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

На месторождениях Оренбургской области также начали широко вовлекать в разработку залежи нефти, приуроченные к карбонат­ ным породам карбона.

Характерной особенностью залежей в карбонатных коллекто­ рах, развитых на площади Среднего Поволжья, является наличие вторичного кальцита и вязкого битума на границе с нижележащими пластовыми водами.

Вторичной цементацией следует объяснить и наблюдаемое обычно ухудшение коллекторских свойств карбонатных пластов к подошве залежей, в результате чего менее благоприятные условия для раз­ работки создаются на пологих крыльях поднятий.

В процессе пробной эксплуатации нефтяной залежи турнейского яруса на Дерюжевском месторождении Куйбышевской об­ ласти было установлено, что появление в нефтяном пласте осолоненных карбонатных пропластков связано с наличием в залежи небольших линз пластовой воды. Коллекторами в пласте В явля­ ются известняки массивные, органогенно-обломочные, тонкокри­ сталлические, с эффективной мощностью нефтенасыщенной части пласта 44 м, средней пористостью 13% и проницаемостью 35 миллидарси. В нефтенасыщенной части встречаются отдельные про­ пластки с повышенным содержанием пластовой воды.

К. Б. Аширов, В. А. Громович и Л. Г. Юдин (1962) считают, что внутри заполненного нефтью резервуара на участках, сложенных наиболее плотными породами, в процессе формирования нефтяных залежей наряду со связанной водой могут сохраняться и неболь­ шие линзы свободной воды. Они же указывают, что погребенная

и других породах максимально развиты в зонах контакта их с гли­ нами и другими пластичными породами, т. е. в кровле, где кол­ лектор перекрывается глинами, а к подошве трещиноватость убы­ вает. Сильно развита трещиноватость у глинистых известняков

идоломитов.

Всвязи с развитием трещиноватости в зонах соприкосновения коллекторских и пластичных пород, с общим захватом их трещи­

нами, иногда наблюдаются одинаковые отметки подошвы нефтяных залежей в карбонатных коллекторах и водонефтяного контакта вышезалегающих залежей в песчаных коллекторах. Подобное яв­ ление наблюдается для залежей кизеловского горизонта турне, пласта В2 бобриковского горизонта визе, башкирского яруса и для залежей песчаных коллекторов верейского горизонта.

Большинство из известных нефтяных месторождений Пермской области приурочено к бортовым частям Камско-Кинельской впадины. Наиболее крупным месторождением, открытым в карбонатных кол­ лекторах среднекаменноугольных отложений юга Пермской области, является Осинское месторождение нефти. Промышленные скопления

нефти приурочены к карбонатной толще намюрских, башкирских и кровле серпуховских отложений и представляют собой единый резервуар, этаж нефтеносности которого составляет 112 м. Эффектив­ ная мощность достигает до 40 м; залежь нефти массивного типа, водоплавающая. Коллекторами являются органогенно-обломочные, пористые, трещиноватые и кавернозные известняки пористостью от 6 до 20% и проницаемостью от 0,1 до 365 миллидарси. Породыколлекторы чередуются с плотными низкопористыми прослоями известняков мощностью от 0,1 до 6 м. Дебиты скважин составляют 17—60 т/сут через 7-миллиметровый штуцер.

Изучение коллекторских свойств карбонатных пород (Г. А. По­ кровская, 1960) показало, что методы, используемые при изучении терригенных коллекторов, в определенной мере применимы и к ним. Трудность заключается в выводе расчетной величины того или иного коэффициента, что объясняется сложностью и неоднородностью структуры карбонатных пород.

В Куйбышевской области основными карбонатными коллекто­ рами служат известняки и доломиты, с содержанием СаС03 от 90 до 50% и меньше. Величины пористости и проницаемости породколлекторов подобного типа сильно колеблются, что затрудняет установление средних величин, характерных для пластов тех или иных месторождений. Кроме того, средние величины пористости и особенно проницаемости в малой степени характеризуют пластьг, сложенные карбонатными осадками. Образец нефтяной карбонатной породы может иметь несколько фильтрующих пор с высокой прони­ цаемостью, но характеризоваться малой пористостью и, наоборот, при высокой открытой пористости обладать пониженной или плохой проницаемостью, что связано с наличием тонких пор, непроводящих флюиды в обычных условиях.

Известняки башкирского и турнейского ярусов характеризуются пористостью от 6 до 12% и проницаемостью до 140 миллидарси, а на Самарской Луке их проницаемость 40 миллидарси. Исключе­ ние составляет пласт Aj Покровского месторождения со средней проницаемостью коллекторов 1000 миллидарси и пористостью 25%. Повышенной проницаемостью обладают карбонатные нефтеносные породы Сергиевского района в среднем от 100 до 600 миллидарси.

На территории юго-восточной Татарии наряду с крупнейшими девонскими месторождениями известен ряд более мелких нефтяных месторождений, связанных с верхнетурнейскими и нижневизейскими отложениями. Верхнетурнейские отложения представлены серыми или коричневато-серыми известняками мелкозернистой или органогенно-обломочной структуры, перекристаллизованными, по­ ристыми и пропитанными нефтью. В турнейских образованиях кол­ лекторами нефти обычно являются пористые и кавернозные разности известняков.

Изученная верхняя часть турне представлена известняками с открытой пористостью от 2,9 до 19,4%. Проницаемость, как пра­ вило, не превышает 5—15 миллидарси. Изучение размеров пор

известняков показало, что в поперечнике они колеблются от 0,03 до 0,25 м, а размеры соединительных канальцев от 0,01 до 0,03 мм. На коллекторские свойства известняков влияет присутствие глин как в виде микропрослоев, так и в виде цемента (около 5%).

Основными объектами разработки нефтяных залежей в Башкирии

рифовые залежи сакмаро-артинского возраста нижней перми. В на­ стоящее время разведочным бурением установлены промышленные скопления нефти в северо-западных и западных районах платфор­ менной части Башкирии на большой площади в карбонатных отло­ жениях верейского, каширского и подольского горизонтов среднего карбона (Арлан, Николо-Березовка, Аникеево, Чекмагуш и др.). Пористые и проницаемые породы залегают преимущественно в виде линз и значительно реже в виде выдержанных прослоев, характе­ ризующихся мощностью от 1 до 9 м (А. Л. Виссарионова, А. М. Тюрихин, 1963).

Нефть содержится в основном в серых и светло-серых извест­ няках, буровато-коричневых от присутствия нефти, глинистых, часто доломитизированных пористо-кавернозных, с включениями и тонкими прослоями голубовато-серого ангидрита, гипса, каль­ цита и кремня. Среди известняков встречаются прослои доломи­ тов, редко глин и мергелей. При рассмотрении пород установлено, что поры в них самые различные как по конфигурации, так и по вели­ чине, от микроскопических до мелких каверн диаметром до 2—3 мм.

Трещиноватость в карбонатных отложениях верейского, ка­ ширского и подольского горизонтов встречается редко. Средняя пористость карбонатных пород Арланского месторождения, прихо­ дящаяся на интервалы пористых прослоев, залегающих среди плот­ ных пород, составляет 20%, а проницаемость 30 миллидарси. Изу­ чение пород по керну показало, что в значительной степени связь между порами отсутствует, имеется много изолированных пустот, что подтверждается плохой связью нефтеносной зоны залежей с законтуреиной частью пласта.

Для всех трещинных коллекторов характерно проникновение глинистого и цементного растворов в процессе бурения, что резко ухудшает коллекторские свойства продуктивного горизонта. Чтобы увеличить проницаемость призабойной зоны, проводят кислотную обработку, применяют торпедирование и гидравлический разрыв. Эти мероприятия позволяют увеличить продуктивность скважин вследствие образования или расширения трещин от скважины в пласт, что позволяет улучшить приток нефти к забою. Для более качественного вскрытия пласта в процессе бурения наряду с улуч­ шением качества промывочного раствора доставляют в раствор по­ верхностно-активные вещества, способствующие лучшей и более быстрой глубокой очистке призабойной зоны от проникшего филь­ трата и механических примесей.

В табл. 13 и 14 приведена характеристика пород-коллекторов

каменноугольной системы месторождений Волгоградской области и Саратовского Поволжья. Более высокими коллекторскими пока­ зателями обладают продуктивные породы нижнего карбона про­ ницаемостью, достигающей нескольких дарси.

Породы-коллекторы пермской системы

Пермская система подразделяется на нижний и верхний отделы. В составе нижнего отдела на территории Волго-Уральской нефте­ газоносной провинции выделяются ассельский, сакмарский, артигский и кунгурский ярусы.

Нижнепермские образования мощностью 40—800 м представлены в основном доломитами с подчиненными прослоями ангидритов. В составе верхней перми выделяются уфимский, казанский и татарский ярусы. Уфимский ярус представлен в основном красно­ цветными горизонтами, алевролитами и песчаниками с прослоями известняков и доломитов. Казанский ярус в нижней части сложен главным образом известняками и доломитами, а в верхней — гли­ нами, мергелями и доломитами. В нижней части этой толщи обычно фиксируется мощная толща каменной соли и ангидритов с просло­ ями гипсов, доломитов и реже песчаников и глин. Татарский ярус сложен пестроцветными терригенными образованиями — глинами, алевролитами и мергелями, реже известняками.

В составе отложений пермской системы выделяются продуктив­ ные горизонты: в сакмарском (Куп, К уц, Ку), артинском (Кіу, Кш), кунгурском (Ки, Кі, К0) и казанском ярусах.

Куйбышевско-Оренбургский нефтегазоносный район является одним из самых крупных по развитию продуктивных пластов в перм­ ских отложениях. Месторождения нефти и газа связаны с Бузулукской впадиной и с дислокациями северо-западного и северного склонов Оренбургского выступа фундамента (Болынекинельский вал, Малокинельская, Городецко-Жуковская, Самаркинская и Дол­ матовская линейные дислокации).

Залежи газа имеют пластовой характер, обычно небольшие и в редких случаях средние по объему. Коллекторами в кунгур­

Область распространения нефтегазоносности пермских отложений весьма значительна. Она определяется границами распространения свиты сульфатно-карбонатных пород казанского яруса и терригенных пород татарского яруса, которые играют роль покрышки. Западная граница нефтегазоносности пермских отложений при­ мерно проходит по линии Чапаевск—Кинель—Байтуган—Орен­ бург.

В пределах Оренбургской области выявлено более 20 промыш­ ленных месторождений газа (Кирюшкинское, Султангуловское, Тарханское, Садкинское, Пилюгинское, Ашировское, Ивановское,

Характеристика пород-коллекторов карбона месторождений Саратовского Поволжья (средние данные)

Осиновское, Могутовское, Ероховское и др.), залежи которых связаны с отложениями пермского возраста. Однако они обычно имеют небольшие размеры, их запасы редко превышают 1 млрд. м3. Одним из сравнительно крупных является Журавлевско-Степановское место­ рождение.

Газосодержащими породами являются неравномерно кавернозные известняки и доломиты, залегающие в верхней части Калиновской свиты. Мощность продуктивной части известняков составляет 16— 17 м, пористость карбонатных пород достигает 30%.

На Султангуловской площади газоносные горизонты приурочены к уфимскому ярусу верхней перми и артинскому ярусу нижней перми.

Породы-коллекторы уфимского яруса залегают на глубинах 250—300 м и представлены разнозернистыми песчаниками с просло­ ями глин. Песчаники характеризуются линзовидным залеганием, средняя эффективная мощность их составляет 7,5 м, пористость 20%, проницаемость по промысловым данным равна 460 миллидарси.

Вартинском ярусе выявлены два продуктивных пласта, пред­ ставленных доломитами плотными, тонкопористыми, местами слабо­ глинистыми, пористостью от 6 до 22% и проницаемостью 30 милли­ дарси.

Ввосточной части Кинель-Черкасского района Куйбышевской

области ряд нефтяных и газовых месторождений связан с пермскими отложениями (Аманакское, Сосновское, Дерюжевское, Городецкое, Яблоневское, Кувайское, Мухановское и др.). Наиболее крупные

к Калиновской свите, представлен карбонатными породами, преиму­ щественно доломитами, верхняя, менее глинистая, часть которых содержит газовую залежь массивного типа. Мощность газонасыщен­ ной части свиты составляет 27,5 м. Средняя пористость газонасы­ щенных пород равна 25%, проницаемость 0,3 дарси.

На Кувайском месторождении продуктивный горизонт Калинов­ ской свиты сложен доломитами и известняками пористостью 23% и проницаемостью от 6 до 600 миллидарси.

Калиновско-Новостепановское газонефтяное месторождение от­ крыто в Заволжье, в зоне прохождения Болынекинельского вала в 1938 г. Однако благодаря своеобразию условий залегания нефти и газа оно и до настоящего времени привлекает внимание исследова­ телей. Нефть залегает на южном крыле структуры, газ занимает сводовую часть и пологое северное крыло. Вся нефтегазовая залежь месторождения подстилается подошвенной водой. Нефтегазовая залежь приурочена к Калиновской свите (50—60 м) нижнеказанского подъяруса верхней перми. Продуктивный пласт сложен сверху про­ пластком мергеля (1,5—5 м), ниже которого расположена пачка тре­ щиноватых кавернозных доломитов (до 20 м), переходящих в плот­ ные известняки.

Изучение пород-коллекторов Калиновской свиты показало, что в основном их проницаемость не превышает нескольких единиц миллидарси, в то время как дебит некоторых скважин достигал 150 т/сут (чаще 20 т/сут). Получение высоких дебитов нефти свя­

зывают с трещиноватостью, что подтверждается осложнениями при проведении буровых работ, фиксированием преимущественно вертикально направленных трещин в поднятом керне. Трещинова­ тость развита не только в Калиновской свите, но и в подстилающих и покрывающих отложениях.

Для построения карт трещиноватости К. Б. Аширов (1965) ис­ пользовал данные по поглощению бурового раствора в скважинах и данные эксплуатации. В результате было выявлено линейное рас­ положение трещин, имеющих северо-восточную и северо-западную направленность под углом 70—90°. Скважины, расположенные в зонах развития трещиноватости, показывали наиболее высокие начальные дебиты. Породы данного месторождения рассечены также крупными разломами, способствующими перемещению пластовых флюидов.

Развитые в Куйбышевской области карбонатные породы перм­ ского возраста, содержащие нефть и газ, обладают сравнительно высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью (Г. А. По­ кровская, 1960). Средние значения пористости 20 продуктивных пластов калиновской свиты и кунгурского яруса месторождений Кинель-Черкасского района колеблются в пределах 10—24% , а сред­ нее значение проницаемости 3—300 миллидарси. Наибольшая пори­ стость пород достигает 35%, наименьшая величина проницаемости десятые доли миллидарси.

В табл. 15 приведена характеристика пород-коллекторов перми на месторождениях Куйбышевско-Оренбургской газонефтеносной области.

Самое крупное газоконденсатное месторождение, открытое в по­ следние годы в рассматриваемом районе, носит название Оренбург­ ского. Основная продуктивная толща Оренбургского газоконден­ сатного месторождения мощностью до 560 м слагается породами нижней перми (артинский, сакмарский, ассельский ярусы), верх­ него и среднего карбона (А. В. Овчаренко, 1969). Эта толща пород перекрыта соленосным экраном мощностью примерно 800 м. Про­ дуктивные отложения представлены известняками, иногда слабо доломитизированными, чистыми от терригенных примесей. Извест­ няки, по данным Я. Н. Перьковой (1971), характеризуются различ­ ной структурой, отражающей разнообразные условия седиментогенеза и преобразования пород (органогенные, хемогенные, обло­ мочные, вторичноизмененные).

В вертикальном разрезе и по площади месторождения даже на сравнительно небольших расстояниях происходит частая смена од­ них структурных типов пород другими. Закономерного распреде­ ления определенных типов пород по стратиграфическим комплексам в изученных разрезах не наблюдается.

В процессе геологической истории карбонатная толща пород претерпела катагенетические преобразования, связанные как с уп­ лотнением отложений, так и с вторичными изменениями, повлияв­

складки, наклоненной с запада на восток в направлении Предуральского прогиба. В связи с этим процессы эрозии, выщелачивания известкового массива проявили себя в большой степени в западной и центральной частях поднятия, тогда как восточная часть массива, более погруженная, по-видимому, не была затронута размывом. С зонами размыва в карбонатном массиве связано образование пористо-проницаемых зон. Пористо-проницаемая система отдельных частей карбонатного массива оказалась не одинакова по своим характеристикам (рис. 13).

Наиболее трещиноватые породы сводовой части складки, где