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

керосина нз образца. Прорыв газа фиксировался визуально по пузырькам, поднимающимся от верхнего торца образца через слой керосина (виден сквозь прозрачные стенки плексигласовой трубки). Газовые пузырьки шли сериями или одиночно из одной точки или из двух-трех сразу.

По весу образца сухого, насыщенного и весу его после опыта рассчитывались объем порового пространства и объем вытесненной жидкости. По этим данным можно рассчитать емкость фильтру­ ющих пор.

Одновременно с этим H. Н. Павлова (ИГиРГИ) изучала дефор­ мационно-прочностные свойства методом вдавливания штампа, пред­ ложенного Л. А. Шрейнером. Этим методом определялись твердость, модуль упругости, коэффициент пластичности. Целью исследований деформационно-прочностных свойств было выявить способность пород-покрышек к трещинообразованию. В результате была пред­ ложена схематическая шкала предрасположенности глинистых пород к трещиноватости (табл. 3).

Таблица 3

Схематическая шкала предрасположенности глинистых пород к трещиноватости по деформационно-прочностным показателям

Опыты по прорыву газа через образцы глинистых пород, харак­ теризующихся различной проницаемостью и структурой порового пространства, показали, что при более низких давлениях он ха­ рактерен для пород с меньшей проницаемостью (рис. 8). Прорыв газа осуществляется преимущественно по группам наиболее крупных поровых каналов.

Структура порового пространства глин зависит от дисперсности и сортированности частиц и их сложения. Алевритовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницае­ мостью.

Относительна крупные поровые каналы обычно содержатся в норовом объеме глинистых пород в количестве от одного до не­

скольких процентов. Однако они в основном и влияют на величину проницаемости, их долевое участие составляет обычно около 40— 70%. (А. А. Ханин, 1969). Крупнопоровые глинистые породы (0,5— 1 мк) характеризуются относительно высокими значениями прони­ цаемости (10~3—10~2 миллидарси) и низкими величинами давлений

их капиллярные давления способны противостоять силам вытеснения, прорыва и фильтрации флюидов через экраны. Это особенно сле­ дует отнести к группам Д, Е и Р. Насмотря на, казалось бы, пони­ женную (группа Е) и низкую (группа F) экранирующую способность,

при соответствующих условиях, связанных с малыми давлениями, они могут быть флюидоупорами для залежей газа и нефти, а также разделять продуктивные пласты друг от друга, лишая их гидро­ динамической связи. В дальнейшем при разработке залежей эти перемычки между пластами при соответствующем падении давлений в отдельных пластах могут пропускать через себя флюиды.

Е В Р О П Е Й С К А Я Ч А С Т Ь С С С Р

ГЛАВА II

РУССКАЯ ПЛАТФОРМА И ПРЕДУРАЛЬСКИЙ ПРОГИБ

В пределах Русской платформы выделяются следующие нефте­ газоносные провинции, приуроченные к крупным впадинам оса­ дочного чехла и фундамента: Волго-Уральская и Тимано-Печорская провинции окраинных впадин платформы, Прикаспийская провин­ ция глубоко погруженной впадины, Днепровско-Донецкая провин­ ция внутренней грабеновой впадины (Н. Ю. Успенская, 3. А. Та­ басаранский, 1966; Г. Е. Рябухин, М. С. Бурштар и др., 1969; Ю. А. Косыгин, 1969).

В нефтегазоносных провинциях Русской платформы и Предуральского прогиба продуктивные горизонты связаны главным образом с отложениями палеозоя. Среди нефтегазоносных провинций Рус­ ской платформы ведущее место занимает Волго-Уральская про­ винция. Высокой газонефтеносностью отличается Днепровско-До­ нецкая провинция. Значительные потенциальные возможности имеет Прикаспийская впадина. Перспективны некоторые центральные и западные области Русской платформы.

ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Волго-Уральская провинция расположена в пределах восточной части Русской платформы на территории Татарии, северо-западной и Западной Башкирии, Удмуртской АССР, восточной части Киров­ ской области, сопредельных районов Ульяновской области и боль­ шей части Саратовской и Волгоградской областей.

В настоящее время по добыче нефти первое место занимают рай­ оны Татарии, где добывается около 40% нефти Волго-Уральской провинции (в основном Ромашкинский район); на втором месте стоят районы Башкирии (преимущественно Туймазинский); на тре­ тьем — Куйбышевская область (главным образом Кинель-Черкас­ ский район).

Основные запасы газа сосредоточены в южной части ВолгоУральской провинции, обрамляющей Прикаспийскую впадину. Наи­ большие запасы газа зафиксированы на Оренбургском месторо­ ждении. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям пале­ озоя (девон, карбон, пермь), в строении которого принимают участие терригенные и карбонатные образования (А. А. Трофимук, 1955).

Наиболее крупные запасы промышленных категорий нефти со­ средоточены в отложениях девона, в особенности в его среднем отделе. Известные месторождения нефти в девоне приурочены к Та­ тарскому своду и его юго-восточному склону (Бавлинское, Туймазинское, Александровское, Серафимовское, Константиновское, Леонидовское и др.), а также к южной оконечности Татарского свода (Шкаповское).

В северо-восточной части Пермской области основные залежи нефти обнаружены в нижнем и среднем карбоне, а на юге ее также в девонских отложениях (приурочены к северо-западному погру­ жению Башкирского свода).

Основными нефтесодержащими породами Бирской седловины яв­ ляются нижнекаменноугольные, а местами и среднекаменноугольные.

Рифогенные месторождения нефти имеют развитие в зоне про­ хождения южной ветви Предуральского прогиба — Бельской деп­ рессии; нефтеносными являются также вытянутые в меридиональном направлении структуры кинзебулатовского типа. Полоса рифовых массивов прослеживается вдоль западного борта Предуральского

в Куйбышевском Заволжье к карбонатным коллекторам приурочено около 65% от общего числа нефтяных и газовых залежей.

Промышленная нефтегазоносность в карбонатных породах встре­ чена по всему разрезу: в данковском и лебедянском горизонтах верхнего девона, в турнейском ярусе и серпуховском подъярусе нижнего карбона, в башкирском ярусе и каширском горизонте среднего карбона, в артинском и кунгурском ярусах нижней перми и в калиновской свите верхней перми.

Нефтегазоносный комплекс терригенного девона охватывает бийские, морсовские, черноярско-мосоловские, воробьевские, ардатовские, муллинские, пашийские и кыновские образования, в которых выделяются продуктивные пласты и горизонты.

В Куйбышевской и Саратовской областях в терригенном ком­ плексе девона выявлено более 150 месторождений газа и нефти. Основные промышленные запасы газа в Заволжье сосредоточены

встарооскольском, пашийском и кыновским горизонтах.

Впоследние годы в Саратовском Поволжье были обнаружены залежи нефти и газа в мосоловских (Степновская площадь), морсов-

ских (Квасниковская, Пионерская) и в бийских (Квасниковская, Восточно-Сусловская) отложениях. Залежи нефти и газа, приуро­ ченные к рассматриваемому газонефтеносному комплексу, являются преимущественно пластовыми сводовыми и значительно осложнены литологическими, стратиграфическими и тектоническими экранами (Степновское, Советское, Первомайское, Любимовское и др.).

Нефтегазоносный карбонатный комплекс девона и нижнего кар­ бона охватывает саргаевский, семилукский, бурегский, евлановский, ливенский, данковский, лебедянский, заволжский, малевский,

упинский, черепетский, кизеловский продуктивные горизонты. Кол­ лекторами в большинстве случаев являются оолитовые, псевдоолитовые, трещиноватые, выщелочные известняки и доломиты.

Наибольшее промышленное значение имеют залежи, приуро­ ченные к кизеловскому, черепетскому и малевскому горизонтам. Среди них преобладают пластовые сводовые.

Нефтегазоносный терригенный комплекс нижнего карбона вклю­ чает отложения бобриковского и тульского горизонтов. В Саратов­ ской и Куйбышевской областях к данному комплексу приурочено 120 залежей нефти и газа. В Саратовской области преобладают газовые залежи, в Куйбышевской области — нефтяные.

В Саратовском и Куйбышевском Заволжье основные залежи при­ урочены к бобриковскому горизонту. Продуктивные горизонты сло­ жены песчаниками, алевролитами. Преобладают залежи пластового сводового типа, реже пластовые, литологически экранированные. Этажи продуктивности от 2 до 120 м.

Отсутствие промышленных залежей в тульском горизонте в Са­ ратовском и Куйбышевском Заволжье связывают с ухудшением коллекторских свойств продуктивных пластов в связи с возрастанием роли глинистого и известковистого цементов.

Нефтегазоносный карбонатный комплекс нижнего и среднего карбона включает окские, серпуховские, намюрские, башкирские отложения. В нем на территории Саратовской и Куйбышевской областях открыто около 90 залежей, в том числе в Саратовском Заволжье 5 и в Куйбышевском Заволжье 20.

Залежи, приуроченные к рассматриваемому продуктивному ком­ плексу, в большинстве случаев являются пластовыми, реже пла­ стовыми с литологическими экранами. Максимальный этаж про­ дуктивности составляет НО м.

Нефтегазоносный терригенный комплекс среднего карбона охва­

36 залежей. Залежи пластовые сводовые. Этаж газоносности состав­ ляет от 6 до 90 м.

Нефтегазоносный карбонатный комплекс среднего карбона и ниж­ ней перми включает: каширский, подольский, мячковский горизонты среднего карбона, ассельский, сакмарский и артинский ярусы нижней перми.

В Саратовской области промышленные залежи в этом комплексе не выявлены. В Куйбышевской области с ним связана 21 залежь. Газовые залежи, выявленные на Баженовском и Кулешовском место­ рождениях, приурочены к артинским и гжельским отложениям. Залежи данного комплекса отложений преимущественно массивные.

Нефтегазоносный сульфатно-карбонатный комплекс кунгура вклю­ чает филипповский горизонт. Газовые и нефтяные залежи в карбо­ натных коллекторах филипповского горизонта имеют распростране­ ние только в Куйбышевской и Оренбургской областях. Например, на Кулешовском месторождении Куйбышевского Заволжья газовые

залежи вскрыты в I и II пластах филипповского горизонта на глу­ бинах 560—580 м.

Коллекторами служат мелкокавернозные доломиты эффективной мощностью 2,5—27 м (II горизонт), пористостью 15—20% и про­ ницаемостью 20—150 миллидарси. Дебиты газа незначительные — 5—230 м3/сут. В составе газа много азота. В Саратовском Заволжье залежи в сульфатно-карбонатном комплексе не выявлены.

В Оренбургской области известно более 250 нефтяных и газовых залежей, из них около 150 приурочено к карбонатным коллекторам. В карбонатных коллекторах находится 87% запасов газа.

Экранируются залежи глинистыми и сульфатными породами. В каждой продуктивной толще наибольшее промышленное значение имеют самые верхние пласты, которые непосредственно экранируются регионально выдержанными пачками труднопроницаемых пород. Для Оренбургской нефтегазоносной области характерно развитие газоносности в верхней части разреза. Основные промышленные запасы газа здесь сосредоточены под сульфатно-галогенными осад­ ками кунгурского яруса. Мощность последних увеличивается в юговосточном направлении, достигая в западной части Предуральского прогиба 2000 м.

Разрез палеозойских отложений, слагающих территорию ВолгоУральской нефтегазоносной области, расчленяется на пять крупных комплексов нефтегазонакопления. В кровле каждого из них залегают труднопроницаемые породы, играющие роль покрышек (глинистые и глинисто-карбонатные отложения кыновского, тульского, каширско­ го горизонтов, гидрохимические толщи кунгурского и казанского ярусов). Каждая из покрышек непосредственно экранирует слои, отличающиеся региональной продуктивностью.

Региональные продуктивные слои наибольшего промышленного значения на территории Волго-Уральской нефтегазоносной области залегают под покрышками того же возраста, также имеющими общее развитие. Размещение залежей нефти и газа связано со структурно­ геологическим строением региона (С. П. Максимов, В. А. Киров,

В.А. Клубов и др., 1970).

Оценка объемов нефтегазонасыщения разреза отложений пока­

зывает, что обычно наблюдается уменьшение насыщенности углево­ дородами снизу вверх, т. е. от более древних к более молодым ком­ плексам нефтегазонакопления. Внутри каждого из этих комплексов количество скоплений нефти и газа уменьшается в направлении снизу вверх.

Над крупными залежами нефти и газа обычно залегают трудно­ проницаемые толщи пород, в силу чего в верхних горизонтах (над залежью) скоплений нефти и газа практически не встречается. Однако имеются и обратные случаи. Так, над известными залежами нефти в терригенном девоне на Туймазинской и Шкаповской группе месторождений в верхних горизонтах (карбон) встречены промышлен­ ные залежи нефти, в то же время в Ромашкино, на Бондюге, Перво­ майском в карбоне промышленных залежей не встречено. Можно

предположить, что покрышка в зоне развития девонской залежи

вТуймазах ослаблена за счет большей песчанистости.

ВВолго-Уральскойнефтегазоноснойпровинции, особенно в восточ­ ной части платформы, где глинистые покрышки опесчанены в сводах крупных структур, в распределении залежей нефти (по Н. Д. Кованько) наблюдается определенная закономерность. Если в нижних горизонтах залежь нефти небольшая по объему, то в верхних гори­ зонтах обычно встречаются залежи большего объема. Так при нали­ чии сравнительно небольших залежей в девоне можно наблюдать большие скопления нефти в нижнем карбоне. Если же в нижнем карбоне имеется небольшая залежь, то обычно в среднем карбоне она значительней.

Впромежуточных толщах-экранах между продуктивными гори­ зонтами в результате наличия литологических окон и, возможно, трещин наблюдаются многочисленные нефтепроявления, как бы трассирующие пути миграции нефти из нижних горизонтов в верх­ ние. Подобные примеры особенно характерны для северного склона

Башкирского и Уфимско-Стерлибашевского сводов.

В Нижнем Поволжье с уменьшением мощности глинистой по­ крышки, увеличением содержания карбонатов и алевритового мате­ риала высота залежей, контролируемая покрышкой, снижается.

Для терригенного девона с толщами регионально выдержанных глин, почти не содержащих алевритовых частиц, обладающих хлорит-гидрослюдисто-каолинитовым составом, изменение их изо­ лирующих свойств связано с воздействием катагенеза. Для девон­ ских залежей нефти и газа Саратовской области, расположенных в зоне среднего катагенеза, глинистые толщи служат хорошими покрышками.

Встречаются залежи нефти и газа и в зоне позднего катагенеза (жирные и коксовые угли), там, где толщи аргиллитов имеют мощ­ ность 100—200 м (например, на Шляховской и Кудиновской пло­ щадях Волгоградской области). Однако залежи нефти отсутствуют

Отложения девонского возраста наиболее широко развиты на Русской платформе. Относимые к девону образования залегают в основании платформенного чехла и начинаются с отложений эйфельского и живетского ярусов среднего девона. К отложениям нижнего девона обычно относят красноцветные континентальные толщи, развитые в глубоких впадинах, перекрытых платформенным чехлом.

Продуктивные горизонты девонской системы в пределах ВолгоУральской нефтегазоносной провинции имеют региональное распро­

Нижняя часть нижнефранского подъяруса сложена терригенными породами, верхняя — карбонатными.

Верхнефранский подъярус состоит из горизонтов бурегского, воронежского, евлановского и ливенского, представленных извест­ няками и в меньшей мере доломитами. В составе фаменского яруса мощностью 320—410 м выделяются задонский, елецкий, лебедян­ ский и данковский горизонты, представленные в основном известня­ ками и доломитами.

На Урале франский ярус подразделяется на два подъяруса. Нижнефранские отложения представлены в нижней своей части терригенными породами, получившими на западном склоне Среднего Урала наименование пашийского горизонта.

В районах, где пашийский горизонт нефтеносен, он слагается кварцевыми мелкопесчаными и нормальными алевролитами, аргил­ литами, мелкозернистыми песчаниками с прослоями известняков.

Минералогический комплекс песчано-алевролитовых пород па­ шийского горизонта в основном остается постоянным для большин­ ства районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Терригенный комплекс девона ограничен снизу кровлей кристал­ лического фундамента или бавлинской свиты, а сверху подошвой пачки известняков, залегающей в кровле кыновского горизонта. Он объединяет отложения эйфельского, живетского и нижней части франского ярусов.

Изучение минерального состава глинистых покрышек всех на­ званных продуктивных пластов, проведенное T. Т. Клубовой (1966), показало, что породообразующими минералами являются гидро­ слюда и каолинит, содержащиеся в глинах в разных количествах. В небольшом количестве присутствуют смешанно-слойные минералы типа гидрослюда—монтмориллонит. Количество каолинита и сме­ шанно-слойных минералов возрастает с увеличением примеси терригенных минералов за счет постседиментационного новообразования. Благодаря наличию органического вещества экранирующие свой­ ства покрышек достаточно высокие, несмотря на значительную при­ месь терригенных минералов.

По составу и текстурно-структурным особенностям в терригенном девоне лучшими глинистыми породами-экранами являются покрышки, изолирующие пласт Дш от пласта Дш, пласта Дш от пласта Ди и покрышки пластов Д! и Дк-

Рассмотрение развития продуктивных пластов на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показывает следу­ ющее. Пласт Дѵ приурочен к базальной пачке такатинской свиты

и некоторые районы Татарии). Пласт Дѵ покрывают глины алевритистые, содержащие слойки и линзы алевролита, или глинистые известняки бийского и кальцеолового горизонтов. Пласт Дѵ залегает в основании бийского горизонта эйфельского яруса и имеет ограниченное распространение (северо- и юго-восток Куйбышевской

области и прилегающие районы Оренбургской области). Продуктив­ ные пласты эйфельского яруса (морсовский, мосоловский, черноярский горизонты) на территории Саратовского Поволжья не имеют местных индексов.

Пласт Діѵ приурочен к нижней части воробьевских слоев старо­ оскольского горизонта. Он развит в восточной части Куйбышевской области, в северо-западных районах Оренбургской области, на юго-востоке Татарии и юго-западе Башкирии (Ді'ѵ)- К воробьевским слоям приурочен наиболее мощный нефтеносный и газоносный пласт Саратовского Поволжья (Д2-ѵ)- Продуктивные горизонты пласта Д 2-ѵ находятся на глубинах от 2000 до 2815 м.

Пласт Дш залегает в ардатовских слоях старооскольского горизонта. На территории Саратовского Поволжья к нижней части ардатовских слоев относятся два песчаных пласта —Д 2-іѵа и Д 2-іѵб- Пласт Дц залегает в основании муллинских слоев староосколь­ ского горизонта, в Куйбышевской области он распространен огра­

ниченно.

Пласт Дх является основным продуктивным пластом на тер­ ритории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Он приурочен к пашийскому горизонту и отсутствует в зонах размыва данных отложений. Строение пласта Ді на различных участках названной территории не однотипно. Иногда он образует один прослой, раз­ личный по мощности, но чаще распадается на 2—5 прослоев, разде­ ленных пропластками глин и глинистых алевролитов.

Пласт Дкі расположен под вторым прослоем известняка от осно­ вания кыновского горизонта. Он развит почти повсеместно в Куй­ бышевской области и в прилегающей части Татарской АССР, а также на юго-западе Башкирской АССР.

Пласт До приурочен к средней части кыновского горизонта и раз­ вит на значительной территории Татарской и Башкирской АССР, а также на юго-западе Куйбышевской области.

Ниже рассматриваются породы-коллекторы продуктивных гори­ зонтов в разрезах ряда месторождений 1.

Туймазинское месторождение нефти расположено в юго-восточ­ ной части купола Татарского свода. Оно состоит из двух поднятий — Туймазинского и Александровского. Наиболее обширным из них является Туймазинское. Поднятие ориентировано в северо-восточ­ ном направлении. Характерной чертой этого поднятия является его ассимметричное строение. Вершина свода расположена вблизи относительно крутого юго-восточного крыла.

Основная нефтяная залежь приурочена к базальным породам пашийского горизонта, представленного в основном песчаниками мелкозернистыми и алевро-песчаниками пласта Ді. Мощность пес­ чаников нижнепашийской свиты изменяется от 0,8 до 17 м и в сред­ нем равна 9 м. В нижнепашийский отложениях обычно выделяются

1 Индексация одновозрастных пластов на территории Волго-Уральской провинции не везде совпадает.