Ярегское нефтяное месторождение

В тектоническом отношении Ярегское месторождение приурочено к асимметричной брахиантиклинальной складке (рис.1.2). Северо-восточное крыло складки более пологое (угол падения 1°), юго-западное несколько круче (углы падения до 2,8°). Длительное изучение геологического строения продуктивных песчаников III пласта, многочисленные визуальные наблюдения в горных выработках при шахтной разработке месторождения, а также данные разведочных и эксплуатационных скважин показали, что лежащие на фундаменте девонские отложения осложнены многочисленными дизъюнктивными дислокациями, разбивающими структуру на множество блоков [86]. Распространенность нарушений определяется их вскрытием в среднем через каждые 25 м горной выработки, ориентировка их разнообразна. Наряду с основными системами - продольными (северо-западными) и поперечными (северо-восточными), широко распространены и диагональные (широтные и меридиональные) системы. Угол падения нарушений изменяется от 60° до 90°. Протяженность нарушений по простиранию не превышает нескольких десятков, иногда сотен метров. Реже эта величина доходит до 1 км и более. Кроме крупных тектонических нарушений, имеется значительное количество трещин различной величины и ориентации, которые разбивают сплошность III пласта.

Характер заполнения трещин весьма разнообразен. Они бывают заполнены глиной, рыхлым песком, а также обломками осадочных пород, что значительно изменяет их флюидопроводящую способность.

Для Ярегского месторождения нефти, по сравнению с другими месторождениями Тимано-Печорской провинции, характерен сокращенный стратиграфический разрез. Это обусловлено тем, что в сводовой части Ухтинской складки размыта значительная часть отложений верхнего девона.

 

Рис.1.2. Схематическая структурная карта кровли нефтенасыщенных песчаников III пласта Ярегского месторождения по А.Я. Кремсу и др.:

1 – изогипсы кровли нефтенасыщенных песчаников III пласта; 2 – тектонические нарушения; 3 – контур нефтеносности песчаников III пласта

 

 

В пределах Ярегского месторождения осадочный чехол представлен терригенными породами девонской системы, несогласно перекрытыми четвертичными осадками. В основании разреза залегают метаморфические сланцы и кварциты, слагающие кристаллический фундамент, который играет роль структурного яруса (рис. 1.3).

 

Рис1.3. Схематический профильный разрез Ярегского месторождения вкрест прстирания нефтяной залежи [213]

 

Девонская ситстема (D) представлены средним отделом и низами верхнего отдела. В отложениях среднего девона (D₂), которые трансгрессивно залегают на породах фундамента, выделяют чибьюские слои (эйфельский и живетский ярусы), которые сверху перекрыты туффоидными породами, относящимися к джъерскому горизонту нижнефранского подъяруса вернего девона. Большую часть мощности чибьюских слоев занимает III пласт, сложенный песчаниками, алевролитами и конгломератами. Конгломераты обычно приурочены к кровле и подошве пласта. Мощность III пласта колеблется от 0 до 104 м и в среднем равна 70 м. На песчаниках III пласта почти повсеместно залегает пачка аргиллитов, мощность которой колеблется от 0 до 21 м. Важно отметить, что мощность продуктивных песчаников в юго-западном направлении значительно уменьшается, а мощность прослоев аргиллита увеличивается. Залегающие выше туффоидные слои представлены туффитами и туфопесчаниками с многочисленными гнездами и прожилками кальцита. В нижней части туффоидных слоев встречаются интрузии диабазов и диабазовых мандельштейнов. Мощность туффитов меняется от 0 до 46 м (при средней - 36м) [86].

Верхний отдел девонской системы (D₃) представлен отложениями франского яруса, которые подразделяется на джъерские, тиманские, саргаевские, доманиковые и ветласянские слои. В нижней части джъерских слоев выделяют пачку аргиллитов с прослоем песчаника. Выше залегает II продуктивный битуминозный пласт, сложенный песчаниками с прослойками аргиллита. Общая мощность джъерских слоев достигает 12 м.

Тиманская свита сложена двумя аргиллитовыми пачками с прослойками мергеля, между которыми залегает представленный битуминозными песчаниками пласт "А", средней мощностью около 9 м. В кровле тиманской свиты выделяется I нефтеносный пласт, представленный песчаниками с прослоями глин. Общая мощность свиты достигает 112 м. Саргаевские слои представлены аргиллитами с прослоями известняков и мергелей. В пределах некоторых участков саргаевские отложения полностью отсутствуют или частично размыты. Так, например, в пределах IV шахтного поля саргаевские слои имеют мощность от 0 до 46м (скв.199), а на остальных шахтах их мощность колеблется от 5 до 15,2 м.

Нефтеносность III пласта была установлена скважиной Воронова еще в дореволюционный период. Но только скважина № 62 Ухто-Печорской экспедиции, заложенная 8 августа 1932 года, дала первые промышленные результаты. Эта скважина доказала промышленное значение залежи, что привело к немедленной организации разведочных работ по опробованию и оконтуриванию Ярегского месторождения разведочно-эксплуатационными скважинами и созданию так называемого 3 нефтепромысла.

Разработка месторождения была начата в 1935 г. с поверхности. Два опытных участка общей площадью 43,4 х 10 м² включали 69 скважин, размещенных по треугольной сетке на расстоянии от 75 до 100 м друг от друга. Эксплуатация участков велась до 1944 г., а затем была прекращена в связи с низкими дебитами скважин и техническими осложнениями в добыче, сборе и транспорте высоковязкой нефти. Коэффициент нефтеотдачи составил 1,8% [205].

С 1939 г. месторождение разрабатывалось шахтным методом (рис. 1.4). В процессе шахтной разработки испытывали различные дренажные системы, отличающиеся расположением горных выработок и скважин относительно пласта. С 1939 по 1953 г. применяли Ухтинскую систему разработки, при которой пласт разбуривался плотной сеткой вертикальных и наклонных скважин из выработок, расположенных на 20-30 м выше кровли продуктивного пласта. Забои скважин размещались по треугольной сетке на расстоянии 12-25 м друг от друга.

Промысловые наблюдения показали, что дебиты скважин, изменяясь в широких пределах, зависят в основном от их взаимного расположения и тектонических нарушений. Продуктивность отдельных скважин, пересекающих крупные тектонические нарушения, достигла 20 т/сут. Из высокодебитных скважин (с сум-марной производительностью не менее 20 тонн на скважину), составляющих 2,3% от общего фонда, добыто около 16% всей нефти. Дебиты скважин, не вскрывшие крупные трещины, были на 1-2 порядка меньше. Это свидетельствует о преобладающей роли трещин в фильтрации высоковязкой нефти. Всего по ухтинской системе разработки было разбурено 1189·10 м² площадей. Несмотря на высокую плотность сетки скважин, коэффициент нефтеотдачи на площадях, разрабатываемых ухтинской системой, составил 4,4%.

С 1953 г. месторождение разрабатывалось по уклонно-скважинной системе (Рис. 1.4), при которой блоки площадью 8-14 га разбуривались пологими скважинами из буровых галерей кольцевой формы, расположенных в продуктивном пласте. Расстояние между забоями скважин, расположенных в три-четыре яруса по толщине пласта, изменялось от 15 до 25 м, число скважин на один блок составляло 150-250 шт. [205].

 

 

Рис. 1.4. Схема нефтяной шахты Ярегского нефтяного месторождения [213]

 

 

Производительность уклонных блоков варьровала в широких пределах в зависимости от толщины пласта и степени его нарушенности. Низкодебитные уклоны с нефтеотдачей пласта 0,3-2,7 % расположены вблизи контуров месторождения, где толщина пласта не превышает 10 м и пласт менее нарушен. Высокодебитные уклоны (нефтеотдача пласта до 8%) расположены в центральной части залежи, где пласт более нарушен и толщина его достигает около 30 м. Около половины всей добытой из этих уклонов нефти приходится на долю высокодебитных скважин (с суммарной добычей свыше 200 т), составляющих 22% от общего числа скважин. Всего по уклонно-скважинной системе отработано 2646·10 м² площадей с коэффициентом нефтеотдачи около 4%. Большая часть площадей уклонно-скважинной системы разработана полого нисходящими скважинами из галерей, расположенных в верхней части пласта. Отдельные площади месторождения разработаны полого восходящими скважинами из горных выработок, пройденных в подошве продуктивного пласта. Следует отметить, что при первичной разработке восходящими скважинами был получен значительно меньший коэффициент нефтеотдачи, чем при эксплуатации полого нисходящих скважин. Это объясняется полным отсутствием противодавления в скважинах, что приводит к высокому темпу истощения пласта и непроизводительному использованию энергии газа.

Сопоставление различных схем размещения скважин показало, что увеличение их плотности и темпа истощения пласта выше определенных оптимальных значений приводит к уменьшению нефтеотдачи.

Часть площадей месторождения, отработанных по Ухтинской системе, разбуривали повторно полого восходящими скважинами. Коэффициент нефтеотдачи в результате повторной разработки увеличился всего на 1,3%. За период разработки залежи на естественном режиме пластовое давление снизилось до 0,3-0,4 МПа. Анализ различных дренажных систем разработки показал, что конечная нефтеотдача залежей, подобных Ярегской, определяется в основном ограниченными возможностями режима растворенного газа и мало зависит от расположения и плотности скважин. Учитывая почти максимальный охват пласта при разработке шахтным методом, можно заключить, что предельная нефтеотдача пласта при разработке на естественном режиме не превышает 6-8% [183]. На основании многолетнего опыта разработки Ярегского месторождения можно сделать вывод, что любые методы разработки залежей высоковязкой нефти, в том числе и шахтный, не включающие активного воздействия на физико-химические свойства нефти, малоэффективны из-за низкой нефтеотдачи пласта. Попытки увеличить нефтеотдачу за счет закачки воздуха и холодной воды оказались безуспешными.

Опытные работы по закачке в пласт пара были начаты в 1968 г. Как показал дальнейший опыт, сочетание теплового воздействия на пласт с шахтным позволило наилучшим образом использовать преимущества того и другого метода [185].

Первые опыты по нагнетанию в пласт пара были проведены с использованием вертикальных и круто наклонных скважин глубиной 40-50 м, пробуренных из надпластовых выработок (ухтинская система).

Первая опытная схема включала одну нагнетательную и пять добывающих скважин, удаленных от нее на 2-11,5 м. Вновь пробуренные скважины были полностью обводнены. В связи с прорывами пара по трещинам закачку вели по циклическому режиму. В течение циклов закачки продолжительностью пять-семь дней жидкость из добывающих скважин не отбирали. После прекращения закачки пара и падения давления на устьях скважин до нуля добывающие скважины эксплуатировали эрлифтным способом в течение 6-7 сут. Затем цикл закачки пара повторялся. Спустя 2 месяца добыча нефти по участку возросла до 40 т/сут. Всего за 4 месяца, в течение которых проводился опыт, было добыто 515 т. нефти при удельном расходе пара 4,1 т/т. Таким образом, в первом опыте было осуществлено циклическое воздействие на значительный объем пласта через трещины. Основным фактором, участвующим в нефтеизвлечении при такой системе воздействия на пласт является тепловое расширение пластовых флюидов [183].

Вторая опытная схема включала одну нагнетательную и 13 добывающих скважин, расположенных по концентрическим окружностям с радиусами 5,1 и 20 м. В отличие от первого опыта здесь велась почти непрерывная закачка пара давлением 0.3-0,6 МПа около 1,5 лет. Максимального уровня добыча нефти достигла спустя год после начала закачки пара. Следует отметить, что и после прекращения закачки дебиты скважин длительное время оставались высокими. Около 80% всей нефти добыто из двух скважин, расположенных в 20 м от нагнетательной. Высокие дебиты этих скважин объясняются их приуроченностью к тектоническим нарушениям, не связанным с нагнетательной скважиной и экранирующим фильтрационный поток. Наименьшее количество нефти добыто из скважин, связанных трещинами с зоной нагнетания. Всего было добыто 3,8 тыс.т нефти при удельном расходе пара 2,3 т/т.

В отличие от первого опыта, где основное количество нефти добыто при циклическом режиме теплового воздействия за счет расширения нефти и газа, во второй схеме основным фактором нефтеизвлечения было гидродинамическое вытеснение. За счет использования этого фактора за небольшой срок нефтеотдача пласта в пределах разрабатываемой площади достигла почти 40% [185].

Промышленное внедрение двухгоризонтной системы теплового воздействия (рис.1.5) было начато в 1972 г. За десять лет разработки уклонного блока нефтеотдача на площади 17,6·10 м², определенная по методу материального баланса, достигла 40%. Ее прирост за счет закачки пара составил 35% при удельном расходе пара 2,2 т/т. Тепловую эффективность процесса оценивали на основании температурных измерений по скважинам и определения количества тепла, накопленного в пласте. Исследования показывают, что доля тепла, накопленного в пласте в поздней стадии теплового воздействия, не превышает 20-25%. Значительное количество тепла (20-25%) в условиях шахтной разработки теряется с добываемой жидкостью и уносится воздухом, проветривающим горные выработки. Это является одной из главных причин низкой тепловой эффективности процесса. Рациональное использование закачиваемого в пласт тепла – основная проблема термошахтной технологии и важный резерв дальнейшего улучшения технло-гических показателей разработки. Анализ показателей разработки позволил установить основные закономерности теплового воздействия на трещиновато-пористые пласты.

Уникальный опыт длительно разрабатываемого шахтным способом Ярегского месторождения показал, что тектоническая трещиноватость продуктивных пород не только предопределяет продуктивность добывающих скважин, но также в значительной степени влияет на результативность применения новых методов и технологий увеличения нефтеотдачи.

 

Рис. 1.5. Двухгоризонтная система разработки Ярегского месторождения [ 213]

 

 

Специфические коллекторские свойства III пласта Ярегского месторождения еще в 1941 году привели геологов к выводу о том, что продуктивность скважин в значительной степени зависит от густоты и характера вскрытых трещин, группирующихся в зоны дробления с улучшенными коллекторскими свойствами, а, следовательно, с более высокой нефтеотдачей. Начиная с 1941 г. геологами нефтешахт ведется систематическое изучение трещиноватости продуктивных пород. Так еще в 1943 г. проведенный анализ работы скважин нефтешахты №1 показал, что на долю высокодебитных (трещинных) скважин, составляющих 5 % от общего фонда приходится более 34 % объема добычи нефти, в то время как остальные 95 % фонда скважин дали только 64 % добытой нефти (Ф.В Поливанный, 1943). Это позволило подсчитать, что одна высокодебитная (трещинная) скважина в среднем дает в 10 раз больше нефти, чем средняя обычная (поровая) скважина. Проведенные исследования трещиноватости продуктивного пласта помогли геологам нефтешахты № 1: А.И. Ечеистову, К.Г. Болтенко, И.А. Махоткину и А.Д. Бездель впервые разработать и внедрить в практику наиболее оптимальную систему бурения подземных скважин на базе метода «структурного анализа». Благодаря этому методу стало возможным не только предугадывать высокодебитные (трещинные) скважины (скважины 790, 1192, 1197 и др.), но и производить целенаправленное бурение на пересечение тектонических трещин, с целью увеличения отборов и повышения нефтеотдачи. Например, скважина № 461, пробуренная по этому методу, вошла в эксплуатацию с дебитом 10-12 т /сут.

Тектонические трещины на Ярегском месторождении, особенно те, которые имеют амплитуду смещения, превышающую мощность непроницаемых внутрипластовых аргиллитов, создают возможность непосредственного контакта между разобщенными блоками коллекторов. Это обычно трещины 60°-90° падения. По большинству их вертикальные смещения не превышают 0,2-6 м; в редких случаях амплитуды смещения достигают 20 м; более крупные смещения – единичны. Трещины разбивают пласт на колоссальное количество тектонических блоков различных размеров и формы. Пересекая аргиллиты, трещины не всегда нарушают их сплошность разрывом, как это наблюдается в песчаниках; аргиллиты нередко лишь флексурообразно изгибаются, уменьшаясь в мощности. Некоторые тектонические трещины сопровождаются серией мелких, сопряженных с ней сколов, образуя околотрещинные зоны дробления, преимущественно с висячего блока трещин. В пределах таких зон дробления рыхлые песчаники обладают резко улучшенными коллекторскими свойствами и характеризуются аномально высокой пористостью и проницаемостью.

Опыт изучения трещиноватости продуктивных пород Ярегского нефтяного месторождения уникален. Детальному изучению дизъюнктивной тектоники III пласта и непосредственно перекрывающих и подстилающих его пород способствует необычное для нефтяных месторождений вскрытие разреза горными выработками и тысячами скважинами, пробуренными из поземных галерей в разных направлениях.

Кроме характеристики трещиноватости III пласта, лежащего на фундаменте, следует остановиться на описании дизъюнктивов и трещин в перекрывающих его аргиллитах и туффоидных породах. Эти породы значительно лучше изучены в многочислекнных горизонтальных горных выработках главного рабочего (откаточного) горизонта. При исследовании стенок горных выработок задокументировано огромное количество дизъюнктивных нарушений и трещин. Они разбивают породы в плане на бесчисленные блоки размером 100 (50) · 50 (20) м, местами до 10-5 м, прямоугольной и треугольной формы. Блоки ограничиваются преобладающими нарушениями диагонального (субширотного и меридианального) направлений; несколько реже встречаются дизъюнктивные дислокации продольной (северо-западной) ориентировки, еще менее развиты разрывы поперечного (северо-восточного) простирания. Наиболее протяженны (до 0,5-2,5 км) субширотные дизъюнктивы в центральной части месторождения, которые местами изменяют направление на северо-западное. Расстояние между нарушениями в центре месторождения составляет от 100-150 м до 350 м. На некоторых участках разрывные нарушения сопровождаются субпараллельными боковыми сколами, разветвляются или изгибаются. Главным образом, это происходит близ жестких диабазовых тел. Как правило, нарушения крутопадающие (50°-70° до 80°) со смещениями преимущественно сбросового типа, амплитудой от 0,5-2 м до 5-10 м, реже 15 м. Затертые стенки с зеркалами скольжения обычно заполнены глинкой, кальцитом или кварцем и реже брекчией, но нередко сопровождаются зоной дробления, мощностью до 1-2 м. Иногда в них видны примазки нефти и очень редко включения твердых битумов, в том числе озокерита. Зияющих трещин мало, раскрытость их 0,1-1мм, редко 3-10 см. Но именно к ним и зонам дробления приурочены обильные выделения воды, газа и нефти. Субмеридианальные трещины здесь более редки, лишь местами они фиксируются чаще, чем субширотные через 20-15 м, иногда 3-5 м, но протяженность их всюду меньше (110-250 м, местами 30-50 м). Смещения по ним устанавливаются еще реже и меньшими по амплитуде (0,2 м), чем по субширотным. Эти трещины также крутопадающие, обычно сомкнуты, с затертыми стенками, реже заполнены глинкой и кальцитом, зияющих трещин практически нет [86].

Что касается нарушений северо-западного простирания и значительно более редких разрывов северо-восточного направления, то первые имеют протяженность до 1км и по характеру ближе к субмеридианальным (обычно сомкнуты, иногда по ним устанавливаются подвижки типа взбросов), а вторые, наоборот, по типу (сбросы часто с зонами дробления и зияющие) ближе к субширотным, хотя протяженность и встречаемость их наименьшая. Возможно, что большая часть продольных и поперечных нарушений относительно более древняя. Диагональные разрывы моложе, но соотношение между ними и ортогональными системами обычно затушевано и на отдельных участках они кажутся одновозрастными. Более четкие (прямолинейные) формы дизъюнктивы имеют в крепких диабазах и, наоборот, извилистые, ветвящиеся, неравномерно зияющие или плотно затертые с неровными стенками - в туффитах. В аргиллитах нарушения также менее четки, иногда криволинейны, но обычно имеют гладкие стенки.

Еще большая зависимость от физических свойств надпластовых пород проявляется в морфологии и ориентировке трещин второго порядка, среди которых преобладают частично преобразованные первичные трещины отдельности. Эти разрывы длиной от 0,2 до 2,5 м рассекают через 0,2-0,3 м диабазы, в которых много также "волосных" трещин длиной менее 0,2 м и через 0,3-0,5 м до 2-3 м туффиты. В диабазах они обычно сомкнуты, очень редко раскрыты до 3-5 мм, ровные, редко изогнутые, а в аргиллитах и особенно в туффитах иногда раскрыты до 0,2-5 мм и имеют "шероховатые" стенки. В диабазах преобладает субширотная (80°; 250°) ориентировка, в 2-3 раза меньше трещин субмеридианальных, еще меньше – северо-западных и совсем нет северо-восточных. Лишь в своде структуры среди диабазов отмечается некоторое преобладание северо-западной ориентировки трещин (310°-330°). В туффитах (более 500 замеров) розы трещин очень нечетки, но и здесь выделяются субширотные (65°-85°) и субмеридианальные (340°;0°) трещины. В аргиллитах (около 100 замеров) преобладают северо­-запад-ные трещины, подчиненное значение имеют северо-восточные. Все трещины крутопадающие (60°-80°).

Детальное изучение дизъюнктивов и трещин в туффитовом горизонте значительно помогает расшифровке закономерностей разрывной тектоники в нефтенасыщенных песчаниках. Продуктивный пласт неравномерно разбит на множество блоков самых различных форм и размеров. Среди них преобладают прямоугольные и ромбические, реже треугольные, блоки размером от 10-20 м до 50- 100 м. Они ограничены крутопадающими (60°-80°) дизъюнктивами или трещинами первого порядка, которые ориентированы в основном по двум взаимным перпендикулярным системам. Первая диагональная система, как правило, преобладает, но местами лучше выражена вторая продольно-поперечная система трещин. Протяженность нарушений, как и в туффитовом горизонте, от 10-50 м до 1,5- 2,5 км, но преобладают нарушения длиной 100-400 м, причем более протяженные трещины и дизъюнктивы диагональной системы. В верхней части пласта трещины и дизъюнктивы встречаются в среднем через каждые 25 м документированной горной выработки. В нижней части пласта близ фундамента они оказываются более частыми в среднем через 9 м (от 12,6 до 7,8 м) при средней плотности 104 шт. на 1 га.

Необходимо подчеркнуть общую неравномерность распределения дизъюнктивов и трещин на площади. Обычно они группируются в зонах шириной 10-30 м, в которых встречаются через каждые 4-8м, причем рядом с более крупной трещиной нередко через 0,5-1м фиксируются субпараллельные сколы. Интервалы между такими зонами, где нарушений нет, отмечаются лишь единичными мелкими трещинами (иногда упускаемыми при документации из-за плохой выраженности в нефтенасыщенных песчаниках), составляют от 50-80 до 150-200 м.

Подавляющая часть дизъюнктивов и трещин сжатия (северо-­западных и субмеридианальных) прямолинейна, но местами они как бы изогнуты и виргационно расщепляются, затухая в обе стороны. Для некоторых из них характерно небольшое выполаживание плоскости разрыва с верхней части и смещение висячего блока вверх (взброс) с вертикальной амплитудой 1 м. Сжатие местами приводит к послойным перемещениям обычно по слоям аргиллитов. Все взбросовые нарушения характеризуются сомкнутостью и затертостью стенок с зеркалами скольжения, открытость трещин составляет 0,1-0,5 мм.

Трещины растяжения (обычно северо-восточного и субширотного направлений) чаще имеют сбросовый характер или, как и многие нарушения других направлений, прослеживаются без смещения блоков. Как правило, они прямолинейны, но местами имеют неровные (бугристые) поверхности стенок; открытость таких трещин редко превышает 0,5-1 мм, но некоторые из них сопровождаются зоной дробления, приуроченной к лежачему и лишь местами к висячему крылу, ширина зон 15-20 см, реже до 0,4 м. Более мощные зоны дробления (до 0,8-3 м) редки: на всем месторождении их зафиксировано не более сотни. Еще реже зияющие трещины (полости) шириной 20-40 см, которые обычно заполнены рыхлой брекчией или песком. Однако участки такого зияния трещин, как правило, не превышают по ширине 50-100 м. Вместе с тем, несколько чаще отмечаются мощные околотрещинные зоны дробления (рассланцевания) шириной 1-3 м, очень редко до 6 м. Сопровождающие главное нарушение трещины разбивают здесь один или оба блока через 0,2-0,5 м. Эти трещины заполнены тектонической глинкой, реже зияют до 0,5 мм. Сбросы общей амплитуды до 2-5 м и более обычно ступенчатые. Характерным для них является также антитетический характер нарушений, при котором опускания между одними трещинами компенсируются такими же или близкими по амплитуде поднятиями между соседними. По многим нарушениям при шарнирном типе смещений на одном конце фиксируются максимальные амплитуды, а на другом смещение уменьшается или не устанавливается вовсе.

Наличие в песчаниках III пласта трещин плотно сомкнутых, полностью заполненных глинкой или имеющих непроницаемые глинистые зеркала только с одной стороны, приводит к полной или частичной (односторонней) изоляции разделяемых ими блоков. В случае зияния и наличия зон дробления нарушения способствует активному гидродинамическому сообщению между блоками. Однако эти флюидопроводящие свойства дизъюнктивов и трещин часто меняются как по простиранию, так и падению, благодаря чему изолированность или сообщаемость отдельных блоков песчаников в пласте также не выражена, особенно при пересечении трещин разной проводимости. В некоторых нарушениях обоих типов наблюдается заволакивание в трещины пересекаемых ими прослоев аргиллитов. Местами выражены послойные перемещения в песчаниках, как правило, по прослойкам аргиллитов. Песчаники при этом разрушаются до песка, иногда глинизируются. Горизонтальную величину таких перемещений оценить трудно, но, в целом, они значительны.

Описанная трещиноватость песчаников III пласта усугубляется глыбовой отдельностью, образуемой взаимным пересечением различно ориентированных трещин, вертикальных или косых, с раскрытостью в доли миллиметра. К этим трещинам, не выходящим за пределы слоя (до аргиллитных прослоев), относится, видимо, большая часть трещин второго порядка. Длина их обычно 0,2-1 м, редко до 2,5 м, расстояние между трещинами 0,3-1 м, участками до 2-3 м. Они прямолинейны, с плоскими, иногда шероховатыми стенками. Большинство их плотно сомкнуты, лишь очень редкие раскрыты до 2-3 мм и заполнены глинкой, реже песком и нефтью. Все трещины второго порядка четко группируются в преобладающие субширотные (80°; 280°), а также субмеридианальные (350°; 10°); продольных (северо-западных) трещин мало. Средний угол падения их около 80°, от вертикальных до 40°-20°, преобладают 60°-70°. Густота трещин в пласте колеблется от 2,8 до 21,8 1/м, при среднем значении 10,6 1/м. В верхней части пласта густота в среднем 11,0 1/м, а в нижней 9,4 1/м, местами максимум густоты трещин субширотной системы соответствует минимуму субмеридианальной системы, и наоборот. Типичных микротрещин, устанавливаемых только в шлифах, в песчаниках пласта практически нет. Условно к ним можно отнести некоторые хорошо выраженные "межзерновые ходы", местами извилистые, с раскрытостью 0,005-0,01мм, редко 0,02 мм.

 

Таблица 1.1

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: