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

Наиболее разнообразный комплекс обломков горных пород отме­ чается в центральной и северной частях низменности: кварциты, кремни, слюдистые и хлоритово-кварцевые сланцы, пегматиты с пертитовой структурой, эффузивы кислого и среднего состава, порфириты, сильно измененные слюды и др.

На территории Надым-Тазовского междуречья в сеномане открыты крупнейшие залежи газа на Уренгойской, Заполярной, Тазовской, Пурпейской, Надымской, Медвежьей и других площадях. Как

ив Среднем Приобье, здесь отложения сеномана представлены чере­ дованием пластов мелкозернистых песков и песчаников, алевролитов

иглин алевритовых. Песчаные породы полимиктового, кварцево­ полевошпатового состава. В разрезе толщи встречаются прослойки известняков.

Продуктивный горизонт сеномана сложен пачкой переслаива­

ющихся песчано-глинистых пород. Песчаники мелкозернистые, аркозовые, слабо сцементированные гидрослюдистым материалом. Кол­ лекторские свойства пород на ряде месторождений очень высокие. Так, на Заполярном газовом месторождении пористость песчаных пород составляет в среднем 31,2%, пористость эффективная 26,5%, проницаемость по горизонту 1,1 дарси. Дебит газа составляет до 7 млн.м3/сут. На Губкинском газовом месторождении (Пурпейская структура) продуктивный горизонт залегает на глубине 672—820 м. Мощность горизонта в сводовой части достигает 72 м. Продуктивны слабо уплотненные песчаники и пески. Породы мелкосреднезер­ нистые, плохо отсортированные, кварцево-полевошпатового и аркозового состава. Цемент контактовый и контактово-поровый хлоритгидрослюдистого состава. Проницаемость 1,1 дарси, пористость 22—49%, средняя 35%, пористость эффективная 31%, дебит газа 3—5 млн. м3/сут.

На Уренгойском газовом месторождении, самом крупном в мире, те же породы слагают продуктивный горизонт. Эффективная мощность песчаных пород в своде составляет до 140 м.

На долю песчаников в разрезе продуктивного горизонта сеномана в среднем приходится 41%, алевролитов 22% и глин 37%. Залежь газа в сеномане носит массивный характер. Разрез отложений отли­ чается неоднородностью. Продуктивная толща представлена чере­ дованием песков, песчаников и алевритов с прослоями глин и редко сидеритов. В разрезе продуктивного горизонта встречаются тонкие прослои (от долей метра до 2 м) плотных песчано-алевритовых пород с базальным известковистым цементом. Продуктиваня толща рас­ членяется условно по пропласткам глин на четыре литологические пачки. К крыльям и периклиналям в разрезе появляется много глин, к своду песчанистость возрастает. Мощность пачек варьи­ рует от нескольких метров до 20—30 м. Мощность отдельных песча­ ных пластов изменяется от 0,4 до 21 м. Глинистые прослои в среднем составляют 2—3 м.

Для алевролитов и песчаников характерен аркозовый состав обломочных зерен. Степень окатанности их различна. Так, в верхней

части горизонта алевролиты песчаные и песчаники алевритистые слабо окатаны в залегающих ниже песчано-алевритовых породах отсортированномъ и окатанность возрастают. Песчаники, как пра­ вило, мелкозернистые, обычно слабо сцементированные глинистым материалом. Высокая проницаемость пород связана с характером структуры норового пространства (группы крупных пор, рис. 34). В меньшем количестве встречаются мелко-среднезернистые раз­ ности. Песчаники содержат значительную алевритовую примесь. Глины песчано-алевритовые, каолинит-гидрослюдистые. Для пород характерно присутствие многочисленных обугленных органиче­ ских остатков. Нижняя пачка представлена песчаниками средне­ мелкозернистыми, реже песками.

а

20

Коллекторские свойства улучшаются с глубиной. Если в верх­ ней части толщи проницаемость равна 470 миллидарси, то в нижней она составляет 800 миллидарси. Средняя проницаемость по керну составляет 495 миллидарси и по данным испытания скважин — 700 миллидарси. Пористость колеблется от 24 до 38% , остаточная водо­ насыщенность 35%. Начальное пластовое давление 122,5 кгс/см2. Новые данные свидетельствуют о том, что средняя пористость пород выше, чем принятая ранее (27%). Высокая пористость этой группы пород-коллекторов связана со слабой уплотненностью. По данным С. И. Шишигина (1970), средняя пористость 33,9% и проницаемость 1500 миллидарси. В настоящее время находится в разведке продук­ тивный горизонт валанжина, в котором обнаружено 6 залежей газо­ конденсата, приуроченных к песчаным образованиям.

Региональное рассмотрение развития пород-коллекторов в от­ ложениях мезозоя, проведенное Т. И. Гуровой, Л. П. Колгиной

и С. И. Шишигиным, показывает, что в отложениях верхнего мела породы-коллекторы I—II классов занимают центральную и север­ ную части низменности. Породы-коллекторы апта—альба—сено­ мана северной части (Тазовское, Пурпейское, Уренгойское, За­ полярное) характеризуются колебаниями в проницаемости (4— 4500 миллидарси) и пористости эффективной (6—28%). Коллекторы IV—VI классов развиты на территории Ханты-Мансийской и Надым­ ской впадин, где песчаные и алевритовые породы составляют 20— 30% разреза. Большое содержание глинистого цемента, обилие слюд и высокая карбонатность пород отрицательно сказываются на их фильтрационных свойствах. Коллекторы III—IV классов раз­ виты в окраинных зонах впадин. Основная масса коллекторов высоких классов обычно имеет морской и прибрежно-морской

генезис.

Работами Г. Н. Перозио (1960, 1964, 1967) показано изменение пород-коллекторов с глубиной. Она выделяет в отложениях мезо­ зоя стадию начального эпигенеза (до глубины 2100—2300 м) и глу­ бинного эпигенеза (ниже 2300 м).

Г. Э. Прозорович (1969) выделил две крупные зоны, отлича­ ющиеся по развитию коллекторов разных классов, в разрезах, где распространены граувакковые песчаники и алевролиты с малым содержанием глинистого цемента. Верхняя зона (до глубины 2300 м) характеризуется развитием коллекторов преимущественно I —III клас­ сов. В пределах этой зоны изменение коллекторских свойств свя­ зано главным образом с фациальными условиями седиментации. Коллекторские свойства пород нижней зоны (от 2300 м) изменяются главным образом в пределах IV—VI классов проницаемости и обу­ словливаются в основном широким развитием вторичных межзер­

новых контактов.

Составу и свойствам глинистых пород-покрышек стали уделять

тинского, Н. С. Цепелева, Л. М. Гаврилиной, T. Т. Клубовой, Г. Н. Перозио, О. К. Макарова, Р. С. Сахибгареева, Б. В. Топычканова, А. Г. Пода, Б. В. Филиппова, Г. П. Сверчкова, Г. В. Мас­

ленниковой, Г. П. Евсеева и др.).

В мезозое Западно-Сибирской низменности встречено несколько регионально выдержанных экранов, породы-покрышки верхнего от­ дела юры, турона и др. Имеются экраны между продуктивными пластами в пределах крупных сводов и локальных поднятий. Мине­ ралогия глин, перекрывающих залежи, довольно разнообразна. Так, группы залежей перекрываются хлоритовыми глинами (неф­ тяной пласт Б10 Мегионского месторождения), преимущественно монтмориллонит-гидрослюдистыми глинами (пласт Б х Усть-Балык- ского месторождения), хлорит-гидрослюдистыми глинами (пласт Б в Пойкинского поднятия), гидрослюдистыми глинами (Шаимская группа нефтяных месторождений), монтмориллонитовыми глинами (сеноманский газоносный горизонт группы северных месторождений

Тюменской области). Г. Э. Прозорович (1969) предполагает, что нарушение экранирующих свойств глинистых пачек, залегающих над водоносными горизонтами, связано с наличием в них алеврито­ вой примеси, прослоев алевролитов и песчаников, а также трещи­ новатости.

Глинистые пачки, залегающие над нефтеносными пластами, содержат глины, в основном выдержанные по простиранию, не со­ держащие прослоев алевролитов и песчаников. Иногда эти прослои находятся высоко над продуктивным пластом. Перетоки газа и нефти из пластов, перекрытых глинистыми покрышками, Г. Э. Прозо­ рович объясняет трещиноватостью глин, если последние в достаточ­ ном количестве содержат алевритовые и другие разности, подвер­ женные трещиноватости. Нам представляется, что не обязательно в таких породах надо ожидать наличия трещин, так как структура их норового пространства (группы относительно крупных поровых каналов) может вполне обеспечить переток флюидов из пласта в пласт.

Т. Ф. Антонова (1970) указывает, что микропереслаивание гли­ нистых песчано-алевритовых прослоек повышает сопротивляемость к растрескиванию при тектонических толчках. Гранулометриче­ ский состав глинистых пород существенно влияет на их экраниру­ ющие свойства. Это положение рассматривается в работах А. А. Ха-

вещества в глинах повышает их экранирующие свойства. Основ­ ными породообразующими глинистыми минералами пород-покрышек над пластами группы Б, по Р. С. Сахибгарееву, являются гидро­ слюда, хлорит и неупорядоченные смешанно-слойные образования.

По данным И. Н. Ушатинского и др., покрышками являются тонкоотмученные и алевритовые глины, а также глинистые алевро­ литы (1970). Глинистые покрышки газовых месторождений на севере Тюменской области в основном содержат монтмориллонит с рез­ ким преобладанием натрия в обменном комплексе глин. В глинистых покрышках нефтяных месторождений Шаимского района и газовых месторождений Березовского района породообразующими глини­ стыми минералами являются гидрослюды. В значительном коли­ честве присутствует коалинит, монтмориллонит и смешанно-слой­ ные образования играют подчиненную роль или отсутствуют.

Для региональных пород-покрышек крупных нефтяных и газовых месторождений Западно-Сибирской низменности согласно иссле­ дованиям И. Н. Ушатинского характерны мощности в несколько десятков метров и более, наличие выдержанных по вертикали и го­ ризонтали литологически однородных прослоев тонкодисперсных глин. Мощность этих прослоев 5—20 м, примесь алевритового матери­ ала не превышает единиц процентов. Характер глинистых материалов таков, что породы-покрышки обладают пластичностью, набухаемостью и характеризуются низкой проницаемостью. Используя классификацию глинистых пород-покрышек А. А. Ханина (1968), И. Н. Ушатинский относит их к группе А. К покрышкам групп

А—В И. Н. Ушатинский относит в Сургутском и Нижневартов­ ском районах тонкоотмученные глинистые прослои пимской и чеускинской пачек алымской свиты, в Шаимском районе глинистые прослои улансынской свиты, на севере низменности глины кузне­ цовской свиты. К группам С—Е относятся глинистые разделы между пластами B j—Б5 (Сургут), битуминозная пачка (Шаим) и другие.

Экспериментальными работами выявлена связь между характером порового пространства, проницаемостью и давлением прорыва газа через насыщенные образцы глинистых пород (А. А. Ханин, 1968). Основное влияние на фильтрационные и экранирующие свойства глинистых пород оказывают размеры наиболее крупных норовых каналов. Изучение глинистых пород-покрышек ряда газовых, газо­ конденсатных и нефтяных месторождений Западно-Сибирской низ­ менности (Мессяхское, Уренгойское, Северное, Зимнее, Ватинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское, Малобалыкское и др.), проведенное под нашим руководством К. А. Абдурахмановым и О. Ф. Корчаги­ ным, показало, что пористость их с глубиной снижается. Так, на глубине 840 м пористость (средние данные) 24%, проницаемость 8-10~3 миллидарси; на глубине 1500 м пористость 17%, проницае­ мость 4-10~3 миллидарси; на глубине 2000 м пористость 11%, про­ ницаемость 2• 10~5 миллидарси; на глубине 2500 м пористость 6%, проницаемость 2 -10- 6 миллидарси. Давление прорыва газа зависит от размера максимальных пор. Так, при размерах максимальных пор 0,08, 0,20, 0,30, 0,40, 0,50, 0,60, 0,70 и 0,80 мк давление прорыва газа соответственно составляет (средние данные) 60, 25, 18, 14, 10, 8, 6 и 4 кгс/см2. Алевролиты сильно глинистые, на глубинах 840— 2400 м по своим свойствам не отличаются от глин алевритовых и являются покрышками многих залежей нефти и газа. Аргиллиты в основном залегают ниже глубин 2200 м и служат главным образом покрышками нефтяных месторождений. Аргиллиты битуминозные, с органическими остатками, являются также покрышками и для некоторых газоконденсатных залежей (Мыльджинское, КД; Среднесильгинское, КД; Лугинецкое, верхняя юра).

ВОСТОЧНО-СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА И ПРЕДВЕРХОЯНСКИЙ ПРОГИБ

Восточно-Сибирская (Сибирская) платформа распространена на большой территории и охватывает огромные пространства между­ речья Енисея, Лены и Алдана, простираясь от хребта Восточные Саяны на юго-западе до Ледовитого океана на севере. Восточной границей платформы является Верхоянское горное складчатое соо­ ружение, северной границей — Таймырское складчатое сооружение. Западную границу платформы условно проводят по Енисею. Южная выступающая клином часть Восточно-Сибирской платформы назы­ вается Иркутским амфитеатром (Н. Ю. Успенская, 3. А. Табасаран­

ский, 1966).

Фундамент платформы сложен докембрийскими метаморфиче­ скими и вулканогенно-кристаллическими породами архея и протеро­ зоя. Основными структурными элементами Восточно-Сибирской плат­ формы являются выступы архейского фундамента — массивы Анабарский на севере и Алданский на юго-востоке, над которыми в оса­ дочном чехле образовались крупные поднятия. На границе со склад­ чатыми областями выделяются передовые прогибы: Предверхоян­ ский, Лено-Анабарский, Прибайкало-Ленский (Ангаро-Ленский), Прис'аяно-Енисейский. Последние два прогиба заполнены кембрий­ скими отложениями, тогда как Предверхоянский и Лено-Анабарский прогибы заполнены мощной толщей триасовых, юрских и меловых отложений. В настоящее время в пределах восточной и юго-восточной частей Восточно-Сибирской платформы выделяют две нефтегазонос­ ные провинции: Ангаро-Ленскую и Вилюйскую.

АНГАРО-ЛЕНСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Ангаро-Ленская нефтяная провинция расположена в пределах Иркутского амфитеатра и соответствует нижнепалеозойской окраин­ ной впадине платформы. В строении осадочного чехла принимают участие три крупных литофациальных комплекса: терригенный,

терригенно-сульфатно-карбонатный и сульфатно-галогенно-карбонат­ ный. Терригенный комплекс представлен ушаковской свитой и нижнемотской подсвитой; терригенно-сульфатно-карбонатный средне- и верх-

немотский подсвитами; сульфатно-галогенно-карбонатный — усоль­ ской, бельской, булайской и ангарской свитами.

Базальными слоями осадочного чехла являются позднедокембрийские отложения ушаковской свиты. Разрез свиты представлен пере­ слаиванием аргиллитов, алевролитов и мелкозернистых песчаников. По мере приближения к восточной периферийной зоне обломочные породы становятся более грубозернистыми, и в разрезе начинают преобладать песчаники (более 50%). Особенно резкие фациальные замещения наблюдаются в узкой полосе Прибайкалья, где в разрезе свиты отмечается обилие грубых граувакковых песчаников при подчиненном развитии конгломератов и гравелитов. Мощность свиты

вобрамлении амфитеатра достигает 1200—1500 м, резко сокращаясь

квнутренним участкам. Полностью выклинивается свита на севере амфитеатра.

Нижнемотская подсвита на территории амфитеатра распростра­ нена повсеместно и в отличие от ушаковской свиты характеризуется преимущественно псаммитовым составом.

Резкое сокращение привнося обломочного материала в бассейн седиментации и значительное его засолонение обусловили формиро­

вание пород терригенно-сульфатно-карбонатного комплекса. Неустой­ чивая гидрохимическая обстановка, существовавшая в бассейне, обусловила формирование мощных пачек солей в усольское, верхнебельское и верхнеангарское время и мощных толщ карбонатных пород в нижне-среднебельское, булайское, нижнеангарское и осин­ ское время (Д. И. Дробот, А. Н. Золотов, О. И. Карасев, В. В. Сам­ сонов, 1969).

В связи с поисками залежей нефти и газа в Ангаро-Ленской провинции многие исследователи уделяли внимание изучению не только ее геологического строения, но и нефтегазоносности этого региона (В. В. Сенюков, Я. К. Писарчик, С. М. Замараев, В. Г. Ва­ сильев, И. П. Карасев, Ю. А. Притула, М. М. Мандельбаум, Б. В. Корнев, И. И. Рибас, И. Е. Постникова, В. Ф. Горбачев, М. М. Одинцов, К. А. Савинский, М. А. Лахновский и др.), но и харак­ теристике пород-коллекторов (К. М. Борисова, Е. Н. Мещерская, Я. Н. Перькова, В. С. Карпышев, И. П. Карасев, Ф. Н. Яковенко, Л. П. Гмид, В. Н. Калачева, Л.Д. Кноринг, С. К. Стетюха, В. Г. По­ стников, П. С. Зайчук, А. В. Ильюхина, А. И. Горячева, С. В. Носо­ вский, Ю. И. Марьенко, А. П. Железнова, В. С. Муляк, К. Г. Гинз­ бург, С. Г. Шашин, Л. А. Буддо и др.).

Вразрезе осадочного чехла Иркутского амфитеатра Сибирской платформы нефтегазоносны терригенные породы верхнего докембрия,

атакже карбонатные отложения нижнего кембрия. Терригенные толщи пород в этом регионе преимущественно газоносные, тогда как вышележащие карбонатные нефтеносные.

В1962 г. из опорной скважины на Марковской площади с глу­ бины 2164 м (осинский горизонт усольской свиты) был получен газонефтяной фонтан со свободным суточным дебитом нефти более 1000 т и газа до 500 тыс. м3.

На этой территории установлена региональная газоносность терригенных отложений венда и перспективность терригенных отло­ жений рифея (марковский и безымянный горизонты). Наиболее высокие и устойчивые притоки газа в Приленском районе связаны с песчаниковой частью разреза парфеновского горизонта нижнемотской подсвиты венда. На Марковской площади к этой части раз­ реза приурочена газоконденсатная залежь.

Нефтегазопроявления из песчаников парфеновского горизонта получены на ряде площадей: Потаповской, Северо-Марковской (Ярактинское месторождение нефти), Непской, Токминской, Волоконской.

Песчаные разности нижнемотской подсвиты значительно пре­ образованы постседиментационными процессами. В них наблюдается вторичное минералообразование (вторичный кварц), структуры уплот­ нения (вдавливания, регенерации); встречаются катаклазированные и трещиноватые зерна кварца, пелитизированные и серицитизированные полевые шпаты. Наблюдается присутствие вторичного квар­ цевого цемента (регенерационный, порово-регенерационный) в коли­ честве от 2 до 22%. При интенсивности эпигенеза в песчаниках до 5 (по С. С. Савкевичу) проницаемость их составляет от 50 миллидарси и выше, при интенсивности 5—10 проницаемость от 50 до

10миллидарси.

Вразрезе отложений верхнего докембрия А. С. Шашин (1971) выделяет четыре типа песчаных пород, различающихся по коллектор­ ским показателям: а) песчаники мелкозернистые пористостью откры­ той И —15% и эффективной 9—13%, проницаемостью более 500 мил­

лидарси (медианный диаметр фильтрующих пор 13 мк и более); б) песчаники мелкозернистые пористостью открытой 9—15% и эффек­ тивной 7—11%, проницаемостью 100—500 миллидарси, а также песчаники среднезернистые пористостью открытой 5—14%и эффек­ тивной 4—11%, проницаемостью 100—500 миллидарси (медианный диаметр фильтрующих пор 9—13 мк); в) песчаники мелкозернистые пористостью открытой 4—13% и эффективной 2—7%, проницае­ мостью 10—100 миллидарси (медианный диаметр фильтрующих пор 4—8 мк); г) песчаники среднезернистые пористостью открытой 7—14% и эффективной 3—7%, а также песчаники мелко- и средне­ зернистые, пористостью открытой 8—16% и эффективной 1—5%, проницаемостью 1—10 миллидарси (медианные диаметры фильтру­ ющих пор 3—4 мк).

В разрезе отложений верхнего докембрия песчано-алевритовые коллекторы залегают в виде прослоев, приуроченных к различным его частям. I пласт приурочен к нижнемотской подсвите, II — к верх­ ней пачке ушаковской свиты, III—VI пласты — к ушаковской свите (характеризуются низкими значениями пористости и проницаемости и обычно не содержат пород-коллекторов).

I пласт характеризуется наиболее благоприятными коллектор­ скими показателями в двух фациальных зонах накопления преиму­ щественного песчаного материала: зоне развитий фаций направлен­

ного течения (центральная часть рассматриваемого региона) и в зоне развития фаций шельфа. Наиболее высокие коллекторские свойства пород I пласта (коллекторы III—IV классов) отмечаются в северозападной и центральной частях Приленского района, на остальной части территории развиты коллекторы V и VI классов. Благоприят­ ные коллекторские свойства II пласта приурочены к зоне развития песчаных фаций прибрежной части бассейна. Наибольшие перспек­ тивы II пласта как коллектора связаны с северо-западной частью

11 пласта значительно снижаются (V и VI классы) и в восточной и юговосточной частях региона он не представляет практического интереса.

Породы-коллекторы продуктивных горизонтов нижнего кембрия (парфеновского терригенного и осинского карбонатного) были деталь­ но изучены Е. Н. Мещерской (1964, 1968). Также известны детальные работы, посвященные терригенным породам-коллекторам нижнего кембрия северо-востока Иркутского амфитеатра А. П. Железновой (1969) и карбонатным породам-коллекторам осинского горизонта Ю. И. Марьенко (1967, 1968).

Парфеновский горизонт имеет сложное строение в связи с боль­ шой литофациальной изменчивостью. Он представлен мелко-, средне- и крупнозернистыми слабо сцементированными и плотными песча­ никами с тонкими прослоями алевролитов и аргиллитов. Иногда отмечаются прослои доломитов (Приленский район). По составу песчаники кварцевые и полевошпатово-кварцевые, цемент глинистый, карбонатно-глинистый и кварцево-глинистый. Для пород характерно постепенное измельчение кластического материала в направлении от Присаянья к платформе. В районах, находящихся далеко от гор­ ных обрамлений (Жигалово), главная роль в разрезе горизонта принадлежит алевролитам и аргиллитам. В Приленском районе песчаники распространены полосовидно с ориентировкой полос с юго-запада на северо-восток. Максимальное развитие песчаников отмечено в центральной части Марковской площади.

Исходя из разнообразия строения парфеновского горизонта, на изученной территории Иркутского амфитеатра Е. Н. Мещерская (1964) выделяет несколько литофациальных зон: 1) средне- и грубо­ зернистых песчаников; 2) мелко- и среднезернистых песчаников; 3) грубо- и среднезернистых песчаников; 4) средне- и мелкозерни­ стых песчаников с прослоями алевролитов; 5) алевритово-песчаную; 6) песчано-алевритовую; 7) доломито-песчано-алевритовую и доло­ мито-аргиллитовую; 8) песчано-доломитовую и алеврито-доломито­ вую. Каждая литофациальная зона характеризуется присущими только ей коллекторскими свойствами пород.

Суммарная мощность отложений горизонта колеблется от 5 до 88 м. Максимальные ее значения отмечены в Присаянье. В направ­ лении в глубь платформы мощность постепенно уменьшается до 20— 27 м (Бильчирская, ПІелонинская площади) и даже 5—10 м (Атовская площадь). Эффективная мощность песчаных коллекторов

горизонта изменяется аналогично Максимальные величины ее 20— 40 м. В Приленском районе эффективная мощность парфеновского горизонта не превышает 7 м, он отмечен лишь в центральной части Марковского месторождения.

Коллекторские свойства пород парфеновского горизонта ко­ леблются в широких пределах, что обусловлено литофациальным замещением рыхлых песчаников непроницаемыми их разностями, а также алевролитами и аргиллитами, неравномерным распределением количества цементирующего вещества, его составом, степенью уплотнения осадка. Разнообразное строение песчаников горизонта указывает на то, что они претерпели сильные изменения как в процессе осадконакопления, так и в сформировавшейся уже породе (Е. Н. Мещерская, 1968).

Коллекторские свойства песчаников по мере удаления от Восточ­ ных Саянов во внутренние районы амфитеатра постепенно ухудша­ ются, мощность их сокращается. При приближении к Прибайкалью но отмечается сколько-нибудь заметного улучшения коллекторских

свойств.

Благоприятные песчаные коллекторы приурочены к конседиментационным поднятиям (Ийско-Удинское, Иркутское и др.), неблаго­ приятные к впадинам. Повышенное в структурном отношении поло­ жение участка способствовало отложению песчаных частиц и выносу волнами мелкого глинистого материала. На древних поднятиях формировались отсортированные песчаники с незначительным коли­ чеством цемента, что создавало благоприятную структуру для раз­ вития пористости. На пониженных участках песчаные породы обо­ гащались глинистым материалом. Это осложняло структуру порового пространства. Полосовидное развитие песчаных коллекторов III класса в районе Марково, очевидно, связано с подводными течениями.

Под влиянием нагрузки вышележащих пород и циркуляции вод первичная благоприятная структура песчаников сильно изме­ нена: обломочные зерна разрушены, сцементированы кремнистым цементом, зерна кварца вдавлены одно в другое. В результате раз­ виты коллекторы IV, V и VI классов.

А. П. Железнова (1969), изучая песчаники нижнемотской под­ свиты северо-востока Иркутского амфитеатра, пришла к следу­ ющему. Выделенные в нижнемотской подсвите парфеновский, марков­ ский, безымянный продуктивные горизонты и ярактинская пачка подвержены значительным литофациальным изменениям как по площади, так и по разрезу. Вверх по восстанию слоев в присводовых частях поднятий наблюдается их выклинивание.

Пласт песчаников П х парфеновского горизонта развит неповсе­ местно и распространен в виде полосы, прослеженной в субширот­ ном направлении на Марковской, Потаповской и Касаткинской площадях. Полосообразность распространения обусловлена фациаль­ ными замещениями песчаников в северном и южном направлениях.