 20%.

Суммарное содержание цементирующих веществ в песчано-алев­ ритовых породах колеблется от 5 до 30%. Наименьшее их количество встречается в песчаниках, обладающих высокой проницаемостью,

инаибольшее — в алевролитах, обычно отличающихся меньшей проницаемостью, чем песчаники.

Изучение типичных образцов песчано-алевритовых нефтеносных пород пласта Б8 Мегионского месторождения показало, что наи­ более часто встречающиеся значения открытой пористости соста­ вляют главным образом 20—22%, проницаемость 200 миллидарси

иостаточная водонасыщенность 26—34%. На рис. 32 приведены порометрические диаграммы и кривые проницаемости, указыва­

ющие на долю участия в фильтрации пор различных размеров (М. И. Колоскова, О. Ф. Корчагин, А. А. Ханин, 1968). Группы крупных поровых каналов определяют проницаемость. Средние разности песчаников в отличие от мелкозернистых обладают более крупными порами и более высокой проницаемостью.

На рис. 33 приведена зависимость содержания остаточной воды от проницаемости. Оказалось, что не все породы-коллекторы одно­ типны. Это объясняется не только их составом, но и характером структуры норового пространства. Если коллекторы Мегионского, Усть-Балыкского и Сургутского поднятий (пласт Б8) близки по характеру структуры, то породы-коллекторы Шаимского и Мортымьинского поднятий (пласт П) значительно отличаются от первых по характеру корреляции проницаемости с остаточной водонасыщен­ ностью.

На Самотлорском месторождении пласт Б8 представлен чередо­ ванием пропластков песчаников и алевролитов с небольшими про­ слойками глин. Песчаников содержится более 80%. Песчаники полимиктовые и аркозовые, мелкосреднезернистые и среднезер­ нистые, с хорошей сортировкой зерен, слабо алеврито-глинистые. Средняя проницаемость их составляет 500 миллидарси, пористость 24%, остаточная водонасыщенность 18%.

Рис. 32. Распределение пор в нефтеносных песчаниках пласта Б8 Мегпонского месторождения и долевое участие их в проницаемости.

а — п есч ан и к и сред н езерн и сты е ар к о зо в ы е (п рони ц аем ость 2090 м и л л и д а р си , п ори стость 23% , о стат о ч н ая водон асы щ енн ость 18% ); б , в, г — п есч ан и ки м ел козерн и сты е ар к о зо в ы е (соответ­ ствен н о п р он и ц аем ость 980, 785, 475 м и л л и д а р си , п ори стость 22, 23, 2 2 % , остаточн ая водон а­

п есч ан и к и м ел ко зер н и сты е (п рон и ц аем ость 2 м и л л и д а р си , п ори стость 21% , о стато ч н ая водон а­

Песчаный пласт Б 1о в пределах Сургутского свода вскрыт па ряде месторождений: Усть-Балыкском, Сайгатинском, ЗападноСургутском, Сургутском, Северо-Сургутском, Вершинном, Очимкпнском, Мамонтовском, Южно-Балыкском и др. К северу от наз­ ванных площадей пласт Б 1о выделяется менее четко. Пласт харак­ теризуется литологической неоднородностью и сложностью строения. Он представляет собой систему песчаных линз и пачек, большей частью гидродинамически связанных друг с другом. Песчаники мелкозернистые, с прослоями аргиллитов, алевролитов и глинистых известняков.

^Проницаемость, миллидарси

Рис. 33. Зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости песчаных пород месторождений нефти и газа Западно-Сибирской низменности.

Отложения готерива — баррема широко распространены на тер­ ритории низменности. Они имеют мощность до 400—450 м. В раз­ личных районах низменности ввиду слабой палеонтологической изу­ ченности и литологического сходства пород готеривский и барремский ярусы включают ряд свит, носящих местные названия (алясовская, шаимская, леушинская, вартовская и др.). Литологически разрез готерива—баррема представлен переслаивающимися гли­ нистыми, песчаными и алевритовыми породами, с подчиненными прослоями конгломератов, гравелитов, известняков и мергелей.

В западной части низменности в разрезе готерива—баррема преобладают глинистые породы. К северу, северо-востоку и центру низменности в разрезе значительно увеличивается содержание пес­ чаников и алевролитов. В песчано-алевритовых породах готерива — баррема развиты преимущественно полиминеральные цементы в ос­ новном хлоритового, каолинитового и гидрослюдистого состава,

дорового, пленочного, регенерационного, контактового и базаль­ ного типов. Зона минимального содержания цемента (17%) каолини- тово-гидрослюдистого состава занимает центральную часть низ­ менности.

Отложения готерива—баррема на территории Среднего Приобья и к востоку от него в пределах Нижневартовского свода представ­ лены песчаниками мелко- и среднезернистыми, алевролитами, за­ легающими в толще глинистых пород. К нижней подсвите готеривского возраста приурочены промышленные нефтеносные пласты

—Б7, м о щ н о с т ь ю до 10—20 м и более. Основные залежи нефти в пластах Б 4—Б3 приурочены к Усть-Балыкскому, Западно-Сургут­ скому, Быстринско-Вынгинскому месторождениям. Крупные залежи нефти приурочены к пласту Б6 на Правдинском, Салымском, Каркатеевском, Тепловском и Самотлорском месторождениях.

Проведенный Ю. П. Беседовским, Л. И. Чуриковым и В. Н. Чер­ номорским (1971) литолого-минералогический анализ измененных пористых мелко- и среднезернистых полимиктовых песчаников плас­ тов Bj и Б 2 —Б3 Усть-Балыкского и Западно-Сургутского место­ рождений нефти показал, что процессы аутигенного минералообразования, обычно отрицательно влияющие на коллекторские свой­ ства пород, значительно менее развиты, чем коррозия и растворение обломочных зерен кварца и полевых шпатов. В терригенных поро­ дах-коллекторах Западно-Сургутского и Усть-Балыкского место­ рождений широко развиты процессы механической деформации, коррозии и переотложения растворенного материала. В пористых песчаниках вторичные процессы проявились наиболее интенсивно. В породах с более интенсивно проявившимися процессами раство­ рения терригенного материала с выносом растворенного вещества за пределы преобразованной породы отмечается и улучшение их емкостных свойств. В случае отсутствия явлений корродированности зерен пористость коллекторов составляет 16—19%, а при корро­ зии достигает 24—26%.

В настоящее время на месторождении Усть-Балык в промышлен­

Р. С. Сахибгареевым (1971) изучены глинистые минералы покры­ шек продуктивных пластов Б2—Б3 и Bj. В породах зафиксированы гидрослюды, железистый хлорит, каолинит, монтмориллонит и сме­ шанно-слойные образования с неупорядоченным чередованием слоев гидрослюды и монтмориллонита. Глины, содержащие до 10% мел­ коалевритовой фракции, преимущественно состоят из смешанно­ слойных образований ряда гидрослюда — монтмориллонит с преоб­ ладающим содержанием набухающих компонентов (до 80%). С уве­ личением алевритового материала в глинах возрастает содержание гидрослюды и железистого хлорита. В глинистых мелкозернистых алевролитах преобладают гидрослюда и хлорит. Перемычка между пластами Б 2—Б3 и Б , в основном сложена глинами алевритовыми

иалевролитами глинистыми с редкими прослойками тонкоотму­ ченной глины.

Кбаррему приурочены продуктивные пласты A j—А 12, сложен­ ные песчаниками преимущественно мелкозернистыми, алевролитами

иаргиллитами. Продуктивные пласты имеют изменчивую мощность,

ичасто на коротких расстояниях слагающие их песчаники замеща­ ются алевролитами или глинами.

На Сургутском и Нижневартовском сводах и Александровском мегавалу в разрезе баррема выделяются пласты А4—А12. Пласт А6 является наиболее выдержанным как по мощности, так и по лито­ логическому составу.

Впределах территории Нижневартовского свода отложения баррема промышленно нефтеносны на Ватинской (А12, А4, А3), Мегионской (А4) и Самотлорской (А4) площадях.

По данным А. К. Багаутдинова и др. (1971), на Соснинско-Со- ветском нефтяном месторождении продуктивный пласт Б8 мощ­ ностью 4—16 м обладает относительным литологическим постоян­ ством и прослеживается по всей площади. Пласт представлен песчаниками среднемелкозернистыми, слабо сцементированными, сло­ женными хорошо отсортированным материалом. Цемент пород хлоритовый, кальцитовый и хлорит-каолинитовый, содержание его достигает 20%, на своде 5%. Средняя пористость пласта Б8 состав­ ляет 22,6%, проницаемость около 500 миллидарси. На СоснинскоСоветском месторождении нефти пласт А ь к которому приурочены основные запасы нефти, выражен чередующимися прослоями пес­ чаных, алевролитовых и глинистых пород. Песчаные породы встре­ чаются также в виде линз среди глинистых пород. Мощность пес­ чаных прослоев изменяется от долей сантиметра до 1,5 м. Пласт характеризуется высокой степенью неоднородности по вертикали. Нижняя часть пласта отличается более высокими коллекторскими показателями по сравнению с верхней его частью.

Эффективная мощность пласта составляет 10—25 м. Продук­ тивность скважин до 160 м3/сут. Пористость изменяется от 10 до 30% и в среднем составляет 23,5%. Проницаемость пород колеб­ лется от 3 до 4000 миллидарси, среднее значение проницаемости около 100 миллидарси. Чисто нефтяная зона занимает крайне огра­ ниченную площадь (20%), в основном развита водонефтяная зона (А. К. Багаутдинов, Ю. И. Демушкин, М. X. Мусин, 1971).

На Быстринском месторождении, расположенном в пределах Чернореченского куполовидного поднятия Сургутского свода, основ­ ными продуктивными пластами являются Б 4 и Б 2 готерива. Из­ вестны продуктивные пласты в барреме (А7—А 1о). Продуктивные пласты Б( и Б 2 характеризуются неоднородным строением. В них может присутствовать несколько маломощных плотных глинисто­ алевритовых пропластков, разделяющих толщу песчаников мелко­ зернистых и алевролитов на отдельные слои. Породообразующими компонентами являются кварц, полевые шпаты и обломки различ­ ных пород. В песчаниках пласта Б 4 в отличие от пласта Б 2 содер­

жится больше песчаной фракции, меньше алевритового, пелитового, а также карбонатного материала.

Породы-коллекторы пласта Б 4 характеризуются пористостью 16—27% (наиболее часто встречающиеся значения 24—25%), про­ ницаемость колеблется от 450 до 1430 миллидарси, в среднем 600— 700 миллидарси. В пласте Б 2 открытая пористость составляет 21— 30% (наиболее часто встречающиеся величины 25—27%), прони­ цаемость изменяется от 150 до 680 миллидарси, наиболее частые величины 280—350 миллидарси. Для отложений нижнего мела низ­ менности характерно развитие коллекторов I—III классов в цен­ тральной и северной частях территории, коллекторов II—IV клас­ сов на окраинах низменности и V, VI классов во впадинах ХантыМансийской и Надымской, а также в южной и юго-восточной частях территории.

брежно-морским и континентальным. Различные фациальные усло­ вия сказались на составе и характере сложения и строения пород.

Литологический состав пород аптского яруса на территории низменности неоднороден. В основном разрез апта сложен песча­ ными и алевритовыми породами, переслаивающимися с глинами. Содержание в разрезе тех или иных пород различно для отдель­ ных участков низменности. Так, в полосе от Березова до Тюмени и в центральной части низменности в разрезе апта выделяют две толщи: нижнюю, сложенную пачкой глинистых пород, с единичными прослоями алевролитов и глинистых известняков, и верхнюю, состоящую преимущественно из песчаных и алевритовых пород с подчиненными глинистыми прослоями. Для севера низменности ха­ рактерны сыпучие разности песчаных и алевритовых пород мощностью до 20 м. Зона минимального содержания цемента (10—15%) охватывает центральную и восточную части низменности. Среди це­ ментов доминирует каолинит (5—9%) и гидрослюда (5—17%).

Разрез альбского яруса представлен глинистыми породами с прослоями песчаных и алевритовых. Гравелиты, галечники и кон­ гломераты имеют подчиненное значение и приурочены преимущест­ венно к зонам, прилегающим к обрамлениям низменности. В цент­ ральной и северной частях в разрезе возрастает количество песчано­ алевритовых пород. Для севера низменности характерны слабо сцементированные и рыхлые песчаные разности.

Песчаники мелко-, реже среднезернистые, светло-серые, слабо сцементированные, участками известковистые, с горизонтальной, волнистой и косой слоистостью за счет скоплений обуглившегося растительного детрита и слюд, реже массивные. По данным Л. П. Вол­ гиной (1969), в западной части низменности, особенно в ее северных районах, песчано-алевритовые породы наиболее развиты в верхней части разреза, в южной и восточной частях — в нижней и сред­ ней. Для центральной и северной частей низменности характерно

равномерное размещение данных пород по всему разрезу.Наблюдается увеличение мощностей отложений альба от западной и восточной окраин к центральной и северной частям территории.

По составу и количеству цемента в коллекторах альба Л. П. Колгина (1969) прослеживает две зоны на территории низменности, гра­ ница между ними проходит восточнее г. Сургут. Для восточной зоны характерно умеренное содержание цемента (15—25%) полиминерального состава (гидрослюда, каолинит и др.). Обычно каолинит при­ урочен к песчаникам. Для западной зоны фиксируется обильное содержание цемента (25—45%) гидрослюдистого состава.

Отложения сеномана на территории низменности характеризу­ ются большим разнообразием (песчаники, пески, алевролиты, глины, аргиллиты, карбонатные породы). Песчаники преимущественно сред­ немелкозернистые, алевролиты крупнозернистые. Наименьшие мощ­ ности сеномана (20—150 м) приурочены к западной, южной и юговосточной окраинам низменности, максимальные — к южной, цен­ тральной, северной и северо-восточной частям низменности. На западе наблюдается частое переслаивание песчаников и алевролитов с глинами. Мощности песчано-алевритовых прослоев не превышают 10 м. Глинистые породы преобладают над песчано-алевритовыми. На юго-западе, юге и юго-востоке территории песчанистость раз­ реза и мощность слоев увеличиваются. В центральной части также наблюдается увеличение количества песчано-алевритовых пород и их мощностей. Отдельные пачки имеют мощность до 30—40 м.

На север и северо-восток от широтного течения Оби разрез сеномана еще более опесчанивается. Наибольшее содержание пес­ чаников в верхней части разреза сеномана, где они слагают пачку мощностью 80 м. Однако в северной части низменности песчано­ алевритовые отложения не выдержаны по простиранию, их мощ­ ность меняется. Породы значительно каолинизированы, содержат много растительного детрита, слабо уплотненные, в основном мелко­ зернистые. Наблюдается увеличение размера фракций и улучшение сортированности обломочных зерен в повышенных частях структур. Для отложений сеномана северной части низменности характерно переслаивание песчано-алевритовых пород с глинистыми, которые часто опесчанены на коротких расстояниях. В результате этого толща песчано-алевритовых пород гидродинамически взаимосвязана. Мощ­ ность отдельных прослоев и пачек коллекторов составляет 0,4—21,5 м.

В Тазовске песчано-алевритовые породы в разрезе сеномана составляют 65%, в Заполярном — 68%, в Уренгое — 67%, в Губ­ кинском— 72%. В северном и северо-восточном направлениях наблюдается увеличение сыпучих разностей песчано-алевритовых пород и опесчанивание глинистых прослоев. Вещественный состав пород также изменяется в значительном диапазоне. Количество кварца колеблется от 35 до 70%. Нередко обломки корродированы и регенерированы. Весьма широко распространены породы с почти равным содержанием кварца и полевого шпата (42—46%). На се­ веро-востоке и востоке низменности широко развиты плагиоклазы.