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

два хорошо прослеживающихся алевро-песчаных прослоя, расчле­ няющихся пропластком, сложенным аргиллито-алевролитовыми по­ родами, не постоянным по мощности на площади месторождения и на некоторых участках выклинивающимся. В ряде случаев наблю­ дается фациальное замещение песчаных прослоев алевролитами глинистыми с низкой проницаемостью.

В песчаниках и алевро-песчаниках преобладают массивные тек­ стуры, иногда в них наблюдается плохо выраженная косая слои­ стость. Обломочный материал песчано-алевритовых пород в основном представлен угловато-окатанными и окатанными зернами кварца, сцементированными главным образом глинистым цементом контакт­ ного типа (глины гидрослюдистого состава).

Особенностью продуктивных девонских отложений Туймазинского месторождения является их чрезвычайная изменчивость по площади и в вертикальном направлении. Из огромного количества пробуренных на площади скважин нет ни одной, где бы разрез повторялся.

В девонских отложениях основные разведанные запасы нефти Туймазинского месторождения приурочены к песчаникам нижнефранского подъяруса верхнего девона (ДД и живетского яруса сред­ него девона (Дп).

В разрезе терригенной части девонских отложений Туймазин­ ского месторождения выделяются пять песчаных пластов, из которых нефтеносными являются пласты Ді (верхпепашийские слои нижнефранского подъяруса), Ди (нижнепашийские слои верхнеживетского подъяруса), Дш (ардатовские слои живетского яруса) и ДіѴ (воробьевские слои живетского яруса).

Песчаные пласты разобщены глинистыми разделами мощностью от 4 до 12 м, которые в некоторых случаях местами размыты. Этим обстоятельством объясняют гидродинамическую связь пластов Ді и Дп (И. Г. Пермяков, 1959). Пласты Д! и Ди представлены квар­ цевыми песчаниками мелкозернистыми, сложенными хорошо отсорти­ рованным и окатанным обломочным материалом. Песчаники чере­ дуются с тонкими прослоями алевролитов. Породы отличаются косой слоистостью. Рукавообразная форма песчаных пластов харак­ терна для отложений текущих вод в континентальных условиях.

Впластах Ді и Ди выделяют по три песчаные пачки — нижнюю, среднюю и верхнюю, которые разделены глинистыми пропластками.

Впласте Ді эти глинистые прослои более мощные и имеют большую протяженность, чем в пласте Дц.

Верхняя песчаная пачка пласта Ді состоит из отдельных песча­ ных линз, частично изолированных друг от друга. Песчаники сред­ ней пачки пласта Ді составляют основную массу пласта и просле­ живаются по всей площади месторождения, замещаясь в ряде слу­ чаев алевролитами и аргиллитами. Песчаники нижней пачки имеют рукавообразную форму и не прослеживаются по всей структуре.

Зоны развития нижней пачки песчаников пласта Ді характери­ зуются наибольшей мощностью и наилучшей проницаемостью. К ним

приурочено 3/ 4 всех промышленных запасов. На Туймазинском месторождении основная доля нефти находится в песчаниках высокой проницаемости; в алевролитах и алевритах заключается небольшое количество нефти.

Характеристика пористости и проницаемости песчаников пла­ стов Ді и Ди приведена в табл. 5, 6, 7.

Т а б л и ц а 5

Частота распределения пористости девонских песчаников

(по данным УфНИИ и ЦНИ.ТІ нефтепромыслового управления Туймазанефть)

Пьезопроводность песчаников пласта Ді составляет 12 200 см2/сек и пласта Дп — 8000 см2/сек. По данным И. Л. Мархасина, В. С. Симонкиной и И. Л. Рубинштейна, наиболее характерными размерами

Характеристика песчаных пород-коллекторов девона Туймазинского нефтяного месторождения

(по И. Г. Пермякову, 1959)

пласта Ді в скв. 1607, равная 1152 миллидарси в направлении парал­

Содержание остаточной воды в пласте Ді скв. 1529 и 1607, про­ буренных на безводной нефтяной основе (известково-битумный раствор), колебалось от 2 до 100% в зависимости от литологии пород. Средневзвешенные значения остаточной водонасыщенности по обеим скважинам следующие: в песчаниках мелкозернистых 9,7%, в алевролитах 40,5% и в глинистых алевролитах 73%. Соот­ ветственно проницаемость для этих пород равна 1590, 12 и 4 милли­ дарси, а пористость — 22,3, 13,6 и 7,7%. Содержание хлоридов

нередко имеют линзовидное строение или переходят в глинистые алевролиты. В зонах возрастания мощностей песчаников наблю­ дается улучшение коллекторских свойств, а также в ряде случаев слияние нижней и верхних пачек в единый пласт мощностью до 20—24 м.

Песчаники всех пачек в плане развиты в виде линейно вытянутых полос южного и юго-восточного простирания. В случае маломощных коллекторов хорошо проницаемые разности песчаников чередуются с участками развития слабо и плохо проницаемых пород. При значительной мощности коллекторов зоны увеличенных мощностей песчаников чередуются с зонами сокращенных мощностей с сопут­ ствующими им участками развития слабопроницаемых пород. С зо­ нами увеличенных мощностей песчаников сочетаются места слияния коллекторов нижней и средней пачек.

Коэффициент расчлененности для пласта Ді 2,14 и для пласта Діѵ 2,36. Анализ эксплуатации скважин на Шкаповском место­ рождении показывает самостоятельность работающих продуктив­ ных пропластков, разделенных аргиллитовыми прослоями. За счет расчлененности пластов происходит опережающая выработка более проницаемых продуктивных пропластков по сравнению с менее проницаемыми. По проницаемым прослоям наблюдается также более ускоренное движение вод от линий законтурного заводнения (Э. М. Халимов, 1969).

Д. В. Постников (1961) на основании изучения литологических типов пород-коллекторов терригенной толщи девона западной Башки­ рии и выяснения связи между пористостью и проницаемостью ука­ зывает на наличие прямой связи между средними величинами пори­ стости и проницаемости. Распределение значений проницаемости внутри узких интервалов пористости примерно соответствует лога­ рифмически нормальному закону распределения. Наличие трещино­ ватости и породах-коллекторах сказывается на повышении про­ ницаемости при различных значениях пористости. Для пород пла­ стов Дг и Дп наименьшей величиной пористости, при которой еще породы сохраняют проницаемость, является величина 12% (по Котяхову, Мельниковой и др. 9%). Для менее однородных пород пластов Діѵ и Дѵ нижней границей проницаемых пород является величина 9%.

Чекмагушское месторождение нефти расположено в пределах Бирской седловины. Разрез терригенной толщи девона Чекмагушской площади в основном однотипен Туймазинскому разрезу.

Продуктивные песчаные пласты Ді и Ди представлены мелко­ зернистыми песчаниками. Они разделены пачкой аргиллито-алевро- литовых пород, верхняя часть которых относится к верхнепашийским слоям нижнефранского подъяруса, а нижняя часть — к нижнепашийским слоям живетского яруса.

Основные запасы нефти приурочены к пласту Ді, сложенному мелкозернистыми песчаниками, глинистыми, с низкой отсортированностью обломочного материала, мощностью от 0 до 12 м. Песча­

ники часто по площади на коротких расстояниях замещаются аргил- лито-алевролитовыми породами, характеризующимися низкой про­ ницаемостью. Промышленная нефтеносность пласта Дх в основном приурочена к участкам повышенного залегания песчаников. Про­ ницаемость песчаников в среднем равна 350 миллидарси, пористость 18%. Замечено, что с увеличением мощности песчаников в них содержится меньше пелитового цемента, коллекторские свойства их улучшаются. Это также отражается на продуктивности скважин, дебиты которых изменяются от 4,3 т/сут (скв. 105) до 47,7 т/сут (скв. 1).

Залежь пласта Дн в пределах Чекмагушского месторождения в силу структурных условий имеет ограниченное развитие. Она приурочена к присводовой части небольшого, слабо выраженного поднятия.

Пласт Дп представлен мелкозернистыми кварцевыми песчани­ ками и крупнозернистыми алевролитами мощностью до 27 м, которые характеризуются высокими коллекторскими свойствами, что свя­ зано с хорошей сортированностью обломочного материала, слага­

ВТатарии наиболее крупные залежи нефти на месторождении Ромашкино приурочены к терригенной толще девона, которая включает осадки эйфельского, живетского, нижней части франского ярусов и по данным ряда исследователей имеет четкое ритмичное строение. В основании крупных ритмов залегают пачки преимуще­ ственно алеврито-песчаных пород, а в конце аргиллиты с пластами известняков и доломитов. Первые составляют продуктивные гори­ зонты, последние являются корреляционными реперами.

Вразрезе терригенной толщи девона Ромашкино выделено шесть продуктивных горизонтов (Д0 — кыновский, Ді — пашийский, Ди — верхнеживетский, Дш — среднеживетский, Дхѵ — нижнеживетский, Дѵ — эйфельский). Основным эксплуатационным объектом на Ромашкинском месторождении является горизонт Дх.

Продуктивные горизонты имеют сложное строение, состоящее из сочетания прослоев, линз песчаников и алевролитов, разделен­ ных пачками глинистых пород. Наиболее сложно построен основной продуктивный горизонт Дх. В его составе выделено пять пластов развития песчаников и алевролитов («а», «б», «в», «г», «д»). Эти пласты местами соединяются между собой так, что горизонт в целом является единой гидродинамической системой. В других продуктивных гори­ зонтах насчитывается по два-три таких пласта. Кроме того, про­ дуктивные пласты в свою очередь часто разделяются тонкими и пре­ рывистыми прослоями глинистых пород на две части.

Детальное рассмотрение горизонта Ді Ромашкинского место­ рождения (площади Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская, Зеленогорская и др.) позволило А. В. Кузнецову (1960) говорить о резкой литологической изменчивости пород, слагающих горизонт,

что весьма влияет на эффективность осуществляемой системы раз­ работки.

На Ромашкинском месторождении нефти имеются три отличные друг от друга формы залегания песчаных коллекторов. К первому типу относятся поля сплошного распространения песчаных кол­ лекторов, охватывающих значительную площадь или крупные линзы, размеры которых намного превышают расстояния между скважинами. В подобных зонах пласты имеют большую мощность и лучшие кол­ лекторские свойства. К этой группе относят пласт «г», имеющий распространение почти на всей площади месторождения, пласт «в», развитый на западе Миннибаевской площади, и пласт «а» на ВосточноСулеевской и Альметьевской площадях. При подобном залегании и развитии коллекторов разработка залежей нефти в условиях законтурного и внутриконтурного заводнения регулируется путем изменения объема закачиваемой воды.

Ко второму типу залегания песчаных коллекторов относят пес­ чаные породы, имеющие распространение в виде полос шириной от сотен метров до 2—2,5 м, обычно пересекающих территорию месторождения в меридиональном направлении (А. В. Кузнецов, 1960). Максимальная мощность и лучшие коллекторские свойства пород приурочены к осевым участкам полос. Подобные песчаные

в виде полос, ряды нагнетательных скважин располагают вкрест простирания полос, что обеспечивает более высокую эффективность заводнения.

Третий тип песчаных коллекторов — это относительно неболь­ шие песчаные линзы, размеры которых соизмеримы с расстоянием между скважинами. Такое строение имеют песчаные коллекторы пласта «а» Миннибаевской и Зай-Каратайской площадей. При подоб­ ном залегании пород-коллекторов осуществление заводнения отно­ сительно небольших песчаных линз возможно в случае применения очагового заводнения. Для каждого из пластов горизонта Ді харак­ терна определенная интенсивность выработки.

Коллекторами нефти в терригенных отложениях девона являются кварцевые песчаники (содержат около 94% запасов нефти на Ромаш­ кинском месторождении) и в меньшей степени алевролиты. Размер зерен обломочного материала у песчаников изменяется от 0,006 до 1 мм. Основную массу пород, по данным А. И. Кринари (1963), составляют зерна размером от 0,08 до 0,25 мм, средний размер 0,15 мм. Среди алевролитов развиты две разновидности; глинистые и песча­ ные. У первых размер зерен изменяется от 0,006 до 0,12 мм (пре­ обладает 0,01—0,06 мм), у вторых — от 0,007 до 0,5 мм (преобладает 0,05—0,10 мм).

Наблюдается увеличение дисперсности и степени отсортирован­ ное™ обломочного материала от нижних продуктивных горизонтов

пласта Ді указывают на сообщаемость коллекторов, слагающих эти горизонты. Гидродинамическая связь горизонтов Ді и Дц главным образом осуществляется через глинистые перемычки, особенно в ме­ стах их наименьшей мощности. Переток жидкости из горизонта Дц в горизонт Дх происходит при наличии перепада давления выше 10 кгс/см2.

Новоелховское месторождение нефти отделено от Ромашкинского узким (1,5—2 км), но глубоким (по кровле пашийских отложений 100 м) Алтунино-Шунакским прогибом. Новоелховское месторожде­ ние приурочено к одноименному валообразному поднятию девон­ ских отложений, осложняющему западный склон Южного купола Татарского свода.

Валообразная структура осложнена вдоль ее оси рядом локаль­ ных поднятий, три из которых—' Федотовское, Новоелховское и Акташское — по девонским продуктивным горизонтам объединены общим контуром нефтеносности и составляют единое Новоелховское месторождение (П. А. Крашена, 1963).

На Новоелховском месторождении основные разведанные запасы нефти приурочены к горизонту Ді пашийских слоев, который имеет почти такое же строение, как и на соседних площадях Ромашкин­ ского месторождения.

Промышленная нефтеносность связана также с пластом Д0,

200 миллидарси и пористость 15,7—18,7%, средняя проницаемость нижних пластов Дів, ДІГ и Дід около 600 миллидарси и пористость 18—21%. Проницаемость, определенная по промысловым данным для всего горизонта Ді, оказалась в среднем равна для Новоелховской и Акташской площадей 300—350 миллидарси и Федотовской площади 150 миллидарси.

В центральной сводовой части Новоелховского поднятия и на крутом восточном крыле, где нефтеносными являются почти все пласты разреза, скважины высокодебитные. На склонах поднятия, где нефтеносны верхние, литологически плохо выдержанные пласты Діа и ДІР, наблюдается значительно более низкий дебит скважин.

В Куйбышевском нефтегазоносном районе имеется ряд залежей, приуроченных к франскому ярусу. Так, на месторождении Ябло­ новый овраг промышленно нефтеносными являются пласты Ді, Ди и Дш франского яруса верхнего девона. Пласты состоят из кварцевых песчаников мелко- и среднезернистых, частично рыхлых, иногда переходящих в хорошо отсортированные пески. Наиболее мощным и выдержанным по простиранию является пласт Дц. Пласт Дх развит в краевых участках залежей и отсутствует в своде. Пласт Дш значительно варьирует по мощности вследствие выкли­ нивания прослоев глин, разделяющих его на пропластки. Общая мощность пачки Д изменяется в пределах 25—37 м. Средняя эффек­

тивная мощность 25 м. Средняя величина пористости песчаников составляет 22% и проницаемость 1400 миллидарси.

На месторождении Зольный овраг пласты Ді и Дн пашийской свиты представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритистыми, с прослоями глин. Эффективная мощность пласта Ді колеблется от нуля до 20 м и пласта Дп — от 3 до 20 м. Коллекторские свойства пород пласта Дп близки к таковым Ді.

В терригенной толще девона Оренбургской области сравнительно выдержанными в разрезе являются пласты-коллекторы эйфельских, живетских и пашийских отложений. Наиболее перспективными для поисков нефти являются пласты Дх (пашийский горизонт), Дш (старооскольский горизонт) и Діѵ (воробьевские слои) в зоне Большекинельского вала и территории к югу от Степановско-Тарханского района.

В Саратовском Поволжье к песчано-алевритовым отложениям

и елецком горизонтах фаменского яруса верхнего девона в несчаноалевритовых породах встречено шесть промышленно нефтегазо­ носных пластов мощностью от 1 до 18 м каждый. Основной газо­ носный пласт (II) сложен песчаниками мелкозернистыми пористостью от 4 до 26%, проницаемостью от 12 до 190 миллидарси и мощностью от 8 до 18 м. Основной нефтеносный пласт (VI) мощностью от 4 до 18 м представлен песчаниками мелко- и среднезернистыми, с прослоями алевролитов, пористость пород около 20%, проницаемость 500 мил­ лидарси.

Региональный литологический анализ палеозойских отложений, проведенный П. П. Авдусиным, М. А. Цветковой и М. Г. Кондрать­ евой (1955), позволил выявить определенную закономерность в распре­ делении пород-коллекторов нефти для отдельных стратиграфических комплексов палеозоя территории Саратовского и Куйбышевского Поволжья. Эти закономерности, по данным упомянутых исследова­ телей, в общих чертах подчиняются палеогеографическим элементам эпох формирования осадочных пород палеозоя на территории По­ волжья и вторичным минералогическим процессам, протекавшим в толщах этих пород в период их долголетнего существования.

Для эпохи живетского яруса областью распространения коллек­ торов с наиболее высокими промышленными показателями является восточная часть зоны Саратовских дислокаций, территория к югу и юго-востоку от Саратова, а также обширная область Куйбышев­ ского Заволжья.

В эпоху нижнефранского века границы территории распростра­ нения коллекторов классов В и С (по П. П. Авдусину и М. А. Цвет­ ковой) значительно расширяются к западу. В южной части Поволжья начинает резче обозначаться влияние эрозионных процессов южной суши; близость последней сказывается на худшей сортировке