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

средняя густота трещин, изученная до керну, составляет 0,48 тре­ щин на 1 см, средняя величина пористости 0,03% и проницаемости 1,1 миллидарси.

Газоносный карбонатный массив характеризуется сложным строе­ нием. Он состоит из пористо-проницаемых, пористо-трещинных и трещинных разностей пород-коллекторов. В результате проведен­ ных исследований установлено, что для карбонатной толщи Орен­ бургского месторождения к поровому типу коллектора (пористопроницаемые разности) следует относить породы проницаемостью

скважины к скважине не прослеживаются. На восточной периклинали, северном и южном крыльях, преобладают пористо-трещинные и трещинные коллекторы. Пористо-проницаемые разности залегают здесь в виде маломощных прерывистых по простиранию прослоев.

Анализ данных изучения пористости и проницаемости более 3000 образцов керна карбонатных пород Оренбургского месторож­ дения позволяет считать, что на долю трещинных коллекторов приходится 65% от объема массива, поровые коллекторы составляют 20% и смешанные 15% (средние данные).

Однако средние значения пористости, проницаемости, эффек­ тивной мощности и газонасыщенности в различных частях газонос­ ного карбонатного массива весьма отличаются друг от друга, что для разработки месторождения имеет немаловажное значение. Сфор­ мированные в процессе геологической истории Оренбургского под­ нятия пористо-проницаемые зоны в известняках сначала служили коллекторами для скоплений нефти.

В процессе формирования нефтяного месторождения происхо­ дило вытеснение свободной воды. Нефть поступала в ловушку и

распределялась в благоприятных коллекторских прослоях путем постепенного освобождения пустотного пространства от свободной воды.

При поднятии структуры произошло изменение термодинами­ ческих условий, что способствовало выделению газа из нефти. Вна­ чале газ скапливался в виде шапки в купольной части структуры, отжимая свободную нефть к крыльевым частям. В дальнейшем с последующим поднятием структуры этот процесс усилился. Кроме того, но исключено поступление газа извне. Ранее существовавшее нефтяное месторождения превратилось в газовое. При этом в поро­ дах-коллекторах сохранялась остаточная нефть.

Весьма интересно распределение в карбонатных коллекторах Оренбургского месторождения остаточной воды и остаточной нефти. Как известно, остаточная вода занимает часть норового объема и тем самым уменьшает полезную емкость для газа и нефти. Количество остаточной воды, содержащейся' в нефтеносных и газоносных поро­ дах, не одинаково и изменяется в зависимости от особенностей струк­ туры порового пространства и сорбционных свойств породы.

Определение коэффициента газонасыщенности карбонатных по­ род, в особенности косвенными методами, значительно затрудняется в случае присутствия в них кроме остаточной воды остаточной нефти. Кроме того, не исключено воздействие на пленку остаточной воды некоторых поверхностно-активных веществ (парафины, различ­ ные полярные компоненты, содержащие кислород, серу и азот), присутствующих в нефти и конденсате. Они могут диффундировать через пленку воды, вытеснять ее из активных центров адсорбции и адсорбироваться на поверхности пород-коллекторов.

Кислотные полярные компоненты химически сорбируются на поверхности известняка, при этом некоторые центры поверхности становятся гидрофобными. Для выяснения возможности эффекта гидрофобизации при изучении газонасыщенности пустотного прост­ ранства карбонатных продуктивных толщ Оренбургского месторож­ дения остаточная вода определялась прямым и косвенными мето­ дами (А. А. Ханин и др., 1971).

Обычно применение прямого метода с целью определения остаточ­ ной воды возможно при отборе керна с пластовой водонасыщен­ ностью, для чего производится бурение специальных скважин на без­ водной основе. Однако такие скважины на данном месторождении пока что не были пробурены. Необходимость получения сведений о пластовой насыщенности коллекторов и решения вопроса о возмож­ ности применения косвенных методов заставила нас, исходя из тео­ ретических соображений и опыта других исследователей, изучить насыщенность керна с низкой проницаемостью (менее 1—3 миллидарси). Фильтрат бурового раствора в этих условиях не проникает

вкерн при его разбуривании и подъеме.

Всвязи с этим Оренбургским геологическим управлением было отобрано свыше 300 образцов керна пород из продуктивной части разреза с консервацией в них остаточной воды и остаточной нефти

валам пористости соответствуют средние величины остаточной водо- и нефтенасыщенности. По мере роста пористости наблюдается умень­ шение остаточной водо- и нефтенасыщенности и повышение коэффи­ циента газонасыщенности (рис. 14).

Указанная закономерность справедлива для интервалов пори­ стости от 2 до 12%, что соответствует средней проницаемости

3.5миллидарси. При пористости более 12% и проницаемости более

3.5миллидарси попадание части фильтрата бурового раствора и вы­ падение в керне конденсата искажают данные об остаточной водо- и нефтенасыщенности. Видна связь проницаемости к п ? с пористостью т и коэффициентом газонасыщенности qr.

Рис. 14. Корреляция проницаемости с пористостью и параметрами насыщенности порового объема про­ дуктивных карбонатных пород Оренбургского газо­ конденсатного месторождения.

1 — остаточная нефтенасыщенность; 2 — остаточная водонасыщенность; з — коэффициент газонасыщенности; 4 — пористость открытая.

Анализ распределения средних данных о проницаемости, оста­ точной водо- и нефтенасыщенности на площади структуры показы­ вает, что изменение названных параметров связано с особеностями формирования пустотного пространства карбонатного массива, фор­ мирования залежи, а также воздействия пластовых флюидов на часть остаточной воды. На участках площади, где развиты пористо­ проницаемые породы, наблюдается меньшее содержание остаточной воды и в особенности остаточной нефти. К ним относятся централь­ ная купольная зона поднятия и западная периклиналь складки (рис. 15). Эти же зоны отличаются наибольшими дебитами сква­ жин (500—1200 тыс. м3/сут).

Там же, где коллекторские показатели (емкость, проницаемость) низкие, в породах наблюдается повышенное содержание остаточной нефти и в большинстве случаев увеличение количества остаточной воды. Это характерно для восточной части складки, а также для северного и южного склонов поднятия (рис. 15).

Сообщаемомъ пород восточной части складки с центральной частью ограничена литологическим экраном плотных пород. Восточ­ ный блок складки отличается развитием пород с весьма низкой про­ ницаемостью. Распределение сероводорода в Оренбургском карбо­ натном массиве контролируется, с одной стороны, количеством оста­ точной нефти, содержащейся в породах, и с другой, — сообщаемостью участков массива друг с другом. В тех зонах площади структуры, где коллекторские показатели пород ниже, наблюдается большее

ЕЕЗ? Z

Рис. 15. Схематическая карта распределения остаточной водонасыщенности, остаточной нефтенасыщенности и свободных дебитов газа и конденсата по зонам на площади Оренбургского газоконденсатного месторождения.

1 — контур газоносности; 2 — контур зоны; I — дебит 500—1600 тыс. м3/сут; проницаемость 7 миллидарси; остаточная водонасыщенность менее 10%; остаточная нефтенасыщенность до 17%; I I — дебит 100—500 тыс. м3/сут; проницаемость 1 миллидарси; остаточная водона­ сыщенность 10—20%; остаточная нефтенасыщенность 17—35%; I I I — дебит 30—100 тыс. м* сут; проницаемость 0,1 миллидарси; остаточная водонасыщенность 20—30%; остаточная

нефтенасыщенность 35—45%.

содержание остаточной нефти и отмечается повышенная концентра­ ция сероводорода в газоконденсатном газе. Не исключено, что серо­ водородный газ образовался из остаточной нефти, включая сюда и нефть оторочки газоконденсатной зележи.

ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Разрабатываемые и разведываемые в настоящее время в ТиманоПечорской нефтегазоносной провинции газовые и нефтяные месторож - дения приурочены к ограниченной площади на северо-восточном склоне Южного Тимана и к прилегающей части Печорской депрес­ сии. В этом регионе известны нефтяные (Чибьюкское, Ярегское, Западно-Тэбукское и др)., газоконденсатные (Джеболское), газо­ нефтяные (Войвожское, Верхнеомринское, Нижнеомринское, Искосьгоринское и др.) и газовые (Нибельское, Нямедьское, Кушкоджское, Седьиольское и др.) месторождения.

Залежи нефти и газа на месторождениях Южного Тимана свя­ заны с чибыоской толщей верхнего живета (пласты III и Ів) и пашийским горизонтом франского яруса (пласты Іа и Іб).

Пласт III мощностью от 30 до 90 м сложен переслаивающимися песчано-алевритовыми породами, глинами и глинистыми сланцами-

Песчаники средне- и мелкозернистые, сравнительно хорошо прони­ цаемые, преобладают в нижней части (10—20 м), алевролиты и глины развиты в верхней части. Пласт III содержит преимущественно залежи газа. Пласт Ів представлен чередованием мелко- и средне­ зернистых песчаников, алевролитов и глин. Мощность песчаных прослоев достигает до 10 м. Пласт Іб выражен чередованием пре­ имущественно алевритовых и пелитовых пород; песчаные разности в нем распределены неравномерно, образуя линзы весьма разнообраз­ ной формы и размеров. Аналогичным составом пород харектеризуется пласт Іа.

Пласт III является основным эксплуатационным объектом на газ и нефть на ряде месторождений в Ухтинском и Верхнеижемском районах (Седь-Иольское, Нибельское месторождения и др.). Мощ­ ность и число песчаных горизонтов девона возрастают в восточном и юго-восточном направлениях.

Получение в Печорской депрессии мощных фонтанов девонской нефти на Западно-Тэбукской площади (интервал 1900—2000 м), установление промышленной нефтегазоносности в каменноугольных и пермских отложениях Курьинского-Лебяжской зоны поднятий указывают на значительные перспективы Тимано-Печорской про­ винции.

Породы-коллекторы девона рассматриваемого региона харак­ теризуются открытой пористостью от 1 до 20—25% и проницаемо­ стью от 1 до 5000 миллидарси. Наиболее часто в песчаных породах девона встречаются коллекторы II и III классов.

Залежь нефти на месторождении Западный Тэбук приурочена к карбонатным рифогенным пористым породам верхнего девона; пласт характеризуется мощностью 2—9 м; дебит нефти до 1000т/сут.

К сводовым залежам в южной части Тимано-Печорского бассейна относятся залежи нефти в эйфельских отложениях Западно-Тэбук- ского месторождения (пласты III и Пб), Ярегского месторождения (пласт III), газовые залежи Нибельского, Войвожского, СедьЙольского месторождений (пласт III), залежь газа в мелкозерни­ стых песчаниках яснополянских отложений нижнекаменноугольных отложений Печорогородской структуры, газовые залежи в кунгурских и верхнеартинских отложениях Курьинской складки.

В настоящее время в южном части Тимано-Печорской нефтега­ зоносной провинции известно около 30 зележей газа, газоконден­ сата и нефтегазоконденсата. В последние годы газонефтеносность выявлена в отложениях карбона и перми. Коллекторами газа в перм­ ских отложениях являются плотные трещиноватые песчаники верхнеартинского и кунгурского возрастов, характеризующиеся низкими значениями проницаемости. Эти породы слагают продуктивные пласты газовых залежей месторождений Аранец, Курья и некоторых других.

Широким распространением в Тимано-Печорском бассейне поль­ зуются залежи, литологически ограниченные со всех сторон. К лин­ зообразным относятся многие залежи, приуроченные к пашийскому

горизонту нижнефранского подъяруса ряда площадей (Нижнеомринская, Верхнеомринская и др.), а также залежи, относимые к джеболъскому подъярусу терригенной толщи турне Верхнепе­ чорского района. Имеется указание на наличие рукавообразных залежей, например нефтяная залежь пласта Іг (живетский ярус) на Войвожском месторождении, приуроченная к песчано-галеч­ никовому скоплению вытянутой формы, и залежь газоконденсата на Северо-Джебольском месторождении в песчаных породах изве­ стняково-глинистой пачки малевского и упинского горизонта турне.

Известны залежи стратиграфического типа (пласты III и Пб, Ваньюская площадь) и стратиграфически экранированные (пласт Ів Нибельской, Верхне- и Нижнеомринской, Западно-Тэбукской, Северо-Джебольской площадей и др.), приуроченные к терригенным отложениям. Залежь нефти в нижней части пласта Ів (черноярский горизонт) Западно-Тэбукского месторождения отнесена к группе структурно-стратиграфических (наличие антиклиналь­ ного перегиба слоев, резкое срезание последних и несогласное зале­ гание глинисто-алевролитовых пород на пашийском горизонте).

Промышленные залежи нефти выявлены на месторождениях Западно-Тэбукском, Лузском (франский и фаменский ярусы), Пашнинском, Северо-Савиноборском (фаменский, турнейский и кунгур­ ский ярусы), Джьерском (фаменский ярус), Усинском (фаменские и нерасчлененные верхнекаменноугольные — нижнепермские отло­ жения).

Залежи в карбонатных отложениях палеозоя приурочены к струк­ турам платформенной части Тимано-Печорской провинции и Предуральского прогиба (Верхнепечорская впадина).

Нефтяное месторождение Северо-Савиноборское содержит три за­ лежи: в нижней перми (959—881 м), нижнем карбоне (1043—1053 м) и фаменском ярусе девона (1246—1270 м). Коллекторы верхнего девона, по данным Л. Д. Максимовой и В. А. Канева, представлены известняками пористостью от 2 до 10% ; дебиты нефти 1,8—3,5 т/сут. Коллекторами нефти нижнего карбона являются известняки пористо­ стью от 6 до 30%, средняя пористость 15%; проницаемость колеб­ лется от 0,1 до 480 миллидарси. Коллекторы нижней перми также выражены известняками пористостью от 6 до 30%; средняя величина пористости составляет 15%, а проницаемых разностей 23%.

Нефтяное месторождение Пашнинское имеет две залежи. Про­ мышленные притоки получены из карбонатных нижнепермских (927—1002 м) и фаменских (1300—1500 м) отложений. Эффективные мощности составляют 20—23 м, дебиты нефти 5—10 т/сут. Извест­ няки фаменского яруса характеризуются пористостью 2—6% (плот­ ные) и 12—20% (кавернозные); развиты коллекторы порово-тре- щинно-кавернозного типа с преобладанием в них порово-трещинной проницаемости. Нижнепермские коллекторы представлены чере­ дованием кавернозных пористых (22—24%) и плотных (2—8%) известняков и доломитов.

Западно-Тэбукское месторождение содержит три промышлен­ ные залежи, приуроченных к карбонатным коллекторам девона. В известняках верхнефранского подъяруса (1439—1410 м) залежь нефти приурочена к карстовой зоне. Среди плотных пород с низ­ кой пористостью и проницаемостью встречаются породы пористо­ стью 20—30% и приницаемостью 170 миллидарси. В фаменских отложениях известны две залежи: в пласте (1358—1408 м) и пласте Ф5 (1100—1200 м). В пласте Ф і развиты коллекторы порово-трещин- ного типа, преобладают поровые со средней пористостью 12%. Дебит нефти из скважин 2—35 т/сут. Известняки пласта Ф5 практи­ чески характеризуются теми же свойствами, что и известняки пласта ФіОднако наличие в пласте Ф5 тяжелой (0,900 г/см3) высо­ ковязкой (100 кгс/см2) нефти сказалось на малых дебитах скважин (менее 2—18 т/сут).

Усинское нефтяное месторождение имеет две залежи в карбо­ натных породах фаменского яруса (2195—1970 м) и пермо-карбона (Рі + С2, 1055—1400 м). Известняки фаменского яруса характери­ зуются пустотностью норово-трещинного типа. Межзерновая пори­ стость их в основном составляет 1—2% и не превышает 6%. Трещин­ ная пористость и проницаемость являются основными для данных известняков. По А. А. Соломатину, изучавшему большие шлифы, трещинная пористость равна 0,06% и трещинная проницаемость 4,9 миллидарси. Породы-коллекторы содержат тяжелую (0,971 г/см3), высоковязкую (54,9—97,0 сст) нефть, в силу чего дебиты скважин

биты нефти из скважин здесь выше и составляют 6—13 т/сут, что связано с наличием пористо-проницаемых пород. Так, пористость проницаемых пород колеблется от 10 до 30%, в среднем равна 19,3%; проницаемость отдельных образцов достигает 400 миллидарси,

всреднем 34 миллидарси.

Врассматриваемой провинции известны две залежи легкой нефти в карбонатных породах верхнего девона на месторождениях Лузском и Джьерском. Дебиты нефти на Лузском 28 и 8 т/сут и на Джьерском 0,7 т/сут. По данным Л. Д. Максимовой, содержание остаточной воды в терригенных породах девона ряда месторождений

колеблется от 3 до 18% (рис. 16).

В карбонатных коллекторах открыто два газоконденсатных месторождения: Вуктыльское и Рассохинское. По геологическому строению Рассохинское месторождение напоминает Вуктыльское. Скв. 57 при испытании дала 970тыс. м3 конденсатного газа при дав­ лении 44 кгс/см2.

Крупнейшее в Тимано-Печорской провинции Вуктыльское газо­ конденсатное месторождение характеризуется огромным (около 1350 м) этажом газоносности и сложным массивным строением за­ лежи, вмещающей в себя породы различного возраста и литологи­ ческого состава (А. М. Груздев, Л. Д. Максимова, А. В. Соло­

матин, 1969; А. Я. Креме, Б. Я. Вассерман, Н. И. Литвиненко, 1967).

Промышленная газоносность Вуктыльского месторождения свя­ зана премущественно с карбонатными отложениями от нижнеартинского подъяруса нижней перми до визейского яруса нижнего карбона включительно. К ним относятся различные типы известняков, доломитов и доломитизированных известняков от сильно уплотнен­ ных глинистых, окремненных и тонко­

А.А. Ханин, 1971).

Газоносными породами нижней пер­

продуктивного разреза. Породы-коллекторы характеризуются меж­ зерновой, трещинной и в меньшей степени каверновой пори­ стостью.

В карбонатных породах Вуктыльского месторождения встре­ чаются породы с относительно высокой пористостью, но с различ­ ной проницаемостью (рис. 17). Мощность отдельных пористо-про­ ницаемых прослоев обычно составляет 1—5 м, иногда достигая 10— 15 м. Суммарная мощность этих прослоев в среднем карбоне изме­ няется от 60 до 120 м.

Трещины в основном развиты в плотных разностях карбонат­ ных пород, пористость которых обычно составляет 1 —2%, редко воз­ растая до 4%. Проницаемость матрицы, определенная стандартными

лабораторными методами, изменяется тысячными и сотыми долями миллидарси. Макро- и микроскопическое изучение керна подтверждает высокую степень трещиноватости карбонатных пород Вуктыльского месторождения. Величина плотности трещин дости­ гает 1,6—2,1 на 1 см.

Среди трещин наблюдаются: 1) горизонтальные сквозные, т. о. протягивающиеся через весь образец, и горизонтальные затуха­ ющие, те и другие параллельны друг другу; 2) вертикальные сквоз­ ные, обычно параллельные друг другу, и вертикальные затухающие,

Рис. 17. Распределение пор в карбонатных породах Вуктыльского газоконденсатного месторождения.

а —скв. 7, интервал 2541,8—2544,3 м, проницаемость 167 мил­ лидарси, пористость 15%; б — скв. 120, интервал 2758,2— 2760,2 м, проницаемость 58 миллидарси, пористость 13%.

последние либо соединяют между собой горизонтальные трещины, либо располагаются независимо от них, затухая в образце на рас­ стоянии 2—3 см; 3) наклонные (под углом 45° к горизонтали) сквоз­ ные и затухающие, соединяющие друг с другом горизонтальные трещины; 4) сутуры вертикальные и горизонтальные.

По данным К. И. Багринцевой, Я. Н. Перьковой и др. (1971), форма раскрытое™ микротрещин различная. Они представляют собой либо ровные по ширине каналы диаметром 7—30 мк (чаще 10—20 мк) с ровными стенками, либо каналы, переходящие в порообразные расширения диаметром до 300 мк. Порообразные расши­ рения имеют округлую или эллипсоидальную форму, стенки их сильно изрезаны, слабая изрезанное™ имеется также на стенках каналов, соединяющих расширения. Морфология этих трещин ука­ зывает на то, что по ним шло активное продвижение вод, сопровож­ дающееся выщелачиванием окружающей породы.

Вследствие тектонических напряжений, приведших к образо­ ванию открытой трещиноватости, происходило как растрескивание плотной матрицы, так и раскрытие ранее существовавших трещин, заполненных минеральным веществом и метаморфизованным битумом.