О роли литологического фактора в формировании некоторых газо-нефтяных залежей
С.С. КАЧКИН, В.С. СОБОЛЕВ
При детальном изучении продуктивного разреза месторождения Нижняя Омра (юго-восточный склон Тимана) обнаруживаются весьма своеобразные литологические особенности, которые, по-видимому, не были учтены К.А. Машковичем [2] при толковании строения газо-нефтяных залежей.
Авторы настоящей статьи, принимавшие участие в изучении данного района в составе коллектива научных работников ВНИГРИ под руководством проф. В.Я. Аврова, считают необходимым обратить внимание на литологию пород, слагающих продуктивные горизонты, и в связи с этим дать иную трактовку строению залежей упомянутого месторождения.
В разрезе месторождения промышленные залежи нефти и газа приурочены к нижней части верхнеживетских (пласт III) и пашийских (пласты I-В, I-Б, I-A) слоев девона, залегающих здесь в интервале 950-1150 м.
Пласт III, сложенный песчаными и глинистыми породами, делится на две отличные друг от друга по литологическому составу части; общая мощность его в среднем составляет 30 м.
Нижняя часть пласта, представленная преимущественно разнозернистыми однородными песчаниками, образует единый резервуар не только для данного месторождения, но и для смежных с ним площадей. Песчаники хорошо отсортированы, имеют относительно высокую проницаемость, доходящую до 2000-3000 миллидарси, пористость их часто составляет 20- 23%. Несмотря на благоприятные коллекторские свойства, эти песчаники оказались обводненными вследствие низкого гипсометрического залегания на структуре. Как исключение приток газа был получен из скв. 82, пробуренной в центре наиболее четко выраженного локального поднятия в юго-восточной части месторождения. Основная же масса газа в нижней части пласта III сосредоточена на соседнем с запада месторождении, где она образует типичную структурную пластовую залежь.
Более сложное строение имеет верхняя часть пласта III. Здесь песчаники встречаются в виде отдельных различных по мощности пропластков, не выдержанных по площади и замещающихся на отдельных участках глинисто-алевролитовыми породами. На основании анализа керновых, промыслово-геофизических материалов и результатов опробования можно предполагать линзовидный характер распределения песчаников в пласте. В силу такой литологической изменчивости в верхней части пласта в процессе формирования залежей создавались условия для скопления газа на определенных участках структуры. Такие скопления газа выявлены несколькими скважинами в центральной и северо-западной частях месторождения.
Пласт I-В пашийских слоев отделен от пласта III надежно изолирующей пачкой известняков и глин, мощность его постепенно возрастает с запада на восток от 30 до 80 м. На рассматриваемой площади пласт I-В представлен чередованием мелко- и среднезернистых песчаников рыхлых и плотных с глинистым, реже карбонатным цементом, алевролитов и глин. Мощность песчаных прослоев весьма непостоянна и колеблется от нескольких сантиметров до 10 м и более, причем количество их увеличивается, в сторону нарастания общей мощности пласта. Песчаники в некоторых случаях сильно заглинизированы - содержание пелитовой фракции в них доходит до 10-11%, а иногда превышает 30%. По имеющимся лабораторным анализам образцов проницаемость песчаников колеблется от нуля до нескольких тысяч миллидарси, а пористость - от 3-4 до 20-25%.
Как показало бурение, в пределах месторождения все нижние песчаные прослои пласта I-В насыщены водой и лишь в верхних, небольших по мощности проницаемых пропластках, в участках их выклинивания по восстанию пласта, обнаружены скопления газа и нефти, приуроченные к повышенным частям структуры.
Принципиальная схема строения пластов III и I-В приведена на рис. 1.
Два верхних пласта I-Б и I-A отделены от пласта I-В и один от другого межпластовыми пачками мощностью 10-15 м, сложенными в основном глинами и глинистыми сланцами.
Пласт I-Б, имеющий мощность 15- 20 м, представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники распределены в пласте в виде прослоев мощностью от нескольких сантиметров до 10 м, при этом наиболее мощные из них приурочены к нижней части пласта. Коллекторские свойства песчаников весьма разнообразны. Проницаемость их изменяется в широких пределах в зависимости от степени заглинизированности, состава цемента и т.д. При лабораторных исследованиях образцов песчаников обнаружены как разности, практически не проницаемые, так и имеющие проницаемость от единиц до 3000 миллидарси.
Как и для предыдущих пластов, уловить какие-либо закономерности в распространении отдельных песчаных прослоев в пласте по площади не представляется возможным. Объясняется это главным образом еще недостаточной изученностью литолого-фациальных особенностей строения продуктивной толщи. Можно только констатировать, что из общего числа пробуренных скважин свыше 30% не содержит в разрезе пласта I-Б коллекторских пород.
Данные опробования пласта I-Б указывают на довольно пестрое распределение углеводородов и воды на площади месторождения. Газ и нефть приурочены обычно к наиболее мощным песчаным прослоям, обладающим достаточно высокой пористостью и проницаемостью, и занимают, как правило, относительно повышенные участки структуры. В части скважин из хорошо проницаемых пропластков, однако, была получена вода. Большинство таких скважин находятся на периферийных частях структуры и имеют наиболее низкие гипсометрические отметки пласта I-Б. Во всех остальных случаях они приходятся на участки локальных прогибов или расположены в непосредственной близости от них (скв. 59, 5щ, 41). Кроме того, некоторые скважины дали незначительные притоки воды (1 - 3 м3/сутки) при отсутствии в пласте пород с хорошими коллекторскими свойствами. Опробование этих скважин производилось путем оттартывания и снижения уровня жидкости до интервала прострела колонны, т. е. до 70-100 ат (скв. 6щ, 9).
В ряде скважин в разрезе пласта I-Б имеется несколько песчаных прослоев, отделенных друг от друга глинами и глинистыми сланцами. При этом имеют место случаи, когда верхние из них насыщены газом или нефтью, а нижние - водой.
На отдельных участках пласт I-Б становится практически непроницаемым. В качестве примера можно привести скв. 53, в которой при опробовании пласта не получили приток. Следует отметить, что установление наличия или отсутствия маломощных (меньше 1 м) проницаемых пропластков в разрезе пласта часто представляет большие затруднения. Поэтому не исключено, что полученные незначительные притоки газа, нефти и воды из некоторых скважин связаны с малыми по мощности пропластками песчаников.
Пласт I-A по литологическим особенностям имеет сходство с пластом I-Б и отличается от последнего только меньшей мощностью (8-10 м) и большей глинистостью. Количество скважин, в которых пласт I-A сложен плохо проницаемыми породами, в общем превышает 50%.
Принципиальная схема строения пластов I-A и I-Б приведена на рис. 2.
Приведенное описание строения продуктивных пластов позволяет предполагать значительное влияние литологического фактора при образовании залежей рассматриваемого месторождения.
Известно, что в природе существуют многочисленные примеры месторождений, распределение углеводородов в которых корректируется в основном литологическими особенностями вмещающих пород. В процессе формирования таких залежей ярче всего сказывается влияние капиллярных сил.
Наиболее ярким примером залежей, близким к нашему случаю по своим структурным и литолого-фациальным особенностям резервуара, а также характеру распределения в них углеводородов, являются залежи так называемого «стофутового песчаника» Аппалачской нефтегазоносной провинции США. Пласт «стофутового песчаника» сложен тонкозернистыми породами, насыщенными водой, среди которых встречаются линзовидные включения грубозернистых песков и конгломератов. Общее падение пласта не превышает нескольких метров на километр. Скопления газа и нефти обнаружены в нем в линзах, приуроченных к антиклинальным изгибам пласта, линзы же, связанные с его вогнутыми формами, оказались водоносными.
Структурные особенности рассматриваемого нами месторождения следующие. Месторождение связано с весьма пологой, значительного размера, структурой платформенного типа, осложненной небольшой амплитуды куполовидными поднятиями и различно ориентированными структурными выступами и прогибами при общем слабом (20'-30') погружении слоев в восточном направлении. Углы падения на крыльях куполовидных поднятий и выступов иногда достигают 1-1,5°.
Схема строения этого месторождения представлена на рис. 3. В отличие от варианта, предложенного К.А. Машковичем, на ней полностью отсутствуют дизъюнктивные нарушения, существование которых для подобного типа структур весьма проблематично. Во всяком случае какие-либо данные, прямо указывающие на наличие сбросовых нарушений, отсутствуют.
Имеющиеся аномалии в распределении газа, нефти и воды на структуре, которые К.А. Машкович объясняет влиянием дизъюнктивных нарушений, получают с нашей точки зрения вполне удовлетворительное объяснение, если учесть разобранные выше литологические особенности продуктивных пластов.
Рассмотрим с этих позиций строение залежей пласта I-Б, являющегося основным продуктивным горизонтом месторождения. Пласт этот представляет интерес еще и потому, что с ним связано наибольшее число аномалий в распределении углеводородов и воды на структуре.
Нами допускается, что нефть и газ, находящиеся в пласте, насыщают отдельные изолированные друг от друга линзы песчаников с относительно хорошей проницаемостью, причем изоляция этих линз возможна как за счет полного замещения песчаников непроницаемыми породами (глинами, алевролитами), так и за счет ухудшения коллекторских свойств (пористость, проницаемость) самих песчаников. Линзы хорошо проницаемых песчаников чаще всего приурочены к нижней части пласта и имеют различные размеры. В восточной части месторождения они развиваются в довольно обширные зоны, проследить границы которых пока не представляется возможным из-за отсутствия для этого необходимого материала. В таких зонах, по-видимому, находятся вместе газ, нефть и вода, располагающиеся в них в соответствии с гипсометрическими отметками пласта. Подобные зоны выявлены в районе скв. 7, 25 и др. в северо-восточной, а также в районе скв. 66, 4, 70 и др. в юго-восточной частях структуры. Линзы меньших размеров содержат, как правило, один из компонентов. При этом газ и нефть приурочены к куполам или выступам (например, линзы, вскрытые скв. 54 и 38), а линзы, насыщенные водой, - к синклинальным изгибам пласта (линзы, вскрытые скв. 5щ, 97 и др.). В некоторых случаях линзы, выявленные близко расположенными друг от друга скважинами, находятся на разных уровнях относительно кровли пласта. Так, скв. 75 вскрыла небольшую газовую линзу в верхней части пласта, а скв. 74 - в нижней.
Отдельные плохо проницаемые участки пласта (например, район скв. 6щ) насыщены минерализованной водой, сходной, по-видимому, по своей природе с водой, содержащейся в тонкозернистых породах «стофутового песчаника» Аппалачской провинции США.
Схема размещения линзообразных залежей рассматриваемого месторождения показана на рис. 3.
Следует оговориться, что линзы и зоны, указанные на этой схеме, недостаточно оконтурены скважинами и должны быть уточнены в процессе дальнейшего освоения площади.
Подводя итоги всему рассмотренному материалу, можно констатировать, что по своему характеру и положению на структуре газо-нефтяные залежи разбираемого месторождения ближе всего подходят к типу залежей третьей подгруппы классификации И.О. Брода.
ЛИТЕРАТУРА
1. Брод И.О. Залежи нефти и газа. Гостоптехиздат, 1951.
2. Машкович К.А. Вероятные условия формирования некоторых газо-нефтяных залежей. НХ, № 2, 1955.
ВНИГРИ
Рис. 1. Схема строения I-В и III пластов по линии II-II.
1 - межпластовые глины; 2-хорошо проницаемые обводненные участки пластов; 3- карбонатные пласты; 4-слабопроницаемые и непроницаемые участки пластов; 5 - газ; б - нефть.
Рис. 2. Схема строения пластов I-A и I-Б по линии I-I.
1-линзы; 2-газ; 3-нефть; 4 - вода; 5-межпластовые глины; 6 - слабопроницаемые и непроницаемые участки пластов.
Рис. 3. Схема расположения залежей на месторождении.
1- изогипсы кровли пласта I-Б; 2 - границы зон с хорошими коллекторскими свойствами; 3-газ; 4-нефть; 5-вода; 6 - сухие скважины; 7 - линии профилей.